Zasilanie dla kopalni ropy i gazu

Dla stref przyodwiertowych ABB dostarczy rozdzielnice SN typu SafeRing i nn typu MNSiS. Pierwsze dostawy urządzeń przewidziane są na początek marca tego roku. Montaże i uruchomienia potrwają natomiast do grudnia. Projekt budowy kopalni zakłada wykorzystanie nowych rozwiązań w układach zasilania. Podstawowym źródłem energii dla obiektu będzie własna elektrociepłownia wyposażona w generatory napędzane silnikami gazowymi o mocy 3,25 MVA każdy.

Rezerwowe źródło zasilania będzie stanowić sieć energetyczna ENEA Operator Sp. z o.o., do której również sprzedawana będzie nadwyżka mocy. Tym samym klient zyska zunifikowany system rozdziału energii. 

ABB musiała sprostać ostrym wymaganiom, jakie stawiane są przez technologie wydobycia i przetwórstwa ropy i gazu. Szczególnie, jeśli idzie o niezawodność zasilania, a w razie awarii, o systemy zabezpieczeń i awaryjnego wyłączenia instalacji. Decyzja o przyjęciu oferty ABB wynikała z zaproponowanej ceny oraz rozwiązań technicznych. Podstawą do jej przygotowania były doświadczenia, jakie spółka zdobyła przy realizacji projektu tłoczni gazu ziemnego na gazociągu Jamalskim, a także wspólnie z PBG, przy realizacji budowy Zakładu Odazotowania Gazu w Grodzisku Wielkopolskim.

Projekt budowy kopalni zakłada zagospodarowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w rejonie Lubiatowa, Międzychodu i Grotowa, których zasoby wynoszą odpowiednio 7,25 mln ton i ok. 5,5 mld m³. Zgodnie z założeniami spółka zamierza wydobywać 400 tys. ton ropy rocznie, czyli 2 proc. krajowego zapotrzebowania. Eksploatacja złoża może więc trwać około 20 lat. Roczne wydobycie gazu wyniesie natomiast 150 mln m³, co pozwoli na utrzymanie kopalni przez przynajmniej 35 lat. W ramach inwestycji wybudowane zostaną instalacje przyodwiertowe, rurociągi kopalniane łączące poszczególne odwierty z Ośrodkiem Centralnym LMG, Ośrodek Centralny LMG oraz rurociągi produktowe ropy naftowej i gazu ziemnego pomiędzy Ośrodkiem Centralnym i terminalem ekspedycyjnym. W 2013 roku PGNiG planuje osiągnąć poziom wydobycia ropy w wysokości 0,9 mln ton na rok z obecnych około 0,5 mln ton. Projekt prowadzi konsorcjum w składzie PBG SA Polska, Technip KTI S.P.A. Włochy i Thermo Design Engineering Ltd. Kanada.