Трубы для газопроводов | Группа ПОЛИПЛАСТИК

Несмотря на то, что газификация страны началась еще в прошлом веке, вопросы строительства газовых магистралей, а также замена труб на новые актуальны и сегодня. Газификация требует внимательного отношения и долговечного оборудования. На фоне несчастных случаев с бытовым газом ужесточаются нормы прокладки внутридомовых трубопроводов и, бесспорно, растут требования к качеству наружных сетей. Понять, как выбрать трубу для газа, можно только сравнив доступные варианты.

Виды газовых труб

Основа безопасности – газовая труба.  Сегодня используются изделия  из стали, меди, полиэтилена.

Стальные

Ставшая еще при советском союзе классикой стальная труба сегодня терпит конкуренцию со стороны полимеров. Однако этот тип трубопроводов по-прежнему применяется и не имеет альтернативы при наружной прокладке, а также при устройстве внутридомовых сетей. Они эксплуатируются в любом климате, включая зоны с большой разницей годовых температур. Изготавливаются из низкоуглеродистой стали с пониженным содержанием серы и фтора.  Разделяют два основных вида трубы для газопроводов из стали:

• сварные с продольным прямым или спиральным швом;
• цельнотянутые бесшовные.

Минусами стальных магистралей для газа являются большой вес и сопряженные с этим издержки на доставку и монтаж, подверженность коррозии, необходимость катодной защиты, сложность устранения порывов (необходимость сварки). Изделия имеют ограничения по методам монтажа: резьбовые стыки нельзя делать под землей, а фланцевые соединения допустимы только в пределах специальных колодцев. 

Медные

Допущены к использованию в составе газовых трубопроводов низкого давления и могут монтироваться только с использованием пресс-фитингов. Компрессионные фитинги запрещены, трубы должны иметь маркировку желтого цвета и желтое же уплотнительное кольцо.

Их плюсами являются:

• высокая устойчивость к коррозии;
• довольно простой монтаж фитингами и его кроткие сроки;
• стойкость к механическим нагрузкам;
• долговечность;
• эстетичность – можно использовать без маскировки на открытых участках.

Главный минус – высокая стоимость и неприменимость для работы в сетях повышенного давления.

Газовые трубы из ПНД

Полиэтилен низкого давления (правильное название – полиэтилен высокой плотности) – продукт нового поколения для самых ответственных магистралей. Сразу стоит обратить внимание, что термин «низкое давление» касается способа производства материала и не имеет отношения к характеристикам трубопровода. Такие трубы для газопроводов пригодны для транспортировки газа под давлением до 1,2 МПа, безопасны, надежны и все шире применяются как на объектах федерального значения, так и в частном строительстве.  Имеют много особенностей, поэтому рассмотрим их более подробно.

Свойства газовых труб ПНД

Трубы для газопроводов изготавливаются из полиэтилена двух типов – ПЭ 80 и ПЭ 100. Второй является материалом «нового поколения», имеет большую плотность по сравнению с ПЭ 80 и более высокие прочностные и эксплуатационные характеристики.

Трубы имеют маркировку, которая должна включать товарный знак производителя, наименование материала (ПЭ 63, ПЭ 80, ПЭ 100), SDR, диаметр, толщину стенки, дату изготовления и обозначение стандарта. Цвет труб – черный или черный с продольными желтыми полосами.

Стоимость трубы для газопроводов выше, чем у систем из ПНД для канализации или водоснабжения. Это объясняется более высокими требованиями к сырью (недопустимость использования вторсырья в производстве), а также более долгим аттестационным циклом. При этом они стоят дешевле стальных труб как в товарном виде, так и при оценке совокупных затрат на монтаж и эксплуатацию в 50-летнем периоде. 

Преимущества ПНД продукции для газопроводов

1. Химическая стойкость. Невосприимчивы к транспортируемой среде, не вступают с ней в реакцию.
2. Коррозионная стойкость.
3. Невосприимчивость к блуждающим токам.
4. Не нуждаются в катодной защите. Это проистекает из первых трех пунктов и значительно сокращает сроки монтажа и его стоимость.
5. Постоянная пропускная способность. Просвет не зарастает по мере эксплуатации ввиду отсутствия коррозии и гарантирует стабильную производительность на протяжении всего срока службы.
6. Гибкость. Расчетный допустимый радиус изгиба составляет 25 диаметров трубы. Это позволяет осуществлять монтаж с меньшим количеством соединений. Плюс повышает безопасность готовой магистрали в сложных, пучинистых, склонных к движению под воздействием природных явлений грунтах.
7. Экологическая безопасность. Не оказывают влияния на окружающую среду.
8. Небольшой вес. Заметно легче стали. Это сокращает издержки на транспортировку, хранение, при монтаже позволяет обходиться меньшим количеством грузоподъемной техники.
9. Высокая прочность и эластичность. Подходят для бестраншейной прокладки.
10. Совместимость с иными материалами. Специальные фасонные части (фитинги) делают возможным соединение ПЭВП с другими материалами, включая пластики, медь, сталь. Это удобно и при ремонте и обслуживании текущих магистралей, и при замене изношенных участков на более доступные и легкие в применении ПЭ трубы.
11. Долговечность. Оцененный срок службы составляет 50 лет. Более долгие прогнозы ограничены лишь отсутствием опыта эксплуатации. Предположительный срок службы при соблюдении условий может достигать 100 лет.

Недостатки газовых труб ПНД

Недостатки связаны именно с материалом изготовления. К ним относится запрет на эксплуатацию внутри квартир, поскольку полиэтилен является горючим материалом, а также невозможность прокладки на отрытых участках. К сожалению, вопрос температурной стойкости в отношении производных этилена не имеет рентабельного решения, поэтому эксплуатационные ограничения останутся.

Сфера применения

Трубы для газопроводов из ПНД применяются практически во всех сферах хозяйствования:

• малое строительство: для газификации отдельных строений и целых поселков под ключ, включая новые и существующие объекты;
• санация существующих магистралей;
• капитальное строительство: для подключения новых домов и социальных объектов;
• промышленность: для обеспечения нужд производства разного типа и масштаба;
• сельское хозяйство: для удовлетворения потребностей растениеводческих и животноводческих комплектов в отоплении;
• стратегические объекты: подержание функциональности хранилищ, создание вспомогательной инфраструктуры транспортных газопроводов.

Особенности монтажных работ

Монтаж производится посредством стыковой или электромуфтовой сварки с использованием соединительных деталей с закладными нагревателями. Выбор метода сварки определяется диаметром труб, наличием доступа к месту монтажа, требованиями бюджета. Сварочное оборудование может быть взято в аренду, что позволяет сократить себестоимость готового трубопровода в случае, если проект разовый.

Производителем предложен широкий перечень комплектной запорно-регулирующей арматуры и фасонных изделий для газопроводов любых диаметров, что позволяет без проблем смонтировать любой участок, в том числе с присоединением к существующим стальным трубам.  При соблюдении технологии прочность соединений превосходит прочность самой трубы и гарантирует исключение порывов и иных дефектов стыка.

К монтажу допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение и регулярную аттестацию для работы со сварочным оборудованием согласно закрепленному регламенту работ.

Газопровод TAP и Южный газовый коридор в обход России вошли в строй | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW

Евросоюз сделал важный шаг к своей стратегической цели — диверсифицировать поставщиков и маршруты доставки природного газа, чтобы снизить тем самым зависимость от «Газпрома» и России. Компания-оператор Трансадриатического трубопровода (Trans Adriatic Pipeline, TAP), проложенного от границы Турции через Грецию, Албанию и Адриатическое море в Италию, после четырех с половиной лет строительства объявила 15 ноября о начале коммерческих поставок азербайджанского газа в ЕС.

Тем самым вошел в строй так называемый Южный газовый коридор, идущий в обход РФ из Азербайджана через Грузию и по всей территории Турции, где в 2019 году было завершено строительство Трансанатолийского трубопровода TANAP. 

Проект Nabucco провалился, вторая попытка удалась

Обычно события такого масштаба сопровождаются торжественной церемонией, на которой президенты и премьер-министры участвующих стран все вместе поворачивают большой символический вентиль. Ничего подобного на сей раз не было, что, скорее всего, объясняется предельно напряженными отношениями между Турцией и Греций из-за спора вокруг месторождений газа в Средиземном море. В этой ситуации лидеры двух стран вряд ли хотели совместно позировать перед камерами, тем более на мероприятии, посвященном именно газу. Но определенную роль могла сыграть и пандемия коронавируса.

Май 2016-го. Министр энергетики Турции Албайрак и премьер Греции Ципрас запускают строительство TAP

Во всяком случае TAP вошел в строй тихо и практически незаметно. Однако отсутствие речей об историческом значении этого трубопровода не должно вводить в заблуждение: в конце 2020 года на европейском рынке газа произошло не кардинальное, но все же довольно существенное изменение расклада сил. Евросоюз со второй попытки (проект Nabucco пришлось похоронить) обеспечил себе возможность получать газ из региона Каспийского моря независимо от России.

Пока речь идет о 10 млрд кубометрах в год, однако мощность TAP протяженностью в 878 км в перспективе может быть удвоена до 20 млрд.

Вторая нитка «Турецкого потока» получила конкурента

Для сравнения: недостроенный российский газопровод «Северный поток-2» намного мощней — две его нитки рассчитаны на 55 млрд кубометров. В то же время вторая нитка «Турецкого потока», предназначенная для снабжения стран Юго-Восточной Европы и в немалой степени конкурирующая с TAP, имеет сопоставимую с ним мощность в 15,75 млрд кубометров.

В 2014 году Россия отказалась тянуть «Южный поток» в Болгарию, трубы для которого уже доставили в Варну

Правда, на такие объемы она сможет выйти не раньше второй половины 2022 года, когда планируется соорудить необходимую транспортную инфраструктуру в Венгрии (она рассчитывает и на азербайджанский газ) с возможностью дальнейшей прокачки газа в Австрию. Пока же достраивается продолжение этой нитки на территории Болгарии в сторону Сербии, эти работы должны быть завершены в декабре 2020 года.

Болгария уже почти год получает российский газ из второй нитки «Турецкого потока», но с 1 января 2021 года собирается начать импортировать и азербайджанский газ. Об этом 16 ноября, на следующий день после начала коммерческой эксплуатации TAP, объявил болгарский премьер-министр Бойко Борисов. С этой целью до конца года должен быть достроен газопровод IGB протяженностью 182 км, сооружаемый при поддержке ЕС.

TAP и IGB положат конец зависимости Болгарии от «Газпрома»

Такие газопроводы называются интерконнекторами, они соединяют национальные газотранспортные системы, в данном случае болгарскую и греческую. В результате Болгария сможет закупать не только азербайджанский газ из TAP, но и завозить сжиженный природный газ через действующий греческий СПГ-терминал Реветуса, а в перспективе — и через регазификационное судно в Александруполисе. Проектная мощность IGB — 3 млрд кубометров в год с возможностью нарастить ее до 5 млрд.

Основная часть газопровода TAP, 550 километров, проходит по территории Греции

Если учесть, что в 2019 году «Газпром» поставил в Болгарию 2,4 млрд кубометров, становится ясно: благодаря сдаче в эксплуатацию TAP и IGB один из самых зависимых от российского газа членов ЕС радикально диверсифицирует своих поставщиков и пути доставки.

Это не означает, что Болгария прекратит крупные закупки у «Газпрома», но ее позиции на переговорах о ценах и условиях радикально улучшились, ведь своего почти монопольного положения на болгарском рынке российская компания теперь лишилась.

России придется конкурировать с Азербайджаном за рынок Италии

Однако наиболее болезненным следствием сдачи в эксплуатацию TAP станет для «Газпрома» существенное усиление конкуренции в Италии, а это после Германии — самый важный рынок сбыта газа на важнейшем для российской компании западной направлении экспорта. В 2019 году Италия купила у «Газпрома» 22,1 млрд кубометров, но уже в следующем году эта страна может получить по Южному газовому коридору порядка 7-8 млрд азербайджанского газа (остальные 2-3 млрд поделят между собой Греция, Албания и Болгария).

105 километров TAP были проложены по дну Адриатического моря между Албанией и Италией

Так что из-за прихода в Италию нового конкурента, который будет всеми силами стремиться утвердиться на рынке, «Газпром» может теоретически лишиться трети своих продаж, а то и больше, ведь в условиях весьма вероятных строгих карантинных ограничений из-за коронавируса предстоящей зимой и экономического кризиса спрос на газ на итальянском рынке окажется в 2021 году с большой долей вероятности ниже, чем он был в 2019 году.

Но даже если «Газпрому» удастся более или менее сохранить объемы продаж: рассчитывать после сдачи в эксплуатацию TAP на их существенное увеличение в Италии и на значительный рост цен, видимо, уже не следует. Ведь на этот рынок вышел новый сильный игрок.  

Смотрите также:

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Когда достроят «Северный поток — 2»?

  Главная газовая интрига 2020 года: когда и как Россия достроит газопровод «Северный поток — 2»? Прокладка на Балтике оставшихся 160 километров может затянуться до 1-го квартала 2021 года. Санкции США заставили швейцарскую компанию Allseas отозвать свои суда-трубоукладчики (фото). Их призван заменить «Академик Черский», но ему потребовалась масштабная модернизация в дальневосточном порту Находка.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Украина сохранила газовый транзит

  Главное газовое событие года состоялось уже 1 января: начал действовать новый пятилетний договор о российских поставках в Евросоюз через Украину. Ради прекращения этого транзита строились «Северный поток — 2» и «Турецкий поток», но план Москвы сорвался. «Газпрому» пришлось гарантировать Киеву прокачку и оплату по возросшему тарифу 65 млрд кубометров в 2020 году и по 40 млрд в последующие годы.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Eugal убытки не грозят

  Пока «Северный поток — 2» мощностью 55 млрд куб.м. в год простаивает, его продолжение по территории ФРГ до Чехии Eugal на 51 млрд продолжает строиться. Первую нитку сдали в декабре 2019 года, вторую проложат по плану до конца 2020 года. «Газпром» заранее забронировал мощности всего газопровода и платит независимо от объемов прокачки. Так что для его европейских партнеров это беспроигрышный проект.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  «Турецкий поток» пока недозагружен

  Вместо четырех ниток «Турецкого потока» проложили две по 15,75 млрд куб.м. Их ввели в строй на церемонии в Стамбуле 8 января президенты РФ и Турции. Одна, заменившая маршрут через Украину, Молдову, Румынию, Болгарию, снабжает западную часть Турции. Вторая в 2020 году останется полупустой: газопровод, способный прокачивать столь большие объемы через Сербию дальше в ЕС, в Болгарии еще только строят.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Азербайджанский газ для Болгарии

  Одновременно с «Балканским потоком», как в Софии называют продолжение «Турецкого потока», в Болгарии до конца 2020 года заработает магистральный газопровод IGB. Его строит болгаро-греко-итальянская компания ICGB при поддержке ЕС. Этот интерконнектор соединит газотранспортные системы Греции и Болгарии и позволит получать азербайджанский газ из трубопровода TAP, что снизит зависимость от «Газпрома».

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  TAP продолжает TANAP

  В 2020 году заработает Трансадриатический газопровод TAP мощностью 10 млрд куб.м. Начало его строительства турецкий министр и греческий премьер праздновали в 2016 году. Он является продолжением законченного в 2019 году TANAP, по которому газ из Азербайджана через Грузию идет на запад Турции. Задача Южного газового коридора TANAP-TAP — обеспечивать топливом Грецию, Албанию и Италию в обход России.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  EastMed: израильский газ для ЕС

  2 января 2020 года лидеры Кипра, Греции и Израиля дали старт сооружению самого длинного в мире подводного газопровода EastMed мощностью 10 млрд куб.м. Он призван лет через пять обеспечить поставки из израильских морских месторождений «Левиафан» и «Тамар», а также кипрского «Афродита», через Крит и континентальную Грецию в Италию. А она для «Газпрома» — второй по размерам рынок в ЕС после Германии.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Baltic Pipe: норвежский газ для Польши

  Крупным покупателем российского газа пока является Польша. Но она не намерена продлевать истекающий к концу 2022 года договор с «Газпромом». Варшава делает ставку главным образом на поставки с норвежских морских месторождений (на снимке) по газопроводу Baltic Pipe через Данию и Балтику. Его сооружение в 2020-2022 годах станет еще одним крупным газовым проектом, получающим финансовую поддержку ЕС.

• Европейский рынок газа: события и проекты 2020 года

  Финский рынок газа стал конкурентным

  В 2020 году начался качественно новый этап на финском газовом рынке: он стал конкурентным. «Газпром» перестал быть единственным поставщиком после окончания строительства (на снимке) трубопровода Balticconnector. Он соединил Финляндию с газотранспортной системой Эстонии, а через нее с газохранилищами в Латвии и Литве и с литовским СПГ-терминалом в Клайпеде. ЕС оплатил 75% проекта.

  Автор: Андрей Гурков

Природный газ и трубопровод

КННК является крупнейшим в Китае транспортером и продавцом природного газа, обладает значительным природно-ресурсным потенциалом, построив 4 газовые зоны: Юго-западную, Чанцинскую, Таримскую и Цинхайскую. Корпорация занимает ведущую позицию на внутреннем рынке природного газа, в основном сформировав широко охватывающую сеть магистральных газопроводов и построив региональные сети газоснабжения на Северо-западе, Юго-западе, Северном Китае, Центральном Китае и в дельте реки Янцзы. По состоянию на конец 2019 года, общая протяженность работающих в Китае нефтегазовых трубопроводов КННК составила 90 352 км. В том числе, трубопроводы сырой нефти—20 779 км., примерно 70,4% от обшей протяженности нефтепроводов в Китае; газопроводы—55 810км., примерно 75,1% от общей протяженности газопроводов в Китае; нефтепродуктовые трубопроводы—13 762км., примерно 46,6% от общей протяженности таких трубопроводов в Китае.

По состоянию на конец 2019 года общая протяженность эксплуатируемых корпорацией зарубежных нефтегазовых трубопроводов составила 16 500 км. В частности, протяженность нефтяных трубопроводов составила 8 597км., газопроводов — 7 903 км. За весь год транспортировано 26,92 млн. тонн сырой нефти и 51,9 млрд. кубометров природного газа. Стабильно и безопасно функционировали такие магистральные нефтегазовые трубопроводы, как нефтепровод Казахстан-Китай, нефтепровод Россия-Китай, газопровод Центральная Азия-Китай, газопровод Мьянма-Китай.

Нефтепровод Казахстан-Китай

Нефтепровод Казахстан-Китай, начинаясь в г. Кенкияк в центральной и западной частях Казахстана и заканчиваясь в г. Алашанькоу Китая, совместно инвестируется, строится и эксплуатируется КННК и АО «КазТрансОйл» (далее — КТО). Первая очередь была официально сдана в коммерческую эксплуатацию в июле 2006 года. Вторая очередь была официально сдана в коммерческую эксплуатацию в октябре 2010 года. Проектная пропускная способность нефтепровода составит 20 млн. тонн в год, проектное давление составит 6,4 МПа.

Газопровод Центральная Азия-Китай

Газопровод Центральная Азия-Китай (линии AB/C) начинается на границе между Туркменистаном и Казахстаном, проходящий через центральную часть Узбекистана и южную часть Казахстана, и заканчивается в китайском пограничном пункте Хоргос СУАР. Пропускная способность газопровода достигает 55 миллиардов куб. м в год, проектное давление составит 9,81 МПа. Линии A, B и C были сданы в эксплуатацию в 2009, 2010 и 2014 годах соответственно.

Линия D газопровода Центральная Азия-Китай начинается на границе между Туркменистаном и Узбекистаном, проходящий через Узбекистан, Таджикистан, Кыргызстан, и заканчивается в китайском пограничном пункте Иркештам СУАР. Она соединяется с проектируемой четвертой линией газопровода Запад-Восток в уезде Улугчат Кызылсу-Кыргызского автономного округа. Проектное давление составит 12 МПа, и проектная пропускная способность газопровода составляет 30 млрд. кубометров в год.

13 сентября 2014 года началось строительство линии D газопровода Центральная Азия-Китай общей протяженностью 1000 км, в том числе 840 км – за пределами территории Китая. Проектная пропускная способность газопровода составляет 30 млрд. кубометров в год. Данная линия газопровода впервые проходит через Таджикистан и Кыргызстан. После ввода линии D газопровода Центральная Азия-Китай в эксплуатацию, способность подачи газа из Центральной Азии в Китай достигнет 85 миллиардов куб.м. в год, Газопровод Центральная Азия-Китай станет самой масштабной системой подачи газа в Центральной Азии.

Нефтепровод Россия-Китай

Нефтепровод Россия–Китай, начинающийся с распределительной станции — Сковородино нефтепровода ВСТО и проходящий через измерительную станцию Джалинда на российской границе, проходит по территории провинции Хэйлунцзян и автономного района Внутренняя Монголия, и заканчивается на станции Дацин. Протяженность трубопровода составляет 1030 километров, из которых 63,4 километра на территории РФ, 965 километров на территории КНР. Его проектная пропускная способность составляет 15 миллионов тонн в год. 27 сентября 2010 года по всей линии нефтепровода Россия-Китай завершилось строительство. 1 января 2011 года вся линия нефтепровода Россия-Китай было официально сдана в эксплуатацию.

Вторая линия нефтепровода Россия-Китай

Вторая линия нефтепровода Россия-Китай начинается с первой станции Мохэ в провинции Хэйлунцзян, по пути проходит через территорию провинции Хэйлунцзян и автономного района Внутренняя Монголия, заканчивается на перекачивающей станции Линьюань в г. Дацин провинции Хэйлунцзян, и проложена параллельно с первой линией нефтепровода Россия-Китай. Общая протяженность второй линии составляет примерно 932 км., диаметр трубы составляет 813 мм., проектное давление составляет 9,5-11,5 МПа, проектная пропускная способность ее составляет 15 млн. тонн/год. 1 января 2018 года трубопровод был официально запущен, строительство которого началось 20 июля 2016 года. Согласно подписанному с российской государственной нефтяной компанией Роснефть договору о дополнительных поставках нефти по второй линии нефтепровода ежегодно поставит в Китай 15 млн. тонн сырой нефти.

Восточный маршрут газопровода Россия-Китай

Восточный маршрут газопровода Россия-Китай включает в себя участок на территории России (так называемый газопровод «Сила Сибири»), транзитный участок и участок на территории Китая. Основными источниками подачи газа являются Ковыктинское газовое месторождение Иркутской области и Чаяндинское газовое месторождение республики Саха (Якутия) в Восточной Сибири России. 29 июня 2015 г. началось строительство участка на территории Китая восточного маршрута газопровода Россия-Китай на строительной площадке в г. Мохэ провинции Хэйлунцзян, 2 декабря 2019 г. был официально введен в эксплуатацию.

Участок на территории Китая восточного маршрута газопровода Россия-Китай берет начало в городе Хэйхэ в провинции Хэйлунцзян на севере и заканчивается в городе Шанхай на юге на территории Китая, это магистральный газопровод с самым большим диаметром и самым высоким давлением в Китае в текущее время. Проект строится по этапам и вводится в эксплуатацию по этапам. На этот раз введен в эксплуатацию северный участок (Хэйхэ-Чанлин), центральный участок (Чанлин-Юнцин) и южный участок (Юнцин-Шанхай) планируются ввести в эксплуатацию в 2020 и 2023 годах соответственно.

В мае 2014 года КННК и ПАО «Газпром» заключили Договор купли-продажи о поставках природного газа по восточному маршруту китайско-российского газопровода. После запуска проекта Россия в течение 30 лет по маршруту будет поставлять в Китай природный газ, ежегодно наращивая его прокачку и доведя его в конечном счете до 38 млрд. м³/год.

Восточный маршрут газопровода Россия-Китай является первым в Китае магистральным газовым трубопроводом калибром 1 422 мм. Для этого, Корпорация заранее провела исследования по технологии применения трубопроводных стальных труб X80 калибром 1422 мм, за три года решила проблемы по изготовлению труб, контролю разрыва, разработки оборудования и др., сформировала 13 технических стандартов.

Проект восточного маршрута газопровода Россия-Китай является первым пилотным проектом Корпорации по строительству интеллектуальных трубопроводов. В комплексной разработке проекта используется ряд инструментов, таких как система сбора и передачи в реальном времени, система интеллектуального мониторинга на местах, система управления полным жизненным циклом проектов, система агрегатов и управления проектами, а также осуществляется стандартизация проектирования трубопроводов, интеллектуальная проверка, информатизация управления и цифровизация передачи. Это эффективно способствовало переходу строительства нефте- и газопровода Компании от цифрового к интеллектуальному режиму.

Данный газопровод является проектом охраны окружающей среды. Участок на территории Китая отличается сложными геологическими условиями для строительных работ, вдоль трубопровода доминируют промёрзлые грунтовые поверхности, трубопровод должен еще пересекать реки, леса и заповедники. Все это стало большим вызовом для строительства и функционирования трубопровода. В предварительном планировании трубопровода корпорация приняла во внимание потенциальные экологические риски, относительно экологических особенностей разных секторов разработали меры по защите водоемов, предупреждению лесных пожаров, послойному закапыванию почвы, сведя к минимуму воздействие строительства трубопровода на природную среду вдоль него.

Этот газопровод является важным опорным проектом в рамках реализации стратегии «один пояс и один путь». Его построение и функционирование подстегнут инфраструктурное строительство и развитие сопутствующих отраслей в районах вдоль него, создадут рабочие места для местного населения, способствуя росту местной экономики.

«Северный поток — 2»

Значение

Северный поток

«Северный поток — 2» — новый экспортный газопровод из России в Европу через Балтийское море.

Решение о создании газопровода «Северный поток — 2» основывается на успешном опыте строительства и эксплуатации газопровода «Северный поток». Новый газопровод, также как и действующий, напрямую свяжет «Газпром» и европейских потребителей и обеспечит высокую надежность поставок российского газа в Европу.

Это особенно важно в условиях падения добычи газа в Европе и роста спроса на его импорт.

Проектная компания

Реализацией проекта «Северный поток — 2» занимается проектная компания Nord Stream 2 AG.

Маршрут

Точкой входа газопровода «Северный поток — 2» в Балтийское море станет район Усть-Луги Ленинградской области, далее газопровод пройдет по дну Балтийского моря и выйдет на территории Германии в районе Грайфсвальда, недалеко от точки выхода «Северного потока».

Протяженность маршрута — более 1200 км.

Мощность

Совокупная мощность двух ниток «Северного потока — 2» — 55 млрд куб. м газа в год. Таким образом, суммарная проектная мощность «Северного потока» и «Северного потока — 2» составляет 110 млрд куб. м газа в год.

История проекта

В октябре 2012 года акционеры «Северного потока» рассмотрели предварительные результаты технико-экономического исследования строительства третьей и четвертой ниток газопровода и приняли решение, что их строительство является экономически целесообразным и технически осуществимым. Позже проект строительства третьей и четвертой ниток получил название «Северный поток — 2».

В апреле 2017 года Nord Stream 2 AG подписала с компаниями ENGIE, OMV, Royal Dutch Shell, Uniper и Wintershall соглашения о финансировании проекта газопровода «Северный поток — 2». Пять европейских компаний предоставят долгосрочное финансирование в объеме 50% от общей стоимости проекта.

В сентябре 2018 года начата укладка газопровода в Балтийском море.

Соблюдение экологических норм

При строительстве «Северного потока — 2» используются надежные технологии, уже отработанные при строительстве «Северного потока». Использование успешного опыта компании Nord Stream AG, строившей и эксплуатирующей «Северный поток», дает дополнительные гарантии того, что «Северный поток — 2» будет реализован по самым высоким экологическим стандартам.

События

Все события проекта

«Сила Сибири»

В настоящее время магистральный газопровод «Сила Сибири» («восточный» маршрут) транспортирует газ с Чаяндинского месторождения — базового для Якутского центра газодобычи — российским потребителям на Дальнем Востоке и в Китай. В конце 2022 года подача газа в «Силу Сибири» начнется еще с одного месторождения — Ковыктинского, на основе которого формируется Иркутский центр газодобычи.

«„Газпром“ — путь на Восток», 30 минут

Цифры и факты

Протяженность — около 3000 км.

Диаметр — 1420 мм.

Рабочее давление — 9,8 МПа.

Экспортная производительность — 38 млрд куб. м в год.

Трасса газопровода проходит по территориям трех субъектов РФ: Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и Амурской области.

Реализация проекта

В мае 2014 года «Газпром» и Китайская Национальная Нефтегазовая Корпорация (CNPC) подписали Договор купли-продажи российского газа по «восточному» маршруту (газопроводу «Сила Сибири»). Договор заключен сроком на 30 лет и предполагает поставку в КНР 38 млрд куб. м газа в год.

В сентябре 2014 года «Газпром» приступил к строительству первого участка газопровода «Сила Сибири» — от Чаяндинского месторождения в Якутии до Благовещенска (граница с Китаем) — протяженностью около 2200 км. На втором этапе будет построен участок от Ковыктинского месторождения в Иркутской области до Чаяндинского — около 800 км. Планируется, что месторождение будет введено в эксплуатацию в конце 2022 года. Третий этап — расширение газотранспортных мощностей на участке от Чаяндинского месторождения до Благовещенска.

В сентябре 2016 года «Газпром» и CNPC подписали EPC-контракт на строительство подводного перехода трансграничного участка «Силы Сибири» через реку Амур. Сооружение перехода с китайской стороны началось в апреле 2017 года, а в мае был открыт временный двусторонний пункт пропуска через российско-китайскую границу для организации доступа и беспрепятственной работы строительной техники и персонала в пограничной зоне.

2 декабря 2019 года газопровод «Сила Сибири» был запущен в работу. Начались первые в истории трубопроводные поставки российского газа в Китай. 

Технологии

Все трубы, которые используются при строительстве «Силы Сибири», — российского производства.

Трасса газопровода проходит в экстремальных природно-климатических условиях, преодолевает заболоченные, горные и сейсмоактивные территории, участки с вечномерзлыми и скальными грунтами. Абсолютные минимальные температуры воздуха на территории прохождения газопровода «Сила Сибири» составляют от минус 41°С на территории Амурской области до минус 62°С в Республике Саха (Якутия).

При строительстве «Силы Сибири» «Газпром» применяет современные, высоконадежные, энергоэффективные технологии и оборудование. В частности, используются стальные трубы российского производства, имеющие внутреннее гладкостное покрытие. Эта технология снижает затраты энергии на транспортировку газа за счет уменьшения шероховатости трубы и, соответственно, трения. Внешняя изоляция труб выполнена из инновационных отечественных нанокомпозиционных материалов и обеспечивает высокую коррозионную стойкость газопровода. Для пересечения активных тектонических разломов используются трубы с повышенной деформационной способностью, а также специальные технические решения по их укладке.

При выборе оборудования особое внимание уделялось надежности и экономичности его эксплуатации. Например, энергонезависимые электроприводы для трубопроводной арматуры, в которых используются энергоаккумуляторы, рассчитаны на работу без обслуживания в течение 20 лет. Их применение позволяет сократить затраты на строительство, а уникальная механика привода — снизить энергопотребление.

Экология

«Газпром» традиционно бережно относится к природе в местах реализации своих проектов. Для минимизации воздействия на окружающую среду маршрут «Силы Сибири» проложен преимущественно по участкам редколесья и старых гарей — лесным территориям с деревьями, погибшими от пожара. Также при строительстве используются быстроразвертываемые самоходные мостовые переходы. В числе их преимуществ — устройство перехода через реку, ручей, овраг без промежуточной опоры, что имеет важное значение для сохранения экосистемы.

Социально-экономическое значение

«Сила Сибири» способствует социально-экономическому развитию Дальнего Востока. Газопровод создает условия для газоснабжения и газификации российских регионов, развития современных газоперерабатывающих и газохимических производств.

Репортажи и фотоальбомы

События

Все события проекта

Ямал

На полуострове Ямал активно формируется новый центр газодобычи, который в перспективе станет одним из основных для развития газовой отрасли России. На Ямале будет производиться до 360 млрд куб. м голубого топлива в год.

Количество месторождений — 32.

Суммарные запасы и ресурсы всех месторождений полуострова Ямал: 26,5 трлн куб. м газа, 1,6 млрд тонн газового конденсата, 300 млн тонн нефти.

Видео о мегапроекте «Ямал», 3 минуты

Добыча на Ямале:

В 2019 году — 96,3 млрд куб. м газа.

В перспективе — до 360 млрд куб. м газа в год.

Структура мегапроекта

Бованенковская промышленная зона

Обладает основным добычным потенциалом и включает три месторождения — Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии принадлежат Группе «Газпром»). Валовая добыча здесь оценивается в 217 млрд куб. м газа и 4 млн тонн стабильного конденсата в год.

Тамбейская промышленная зона

Состоит из шести месторождений: Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского, Малыгинского (лицензии принадлежат Группе «Газпром»), Южно-Тамбейского и Сядорского.

Южная промышленная зона

Включает девять месторождений: Новопортовское (лицензия принадлежит Группе «Газпром»), Нурминское, Мало-Ямальское, Ростовцевское, Арктическое, Средне-Ямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское. Зона рассматривается как первоочередной объект для добычи нефти с максимальным годовым уровнем в 7 млн тонн.

Система транспортировки углеводородов

Для вывода газа с полуострова Ямал в Единую систему газоснабжения России создан газотранспортный коридор нового поколения от Бованенковского месторождения до Ухты. Круглогодичный вывоз нефти осуществляется через морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики».

Инфраструктура

Сформирована полноценная система промышленного и жизнеобеспечения: автомобильные дороги, электростанции, вахтовый поселок, промышленные базы, железная дорога «Обская — Бованенково — Карская» протяженностью 572 км, аэропорт.

Реализация проекта

Самым крупным ямальским месторождением по разведанным запасам газа является Бованенковское. Первоочередной объект освоения — сеноман-аптские залежи. В 2012 году на месторождении был введен в эксплуатацию первый газовый промысел (ГП-2) , в 2014 году — второй (ГП-1), в 2018 году — третий (ГП-3). Суммарная проектная производительность трех промыслов — 115 млрд куб. м газа в год. В перспективе с вводом в разработку неоком-юрских залежей проектная производительность Бованенковского месторождения увеличится до 140 млрд куб. м газа в год.

В 2012 году введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Бованенково — Ухта», в начале 2017 года — газопровод «Бованенково — Ухта — 2».

В 2016 году введено в промышленную эксплуатацию Новопортовское нефтяное месторождение и морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики».

Президент России дал старт отгрузке первого танкера с нефтью через «Ворота Арктики», 6 минут (Россия 24)

Передовые технические решения

Преодолевая тяжелые природно-климатические условия Ямала, «Газпром» сделал полуостров плацдармом для применения высокоэффективных, безопасных, инновационных технологий и технических решений.

Мегапроект «Ямал» не имеет аналогов по уровню сложности. Углеводороды сосредоточены в труднодоступном районе с исключительно тяжелыми климатическими условиями. Полуостров характеризуется наличием вечной мерзлоты, продолжительным зимним периодом и низкими температурами (до −50 °C). В летний период 80% территории Ямала покрыто озерами, болотами и реками, что значительно ограничивает участки, где можно надежно располагать промышленные объекты. «Газпром» применил на полуострове высокоэффективные, безопасные, инновационные технологии и технические решения. Многие из них по заказу компании разрабатывались специально для Ямала ведущими российскими научными институтами и отечественными предприятиями.

Технологии добычи

На Бованенковском месторождении впервые в России используется единая производственная инфраструктура для добычи газа из сеноманских (глубина залегания 520–700 м) и апт-альбских (глубина залегания 1200–2000 м) залежей. Такой подход дает значительную экономию средств на обустройство, сокращает время строительства и повышает эффективность эксплуатации месторождения.

Разработка месторождения началась с нижних залежей газа, имеющих более высокое пластовое давление. По мере выравнивания давления вводятся в разработку залежи, расположенные выше. Низконапорная сеноманская залежь запускается в разработку в последнюю очередь для компенсации естественного снижения добычи газа из аптских отложений. Соответственно для разных залежей создаются раздельные группы добывающих скважин, которые поэтапно подключают к единой газосборной сети.

Сложные ландшафтные условия предопределили необходимость актуализации нормативной базы проектирования строительства скважин. Новые нормативы позволили сблизить устья скважин в кусте с 40 м до 15–20 м, минимизировать площади отвода и объемы инженерной подготовки территорий под кусты скважин, подъездные дороги и другие коммуникации и обеспечить при этом необходимый уровень промышленной безопасности.

На промыслах Бованенковского месторождения достигнут высокий уровень автоматизации технологических процессов с применением малолюдных технологий. В частности, впервые в «Газпроме» внедрены в эксплуатацию автоматизированные модули технологической обвязки скважин (МОС-2), предназначенные для контроля и управления фонтанными арматурами и обеспечения надежного режима работы скважин в условиях проявления гидратообразования.

Подготовка добытого газа к транспортировке осуществляется наиболее современным и экологически чистым методом низкотемпературной сепарации с применением отечественных турбодетандеров.

Технологии транспортировки

Ямальский газ транспортируется в Единую систему газоснабжения России по газопроводам нового поколения под давлением 11,8 Мпа (120 атм.). Достичь рекордного для сухопутных газопроводов давления удалось в первую очередь за счет использования разработанных по заказу «Газпрома» отечественных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием.

Наиболее технически сложным участком при строительстве системы транспортировки газа стал подводный переход через Байдарацкую губу. Она отличается особыми природно-климатическими условиями: при незначительной глубине характеризуется частой штормовой погодой, сложными донными отложениями и промерзанием до дна в зимний период. Здесь использовались обетонированные трубы диаметром 1219 мм, рассчитанные на давление 11,8 Мпа. Прокладка газопровода в столь сложных природных условиях и с такими техническими параметрами стала первым подобным опытом строительства не только в России, но и в мировой практике.

Морской нефтеналивной терминал «Ворота Арктики», расположенный в акватории Обской губы, также является уникальным сооружением. Терминал рассчитан на работу в экстремальных условиях: температура в регионе опускается даже ниже −50 °C, толщина льда может превышать два метра. Он имеет двухуровневую систему защиты и отвечает самым жестким требованиям в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Оборудование терминала полностью автоматизировано и надежно защищено от гидроударов. Специальная система позволяет мгновенно производить расстыковку терминала и танкера, сохраняя герметичность разъединяемых элементов. Технология «нулевого сброса» исключает попадание любых посторонних веществ в акваторию Обской губы, что крайне важно для сохранения экологии Арктики. Кроме того, подводный трубопровод, соединяющий терминал с прибрежным резервуарным парком, защищен дополнительной бетонной оболочкой.

Технологии при создании инфраструктуры

Надежную всепогодную связь полуострова Ямал с материком и круглогодичные грузопассажирские перевозки обеспечивает специально построенная «Газпромом» железная дорога «Обская — Бованенково — Карская» (572 км). Аналогов этой железной дороге с учетом климатических условий, в которых ей приходится функционировать, в мире нет.

Для сохранения несущей способности вечной мерзлоты строительство основных объектов осуществлялось только при отрицательных температурах. Насыпь железной дороги возводилась из влажного пылеватого песка, который под воздействием низких температур приобретает необходимую прочность. Для обеспечения устойчивости конструкции земляного полотна в летние месяцы разработана и применена послойная уникальная система термоизоляции (поверх замерзшего песка уложен пенополистерол, сооружены обоймы из геотекстиля).

Мостовой переход через пойму реки Юрибей стал самым сложным участком железной дороги. Он не имеет аналогов в практике мостостроения как по особенностям конструкции, так и по климатическим и геокриологическим условиям строительства и эксплуатации, и является самым длинным мостом в мире за Полярным кругом (протяженность 3,9 км).

Мост удалось возвести на грунте, практически не пригодном для строительства — это вечная мерзлота с вкраплениями криопегов (соле-пылевые растворы, находящиеся в толще вечной мерзлоты и не замерзающие даже при отрицательных температурах от −10 до −30 °C). Пролеты и фермы моста смонтированы на опорах из металлических труб диаметром от 1,2 до 2,4 метра, заполненных армированным бетоном. Опоры уходят в вечную мерзлоту на глубину от 20 до 40 метров. Благодаря современным технологиям и специальной заморозке (термостабилизации) опоры в буквальном смысле смерзаются со льдом (вечной мерзлотой), что обеспечивает мосту дополнительную устойчивость.

Забота о природе

При строительстве объектов «Газпром» в первую очередь заботится о сохранении уникальной ямальской природы. Под технологические объекты отведена минимально возможная площадь, а парожидкостные термостабилизаторы и теплоизолированные трубы для скважин значительно снижают воздействие на вечную мерзлоту. Замкнутые системы водоснабжения исключают загрязнение водоемов и почвы. Проводится постоянный экологический мониторинг.

При строительстве газовых скважин реализована технологическая схема переработки отходов бурения методом отверждения с получением строительного материала. В основе технологии лежит способ капсулирования бурового шлама на специализированной установке смешивания. Строительный капсулированный материал применяется при обустройстве объектов Бованенковского месторождения, а именно для отсыпки кустовых площадок, формирования и поддержания обвалования откосов дорог.

Ямальские месторождения расположены на исконной территории проживания оленеводов-кочевников, поэтому «Газпром» ведет производственную деятельность, учитывая интересы жителей тундры. Компания уделяет большое внимание организации и проведению мероприятий, способствующих социально-экономическому развитию и сохранению традиционной культуры коренных малочисленных народов Севера. В частности, определены места стоянок оленеводческих бригад и пути каслания оленей, где сооружены специальные переходы для оленей через инженерные коммуникации.

Реализуется программа по увеличению популяции северных промысловых рыб.

Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер: «Ни одна страна в мире не создавала ничего подобного в арктических широтах. Это беспрецедентный проект в истории мировой газовой промышленности. Создав принципиально новый центр газодобычи за Полярным кругом Россия на деле доказала, что в Арктике ей нет равных».

Репортажи и фотоальбомы

События

Все события проекта

Азербайджанский газ пришел в Европу | 16.11.20

Крупнейший газовый проект Азербайджана по запуску поставок газа Каспийского моря в Европу официально завершен.

Трансадриатический трубопровод (Trans Adriatic Pipeline, TAP) — последний элемент Южного газового коридора, соединяющего месторождение Шах-Дениз с Южной и Западной Европой, — готов к началу коммерческих поставок.


Как сообщает «Интерфакс», об этом объявил консорциум TAP AG, совладельцами которого являются азербайджанская SOCAR (20%) и британская BP (20%).

Трубопроводная система протяженностью 3,5 тысячи километров — от Баку до юга Италии через территорию Грузии, Турции, Греции и Албании — «впервые изменит энергетическую карту Каспийского региона, соединив его газовые запасы с Европой», говорится в заявлении TAP.

Первый этап проекта — Трансанатолийский газопровод (TANAP) — был завершен в конце 2019 года и уже качает азербайджанский газ в Турцию. Вторая нитка выведет его на итальянский газовый рынок, который был изначальной целью конкурирующего российского проекта, который изначально назывался «Южный поток», а затем переименован в «Турецкий поток» после отказа Болгарии принять трубу в 2014 году.

Суммарная мощность азербайджанского газопровода составляет 16 млрд кубометров в год, из которых 6 млрд будет закупать Турция, а 10 млрд — страны ЕС.

Пропускная способность TAP позволяет увеличить его мощность вдвое, до 20 млрд кубометров в год.

«Проекты Стадия-2 разработки месторождения Шах-Дениз и «Южный газовый коридор» (ЮГК) реализованы в полном объеме. Это позволит нам до конца этого года начать поставки первого газа из Азербайджана в Европу и тем самым достичь главной цели, заявленной с начала реализации проекта», — подчеркивает консорциум TAP AG.

Азербайджану удалось опередить «Газпром» с завершением альтернативного «Турецкому потоку» проекта, который получил одобрение властей ЕС, настроенных на диверсификацию поставок газа.

«Турецкий поток» сможет качать газ в Европу не раньше чем через год. Венгерский оператор газотранспортных систем FGSZ в июне утвердил план инвестиций в строительство газовой перемычки с Сербией мощностью 6 млрд куб м газа в год.

Пропускная способность газопровода на южной точке входа, то есть со стороны Сербии, должна быть обеспечена к октябрю 2021 года.

Предназначенная для Европы вторая нитка «Турецкого потока» рассчитана на 15,75 млрд кубометров газа в год. Из них 3,5 млрд отведено для Болгарии, 2,5 млрд — для Сербии, 6 млрд — для Венгрии.

Оставшиеся 3,75 млрд кубов могут поставляться в Словакию и Австрию — до хаба в Баумгартене.

Трубопровод Keystone XL: все, что вам нужно знать

Перейти к разделу

Строящийся трубопровод в Альберте, Канада

Если когда-либо и происходило экологическое сражение, иллюстрирующее игру в пинг-понг, то это была бы история остановки-начала конвейера Keystone XL, также известного как KXL. С того момента, как он был предложен в 2008 году, через более чем 10 лет упорных протестов граждан и различных противоречивых законодательных и исполнительных распоряжений федерального правительства, путь для этого неоднозначного нефтепровода никогда не был гладким.Многие надеялись, что катастрофический проект, наконец, был реализован в ноябре 2015 года, когда администрация Обамы наложила вето на трубопровод, признав его всепроникающие угрозы для климата, экосистем, источников питьевой воды и здоровья населения, и продвигая национальное обязательство уменьшить нашу зависимость от грязная энергия. Но сразу после вступления в должность президент Трамп изменил курс и подписал распоряжение о продвижении Keystone XL (а также Dakota Access Pipeline). С тех пор президент Трамп лично выдал девелоперу трубопровода долгожданное разрешение на пересечение границы, а его администрация попыталась выдать дополнительные разрешения для проекта — все на основании ошибочных экологических экспертиз.(NRDC и другие группы уже выиграли два судебных процесса против администрации Трампа по этим утверждениям и проверкам и недавно подали в суд в третий раз.)

Когда избранный президент Джо Байден готовится войти в Белый дом, он дал понять, что отменил Keystone XL разрешение будет главным приоритетом. Вот обзор экспортного трубопровода битуминозных песков, ставшего одним из главных климатических споров нашего времени.

Что такое Keystone XL?

Расширение трубопровода Keystone XL, предложенное компанией энергетической инфраструктуры TC Energy (ранее TransCanada) в 2008 году, было разработано для быстрой транспортировки самого грязного ископаемого топлива на планете. Расширение существующей трубопроводной системы Keystone Pipeline System, которая работает с 2010 года (и уже отправляет канадскую сырую нефть из битуминозных песков из Альберты в различные перерабатывающие центры в центре Соединенных Штатов), резко увеличит мощность по переработке 168 млрд. баррели сырой нефти заперты под северным лесом Канады. Если быть точным, он будет транспортировать 830 000 баррелей нефти из битуминозных песков Альберты в день на нефтеперерабатывающие заводы на побережье Мексиканского залива в Техасе.

Через нашу страну уже проложено около 3 миллионов миль нефте- и газопроводов.Но Keystone XL не будет вашим обычным трубопроводом, а нефть из битуминозного песка — не обычная нефть.

Keystone XL и битуминозные пески

Северный лес

Под бореальными лесами северной Альберты находится илистое липкое месторождение, называемое битуминозными песками. Эти пески содержат битум — вязкую нефть, которую можно превратить в топливо. Добывать нефть из битуминозных песков — дело немалое, и это связано с большими экологическими и экономическими издержками.Тем не менее в середине 2000-х годов, когда цены на газ росли, нефтяные компании наращивали добычу и искали дополнительные способы доставки своей продукции с отдаленных месторождений битуминозных песков Канады на нефтеперерабатывающие заводы Среднего Запада и побережья Мексиканского залива.

Схема трубопроводов Keystone XL

Удлинитель Keystone XL фактически состоит из двух сегментов. Первый, южный этап, уже завершен и проходит между Кушингом, Оклахома, и Порт-Артуром, Техас. Противники этого проекта — теперь называемого «Трубопровод на побережье Мексиканского залива» — говорят, что TC Energy воспользовалась юридическими лазейками, чтобы протолкнуть трубопровод, обеспечив безопасность U.Инженерный корпус армии США разрешает и уклоняется от более строгого процесса проверки Агентства по охране окружающей среды США (EPA), который требует участия общественности. Второй сегмент — это северный отрезок протяженностью 1209 миль, на который в настоящее время идет борьба, — своего рода кратчайший путь — который пройдет от Хардифи, Альберта, через Монтану и Южную Дакоту до Стил-Сити, Небраска.

После тщательного и тщательного анализа при активном участии общественности Государственный департамент США при президенте Бараке Обаме отказался предоставить северному участку проекта Keystone XL разрешение, необходимое для строительства, обслуживания и эксплуатации трубопровода через США.Южная — граница с Канадой. Хотя президент Трамп впоследствии предоставил это разрешение и снял этот конкретный барьер на пути строительства Keystone XL, для ввода трубопровода в эксплуатацию остаются серьезные юридические, нормативные и экономические препятствия.

Воздействие трубопровода Keystone XL на окружающую среду

Утечки и трубопровод

Нефть из битуминозных песков более густая, кислая и более коррозионная, чем легкая обычная нефть, и это повышает вероятность утечки из трубопровода, по которому она транспортируется. Действительно, одно исследование показало, что в период с 2007 по 2010 год из трубопроводов, по которым идет нефть из битуминозных песков, в штатах Среднего Запада разливалось в три раза больше на милю, чем в среднем по США для трубопроводов, по которым идет обычная нефть. С момента первого ввода в эксплуатацию в 2010 году в первоначальной трубопроводной системе компании TC Energy Keystone протекала утечка более десятка раз; один инцидент в Северной Дакоте вызвал выброс 60-футового гейзера объемом 21 000 галлонов из битуминозного песка в воздух. Совсем недавно, 31 октября 2019 года, трубопровод для битуминозных песков Keystone был временно остановлен после разлива в Северной Дакоте объемом более 378000 галлонов.И риск разлива Keystone XL только увеличился: исследование, опубликованное в начале 2020 года, в соавторстве с собственными учеными TC Energy, показало, что антикоррозионное покрытие на трубах для проекта является дефектным из-за хранения на улице и воздействия элементы за последнее десятилетие.

Сотрудники EPA проводят отбор проб нефти и донных отложений возле Батл-Крик, штат Мичиган, после разлива в Каламазу.

Старшина береговой охраны США Лорен Йоргенсен

Ситуация усложняется тем, что утечки бывает трудно обнаружить.А когда нефть из битуминозных песков разливается, ее труднее очистить, чем обычную сырую нефть, потому что она сразу же опускается на дно водного пути. Люди и дикие животные, контактирующие с нефтью из битуминозных песков, подвергаются воздействию токсичных химикатов, а реки и водно-болотные угодья подвергаются особому риску разлива. (В качестве доказательства вспомните разлив нефти на битуминозных песках в 2010 году в Каламазу, штат Мичиган, катастрофу, которая обошлась Enbridge более чем в миллиард долларов в виде платы за уборку и потребовалось шесть лет для урегулирования в суде.) Keystone XL будет пересекать важные для сельского хозяйства и экологически уязвимые районы, включая сотни рек, ручьев, водоносных горизонтов и водоемов. Одним из них является водоносный горизонт Огаллала в Небраске, который обеспечивает питьевой водой миллионы людей, а также 30 процентов воды для орошения Америки. Разлив будет разрушительным для ферм, ранчо и сообществ, которые зависят от этих важнейших экосистем.

Что такое нефть битуминозных песков?

Промышленность по производству битуминозных песков также тяжело переживает колыбель своего бизнеса.Его рудники представляют собой бич для северной части Канады, где выкапывают и выравнивают леса, чтобы получить доступ к нефти внизу, разрушая среду обитания диких животных и один из крупнейших поглотителей углерода в мире. Они истощают и загрязняют ресурсы пресной воды, создают огромные пруды с токсичными отходами и угрожают здоровью и средствам к существованию коренных народов, которые живут рядом с ними. При переработке липкой черной грязи образуются кучи нефтяного кокса, опасного углеподобного побочного продукта. Более того, весь процесс извлечения нефти и ее использования создает в три-четыре раза больше углеродного загрязнения, чем при традиционной добыче и переработке сырой нефти. «Это не типичная нефть вашего дедушки, — говорит Энтони Свифт, директор канадского проекта NRDC. «Это мерзость».

Keystone XL и изменение климата

Полностью реализованный Keystone XL приведет к увеличению добычи этого «неприятного материала» за счет ускорения темпов его производства и транспортировки. (Действительно, Keystone XL рассматривался как необходимый ингредиент в планах нефтяной промышленности по увеличению добычи битуминозных песков втрое к 2030 году.)

Это также приведет к увеличению выбросов парниковых газов.В 2014 году EPA заявило, что нефть битуминозных песков выделяет на 17 процентов больше углерода, чем другие виды сырой нефти, но, по иронии судьбы, Государственный департамент пересмотрел это число в сторону увеличения три года спустя, заявив, что выбросы могут быть «на 5-20 процентов выше, чем раньше. указано ». Это означает, что планета обременяется дополнительными 178,3 миллиона метрических тонн выбросов парниковых газов в год, такими же последствиями, как у 38,5 миллионов легковых автомобилей или 45,8 угольных электростанций. Наконец, трубопровод подорвет усилия по минимизации глобального потепления и уделению первоочередного внимания чистой энергии, такой как ветровая и солнечная.Ведущий ученый-климатолог и бывший исследователь НАСА Джеймс Хансен предупредил, что полное освоение запасов битуминозных песков Канады будет означать, что для нашего климата «игра окончена». Короче говоря, нефть из битуминозных песков представляет немалую угрозу для нашей окружающей среды, и наша лучшая позиция против нее, как гласит всеобщий призыв, — это «держать ее в земле».

Противоречие с трубопроводами Keystone XL

Оппозиция Keystone XL связана с разрушительными экологическими последствиями проекта. Трубопровод на протяжении многих лет подвергался постоянным протестам со стороны активистов-экологов и организаций; Коренные общины; религиозные лидеры; а также фермеры, владельцы ранчо и владельцы бизнеса вдоль предложенного маршрута.Одна из таких акций протеста, исторический акт гражданского неповиновения у Белого дома в августе 2011 года, привела к аресту более 1200 демонстрантов. Против проекта выступили более 90 ведущих ученых и экономистов, а также профсоюзы и мировые лидеры, такие как Далай-лама, архиепископ Десмонд Туту и ​​бывший президент Джимми Картер (вместе эти и другие лауреаты Нобелевской премии написали письма против проекта). В 2014 году в Государственный департамент в течение 30-дневного периода общественного обсуждения было подано более двух миллионов комментариев с призывом отказаться от конвейера.

За два года до промежуточных выборов в ноябре 2014 г. отрасль ископаемого топлива потратила более 720 миллионов долларов на судебные иски союзников в Конгрессе. Когда в январе 2015 года дружественные к отрасли политики возглавили обе палаты Конгресса, их первым делом было принять закон, ускоряющий одобрение Keystone XL. (Эта попытка провалилась.)

«Ну и что, если конвейера нет. . .Big Oil найдет способ ».

Один из центральных аргументов продавцов трубопроводов заключается в том, что расширение битуминозных песков будет происходить как с Keystone XL, так и без него. Это оказалось неправдой. Добыча нефти из битуминозных песков — занятие дорогое. Как производство, так и транспортировка обходятся дорого, особенно по железной дороге, что могло бы стать альтернативой Keystone XL. Действительно, транспортировка нефти по железной дороге в Персидский залив стоит вдвое дороже, чем по трубопроводу. Для компаний, рассматривающих вопрос о том, вкладывать ли деньги в долгоживущий проект по разработке нефтеносных песков (который может длиться 50 лет), доступ к дешевым трубопроводным мощностям будет играть важную роль в принятии решения о том, двигаться вперед или нет. Без Keystone XL промышленность по производству битуминозных песков отказалась от проектов, а не перешла на рельсы, в результате чего больше самого грязного топлива на земле осталось в земле, где ему и место.

Keystone Pipeline Economic Facts

Будет ли трубопровод создавать рабочие места?

Нефтяная промышленность усиленно лоббировала создание KXL, используя ложные заявления, политическое выкручивание рук и большие деньги. Когда TC Energy заявила, что трубопровод создаст почти 119 000 рабочих мест, в отчете Госдепартамента вместо этого был сделан вывод, что для реализации проекта потребуется менее 2 000 рабочих мест на два года, а после завершения строительства количество рабочих мест будет примерно 35.

Снизит ли трубопровод цены на газ?

Лоббисты грязной энергетики утверждали, что разработка битуминозных песков защитит нашу национальную энергетическую безопасность и принесет U.Цены на горючее снижаются. Но NRDC и его партнеры обнаружили, что большая часть нефти Keystone XL будет отправляться на зарубежные рынки (чему способствует снятие в 2015 году запрета на экспорт сырой нефти) и может даже привести к повышению цен на насосы в США.

Президент Трамп и трубопровод Keystone XL

Когда администрация Обамы отказалась предоставить разрешение на трансграничное строительство, необходимое для строительства нефтепровода TC Energy Keystone XL в ноябре 2015 года, она нанесла удар по странам, загрязняющим окружающую среду, и признала консенсус по этому ошибочному проекту широким кругом людей и организаций. «Америка сейчас является мировым лидером, когда дело доходит до принятия серьезных мер по борьбе с изменением климата», — сказал президент Обама. «И, честно говоря, одобрение этого проекта подорвало бы это мировое лидерство». Решение эпохи Обамы повторило семилетний процесс обзора, проведенный Государственным департаментом с участием EPA, который пришел к выводу, что трубопровод не будет служить национальным интересам.

Вступив в должность, президент Трамп — со своим кабинетом сторонников ископаемого топлива, миллиардеров и банкиров, выступающих за загрязнение окружающей среды, — быстро продемонстрировал, что его приоритеты различаются.На четвертый день своего пребывания в должности Трамп подписал распоряжение о продвижении Keystone XL. 28 марта 2017 года его администрация незаконно утвердила разрешение на трансграничное строительство трубопровода, отменив строгий процесс определения национальных интересов, принятый администрацией Обамы. Когда это не удалось — благодаря иску, поданному NRDC и другими группами, — президент Трамп сам переоформил разрешение на пересечение границы. Его администрация также пыталась выдать другие разрешения для проекта, все на основе некорректных экологических анализов, что вызвало еще два судебных иска от NRDC и его союзников.

Оппозиция вне суда также была быстрой и сильной. Фермеры, владельцы ранчо, племена и природоохранные группы помогли приостановить реализацию проекта в течение последних четырех лет, благодаря чему он вошел в длинный список невыполненных предвыборных обещаний президента Трампа.

Президент Байден и трубопровод Keystone XL

Даже когда Трамп и TC Energy пытались возродить трубопровод, опросы показали, что большинство американцев выступило против этого. Ситуация на рынке, даже до того, как пандемия COVID-19 привела к резкому падению цен на нефть, также ухудшилась.Низкие цены на нефть и растущее беспокойство общественности по поводу климата вынудили Shell, Exxon, Statoil и Total либо продать свои нефтеносные активы, либо списать их. Из-за этого растущего рыночного признания крупные новые проекты по добыче битуминозных песков не продвигались в строительстве в течение многих лет, несмотря на инвестиции правительства Альберты, Канада. Например, в 2020 году Teck Resources отозвала свою десятилетнюю заявку на строительство крупнейшего в истории месторождения битуминозных песков, сославшись на растущую озабоченность по поводу изменения климата на мировых рынках.

В мае 2020 года, агитируя на праймериз Демократической партии за президентский билет, Джо Байден пообещал отменить трансграничное разрешение Keystone XL, если он выиграет президентский пост. Ожидается, что он выполнит это обещание в свой первый день в должности, 20 января 2021 года.

Это один захватывающий и важный шаг на пути к завершению проекта, но для того, чтобы конвейер Keystone XL действительно был завершен, администрация Байдена должна отозвать другие разрешения, в том числе разрешение на отвод от Бюро землеустройства, и подготовьтесь к судебным баталиям, которые, вероятно, последуют.

«Решение президента Байдена отказаться от трубопровода из битуминозных песков Keystone XL в его первый день переворачивает страницу двенадцатилетней борьбы за энергетическое будущее нашей страны», — сказал Свифт незадолго до инаугурации Байдена. «Это закладывает основу для более благополучного будущего, основанного на чистой энергии».

Эта история была первоначально опубликована 7 апреля 2017 г. и дополнена новой информацией и ссылками.

Kinder Morgan

Обзор

Оклахома Системс состоит из 10 систем сбора природного газа с 4600 милями трубопроводов для сбора природного газа, пяти установок по очистке природного газа и трех заводов по переработке природного газа.Системы Оклахомы собирают, сжимают, обрабатывают и обрабатывают сжатый газ из скважин в Атока, Блейн, Картер, Кливленд, Уголь, Крик, Гарвин, Гарфилд, Грейди, Хаскелл, Хьюз, Латимер, Ле Флоре, Линкольн, Макклейн, Макинтош, Нобл, Окфуски, Оклахома, Окмулджи, Осейдж, Пауни, Пейн, Питтсбург, Поттаватоми, Понтоток, Семинол, Стивенс, Талса, Вагонер и Вашингтон в округах Оклахома.

Ресурсы

Контроль газа или аварии на трубопроводе

Дополнительная информация

Система сбора Энид
Система сбора Enid Gathering System компании Kinder Morgan собирает природный газ из скважин в округе Гарфилд, штат Оклахома. Эта система состоит из пяти миль трубопроводов для сбора природного газа.

Система сбора кинта
Система сбора Kinta Gathering System компании Kinder Morgan собирает и обрабатывает природный газ (бассейн Аркома) из скважин в округах Хаскелл, Латимер, Ле Флоре и Питтсбург, Оклахома. Система состоит из 605 миль трубопроводов для сбора природного газа.

Система сбора Matli
Система сбора Matli Gathering от Kinder Morgan собирает, сжимает и перерабатывает природный газ из скважин в округе Блейн, штат Оклахома.Система состоит из 85 миль трубопроводов для сбора природного газа.

Система Милфай
Система Milfay компании Kinder Morgan Midstream собирает, сжимает и перерабатывает газ из скважин, расположенных в округах Талса, Крик, Линкольн и Окфуски в Оклахоме. Система состоит из примерно 360 миль собирающих трубопроводов, семи компрессорных станций и пропановой холодильной установки мощностью 15 миллионов кубических футов в сутки. Ограниченные объемы природного газа также могут быть доставлены из системы сбора на перерабатывающий завод Kinder Morgan в Падене по системе Страуд.Остаточный газ доставляется с завода Милфай в НГТ, а ШФЛУ доставляется в ОНЕОК Hydrocarbon.

Горные системы
Горные системы Kinder Morgan Midstream состоят из трех отдельных систем сбора трубопроводов: Blue Mountain, Cyclone Mountain и Pine Mountain. Эти системы собирают, сжимают и обрабатывают природный газ из скважин в округах Атока, Питтсбург и Латимер в бассейне Аркома на юго-востоке Оклахомы. Система состоит из примерно 230 миль газопроводов и 10 компрессорных станций мощностью более 35 000 лошадиных сил.Производство в системах Блю и Сосновая гора, как правило, не требует обработки или обработки. В системе Cyclone используется обработка амином для очистки газа из сланцевого сланца Lean Woodford. Нижестоящими точками повторной доставки являются Enable и CenterPoint.

Система Osage
Система Osage компании Kinder Morgan Midstream собирает, сжимает и повторно перекачивает природный газ, добытый из метановых скважин угольных пластов, обычных газовых и нефтяных скважин, а также попутный природный газ из нефтяных скважин Миссисипи Лайм, добываемых в округах Нобл, Осейдж, Пауни, Пейн, Талса и Вашингтон. Северная Оклахома.Система Osage состоит из примерно 600 миль трубопроводов и 12 компрессорных станций. Метан из бедных угольных пластов поставляется по трубопроводам для реализации остатков. Богатый природный газ перерабатывается на заводе Kinder Morgan Midstream в Падене в рамках нашей системы Stroud, которая имеет установки для удаления азота. Выходами остатков являются Enogex и OGT, в то время как ШФЛУ поставляются ONEOK Hydrocarbons.

Струнная система
Система Страуд компании Kinder Morgan Midstream собирает природный газ из скважин, расположенных в округах Линкольн, Оклахома, Поттаватоми, Семинол и Окфуски в Оклахоме.Система Страуд состоит из примерно 940 миль газопроводов, 35 компрессорных станций с мощностью сжатия более 75 000 лошадиных сил и двух взаимосвязанных перерабатывающих заводов. Завод в Падене оснащен системой стабилизации входящего конденсата, криогенной установкой на 52 миллиона кубических футов в день (млн кубических футов в сутки), холодильной установкой на 40 млн кубических футов в сутки и блоком отвода азота. Завод Harrah имеет две криогенные установки общей производительностью 38 миллионов кубических футов в сутки. Заводы в Падене и Харра могут работать с пониженным извлечением этана.Оба завода поставляют ШФЛУ по трубопроводу в компанию ONEOK Hydrocarbon. Завод в Падене имеет выходы остаточного природного газа в Enable и OGT. Завод Harrah имеет выход остаточного газа в Enable.

Система Твин Риверс
Система Twin Rivers Kinder Morgan Midstream собирает природный газ из богатых пластов Woodford Shale и других добывающих скважин, расположенных в округах Coal, Hughes, Okfuskee, Okmulgee, Pontotoc и Seminole в Оклахоме. Система Twin Rivers состоит из примерно 625 миль собирающих трубопроводов и 13 компрессорных станций.В настоящее время газ из системы доставляется на завод в Падене и сторонние предприятия для переработки. ШФЛУ по трубопроводу доставляется в ОНЕОК Hydrocarbon. Остаточный природный газ доставляется на точки выхода остаточного газа, включая Enable и CenterPoint.

Система сбора сланца Woodford
Система сбора сланца Woodford компании Kinder Morgan собирает природный газ (бассейн Аркома) из скважин, расположенных в округе Хьюз, штат Оклахома. Система состоит из 57 миль трубопроводов для сбора природного газа.Kinder Morgan предлагает стороннюю обработку для этой системы.

Владельцы трубопроводов обращают внимание на водород, поскольку природный газ подвергается атаке

Авторы Дэвид Р. Бейкер, Ванесса Дезем и Герсон Фрейтас-младший, 29.01.2021

нажмите для увеличения

(Bloomberg) — Три миллиона миль газопроводов пересекают U.С. , а борьба с изменением климата может сделать их все устаревшими.

Только последние две недели иллюстрируют ставки. Президент Джо Байден отменил разрешение на строительство нефтепровода Keystone XL стоимостью 9 миллиардов долларов в первый день своего пребывания в должности, что является четким сигналом, что любой новый проект трубопровода для ископаемого топлива в США столкнется с большими трудностями. Его посланник по климату, бывший госсекретарь Джон Керри, предупредил, что газопроводы могут стать «безнадёжным активом» в течение 30 лет, поскольку администрация стремится положить конец выбросам углерода электростанциями.А NextEra Energy Inc. списала 1,2 миллиарда долларов своих инвестиций в газопровод Mountain Valley из Западной Вирджинии в Вирджинию, что было связано с нормативными и юридическими задержками.

Итак, владельцы трубопроводов присматриваются к другому, возможно перспективному топливу: водороду.

В отличие от природного газа, водород можно сжигать без выброса углекислого газа в воздух. Пропустите его через топливный элемент, чтобы произвести электричество, и единственные отходы — это вода; производят водород с помощью электролизеров, работающих на солнечных установках или ветряных электростанциях, и он становится способом хранения огромного количества возобновляемой энергии — гораздо большего, чем может вместить любая из современных батарей.И лучшая часть для трубопроводных компаний: доставка его туда, где он должен быть, в больших объемах, может потребовать той же базовой инфраструктуры, которая сейчас используется для транспортировки природного газа.

Другими словами, это могло бы стать спасением для предприятий, стоящих за нашей инфраструктурой, работающей на ископаемом топливе. Даже несмотря на то, что те же компании настаивают на том, что газ будет играть роль в ближайшие годы, многие из них говорят о потенциале водорода. Они запускают проекты по добавлению небольших порций водорода в существующие сети, чтобы посмотреть, как себя ведет оборудование.Они проводят эксперименты по извлечению водорода из смешанного газа для использования в определенных местах. И они изучают, как в конечном итоге перейти с одного вида топлива на другой.

«Мы рассматриваем нашу газовую сеть как энергетическую систему, которая доставляет молекулы нашим клиентам, и к 2050 году источник этих молекул будет совершенно другим», — сказала Шери Гивенс, вице-президент по нормативно-правовой базе и стратегии работы с клиентами в США в National Grid. «Мы рассматриваем водород как молекулу с низким содержанием углерода 21 века.”

Но шумиха далека от реальности.

Некоторые климатические активисты, борющиеся с промышленностью из-за запрета на газ, называют разговоры компаний о водородной зеленой промывке. По их словам, газовые компании преуменьшают сложность перехода с одного вида топлива на другое, пытаясь убедить инвесторов, что они по-прежнему актуальны в мире с нулевым выбросом углерода. «Отрасль постоянно заявляет о том, что может произойти, если мы продолжим использовать газ прямо сейчас», — сказал Мэтт Веспа, штатный поверенный Earthjustice.

На данный момент в Европе и Великобритании наблюдается более активная деятельность по производству водорода, чем в США, где некоторые компании проявили интерес, не раскрывая конкретных планов. Тогдашний коммерческий директор Energy Transfer, крупнейшего оператора трубопроводов США по размеру выручки, прошлой осенью назвал водород «головорезом», что, по крайней мере, на данный момент, не имеет смысла. «На данный момент мы не видим ничего близкого на горизонте вокруг водорода», — сказал Маршалл С. МакКри, ныне со-генеральный директор компании.

Вопросы, связанные с транспортировкой водорода, выходят за рамки простого желания заниматься этим. Владельцы газопроводов не могут просто переключиться с одного газа на другой, не отключив существующих потребителей, поэтому любой переход начнется с добавления водорода в существующий поток топлива.

Но даже их смешение — не говоря уже о замене одного другим — создает технические проблемы, которые необходимо решить. Компрессоры, предназначенные для перекачки природного газа, плохо работают с водородом, самым легким из всех элементов, и, вероятно, их придется заменить. Некоторые типы стальных труб становятся хрупкими и растрескиваются под воздействием водорода со временем, тогда как полимерные трубы легко справляются с водородом.

«Мы должны исследовать это для каждой трубы, в которую мы заправляем водород, — сказал Джек Брауэр, директор передовой программы в области энергетики и энергетики Калифорнийского университета в Ирвине, — но это явление, с которым мы можем справиться, потому что оно медленное». По его словам, проблемные трубы и компрессоры могут быть заменены в течение многих лет. Или трубы могут быть защищены покрытиями, нанесенными изнутри с помощью роботизированных устройств, называемых скребками, которые в настоящее время используются для осмотра и обслуживания трубопроводов.«Просто поместите какое-нибудь оборудование для окраски распылением на то же устройство, и вперед, по всему трубопроводу», — сказал он.

Пилотные проекты по всему миру были разработаны, чтобы устранить проблемы и дать компаниям лучшее представление о том, какие еще препятствия могут возникнуть впереди. В Калифорнии, например, Sempra Energy запланировала серию демонстрационных проектов, в ходе которых будут проверяться различные концентрации водорода в топливных смесях — возможно, до 20% — в изолированных участках трубопроводов, сделанных из полиэтилена, стали и их комбинации.Другой проект будет тестировать технологию отделения и сжатия водорода из смешанного газа.

«Поскольку инфраструктура уже существует и обслуживает клиентов, мы заявляем, что в интересах общества продолжать использовать эту инфраструктуру для обезуглероживания», — сказал Джонатан Перес, старший директор по нормативным вопросам компании Sempra’s Southern California Gas Co.

.

В июле группа из одиннадцати европейских компаний, занимающихся газовой инфраструктурой, представила план строительства выделенной сети транспортировки водорода, заявив, что существующую газовую инфраструктуру можно модифицировать для транспортировки водорода по доступной цене.Водородная сеть должна достичь 4225 миль (6800 километров) к 2030 году и почти 14 300 миль (23000 километров) к 2040 году, три четверти из которых будут состоять из переоборудованных газопроводов.

National Grid в Великобритании запустила серию демонстрационных проектов по водороду, в том числе с использованием газа для обогрева домов, и обсудила создание водородной трубопроводной сети передачи, соединяющей промышленные центры вдоль восточного побережья Великобритании. В США компания сотрудничает с шестью национальными лабораториями и другими компаниями в рамках исследовательской работы по смешиванию газов под названием HyBlend.

«Единственное, чем мы можем гордиться в США и которое представляет для нас огромную ценность, — это огромная сеть транспортировки и хранения природного газа», — сказал Алан Армстронг, генеральный директор Williams Companies. Inc., гиганта энергетической инфраструктуры, основным бизнесом которого является природный газ. «Для нас это потрясающая возможность по-настоящему использовать водород и сделать его более экономичным».

Щелкните здесь, чтобы подписаться на информационный бюллетень World Oil Energy, и получать эксклюзивные новости отрасли и аналитические материалы на свой почтовый ящик каждый будний день.

трубопроводов водорода | Министерство энергетики

Газообразный водород можно транспортировать по трубопроводам почти так же, как сегодня природный газ. В настоящее время в Соединенных Штатах работает около 1600 миль водородных трубопроводов. Эти трубопроводы, принадлежащие коммерческим производителям водорода, расположены там, где сосредоточены крупные потребители водорода, такие как нефтеперерабатывающие и химические заводы, например, в районе побережья Мексиканского залива.

Транспортировка газообразного водорода по существующим трубопроводам — ​​недорогой вариант доставки больших объемов водорода. Высокие первоначальные капитальные затраты на строительство нового трубопровода представляют собой серьезное препятствие для расширения инфраструктуры доставки водорода по трубопроводу. Поэтому сегодняшние исследования сосредоточены на преодолении технических проблем, связанных с транспортировкой по трубопроводам, в том числе:

• Потенциал водородного охрупчивания стали и сварных швов, используемых при изготовлении трубопроводов
• Необходимость контроля проникновения и утечек водорода
• Необходимость в более дешевой, более надежной и долговечной технологии сжатия водорода.

Возможные решения включают использование трубопроводов из армированного волокном полимера (FRP) для распределения водорода. Затраты на установку трубопроводов из стеклопластика примерно на 20% меньше, чем у стальных трубопроводов, поскольку стеклопластик может быть получен на участках, которые намного длиннее, чем сталь, ^1,2 , что сводит к минимуму требования к сварке.

Одной из возможностей быстрого расширения инфраструктуры доставки водорода является адаптация части инфраструктуры доставки природного газа для размещения водорода.Преобразование трубопроводов природного газа для транспортировки смеси природного газа и водорода (примерно до 15% водорода) может потребовать лишь незначительных модификаций трубопровода. ³ Переоборудование существующих газопроводов для доставки чистого водорода может потребовать более существенных модификаций. Текущие исследования и анализы исследуют оба подхода.

Банкноты

¹ См. Обзор технологии газопровода из Аргоннской национальной лаборатории.

² FRP может поставляться длиной до 0.5 миль.

³ См. Отчет Национальной лаборатории возобновляемой энергии «Добавление водорода в газопроводные сети: обзор ключевых вопросов».

крупных трубопроводных проектов на рассмотрении | Федеральная комиссия по регулированию энергетики

Данные на август 2020 г.

Эти позиции включают крупные проекты, которые увеличивают мощности. Перечисленные позиции не включают заброшенные объекты, второстепенные проекты, которые не включают какие-либо объекты, проекты в рамках общей программы, проекты хранения или проекты терминалов СПГ, которые не включают трубопроводы.

2020
Дело №	Компания / Проект	Производительность (млн куб. Футов в сутки)	миль трубы	Компрессия (л.с.)	Штаты	Дата подачи
CP20-00527-000	Columbia Gulf Transmission, LLC / East Lateral XPress Project	183.00	8,14	46,940	LA	24.09.20
CP20-503-000, PF20-1-000	Northern Natural Gas Company / Расширение Northern Lights 2021	45,69	1,51	12 253	МН	31.07.20
CP20-52-000, CP20-52-001, PF19-7-000	WBI Energy Transmission, Inc. / Поправка к проекту расширения Северного Баккена	250.00	92,50	15 000	ND	28.07.20
CP20-493-000	Tennessee Gas Pipeline Company, L.L.C./East 300 Upgrade Project	115,00	0	50,607	NJ, PA	30.06.20
CP20-486-000	Tuscarora Gas Transmission Company / Tuscarora XPress	15,00	0	780	NV	24. 06.20
CP20-484-000, CP20-485,000	ANR Pipeline Company, Great Lakes Gas Transmission Limited Partnership / Alberta XPress Project	165.00	0	15 900	LA	22.06.20
CP20-460-000	Северная природная газовая компания / Клифтон — город Пальмира, проект магистрали	0	0	15 900	KS, NE	21.05.20
CP20-68-000, CP20-70-000, PF19-3-000	Enable Gas Transmission, LLC, Enable Gulf Run Transmission, LLC / Gulf Run Pipeline, Line CP Modifications	1,723.20	134,00	0	LA, TX	28.02.20
CP20-50-000, CP20-51-000	Tennessee Gas Pipeline Company, L.L.C., Southern Natural Gas Company, L.L.C./Evangeilne Pass Expansion Project, Evangeline Pass Expansion Project	2,200,00	13,10	45 690	LA, MS	07. 02.20
CP20-48-000	Газотранспортная система «Ирокез», сжиженный газ / модернизация путем компримирования	125.00	0	48 000	CT, NY	03.02.20
CP20-27-000	North Baja Pipeline, LLC / North Baja Xpress Project	495,00	0	31 900	CA, AZ	16.12.19

2019
Дело №	Компания / Проект	Производительность (млн куб. Футов в сутки)	миль трубы	Компрессия (л.с.)	Штаты	Дата подачи
CP19-495-000, PF18-6-000	Summit Permian Transmission, LLC, Double E Pipeline, LLC, Double E Pipeline Project	1350.00	132,9	0	НМ, TX	31.07.19
CP19-491-000, PF17-0-000, PF19-01-000	Национальная корпорация по поставке топливного газа, Трансконтинентальная газопроводная компания, проект FM100	330,00	30,91	37 385	PA	18. 07.19
CP19-488-000	Columbia Gulf Transmission, LLC, Луизиана Проект XPress	493.00	0	140 820	LA	16.07.19
CP19-484-000	ООО «Киндер Морган Луизиана Трубопровод», Проект Акадиана,	894,00	0	95,700	LA	28.06.19
CP19-475-000	Gulfstream Natural Gas System, L.L.C., проект расширения фазы VI	73,00	4,00	16 000	AL, FL, MS	03.06.19
CP19-473-000, PF18-2-000	Доступ округа Брук I, L.L.C., Equitrans, L.P., Проект коридора трех штатов	140,00	16,7	0	PA, WV	31.05.19
CP19-474-000	Florida Gas Transmission Company, LLC, Проект расширения Патнэма	169,00	20,89	0	FL	31.05.19
CP19-125	Gulf South Pipeline Company, LP; Индекс 99 Проект расширения	500. 00	22,00	0	TX, LA	29.03.19
CP19-99	Компания по транспортировке природного газа Америки, Проект южного направления на побережье Мексиканского залива	328,00	0,00	72 840	TX	28.02.19
CP19-52	Компания по транспортировке природного газа Америки, Проект расширения Локриджа	500,00	16.84	0,00	TX	18.01.19

Газопровод — обзор

Хорошая конструкция должна защищать трубопровод от всех вышеперечисленных и других неизвестных опасностей.

18.1.2 Фитинги / муфты на трубопроводе

Муфты на стыке длиной 20–30 футов наплавляются на трубу с помощью машин для термической стыковой сварки. Они плавят трубу и фланец и соединяют их вместе. Опорные стальные фланцы используются для скрепления двух соединений пластиковой трубы вместе. Трубы малого диаметра, такие как 3-дюймовые трубы, имеют длину в бухте 220 футов и могут быть проложены намного быстрее.

Все работы по стыковой сварке выполняются на свежем воздухе, поскольку установка для стыковой сварки недопустима. Все трубопроводы и фитинги проходят испытания под давлением 125 фунтов на квадратный дюйм, чтобы убедиться в отсутствии утечек.

Стальные трубопроводы, если они используются, также могут подвергаться боковой нагрузке от обвалов крыши. В связи с этим становится важным способ поддержки трубы. Основываясь на расчетах прочности на изгиб стальной трубы Schedule 40 диаметром 8 дюймов, жесткая опора и равномерная нагрузка показывают, что опоры должны располагаться на расстоянии не более 4 футов, чтобы выдерживать статическую нагрузку 18 000 фунтов на трубу на полпути между опорами.Тем не менее, чтобы компенсировать влияние соединений и тот факт, что нагрузка возникает от ударов, а не статических, и для обеспечения подходящего запаса прочности, труба должна поддерживаться по всей ее длине на балластном дренажном дне или, если это необходимо. неосуществимо, на деревянных блоках на 2-футовых центрах.

Каждый метод соединения имеет ограничения по выравниванию. Допустимый угол отклонения указывается производителем для каждой конкретной системы, и, если не соблюдать спецификации, это может отрицательно сказаться на прочностных характеристиках соединения, что приведет к утечкам или полному разъединению труб.

Обследование трубопровода — необходимая гарантия от развития опасных условий вдоль трубопроводов. Процедура проверки потребует многочасового рабочего времени, в зависимости, конечно, от длины трубопровода. Если опыт показывает, что утечки происходят часто, может потребоваться увеличить периодичность проверок и провести более тщательную проверку линии. Если во время проверки обнаруживается утечка, необходимо отключить весь трубопровод или часть системы для безопасного устранения утечки.Скорее всего, процедура будет включать в себя остановку скважин и продувку газопроводов перед началом ремонтных работ. В зависимости от местных условий и деталей ситуации с добычей полезных ископаемых, во время этого процесса, возможно, придется прекратить добычу. Таким образом, очевидно, что при определении типа используемого метода соединения надежность фитинга чрезвычайно важна. Если это будет сделано правильно и постоянно, впоследствии проблемы будут пропорционально минимизированы.

Рискованные и ненужные газопроводы угрожают нашему региону

Реки, ручьи и леса нашего региона находятся на перекрестке огромного, вызывающего споры строительства межгосударственного газопровода.Разработанный для транспортировки природного газа из сланцев Марселлус в среднюю часть Атлантического океана и на юго-восток, предлагаемый трубопровод на Атлантическом побережье фрагментирует некоторые из наиболее нетронутых лесных ландшафтов на юго-востоке, включая национальный лес Джорджа Вашингтона. Трубопровод, пересекающий крутые склоны и реки, ручьи и заболоченные земли, подвергнет многочисленные водоемы риску повышенного осаждения и причинения вреда таким чувствительным видам, как ручьевая форель. Этот проект не только нанесет вред окружающей среде и населению в нашем регионе, но и, в конечном итоге, не является необходимым для удовлетворения потребностей региона в природном газе.

Dominion Energy и Duke Energy спешат со строительством трубопровода на Атлантическом побережье, даже несмотря на то, что ему не хватает сильной рыночной поддержки, и они планируют переложить стоимость этого трубопровода на своих клиентов. Этот ненужный трубопровод не только нанесет вред горам, лесам и водным путям на своем пути — он также нарушит жизнь людей, живущих и работающих на его 600-мильном маршруте, и заблокирует новое поколение на десятилетия большего потребления ископаемого топлива.

SELC работает по нескольким направлениям, чтобы оспорить строительство этого трубопровода.На федеральном уровне SELC оспаривает решение Федеральной комиссии по регулированию энергетики о разрешении этого проекта. Главный аргумент против трубопровода — это растущее количество свидетельств того, что проект не нужен. За три года, прошедшие с тех пор, как был предложен трубопровод на Атлантическом побережье, его обоснование в качестве источника топлива для газовых электростанций продолжало разрушаться. Новый анализ показывает, что спрос на производство электроэнергии на газе в нашем регионе не растет и не ожидается значительного роста в обозримом будущем.

Вопрос спроса

Существует заметная разница между прогнозом завышенного спроса Dominion и прогнозом регионального сетевого оператора, PJM Interconnection. К 2027 году эта разница составит почти 2 газовые электростанции.

Предлагаемый проект получил одобрение различных федеральных и государственных регулирующих органов. SELC и его партнеры подали в Апелляционный суд США по четвертому округу иск против пяти из этих агентств: Федеральной комиссии по регулированию энергетики США.Лесная служба США, Служба охраны рыбных ресурсов и дикой природы США, Служба национальных парков и Департамент качества окружающей среды Вирджинии.

SELC является одним из основателей Allegheny-Blue Ridge Alliance, коалиции из 43 организаций со всей Вирджинии и Западной Вирджинии, серьезно обеспокоенных предлагаемым маршрутом трубопровода на Атлантическом побережье.