Новые мощности (ветки) Nord Stream`а. Если будут строить еще

Новые мощности (ветки) Nord Stream’а.
Если будут строить еще 2 ветки Трубы (понимая под этим все ветки Nord Stream’а) [1], то понадобятся еще подводящий газопровод
питания-подачи исходного газа, видимо, уже нового поколения повышенной пропускной способности [2] диаметром 1420 мм на
давление под 115 атм, удвоение мощностей УПГТ (установки подготовки газа к транспорту) и ГПА (газоперекачивающих агрегатов)
Мега-ГНКС (газонаполнительной компрессорной станции) «Портовая». Этот трубопровод нового поколения уже востребован как
основной даже по нынешней схеме из-за высоких эксплуатационных качеств взамен частично морально устарелых нынешних труб,
тем самым отодвигаемых на 2-ой план. Со временем можно будет заместить и их 2-ой трубой нового поколения, найдя им лучшее
применение, даже с демонтажем в нынешнем расположении.
Финнам прямой резон подсуетиться и предусмотреть отвод на Сайменский Канал с тем, как и нам к порту С-Пб (и крайне желательно
и к Усть-Луга), чтобы были как старые отводы магистральных труб на давление около 70 атм, включая и к паромному хабу Хельсинки,
так еще и новый на 115 атм, наличие которых важно для экономичной ступенчатой бункеровки судов и т.п. маневром
термодинамических циклов. Подробнее «Аспекты бункеровки судов КПГ в Финском Заливе»
http://technic.itizdat.ru/docs/sherdan/FIL13406448100N830294001/ и «Газификация II Финляндии»
http://technic.itizdat.ru/docs/sherdan/FIL13404735940N711868001/ Базовые баллоны ((Диаметр 1,08 м; Длина 11,6 м; Рабочее давление
250 бар; Объем воды 8 510 л. Вес 2 400 кг. КПГ (CNG) вес 1 845 кг. На 500 т КПГ-215 атм требуется 271 баллон) из-за композитностинеоднородности строения уязвимы для резких и значительных по диапозону температурных перепадов- колебаний. Совсем без чисто
стальных сосудов под давлением нельзя. А уж для финишного поднятия давления до 215 атм (при модернизации «Портовой» можно
предполагать и оптимальные 250 атм), видимо, целесообразно поднимать по каналу (перепад уровней Балтики и озера чуть меньше
80 м, как и системы Пяйянне-Кейтеле) судно газовоз-заправщик в режиме челнока для заправки, в свою очередь, озерной флотилии
газовозов II-ого порядка снабжения «медвежьих углов», перспективных по тем или иным причинам, и напрямую суда покрупнее. Эти
озерные системы связаны газопроводами через достаточно узкие перешейки еще и с другими озерными системами, т.е. суднозаправщик с одного конца, (судно же) приемный заправщик- с другого. Если даже то озеро пока замкнутое, и то проблема спуска в то
озеро корпуса достаточно крупного судна разрешима. Факторы сезона высокой воды, окончательной сборки уже в озере и т.п.
Как локальные климатические изменения из-за мини-Гольфстрима теплой отработки воды Мега-ГНКС «Портовая» (толком пока и не
работала, а уж при двойном увеличении мощности под 4 ветки, можно только гадать) скажутся зимой на озерных системах? На
Финском Заливе, который и так не каждый год замерзал, точно не станет ледостава.
Охлаждение ГПА требует развязки водозабора на охлаждение (летом и зимой из глубин с температурой пониже) и водосброса
нагретой в теплообменниках воды (летом просто поверх уровня моря с примерно той же температурой воды поверхностного слоя).
Финский Залив мелкий и узкий, а потоки забора и сброса- мощные, и как уж их развести, как не по вертикали, с отводом тепла в толщу
умеренных глубин без паразитного подогрева атмосферы зимой? Подогретые на глубине объемы будут подниматься вверх и вширь,
грея воды Залива, значит и зимой придется холодную воду брать пониже, образуя холодное донное течение всаса водозабора. Выше
будет отходить мини-Гольфстрим с рассеиванием тепла во все большие объемы вширь и вверх. Образуется циркуляция- конвекция с
влиянием на климат Залива как первого звена цепной реакции. Конвекция наподобие воздушного от батарей отопления, но
принудительная, с насосами.
Требуются режимы работы Мега-ГНКС как в режиме получения КПГ как до нынешних 215 атм, так и наподобие ГНКС «Береговая»
«Голубого Потока» до 250 атм как кондиционного (нормальной очистки в обход УПГТ), так и рафинированного (более затратного
химически чистого уровня СПГ после УПГТ) перед пуском газа в Трубу. Труба покоится на глубине при стабильной температуре +4
градуса по Цельсию, но вот на её входе с Мега-ГНКС закачивается метан бо́льшей температуры под давлением 215 атм, грея и
начальный участок Трубы. На некотором расстоянии и метан охлаждается до +4. Труба с внутренним и наружным покрытиями, то есть
композитная-неоднородная и уязвима для резких и значительных по диапозону температурных перепадов-колебаний. Режим
выработки СПГ также очевидно не будет лишним, что потребует наличия турбодетандеров и технологических спецмодулей. Скупой
платит дважды и надо предусмотреть (вписать) режим СПГ уже на стадии проектировки и установки, пока не подан природный газ. .
Cпотовые цены. Экономичная ступенчатая Бункеровка КПГ судов, видимо, как раз эта ниша. Но это требует масштабного подвода
магистральных газопроводов под давлением около 70 атм (а то и выше до 115?) к портам С-ПБ, Усть-Луга, паромного хаба Хельсинки
для первичной заправки судов с окончательной дозаправкой до 215, а то и 250 атм КПГ-215 (250) атм с Мега-ГНКС “Портовой”.
Проблема разницы в затратах на очистку природного газа: газ кондиционный (нормальный) и рафинированный (химически чистый
уровня СПГ для химпроизводств и т.п.). Бленды (смеси)- сорта-марки разной степени очистки и разной цены для потребителей..
Прокачка по Трубе длиной в 1224 км Nord Stream’а при +4 градусах Ц на дне Балтики требует затратного рафинирования метана, хотя
каждый день на кухне наблюдаем, что и кондиционный не дает копоти и дыма.
ФРГ получает оба сорта метана и тоже резон заправлять местные паромы до 70 атм кондиционным трубопроводным и до 95-100 атм
на своем конце Трубы уже рафинированным (с допустимым добавлением неких объемов недоочищенного газа типа ПНГ, т.е.
попутного нефтяного газа или доменного газа с коксовым, схожего со сланцевым, до степени чистоты кондиционного, а, может, какихто количеств бензина-солярки прямо в цилиндры вместе с этим КПГ высокой очистки в известных режимах ДВС), чего достаточно на
коротких транспортных плечах. В США сланцевый газ смешивают с обычным и получается приемлемый технический, лишь бы не
коптил на кухне и где не надо. А уж при доступе к рафинированному-мечта! Но это дорого, а импортный СПГ не навозишься?
Огромные количества более дорогого по издержкам производства рафинированного метана (110 тысяч т в сутки), поступающие в ФРГ
по Nord Stream’у требуют хозяйского отношения, «золотой середины». Ну должна быть хоть капля дегтя в бочке меда! Можно
сравнить с дождевой дистиллированной водой и питьевой, содержащей минералы. Каждая хороша на своем месте и дождевую из
питьевой получить труднее, чем наоборот. И, если мы разбавим грамотно морскую воду дождевой, то получим питьевую. Как гденибудь посреди моря на плоту.
Если ожидания, связанные с эксплуатационной прочностью труб нового поколения [2], оправдаются, то, естественно, диаметр 1, 42 м
( у веток Трубы-1,22 м), больший на целых 20 см, уровня тоннеля, хоть и тесного, существенно улучшает условия передвижения и
повышения качества отделочно-доводочных работ работников, особенно со щуплым телосложением вьетнамцев внутри труб: после
сварки 2-х труб на участке стыка надо максимально загладить поверхность и нанести эпоксидное покрытие [2]. Наземные
трубопроводы в этом отношении выгодно отличаются от морских трубоукладчиков ограниченных габаритов и более тонких труб. Хоть
200-300 метровые участки сваренных труб (вентиляция хоть до степени сквозняка) спокойно обрабатывай с 2-х концов до разового
окончательного приваривания вставляемой под конец концов замковой трубы к уже пройденному участку.
Примечания:
[1] "Газпром" принял решение о целесообразности строительства еще двух ниток
Состав акционеров для четвертой нитки проекта "Северный поток" в Великобританию может измениться, сообщил глава "Газпрома"
Алексей Миллер, передает РИА "Новости". "Можно предположить, что по нитке, которая пройдет в континентальную Европу,
акционеры останутся прежними, а по четвертой нитке состав акционеров может быть другой", — уточнил Миллер. Участники проекта,
по его словам, определятся позже — после анализа проекта.
По его словам, "Газпром" уже принял решение о целесообразности строительства еще двух ниток "Северного потока". "Интерес был
проявлен со стороны British Petroleum", — отметил Миллер, пояснив при этом, что никаких договоренностей с ВР на данный момент
нет.
[2] http://www.warandpeace.ru/ru/reports/view/15676/
Какие современные технические решения будут применяться при сооружении газопровода?
— Газопровод будет состоять из трех секций с разной толщиной стенки трубы. Очевидно, что на разных участках трубопровода
рабочее давление будет существенно отличаться. С уменьшением давления будет уменьшаться и толщина стенки — от 41 до 27 мм.
Такое решение позволит значительно сэкономить расход дорогого высококачественного металла. Трубная сталь будет соответствовать
стандарту API 5LX-70. Внутренняя поверхность трубы будет покрыта эпоксидным покрытием, которое сглаживает ее шероховатость и
уменьшает сопротивление движению газа. Внутренние покрытия уже стали нормой для наземных газопроводов, они обеспечивают до
15% роста производительности.
Снаружи трубопровод защитит антикоррозионное полиэтиленовое или асфальтоэмалевое покрытие. И сверху — бетонная
«рубашка» толщиной от 60 до 150 мм и плотностью 3—4 кг/дм3. Вместо песка в таком бетоне используется железная руда. У
«рубашки» три задачи: утяжеление — чтобы труба гарантированно легла на дно; придание жесткости конструкции — чтобы при
перемещении придонных масс трубопровод не деформировался; защита от внешних воздействий — такому панцирю не повредит
даже брошенный якорь. Нам предстоит определить подрядчиков, которые будут обетонировать трубы. Защиту от коррозионной
активности морской воды обеспечат также анодные вставки, или так называемые жертвенные аноды.
А. Миллер на днях: «Уже готова к приему газа первая нитка газотранспортной системы нового поколения «Бованенково – Ухта». Этот
магистральный газопровод отличается уникальным сочетанием технологических параметров. Газопровод спроектирован на рабочее
давление 11,8 МПа (115,6 атм) из высокопрочных труб нового поколения диаметром 1420 мм с толщиной стенки до 33,4 мм. В
мировой практике опыт производства и применения в промышленных масштабах подобных труб до сих пор отсутствовал.
Инновационные технологические решения «Газпрома» позволили более чем в 2 раза повысить пропускную способность газопровода и
обеспечить высокую коммерческую эффективность проекта.»