«Северный поток»: бенчмарк трубопроводной индустрии - Технологии - Статьи журнала
13 мин
23
0

«Северный поток»: бенчмарк трубопроводной индустрии

«Северный поток»: бенчмарк трубопроводной индустрии

Магистральный газопровод протяженностью 1224 км через Балтийское море, состоящий из двух ниток диаметром 48 дюймов - «Северный поток», стал крупнейшим морским газопроводом в мире. Как шла подготовка и реализация проекта?

О проекте «Северный поток» 

«Северный поток» - магистральный газопровод через Балтийское море, который может ежегодно поставлять до 55 млрд м3 газа в Европу на протяжении минимум 50 лет. Газопровод протяженностью 1224 км берет свое начало в бухте Портовая вблизи Выборга и тянется до Любмина, Германия. Для строительства одной нитки газопровода потребовалось примерно 100 000 труб весом 24 т каждая. Тщательно разработанный маршрут газопровода через Балтийское море был согласован с государственными органами пяти государств, через воды которых он проходит. Строительство первой нитки газопровода «Северный поток» началось в апреле 2010 года, обе нитки были введены в строй в октябре 2012 года по графику и в рамках бюджета.

рис 1.jpg

Проект был реализован силами четырех стран: России, Германии, Голландии и Франции. ОАО «Газпром» владеет 51% капитала. Германские компании BASF SE/ Wintershall Holding GmbH и E.ON SE имеют равные доли по 15,5%. Доли голландской газовой инфраструктурной компании N.V. Nederlandse Gasunie и французской энергетической компании GDF SUEZ S.A. составляют по 9%. Головной офис и центр управления газопроводом находятся в Цуге, Швейцария. Для планирования, строительства и эксплуатации морского газопровода через Балтийское море был создан международный консорциум – компания Nord Stream AG.

Природный газ играет важную роль в структуре энергетики Европейского Союза, при этом добыча газа в ЕС снижается. В 2012 году в ЕС было импортировано 304 млрд м3 газа. Соединяя крупнейшие в мире газовые месторождения России напрямую с европейской газопроводной сетью, «Северный поток» обеспечивает надежный и эффективный маршрут, по которому можно поставлять более 11% совокупной потребности Евросоюза в природном газе (478 млрд м3 в 2012 году). «Северный поток» на протяжении десятилетий будет играть значительную роль в обеспечении энергетической безопасности Европы, особенно в контексте прогнозируемого роста потребности ЕС в газе до 149 млрд м3 к 2040 году. (Источник: Международное энергетическое агентство, World Energy Outlook, 2014 год). 

В 2006 году решением Европейской комиссии, Европейского парламента и Европейского Совета Nord Stream объявлен проектом, «отвечающим интересам всей Европы». Проекту Nord Stream присвоен статус трансъевропейской сети (Trans-European Energy Networks — TEN-Е). Это означает, что он является одним из приоритетных европейских проектов в области энергетической инфраструктуры.

Проектирование и строительство

На стадии проектирования газопровода компания Nord Stream провела самые масштабные исследования в истории Балтийского моря, консультации с правительствами, государственными органами и экспертами во всех странах Балтийского региона, с целью обеспечения безопасности жителей и экологии во время строительства и эксплуатации газопровода. Экологический мониторинг на сегодняшний день подтверждает, что воздействие газопровода на экологию находится в соответствии со значениями, полученными при оценке воздействия на окружающую среду (ОВОС). В ряде случаев воздействие было намного ниже, чем предполагалось.

Перед началом инженерных работ вдоль всего маршрута газопровода были проведены подробные исследования окружающей среды Балтийского моря, а также морского дна с целью обнаружения возможных препятствий. В ходе этих работ с помощью гидролокатора бокового обзора было получено детальное изображение морфологии морского дна и объектов, находящихся на нем. Затем инженеры определили оптимальный маршрут, а также приняли решение о том, в каких местах надо произвести подготовку морского дна перед укладкой трубы, для того чтобы, например, избежать ее провисания. Кроме того, было определено, в каких местах газопровод будет заглубляться в траншею для обеспечения устойчивого положения на дне, а также каким образом обойти препятствия или сложные районы. Этап планирования маршрута и проведения экологических исследований занял несколько больше времени, чем планировалось. Так, в соответствии с пожеланиями Дании и Финляндии была проведена дополнительная корректировка маршрута в районе острова Борнхольм в датских водах, в исключительной экономической зоне Финляндии. Каждый новый вариант маршрута потребовал дополнительных исследований дна, детального технического проектирования и экологической оценки.

Технический дизайн газопровода разработала Saipem Energy Services S.p.A. (Италия). Поставки труб для первой линии осуществляли немецкая Europipe (75%) и российская ОМК (25%). Для второй линии газопровода трубы произвели Europipe (65%), ОМК (25%) и японская Sumito (10%). Для оказания услуг по логистике и нанесению утяжеляющего бетонного покрытия компания Nord Stream подписала контракт с французской EUPEC. Подрядчиком по трубоукладке стала компания итальянская компания Saipem. Строительство российского берегового участка протяженностью 1,5 км и береговых сооружений (установка камер приема и запуска диагностических очистных устройств, запорной арматуры) произвела российская компания «Стройгазконсалтинг». Nord Stream также привлекала российские компании для проведения морских исследований, испытаний сварных стыков и проектирования газопровода.

Подготовка труб

Стальные трубы с внутренним эпоксидным покрытием для снижения трения и наружным полиэтиленовым покрытием для предотвращения коррозии были не готовы к укладке на дно. Требовался еще один этап. Для придания трубам устойчивости на дне моря и для их защиты требовалось утяжеляющее бетонное покрытие. Для доставки труб на оба завода по нанесению утяжеляющего покрытия использовались экологичные виды транспорта – суда и железная дорога. Покрытие толщиной от 60 до 110 мм в зависимости от участка газопровода удваивало среднюю массу труб с 12 до 24 т. Чтобы соответствовать плану поставок и экологическим требованиям, было решено построить два новых завода по нанесению покрытия. Чтобы уложиться в жесткие сроки, французская компания EUPEC Pipecoatings, обеспечивающая логистику и нанесение бетонного покрытия, начала строить завод в г. Мукран (Германия) уже весной 2008 г. Строительство завода в финском городе Котка было намечено на следующую зиму. Мукран и Котка, где были обетонированы 60% и 40% труб соответственно, удачно расположены в крайних точках коридора трассы. В обоих городах имелись железнодорожные станция и порт для доставки сырья, а также площадки, достаточные для хранения сырья и труб до и после нанесения бетонного покрытия.

Укладка газопровода

В проекте использовалось 148 судов. В любой момент во время строительства работало как минимум 12 из них. Вокруг трубоукладочных судов была установлена запретная зона до 3 км. Труба на дно моря укладывалась при помощи трех основных трубоукладочных судов, каждое из которых имеет свою специфику. В первую очередь это судно Solitaire компании Allseas – самое большое трубоукладочное судно в мире: его длина со стингером составляет 367 м, а ширина – 41 м. При помощи этого судна труба укладывалась в Финском заливе. Система динамического позиционирования позволяет судну Solitare точно осуществлять маневрирование и работать без якорей. Второе судно – Castoro Sei компании Saipem, его длина со стингером составляет 193 м,  а ширина – 70,5 м. Во время укладки трубы позиционирование данного судна осуществляется с помощью системы из 12 якорей и движителей. При помощи данного судна выполнялось около 70% работ по укладке газопровода. И третье судно – Castoro Dieci. Его длина со стингером 165 м, ширина – 37 м. Это плоскодонное трубоукладочное судно с низкой осадкой. Уложить трубу на мелководье у побережья Германии было посильно только ему. Длина отрезка трубопровода, уложенного Castoro Dieci, составила всего 28 км. По сути, процесс укладки трубопровода у судов Solitare и Castoro Dieci одинаков.

рис 1.jpg

Как только обетонированные трубы поступали на борт трубоукладочного судна, фактически начинался процесс строительства газопровода. Трубы размещались на площадках трубоукладочных судов, где проводилась их инспекция с целью обнаружения возможных повреждений, возникших при транспортировке. Торцы каждой 12-метровой трубы (весом 25 тонн каждая) обрабатывались для обеспечения требуемой геометрии кромок, после чего труба направлялась на вспомогательную монтажную линию, где производилось  сварка двухтрубных плетей длиной 24 метра. Здесь осуществлялась проверка качества сварного соединения этой двухтрубной плети с помощью системы автоматической ультразвуковой дефектоскопии для выявления и оценки возможных дефектов. Затем плеть перемещалась на основную монтажную линию. В ходе подготовки к сварке с ниткой газопровода производилась очистка внутренней поверхности плети, предварительный нагрев торца трубы, который будет привариваться к нитке, а также выравнивание плети с ниткой газопровода, уже находящейся на основной монтажной линии. Далее двухтрубная плеть приваривалась к укладываемой нитке с помощью системы полуавтоматической сварки. Затем качество сварного соединения проверялось методом автоматической ультразвуковой дефектоскопии.

После проверки качества сварки монтажный стык полностью закрывался термоусадочной манжетой для защиты от коррозии. Под термическим воздействием манжета сжимается, создавая водонепроницаемую изоляцию монтажного стыка. Вокруг сварного шва устанавливалась и закреплялась стальная форма, в которую заливался полиуретан для заполнения кольцевого зазора и обеспечения механической защиты термоусадочной манжеты.

Такой способ укладки называется «S метод». То есть труба принимает S-образную форму, и при натяжении мы увеличиваем радиус изгиба. Если натяжение ослабить, то труба сломается. Минимальный допустимый радиус изгиба при работе судов Solitare и Castoro Dieci составляет 2 км. Castoro Dieci в свою очередь укладывает трубу без приготовленных двухтрубных секций, т.е. труба сразу соединяется с торцом нитки газопровода. Самая глубокая точка укладки трубы на трассе – 212 м. Длина одной трубы – 12 м. В одной нитке газопровода 101 000 труб.

Периодически с помощью подводных аппаратов с дистанционным управлением (ROV) производился мониторинг положения газопровода. Полученные данные передавались непосредственно на трубоукладочное судно. Проведение такого рода мониторинга особенно важно в местах пересечения кабельных линий или вблизи затонувших кораблей. Как только трубоукладка была завершена, проводилась съемка  с помощью ROV , чтобы задокументировать точное положение газопровода. Эти исследования также могли выявить любые повреждения газопровода и определить расстояние между  газопроводом и другими объектами, расположенными на дне.  Они также позволяли получить подтверждение, что параметры свободных пролетов не превышали допустимых значений.

После завершения строительных работ три секции газопровода (КР 0-300; КР 300-675; КР 675- 1224) были заполнены водой и подвергнуты гидравлическим испытаниям.

рис 1.jpg

Эти испытания осуществлялись по отдельности из-за разницы в толщине стенок труб, которая зависит от давления газа внутри газопровода -  от 220 бар на входе газа в России (бухта Портовая – КР 0) до 100 бар на приемном терминале в Грайфсвальде (КР 1224). Во время испытаний секции газопровода по меньшей мере в течение 24 часов были подвергнуты воздействию давления, превышающего рабочее значение. Это было необходимо для проверки механической прочности и целостности газопровода, то есть оно подтвердило, что газопровод может выдерживать рабочее давление без потерь.

После окончания гидравлических испытаний секции газопровода были соединены между собой под водой на отметках КР 300 и  675, то есть в тех точках, где толщина стенок труб снижается. Для выполнения гипербарической сварки на дне в месте соединения двух труб будет установлена сварочная камера. Сваривание двух секций нитки газопровода внутри сварочной камеры включает демонтаж оголовков, подготовку торцов, сварку и неразрушающий контроль. После выполнения этих операций камеру убирали, а правильность позиции газопровода была подтверждена в процессе обследования. После того как, все секции газопровода были соединены между собой, вода из газопровода была удалена, и газопровод был заполнен азотом.

Эксплуатация газопровода

Компания Nord Stream управляет четырьмя объектами газотранспортной системы:

·         Береговые сооружения в бухте Портовая рядом с Выборгом (Россия), которые соединены с магистральным газопроводом «Грязовец – Выборг» и являются частью российской газотранспортной сети.

·         Береговые сооружения в Любмине (Германия), где морской газопровод соединяется с европейской сетью через газопроводы OPAL и NEL;

·         Центр управления, расположенный в головном офисе компании Nord Stream в швейцарском городе Цуг, откуда осуществляется контроль и управление газопроводом;

·         Резервный центр управления для обеспечения дополнительной безопасности во время эксплуатации.

рис 1.jpg

Береговые сооружения охватывают участок газопровода между береговой линией и соединительными газопроводами: в России до компрессорной станции «Портовая» и в Германии до приемного терминала в Грайфсвальде. Оборудование, необходимое для эксплуатации газопровода, располагается на береговых участках и включает системы аварийного отключения и запорной арматуры для отделения морской части газопровода от сухопутной, и множество датчиков для контроля важнейших параметров, таких как давление, температура, качество и поток газа. Для обеспечения контроля целостности газопровода каждые несколько лет запускаются интеллектуальные поршни для очистки и диагностики газопровода. Для запуска и извлечения поршней были установлены камеры запуска в России и камеры приема в Германии.

Контроль и управление эксплуатацией газотранспортной системы «Северный поток» осуществляется из центра управления, который находится в головном офисе Nord Stream в Цуге. Операторы в центре управления контролируют и координируют процесс эксплуатации газотранспортной системы. Они поддерживают постоянную связь, как c оператором ООО «Газпром Трансгаз Санкт-Петербург», так и с оператором приемного терминала в Грайфсвальде. Операторы отслеживают передвижение газа по газопроводу, чтобы убедиться, что система функционирует в штатном режиме. Центр управления соединен с датчиками и запорной арматурой через выделенные кабельные и спутниковые линии связи, что позволяет операторам отслеживать все параметры движения газа в удаленном режиме, а также при необходимости управлять запорной арматурой газопровода. Центр управления оборудован большой видео-панелью, а также рабочими местами для операторов и инженеров. Газопровод находится под контролем круглосуточно и без выходных. Для обеспечения дополнительной безопасности центр дистанционного управления, оснащенный независимой системой связи, дублируется.

В обеспечении безопасного управления транспортировкой газа диспетчерам помогает целый ряд «умных» систем контроля. Совокупность таких систем контроля, устройств управления и мер безопасности составляет «Pipeline Control and Communication System» (PCCS). Эта система установлена в Центре управления в Цуге.

Технический персонал имеет доступ ко всем данным с датчиков, установленных по обе стороны системы, и из этих точек может осуществлять удаленное управление запорной арматурой, следить за осуществлением технического обслуживания и внутренней инспекции газопровода с помощью поршней. Кроме того, кранами аварийного закрытия управляют надежные автоматические механизмы. Оборудование газопровода и административные сооружения защищены системой пожаротушения.

Прежде чем газ поступает в газопровод «Северный поток», его качество проверяется газовыми хроматографами, установленными на компрессорной станции «Портовая», а также на береговом участке Nord Stream в России, где проводится анализ его состава. Помимо этого, проверяются давление, скорость потока и температура, а также выполняется контроль того, чтобы точки росы по углеводороду и воде не превышали установленных значений с целью исключения образования гидрата и/или конденсата. Компания Nord Stream в любое время имеет право отказать в приеме газа в точке входа, если газ не соответствует спецификациям.

Техническое обслуживание газопроводной системы

Для обеспечения надежности, доступности и безопасности газотранспортной системы разработан комплекс мер по ее техническому обслуживанию, указанный в концепции целостности газопровода «Северный поток». Система задействует все ключевые компоненты: нитки газопровода, оборудование для контроля и мониторинга на береговых участках, а также оборудование центра управления в Цуге и резервного центра управления.

На береговых участках регулярно проводятся техническое обслуживание, инспекции, проверка и ремонт систем безопасности газопровода, связи, энергоснабжения, пожаро- и газообнаружения, а также запорных и отсечных кранов.

Основные работы по техническому обслуживанию морской части газопровода связаны с мониторингом его текущего состояния относительно исходного и включают внешнюю и внутреннюю инспекцию. Внешняя инспекция осуществляется исследовательскими судами с использованием дистанционно управляемых подводных аппаратов (ROV) для визуальной и инструментальной проверки состояния газопровода. Базовые инспекции каждой из ниток были выполнены в 2012 и 2013 гг соответственно.

Внутренняя инспекция с помощью диагностических устройств позволяет, прежде всего, обнаруживать изменения толщины стенки газопровода, а также наличие вмятин на нем, если таковые появляются. Интеллектуальные поршни запускаются из камеры запуска на береговом участке в России и перемещаются вместе с потоком газа, а затем извлекаются из камеры приема поршней на береговом участке в Германии.

рис 1.jpg

Внутренняя инспекция, выполненная в 2013 г. сразу после ввода газопровода в эксплуатацию, дала исходные данные о состоянии газопровода, подтвердив отсутствие существенных дефектов. Эти данные представляют базовую информацию о состоянии газопровода  на начальном этапе эксплуатации. Проведение регулярной внутритрубной диагностики запланировано каждые 7-10 лет с целью подтверждения отсутствия механических и коррозионных повреждений, а также определения географических координат для проверки смещения трубопровода относительно положения после укладки.

По плану проведение ремонтных работ на газопроводе «Северный поток» не потребуется на протяжении всего минимального срока эксплуатации 50 лет благодаря использованию высококачественных материалов и его надежной конструкции. Тем не менее, на случай маловероятной деформации или повреждения газопровода под действием внешних факторов разработан план ремонта газопровода, являющийся частью корпоративной политики управления активами.

Ремонтные работы потребуют тщательной технической проработки и планирования с использованием специального оборудования и запасных частей, а также мобилизации соответствующей техники и судов. Вероятнее всего, на время крупного ремонта подача газа будет существенно сокращена или приостановлена.

Для обеспечения постоянной готовности к проведению ремонта Nord Stream заключил договор на ремонтное обслуживание с компанией Saipem. При возникновении необходимости в ремонтных работах такой договор обеспечит выполнение всех технических, логистических, морских инспекционных и строительных работ, необходимых для восстановления эксплуатации газопровода в кратчайшие сроки, что будет способствовать обеспечению уже изначально высокого уровня безопасности и надежности. Nord Stream также является членом пула системы ремонта трубопроводов компании Statoil и имеет доступ к его ремонтному оборудованию, в том числе к оборудованию для гипербарической сварки на дне моря.

 



Статья ««Северный поток»: бенчмарк трубопроводной индустрии» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№5, 2015)

Авторы:
Читайте также