Trans-Alaska-Pipeline

Verlauf der Trans-Alaska-Pipeline

Trans-Alaska-Pipeline

Die Trans-Alaska-Pipeline ist eine Erdölleitung in Alaska/USA. Sie verläuft 1287 km von der Prudhoe Bay im Norden zum eisfreien Hafen Valdez am Prince William Sound im Süden.

Geschichte

1968 wurde in der Prudhoe Bay Erdöl entdeckt. Eine Pipeline wurde als einzige durchführbare Lösung betrachtet, das Öl zum nächsten eisfreien Hafen im 1280 km entfernten Valdez zu transportieren. Die Ölfirmen mit Förderrechten schlossen sich in dem Konsortium der Alyeska Pipeline Service Company zusammen, um die Pipeline entwerfen, bauen und betreiben zu können. Richard Nixon erlaubte den Bau der Pipeline durch die Unterzeichnung des „Trans-Alaska Pipeline Authorization Act“ am 16. November 1973.^[1]

Die Pipeline, deren Durchmesser 1,22 m beträgt, wurde zwischen dem 27. März 1975 und dem 31. Mai 1977 für insgesamt 8 Milliarden US-Dollar gebaut. Die Röhre wurde in sechs Bauabschnitten von fünf verschiedenen Vertragspartnern gebaut, die zusammen in der Hochphase der Bauarbeiten 21.000 Menschen beschäftigten. 31 davon starben bei Unfällen während des Baus.

Die 799 Meilen (etwa 1285 Kilometer) Entfernung, die es zu überbrücken galt, bargen einige besondere Herausforderungen. Neben der rauhen Umgebung war dies unter anderem die Notwendigkeit, drei Gebirgsketten sowie unzählige Flüsse und Ströme zu überqueren. Außerdem zwang der Permafrostboden Alaskas die Konstrukteure dazu, die Pipeline fast über die Hälfte der Länge auf Stelzen zu bauen. Dies wurde nötig, da die Pipeline sonst durch den Temperaturunterschied zwischen dem Erdöl und der Umgebung das Eis geschmolzen hätte und darin versunken wäre.

Deshalb wurde vor Beginn der Arbeiten fünf Jahre lang die Umgebung beobachtet, sowie geologische Proben entnommen. Auch während des Aufbaus der Rohrleitung wurden oft Geologen gerufen, um zuvor unentdeckte Stellen zu untersuchen, die durch Grabungen betroffen waren.

Die Pipeline wurde mit dem Gedanken an Erdbeben konstruiert, ist aber durch bewusste Angriffe und möglicherweise ebenfalls durch Waldbrände gefährdet.

Am 20. Juni 1977 floss zum ersten Mal Erdöl durch die Pipeline. Seit damals sind über 13 Milliarden Barrel (2,1 Milliarden m³) durchgeflossen, mit einem Spitzenwert von 2,1 Millionen Barrel (330.000 m³) pro Tag im Jahr 1988. Mit dem Öl wurden mehr als 16.000 Tanker am Marine-Terminal in Valdez gefüllt. Das Terminal bietet Liegeplätze für vier Schiffe gleichzeitig und hat 1,4 Milliarden US-Dollar gekostet. Der erste beladene Tanker, die ARCO Juneau, verließ das Terminal am 1. August 1977.

Schadensfälle

Die Rohrleitung wurde einige Male beschädigt.

Im Februar 1978 verlor man 16.000 Barrel (2500 m³) Rohöl durch eine vorsätzlich herbeigeführte Explosion in der Nähe von Steele Creek, Fairbanks. Es konnte allerdings kein Schuldiger gefunden werden.

Zwischen 1977 und 1994 gab es im Jahresdurchschnitt 30 bis 40 Lecks, wobei die letzten vier Jahre mit insgesamt 164 Lecks den Löwenanteil ausmachen. Allerdings war keine dieser Beschädigungen wirklich schwerwiegend. Ab 1995 gelang es den Betreibern, die Anzahl der Lecks derart zu reduzieren, dass zwischen 1997 und 2000 nur insgesamt drei Barrel Rohöl verloren wurden.

Obwohl die Rohrleitung selbst kugelsicher ist, gelang es am 4. Oktober 2001 einem betrunkenen Jäger, ein Loch in eine Schweißnaht zu schießen, wodurch 6000 Barrel (950 m³) verloren gingen. Der Jäger wurde später festgenommen.

Eine weitere Beschädigung gab es 2003, als ein Bagger, der Bäume wegschaffen wollte, aus Versehen die Pipeline griff und sie in zwei Teile brach. Dabei gingen ca. 7000 Barrel (1100 m³) verloren.

März 2006: Leck in der Pipeline

Am 2. März 2006 wurde von einem Mitarbeiter der BP Exploration (Alaska) ein großes Ölleck in der westlichen Prudhoe Bay entdeckt. Mindestens 267.000 Gallonen (ca. 1010,7 m³) Öl liefen aus und machten es zum bisher größten Ölausfluss im nördlichen Alaska.

August 2006: Vorübergehende Schließung der Pipeline

Die Havarie vom März 2006 veranlasste das United States Department of Transportation, von BP eine Inspektion auf Korrosion der Röhren mit einem sogenannten Diagnosemolch zu verlangen. Dieser Inspektionsroboter kann durch das Innere der Leitungen laufen und die Wandstärke der Leitungen überprüfen. Dabei entdeckte BP zum Teil gravierende Korrosionsschäden.

Daraufhin kündigte BP am 6. August 2006 an, dass eine Strecke von etwa 25,75 km (16 Meilen) der Pipeline in der Bucht ersetzt werden müssten. Auf dieser Strecke habe die Wandstärke um bis zu 80 % von ursprünglich 10 mm durch Korrosion verloren. BP zeigte sich überrascht, solch gravierende Korrosionen vorzufinden. Das Unternehmen betonte aber, dass regelmäßige Korrosionskontrollen in Abstimmung mit den Behörden durchgeführt worden seien. Die Leitungen seien regelmäßig mit chemischen Mitteln zum Korrosionsschutz gespült und regelmäßig per Ultraschall untersucht worden. Bei BP sei man davon ausgegangen, dass diese Methoden geeignet und ausreichend seien. Wie sich nun herausgestellt habe, sei dies nicht der Fall.

Die unerwartet starke Korrosion war durch elektrische Spannungen von bis zu 12 Volt entstanden, welche durch Sonnenstürme und damit verbundene geomagnetische Stürme in die metallische Röhre induziert wurde.^[2] Das Unternehmen entschloss sich daraufhin zur vorübergehenden Schließung.

Am 11. August gab BP bekannt, dass die Produktion im westlichen Teil des Prudhoe Bay Ölfeldes fortgesetzt wird. Diese Entscheidung basiere auf neuen Untersuchungsergebnissen und sei in Absprache mit den staatlichen Behörden erfolgt. Nachdem BP Ende September auch die Produktion im östlichen Teil des Ölfeldes mit Genehmigung durch das US-Verkehrsministerium wieder aufgenommen hatte, liegt die tägliche Ausbringungsmenge nun (Ende Oktober 2006) wieder bei mehr als 400.000 Barrel. Diese Menge entspricht der Produktion vor dem 6. August 2006. Experten schätzen die Höhe der Steuerausfälle für den Staat Alaska auf ungefähr US$ 6.4 Millionen täglich.

Mai 2010: großer Schadensfall

Ein neuer Unfall ereignete sich im Mai 2010, bei dem über 100,000 Gallonen (ca. 380 m³) Öl freigesetzt wurden.^[3]

Januar 2011: Schadensfall

Die Pipeline musste am 8. Januar 2011 wegen eines Lecks die Kapazität verringern, per 17. Januar wurde nach den Reparaturarbeiten wieder die volle Kapazität erreicht.^[4]

Technik

Technische Daten[5]
Bauzeit	29. April 1974 bis 20. Juni 1977
Todesfälle	32 während der Bauzeit 10 seit Errichtung
Länge	1.288 km
Rohrdurchmesser	außen: 1,22 m
Wanddicke	1,17 cm (auf 750 km) 1,43 cm (auf 538 km)
Dicke d. Rohrisolation	9,5 cm
Aufstützpunkte	78.000
Füllvolumen	9.059.057 Barrel = 1.440 Mio. l
Durchflussleistung	759.081 Barrel/Tag = 120 Mio. l/Tag = 83.800 l/Min.
Durchflussgeschw.	6 km/h
Durchflusszeit	11,9 Tage
Maximaldruck	81,4 bar
Temp. des Rohöls	44 °C (Einspeisung) 14 °C (Auslaß)
Hauptventile	178
Kraftstoffverbrauch der Anlagen	794.900 l/Tag
Molch-Intervalle	Reinigung: alle 7-14 Tage Untersuchung: alle 3 Jahre
Höchster Punkt	1.444 m ü. NN
Steigung	max. 145 ‰ (Thompson Pass)
Pipeline-Brücken	13
Flussquerungen	~034 große ~500 kleine
Wildquerungsstellen	Überführung: 554 Unterführung: 23 dav. 2 gekühlt

Pipeline auf Ständern

Pumpstation #9

Entlang der Rohrleitung stehen elf Pumpstationen, in denen sich jeweils vier Pumpen befinden. Jede elektrische Pumpe wird von Diesel oder Biogas-Generatoren angetrieben. Ursprünglich waren zwölf Pumpstationen geplant gewesen, Pumpstation 11 wurde jedoch nie gebaut. Dies erklärt auch die Lücke innerhalb der Nummerierung der Stationen. Normalerweise werden nur ca. sieben der Stationen gleichzeitig betrieben, was sich durch den geplanten Einsatz von neueren Hochleistungspumpen noch weiter verringern dürfte.

In den Bereichen mit tauanfälligem Dauerfrostboden, in denen die Pipeline wegen Verkehrskreuzungen oder Lawinenhängen vergraben werden musste, wurde sie in einem isolierten und gekühlten Kanal verlegt. Kühlanlagen in der Umgebung pumpen kalte Salzlösung in 15 cm dicken Rohren durch den Boden um die vergrabene Pipeline. Die Lösung absorbiert die von der Pipeline erzeugte Wärme und kühlt dadurch den Boden. An anderen Stellen wurde je nach Empfindlichkeit des Bodens mit konventionellen Kanälen oder ungekühlten, aber isolierten Kanälen gearbeitet.

In einigen erhöht gelagerten Teilen der Pipeline werden Radiatoren innerhalb der senkrechten Stützen benutzt, welche die passive Konvektion des wasserfreien Ammoniaks nach dem Prinzip der Heatpipe verwenden, um die Wärme des durch die Rohrleitung fließenden Öls abzuleiten.

Das Öl, das mit einer Temperatur von ca. 80 °C aus dem Boden kommt, bewegt sich mit Temperaturen über 50 °C durch die Rohrleitung. Ohne besagte Wärmerohre würde die Hitze aus der Röhre an den Stützen in den Boden abgeleitet werden, was den Dauerfrostboden zum Schmelzen bringen würde. Dadurch würde die Pipeline versinken und wahrscheinlich beschädigt werden.

Das in den Wärmerohren enthaltene Ammoniak absorbiert die Wärme und verdampft am Boden der Stützen, um anschließend zu den Spitzen der Radiatoren aufzusteigen, wo die dort kühlere Luft die Kondensation hervorruft. Nun fließt das Ammoniak zurück zum Boden, wo es erneut verdampft und der Kreislauf beginnt von vorne. Da der Siedepunkt des Ammoniaks deutlich niedriger ist als die Temperatur des Dauerfrostbodens, funktioniert diese Methode das ganze Jahr hindurch. Ingenieure und Mitarbeiter, die für die Wartung zuständig sind, betrachten dieses einfache Kühlsystem mittels Konvektion als größte Innovation, die im Zusammenhang mit der Pipeline entwickelt wurde.

Um der Pipeline bei thermischen Längenänderungen oder Erdbeben Bewegungsspielraum zu lassen, verläuft sie in mehr oder weniger ausgeprägter Zick-Zack-Spur. Die Stützstreben der Pipeline besitzen spezielle „Schuhe“, um diese Bewegungen ebenfalls zu ermöglichen. Außerdem sind dort Knautschzonen vorgesehen, um plötzliche Stoßeinwirkungen durch Erdbeben, Lawinen oder Fahrzeuge auszugleichen.

Wartung

Trans-Alaska-Pipeline mit Karibu

Die Rohrleitung wird mehrmals täglich inspiziert, was meist aus der Luft geschieht. Durch die günstige Lage der Inspektionsbasen kann die gesamte Pipeline in nur zwei Stunden untersucht werden. Die Inspektionen dauern aber meist länger, um eine gewisse Gründlichkeit der Untersuchung sicherzustellen.

Eine weitere Methode sind spezielle Messgeräte, sog. Molche, die in regelmäßigen Abständen durch die Leitung geschickt werden. Manche davon werden benutzt, um Paraffinablagerungen im Inneren der Rohrleitung zu entfernen, während andere über eine komplexe Elektronik verfügen, die während des Flusses im Rohöl genaue Messwerte über dessen Zusammensetzung ermitteln können.

Einzelnachweise

1. ↑ American Experience . The Alaska Pipeline . Timeline | PBS
2. ↑ Sonnenstürme setzen Pipeline unter Strom. In: Spiegel online 10 August 2006. Abgerufen am 29. August 2010
3. ↑ Smart Pig: BP's OTHER Spill. (online)
4. ↑ Pump Station 1 Booster Pump Piping Incident, alaska.gov am 17. Januar 2011
5. ↑ the facts, trans alaska pipeline system, Broschüre der Alyeska pipeline Service Company

Weblinks

 Commons: Trans-Alaska-Pipeline – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

• offizielle Webseite der Alyeska Pipeline Service Company (englisch)

64.157222222222-145.84888888889

Koordinaten: 64° 9′ 26″ N, 145° 50′ 56″ W