Trans-Alaska-Pipeline

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

Inhaltsverzeichnis 1 Geschichte 2 Technik 3 Wartung 4 Weblinks 5 Quellenverweise

[Bearbeiten] 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.

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.

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.

Die Rohrleitung wurde einige Male beschädigt. Obwohl sie mit dem Gedanken an Erdbeben konstruiert wurde, ist sie durch bewusste Angriffe und möglicherweise ebenfalls durch Waldbrände gefährdet. 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. Seit 1995 ist es den Betreibern gelungen, 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 verrunkelte Bäume wegschaffen wollte, aus Versehen die Pipeline griff und sie in zwei Teile brach. Dabei gingen ca. 7000 Barrel (1100 m³) verloren.

Wie BP Anfang August 2006 bekannt gab, muss aufgrund von Leckagen an der Pipeline das Ölfeld nahe der Prudhoe Bay, dem größten Erdölvorkommen der USA, voraussichtlich für mehrere Monate geschlossen bleiben, da etwa 26 km Rohre getauscht werden müssen.^[1]

[Bearbeiten] Technik

Entlang der Rohrleitung stehen 11 Pumpstationen, in denen sich jeweils 4 Pumpen befinden. Jede elektrische Pumpe wird von Diesel oder Biogas-Generatoren angetrieben. Ursprünglich waren 12 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 verwenden, um die Wärme des durch die Rohrleitung fließenden Öls abzuleiten.

Das Öl, das mit einer Temperatur von ca. 80° Celsius aus dem Boden kommt, bewegt sich mit Temperaturen über 50° Celsius 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.

In diese Kategorie fällt auch die oberirdische Zick-Zack-Linienführung der Rohrleitung. Da sich eine Rohrleitung wesentlich mehr bewegt, wenn sie überirdisch verlegt ist, ermöglicht diese Zick-Zack-Konstruktion der Pipeline, sich in alle Richtungen ein wenig zu bewegen. Diese Bewegungen können durch Erdbeben oder temperaturbedingte Expansion oder Kontraktion entstehen. 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.

[Bearbeiten] Wartung

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 seine Zusammensetzung ermitteln kann.

[Bearbeiten] Weblinks

• offizielle Webseite der Alyeska Pipeline Service Company (englisch)

[Bearbeiten] Quellenverweise

1. ↑ Handelsblatt: Hiobsbotschaft aus Alaska. 8. Aug. 2006