Балтийский газовой межконтакт
| Балтийский газовой межконтакт | |
|---|---|
| Расположение | |
| Страна | Германия Дания Швеция |
| От | Росток |
| Проходит через | Балтийское море |
| К | Avedøre и Trelleborg |
| Общая информация | |
| Тип | природный газ |
| Партнеры | Донг Энергия Hng VNG - VerbundNetz GAS AG E.on Sverige Энергия Гетеборга Энергия Лунда Öresundskraft |
| Ожидал | отменен |
| Техническая информация | |
| Length | 200 km (120 mi) |
| Maximum discharge | 3 billion cubic metres (110×109 cu ft) |
| Diameter | 32 in (813 mm) |
Межконкторан Baltic Gas был проектом 2001 года подводного трубопровода природного газа в Балтийском море между Германией, Данией и Швецией. Трубопровод будет связывать существующие трубопроводные сети южных скандинавских и континентальных европейских стран, чтобы обеспечить непрерывную поставку природного газа. [ 1 ]
Маршрут
[ редактировать ]В Германии земля трубопровода должна была быть в районе Ростока в северо-восточной части Германии. [ 2 ] Немецкая секция должна была включить в компрессорную станцию и соединение с существующей газовой сетью. Длина запланированной оффшорной секции составляла около 200 километров (120 миль). Датская посадочная точка должна была быть в Авенёре в восточной части Дании, и был запланирован трубопровод для соединения с электростанцией Avedøre . В Швеции точка приземления должна была находиться в Треллеборге на южной оконечности Швеции, а шведская секция на берегу должна была продолжить приблизительно 20 километров (12 миль) до существующей газовой сетки.
Technical features
[edit]The pipeline was designed for a pressure of 150 bars (15 MPa) with a diameter of 28 to 32 inches (710 to 810 mm). The planned annual capacity was 3 billion cubic metres (110 billion cubic feet) with option for later increase up to 10 billion cubic metres (350 billion cubic feet).[3]
The consortium to build the Baltic Gas Interconnector consisted of DONG Energy (originally Energi E2), Hovedstadsregionens Naturgas (HNG), VNG - Verbundnetz Gas AG, E.ON Sverige AB, Göteborgs Energi, Lunds Energi and Öresundskraft.[1][3]
Feasibility study
[edit]The feasibility study which was completed in 2001 included market assessment, seabed survey, offshore and onshore installations estimated total cost to be €225 million ($202.3 million). The pipeline was scheduled to become operational circa 2004–2005.[4] Environmental impact assessment started in 2002. Authorization from Swedish government was given in 2004, by Denmark – in 2005. The last phase of authorization was to come from Germany, in 2006. The project was not implemented.
During the initial stages of the project, gas was planned to be transported from the North Sea which is now in depletion. Consequently, Russian gas was considered as an alternative source for the pipeline, and implementation of BGI was revisited in 2007 and the Nord Stream 1 pipeline was considered to be connected to the Swedish pipeline network.[5]
References
[edit]- ^ Jump up to: a b "Baltic Gas Interconnector Info". Baltic Gas Interconnector. Archived from the original on 12 April 2005. Retrieved 1 December 2009.
- ^ IEA (2004). Энергетическая политика стран МЕА: Швеция 2004 . ОЭСР . п. 80. ISBN 978-92-64-10793-9 .
- ^ Jump up to: а беременный IEA (2008). Энергетическая политика стран МЕА: Швеция 2008 (PDF) . ОЭСР . п. 67. ISBN 978-92-64-04333-6 Полем Архивировано из оригинала (PDF) 1 октября 2011 года . Получено 8 августа 2011 года .
- ^ «ЕС кив для балтийской газовой трубы» . Вверх по течению онлайн . 19 марта 2001 г. Получено 1 декабря 2009 года .
- ^ Расследование в соответствии со статьей 17 Регламента (ЕС) № 1/2003 в европейских секторах газа и электроэнергии (окончательный отчет) (PDF) . Брюссель: Комиссия европейских общин . 10 января 2007 года. Архивировано из оригинала (PDF) 25 октября 2012 года . Получено 1 декабря 2009 года .
