摘 要

摘　要：目前我國尚無船舶LNG加氣站的設計規(guī)范。結合我國長江等內(nèi)河航道的自然條件，分析內(nèi)河航道船舶LNG加氣站建設的難點，提出可參考的相關規(guī)范，確定船舶LNG加氣站合理的建設規(guī)

摘　要：目前我國尚無船舶LNG加氣站的設計規(guī)范。結合我國長江等內(nèi)河航道的自然條件，分析內(nèi)河航道船舶LNG加氣站建設的難點，提出可參考的相關規(guī)范，確定船舶LNG加氣站合理的建設規(guī)模，進行水上加氣站與岸上加氣站的建設方案比選，提出具有可操作性的建設方案。研究岸上加氣站方案中由岸上LNG站區(qū)至隨水位變換位置的LNG躉船的LNG管道輸送這一關鍵技術問題，提出了解決措施。

關鍵詞：LNG船舶  船舶LNG加氣站  水上LNG加氣站  岸上LNG加氣站　LNG加氣躉船

Construction Scheme and Technology Study of Ship LNG Filling Stations

Abstract：At present，there is no design code for ship LNG filling stations in China．Combined with the natural conditions of inland waterways like Yangtze River，the difficulties for construction of ship LNG filling stations on inland waterways are analyzed．The related codes available for reference are put forward．The reasonable construction scale of ship LNG filling stations is determined．The construction schemes of overwater gas filling station and shore gas filling station are compared，and an operable construction scheme is proposed．The key technical problem of LNG pipeline transmission from shore LNG filling station to LNG filling barge which rises and falls with the water level in the shore gas filling station scheme is studied，and the corresponding solution is proposed．

Key words：LNG ship；ship LNG filling station；overwater LNG filling station；shore LNG filling station；LNG filling barge

 

1　概述

根據(jù)國家“十二五”發(fā)展規(guī)劃及《十二五節(jié)能減排綜合|生工作方案》(國發(fā)[2011]26號)要求，要大力推廣使用清潔能源節(jié)約和替代石油。根據(jù)2012年國務院《關于加快長江等內(nèi)河水運發(fā)展的意見》(國發(fā)[2011]2號)，將內(nèi)河水運發(fā)展上升為國家戰(zhàn)略，提出“要利用l0年左右的時間，建成暢通、高效、平安、綠色的現(xiàn)代化內(nèi)河水運體系”；交通運輸部發(fā)布的《公路水路交通運輸節(jié)能減排“十二五”規(guī)劃》中明確要求，至“十二五”末，營運船舶單位運輸周轉(zhuǎn)量能耗要比2005年下降14％，二氧化碳排放要比2005年下降15％，因此，要大力推進內(nèi)河航道運輸船舶的節(jié)能減排、清潔能源替代石油的工作^[1]。

LNG具有資源豐富、使用方便和排放清潔等特點，是船舶清潔燃料的首選。利用LNG替代燃油，調(diào)整優(yōu)化水運交通運輸?shù)哪茉唇Y構，既可緩解我國石油供需矛盾，又能達到節(jié)能減排、實現(xiàn)綠色航運的目標。“武輪拖302號”、“蘇宿貨1260號”和“長迅3號”等LNG一柴油雙燃料混合動力船試航成功，標志著我國已在內(nèi)河船舶油改氣關鍵技術上實現(xiàn)突破，長江等內(nèi)河航道使用天然氣的時代已經(jīng)到來。

目前我國尚無為船舶配套的LNC加氣站，加氣設施不配套成為推廣LNG作為船用清潔燃料的主要瓶頸，因此船用LNG加氣站建設迫在眉睫。就目前條件，我國船舶LNG加氣站建設存在以下難點：

①船舶LNG加氣站的行政法規(guī)、水上和岸上加氣站技術標準規(guī)范尚未完善，也未形成標準體系，大力推廣建設有較大的難度。

②長江、京杭大運河等內(nèi)河航道為我國黃金水道，其岸線資源有限，不論是岸上還是水上加氣站選址都比較困難。

③  內(nèi)河航道特別是長江上游區(qū)域枯水季與豐水季水位高差及水域范圍變化較大，如長江重慶流域枯水季與豐水季水位變化高差約30m。同時由于水位高差的變化造成江面水域?qū)挾茸兓^大，岸線水平位置變化可達160m，造成LNG燃料動力船隨季節(jié)水位不同而無法固定停泊位置，而LNG輸送管道均為低溫不銹鋼管道，不能伸縮變化。因此對LNG加氣管道系統(tǒng)的適應性要求遠遠高于陸上汽車LNG加氣和海上LNG運輸船裝卸系統(tǒng)的適應性。該問題成為內(nèi)河航道船舶LNG加氣站的首要技術難題。

2　參考規(guī)范

由于我國尚未出臺船舶LNG加氣站設計、施工及驗收一系列相關的標準規(guī)范，為盡快開展船舶LNG加氣站建設選址、設計等前期工作，應依據(jù)國家現(xiàn)行的關于LNG儲存、運輸、加氣有關規(guī)范及交通運輸部海事局、中國船級社有關LNG燃料船舶的規(guī)范、要求作為LNG加氣站建設的依據(jù)。建議采用以下標準規(guī)范及要求作為目前條件下船舶LNG加氣站建設的主要依據(jù)：

GB 50028-2006《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》；

GB 50156-2012《汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范》；

GB 50016-2006《建筑設計防火規(guī)范》；

國家能源局NB／T l001-2011《液化天然氣(LNG)汽車加氣站技術規(guī)范》；

交通運輸部JTS l65—5q009《液化天然氣碼頭設計規(guī)范》；

交通部海事局(<LNG燃料動力試點船舶技術要求》(2012年)；

交通部海事局《LNG燃料動力試點船舶關鍵設備技術要求》(2012年)；

中國船級社《內(nèi)河散裝運輸液化氣體船設備與構造規(guī)范》(2008年)；

中國船級社《氣體燃料動力船檢驗指南》(2011年)。

3　船舶LNG加氣站建設規(guī)模

3．1　建設規(guī)模依據(jù)

①根據(jù)<<LNG燃料動力試點船舶技術要求》，以液化天然氣或液化天然氣／燃油為燃料的國內(nèi)航行鋼質(zhì)船舶上所設LNG儲罐容積應不大于20m³，額定充裝率為90％，因此確定每艘船充裝量≤18m³。

②參照JTS l65-5-2009《液化天然氣碼頭設計規(guī)范》要求，LNG大型船舶不宜在夜間進行進出港和靠離泊作業(yè)，且在同一泊位不能同時進行加氣和卸氣作業(yè)。

目前我國內(nèi)河航道尚未允許運輸LNG的大型船舶通行。對內(nèi)河航道中以LNG為燃料的運輸船，其加注LNG燃料的要求參考該規(guī)范執(zhí)行。

③考慮到內(nèi)河航道為黃金水道，其岸線資源有限，LNG加氣站按滿足5000t級船舶的一個泊位考慮建站規(guī)模。

④參照JTS l65-5-2009《液化天然氣碼頭設計規(guī)范》及交通部海事局要求，大風、大霧等惡劣作業(yè)條件時，不得進行加氣和卸氣作業(yè)，因此每年作業(yè)時間按330天考慮。

3.2　建設規(guī)模確定

我國內(nèi)河航道行駛船舶主要為1000～5000t級運輸船，目前已經(jīng)實現(xiàn)了拖輪、散貨船等船舶的LNG-柴油雙燃料改裝試驗，并試航成功。

根據(jù)對長江等內(nèi)河航道行駛船舶現(xiàn)狀燃油加注情況的調(diào)查，3000～5000t級船舶加注燃油時間約為1h，其中靠泊、離岸時間約30min，燃油加注時間約30min。參照燃油加注時間，LNG燃料船舶的?？考凹幼r間也應控制在1h以內(nèi)，實際LNG加注時間約30min。

LNG加氣只能在白天作業(yè)，每天加氣按12艘船考慮，每艘船加氣量為18m³，則日LNG加氣規(guī)模為216m³／d。按一年工作330d考慮，年LNG加氣規(guī)模為7.12×10⁴m³／a(折合LNG 3.2×10⁴t／a)。

4　船舶LNG加氣站建設方案

4.1　概述

目前國內(nèi)尚無船舶LNG加氣站。對于改造、試航階段的船舶LNG燃料加注，“武輪拖302號”在碼頭由吊車整體吊裝更換LNG儲罐，“蘇宿貨1260號”和“長迅3號”則是LNG槽車在LNG燃料動力船舶附近直接進行LNG充裝。這些方式只是在無船舶LNG加氣站的條件下對試驗船舶進行LNG加氣的臨時措施^[2]。

作為內(nèi)河航道船舶清潔能源保障工程的船舶LNG加氣站建設，必須根據(jù)內(nèi)河航道的自然條件特別是水文條件進行考慮。結合國內(nèi)現(xiàn)行規(guī)范、條例及技術條件，從水上建站、岸上建站等多種渠道考慮建設方案。本文以長江重慶流域LNG加氣站建設為例，進行船舶LNG加氣站建設方案的對比分析。

該區(qū)域枯水季與豐水季水位變化高差約30m，同時由于水位高差的變化造成江面水域?qū)挾茸兓^大，岸線水平位置變化可達l60m。同時，航道范圍隨季節(jié)水位的變化要進行調(diào)整，因此LNG燃料動力船隨季節(jié)水位不同而無法固定停泊位置。

根據(jù)長江重慶流域水文條件及船舶LNG的加氣特點，船舶LNG加氣站可考慮船上儲氣、船上加氣(方案一，以下稱水上LNG加氣站)以及岸上儲氣、船上加氣(方案二，以下稱岸上LNG加氣站)兩種方案。兩種方案主要不同之處在于LNG的儲存位置不同，由此帶來的加氣技術方案及設施不同。

4．2　水上LNG氣站方案

4．2．1水上加氣站流程

該方案是將LNG的儲存、加氣及配套的供電、消防、控制設施均設在位于河道的LNG躉船上，進行船上儲存、船上加氣作業(yè)。

LNG槽車到岸上碼頭后，由大型纜車承載，通過架空斜坡道下行，將其運至LNG加氣躉船上，通過槽車自帶的卸車增壓氣化器將LNG卸入躉船上的LNG儲罐內(nèi)儲存，經(jīng)LNG泵加壓后通過LNG加氣機、加氣臂將LNG燃料加注至船上的LNG儲罐內(nèi)。

LNG槽車在躉船上卸完LNG后，再由纜車承載上行至岸上。

LNG儲存及加氣系統(tǒng)產(chǎn)生的BOG氣體經(jīng)儲存、加熱、調(diào)壓后，用于躉船發(fā)電自用，避免放散而造成浪費。

水上LNG加氣站方案流程見圖1。

 

4．2．2水上加氣站主要設施及布置

該方案主要設施包括岸上設施及水上設施兩大部分。

①岸上設施

該方案需在岸上建設生產(chǎn)輔助用房(含控制室、供配電室、消防水泵房、辦公室等)、消防水池、門衛(wèi)、絞車房、電子汽車衡等設施。該方案岸上設施占地約12000m²。

②水上設施

主要包括架空斜坡道及纜車、LNG躉船。

a．架空斜坡道及纜車

架空斜坡道為連接岸上陸地與水上LNG躉船的通道。本方案架空斜坡道前沿高程為151.0 m，后方岸上高程為183.0m，架空斜坡道長度為165m，寬度為5.4m，坡度為l9.4％。架空斜坡道共ll跨，跨距為15m。

架空斜坡道上設間距為3.5m的纜車軌道用于纜車通行。纜車長度為20m，寬度為4.2m，可承載儲量為50m³的LNG槽車。

b．LNG躉船

LNG躉船長度為90m寬度為18m，躉船上設250m³的LNG儲罐2臺，LNG潛液泵2臺，LNG加氣機2臺，LNG加氣臂2臺，BOG儲罐l臺，BOG加熱器l臺，BOG調(diào)壓器1套，同時設置相應的控制、消防、通信系統(tǒng)及備用發(fā)電系統(tǒng)。

水上LNG加氣站總平面布置見圖2。

 

4．2．3水上加氣站方案技術要點

該方案水上LNG躉船與岸上設施沒有工藝管道連接裝置，因此當季節(jié)水位發(fā)生變化時，LNG躉船隨之移動較方便。LNG加氣躉船與LNG燃料船之間相對位置保持穩(wěn)定，LNG躉船的移動對加氣操作影響較小。

該方案岸上設施較少，占地面積較小。受航道范圍影響，架空斜坡道坡度為19.4％，大大超出LNG站內(nèi)道路坡度不大于8％的要求。位于岸上的LNG槽車需由架空斜坡道上的纜車承載沿斜坡道下行至躉船，將LNG卸入儲罐內(nèi)，然后再由纜車承載上行至岸上。纜車從岸上向躉船下行時由絞車房內(nèi)的卷揚機及鋼纜制動，防止下行速度過快；纜車從躉船向岸上行駛時由卷揚機及鋼纜拖動。因纜車及LNG槽車總質(zhì)量約80t，斜坡道坡度大，上、下行風

險均很大，對安全措施要求很高。

該方案在躉船上儲存LNG，參照JTS l65-5-2009((液化天然氣碼頭設計規(guī)范》要求，LNG槽車向躉船上卸氣、LNG躉船向LNG燃料船舶加氣不能同時進行。

水上LNG加氣站架空斜坡道及LNG槽車運輸方式見圖3。

 

4．3　岸上LNG加氣站方案

4．3．1岸上加氣站流程

該方案是將LNG的裝卸、儲存及配套的供電、消防、控制設施設在岸上的LNG站區(qū)內(nèi)，水上的躉船上不設LNG儲罐，只設LNG加氣機、加氣臂等加氣設施，進行岸上儲存、船上加氣作業(yè)。

LNG槽車到岸上LNG站區(qū)后，在岸上站區(qū)LNG裝卸臺通過卸車增壓氣化器對槽車儲罐進行增壓，利用壓差將槽車內(nèi)的LNG卸至站內(nèi)LNG儲罐儲存，經(jīng)儲罐增壓器增壓及LNG泵加壓，通過架空斜坡道上的LNG低溫管道將LNG輸送至LNG加氣躉船，再經(jīng)躉船上的LNG加氣機、加氣臂向LNG燃料船舶加氣。

LNG儲存及加氣系統(tǒng)產(chǎn)生的BOG氣體經(jīng)儲存、加熱、調(diào)壓后，部分供岸上站內(nèi)生活自用，其余部分供應站外用戶。

岸上LNG加氣站流程見圖4。

 

4．3．2岸上加氣站主要設施及布置

該方案主要設施包括岸上設施及水上設施兩大部分。

①岸上設施

該方案岸上設施按生產(chǎn)區(qū)及輔助區(qū)進行分區(qū)布置。

生產(chǎn)區(qū)包括LNG儲罐區(qū)(設150m³的LNG儲罐4臺、儲罐增壓氣化器、LNG泵)、工藝裝置區(qū)(包括卸車臺、卸車增壓氣化器、BOG儲罐、BOG加熱器、BOG調(diào)壓器等)、放散管、電子汽車衡；輔助區(qū)包括生產(chǎn)輔助用房(含控制室、備用柴油發(fā)電機房、消防水泵房、辦公室等)、消防水池、門衛(wèi)等設施。該方案岸上設施占地約18000m²。

②水上設施

水上設施主要包括架空斜坡道、LNG躉船。

a．架空斜坡道

架空斜坡道為連接岸上陸地與水上LNG躉船的通道，上面設置管道支架用于敷設LNG管、BOG管、消防水管、電力電纜、儀表電纜等。

該方案架空斜坡道前沿高程為153.9m，后方岸上高程為183.0m。架空斜坡道長度為150m，坡度為l9.4％，寬度為5.4m。架空斜坡道共10跨，跨距為15m。

b．LNG躉船

由于該方案LNG躉船上不設置LNG儲罐，因此LNG躉船尺寸減小至長度為80m、寬度為l4m，躉船上設LNG加氣機2臺、LNG加氣臂2臺，以及相應的控制、配電、消防設施。

該方案在躉船上設置了長度為30m、寬度為3.0m的鋼引橋與斜坡道連接，鋼引橋上設有LNG管、BOG管、消防水管、電力電纜、儀表電纜等分別與躉船及斜坡道上的管線連接。

岸上LNG加氣站總平面布置見圖5。

 

4．3．3岸上加氣站方案技術要點

該方案LNG躉船與LNG燃料船之間相對位置也保持穩(wěn)定，LNG躉船設置鋼引橋與架空斜坡道連接。架空斜坡道上的LNG及BOG工藝管道與LNG躉船鋼引橋上相應的工藝管道連接。架空斜坡道上的工藝管道采用低溫不銹鋼管，不可伸縮，因此斜坡道上工藝管道設置分段閥門。當水位變化時，移動LNG躉船(含鋼引橋)，使工藝管道接口移至斜坡道水面以上的分段接口。該接口以下的工藝管道(位于水中)采用氮氣置換，不存在LNG介質(zhì)。

該方案躉船上不儲存LNG，因此LNG槽車向岸上LNG儲罐卸氣、水上LNG躉船向LNG燃料船舶加氣可同時進行。

該方案當水位發(fā)生變化時需要變換LNG管道接口，操作較復雜。但此水位變化為季節(jié)性的，頻率較低，無需經(jīng)常操作。

岸上LNG加氣站架空斜坡道、LNG躉船及加氣方式見圖6。

 

4．4　方案比較

4．4．1造價比較

結合上述水上LNG加氣站方案、岸上LNG加氣站方案的建設內(nèi)容，對兩個方案進行技術經(jīng)濟比較。船舶LNG加氣站方案造價見表1。

 

4．4．2各方案優(yōu)缺點

①方案一

a．優(yōu)點

加氣受水位變化的影響小，適應性強，操作方便；LNG輸送管道短，管道中幾乎沒有BOG產(chǎn)生，管道LNG損耗??；岸上占地面積較小。

b．缺點

LNG儲存于航道上的躉船內(nèi)，目前尚無國家規(guī)范可依，尚未通過海事局認證。

LNG槽車由纜車承載沿斜坡道行駛，斜坡道坡度過大，為19.4%，LNG槽車及纜車質(zhì)量大，約80t，纜車上下行安全風險大；LNG儲存于躉船上，加氣與卸氣不可同時進行，加氣時間受限制；架空斜坡道較長，施工工期略長，對通航行洪影響較大；造價較高。

②方案二

a．優(yōu)點

儲氣罐布置于岸上，安全可靠性強；有現(xiàn)行國家規(guī)范作為設計、施工依據(jù)；岸上LNG卸氣與船上LNG加氣可同時進行，LNG加氣時間不受影響，充分滿足加氣船舶的需求；岸上LNG儲存設施可預留位置，加氣規(guī)模有發(fā)展余地；架空斜坡道長度短，施工工期略短，對通航行洪影響??；造價較低。

b．缺點

航道水位發(fā)生較大變化時，LNG管道需隨水位變化調(diào)整接口，操作較復雜；LNG輸送管道長，對管道材料及保冷要求高，管道中有BOG產(chǎn)生，管道有LNG損耗；岸上占地面積較大。

4．4．3推薦方案

根據(jù)上述船舶LNG加氣方案的技術經(jīng)濟比較，從運行安全可靠、節(jié)省造價、有利于項目審批及建設的角度出發(fā)，推薦方案二即岸上儲氣、船上加氣的岸上LNG加氣站方案。

5　LNG管道輸送措施

5.1　輸送方案

對于船舶岸上LNG加氣站的方案，由岸上LNG站區(qū)至隨水位變換位置的LNG躉船的LNG管道輸送是本方案的關鍵技術重點。

本方案在岸上LNG站區(qū)與水上LNG躉船之間設置架空斜坡道，并在躉船上設置鋼引橋作為架空斜坡道與躉船之間的連接裝置。架空斜坡道上敷設固定的LNG、BOG輸送工藝管道，架空斜坡上LNG管道每15m設置水平分段閥，每段上再設置支管與引橋上LNG、BOG管道連接；在鋼引橋上設置LNG、BOG輸送管道，兩端設置LNG、BOG真空低溫軟管，分別與架空斜坡道上LNG、BOG真空管及LNG躉船上的LNG、BOG管道連接，形成完整的工藝輸送系統(tǒng)。

當航道水位發(fā)生變化需要向岸上方向移動LNG躉船時，關閉斜坡道上與鋼引橋上管道連接的閥門，將該閥門至上游欲接的閥門之間的管道內(nèi)的LNG用BOG、氮氣卸至LNG杜瓦瓶內(nèi)，然后移動躉船及鋼引橋，使躉船鋼引橋上的LNG、BOG管道與斜坡道上相應位置的LNG、BOG支管閥門連接，從而實現(xiàn)LNG、BOG輸送管道隨水位變化而變化。架空斜坡道上位于鋼引橋管道接口以下的LNG管道、BOG管道經(jīng)置換后管內(nèi)介質(zhì)為氮氣，這樣保證位于水下的工藝管道中介質(zhì)始終為氮氣，保證運行安全。

一般航道水位的變化屬于季節(jié)性的變化，因此LNG、BOG管道變換接口也是季節(jié)性的，無需每日頻繁操作。

5．2　LNG真空絕熱低溫管道

5．2．1真空絕熱管道

LNG工藝管道為低溫管道，操作溫度約-l62℃，設計溫度為-l96℃，設計壓力為l.6MPa。管材既要保證良好的焊接性能，又要保證低溫下足夠的強度、韌性及耐腐蝕性。

本方案架空斜坡道上LNG低溫管道由于會被水淹沒，因此該段LNG管材及絕熱保冷措施要求特殊。

架空斜坡道上LNG管道及BOG管道采用抗腐蝕性強的316L不銹鋼無縫鋼管。為保證斜坡道上的LNG工藝管道在水下環(huán)境的絕熱保冷性能，該管道采用真空絕熱管道。真空絕熱管道由內(nèi)管、外管以及多層絕熱材料組成，夾層內(nèi)由多層絕熱材料復合而成，以減少輻射傳熱；另外將夾層抽成高真空狀態(tài)，以降低對流傳熱；從而把內(nèi)管冷量損失控制到最低限度，充分滿足低溫LNG輸送保冷需求^[3]。

架空斜坡道上的LNG輸送管道內(nèi)管為公稱直徑80mm的真空絕熱低溫管道，BOG管道內(nèi)管為公稱直徑50mm的真空絕熱低溫管道。真空絕熱低溫管參數(shù)見表2。

 

本方案中鋼引橋與躉船、斜坡道兩端銜接處LNG與BOG管道設置不銹鋼低溫真空絕熱軟管，以便LNG加氣躉船移動時變換LNG管道接口并留有適當變形的余地。真空絕熱低溫軟管的設計壓力、設計溫度、管材與真空絕熱低溫管相同。

5．2．2真空絕熱管件

①真空絕熱低溫管道的三通、彎頭等管件為不銹鋼絕熱真空管件，材質(zhì)與管道相同，為316L。

②真空絕熱低溫管配套法蘭為真空法蘭(插拔式連接)，材質(zhì)為316L。

5．2．3真空絕熱低溫球閥

架空斜坡道上的真空絕熱管道上的配套閥門為真空絕熱低溫球閥，設計壓力為l．6 MPa，材質(zhì)為316L。

5．2．4連接方式

真空絕熱低溫管道間采用法蘭連接，管道與管件、閥門采用焊接。

由于低溫絕熱管道現(xiàn)場焊接困難，真空度難以保證，管道與管件的連接一般根據(jù)現(xiàn)場布置要求在生產(chǎn)廠內(nèi)分段生產(chǎn)，形成管段單元，然后到現(xiàn)場安裝，管道單元間采用法蘭連接。

6　結語

本方案以長江重慶流域LNG加氣站建設為例，進行船舶LNG加氣站建設方案的對比分析，建議建設岸上LNG加氣站，提出船用LNG加氣站技術核心問題，積極采用新技術、新材料，為建設船用LNG加氣站提出具有可操作性的技術方案，突破了內(nèi)河航道推廣利用LNG這一優(yōu)質(zhì)、清潔能源的瓶頸。同時進一步延伸了LNG的利用領域，為節(jié)能減排提供新的技術措施。

 

參考文獻：

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[2]王世榮．我國內(nèi)河柴油一LNG雙燃料動力船舶的現(xiàn)狀分析與建議[J]．中國水運，2011，ll(7)：4-7．

[3]張敏丹．LNG輸送管路的絕熱保冷[J]．深冷技術，2005(5)：18-21．

 

本文作者：王衛(wèi)琳  賴建波  林  權  張元榮  高永和  楊小剛

作者單位：中國市政工程華北設計研究總院

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