摘 要

摘　要：目前我国尚无船舶LNG加气站的设计规范。结合我国长江等内河航道的自然条件，分析内河航道船舶LNG加气站建设的难点，提出可参考的相关规范，确定船舶LNG加气站合理的建设规

摘　要：目前我国尚无船舶LNG加气站的设计规范。结合我国长江等内河航道的自然条件，分析内河航道船舶LNG加气站建设的难点，提出可参考的相关规范，确定船舶LNG加气站合理的建设规模，进行水上加气站与岸上加气站的建设方案比选，提出具有可操作性的建设方案。研究岸上加气站方案中由岸上LNG站区至随水位变换位置的LNG趸船的LNG管道输送这一关键技术问题，提出了解决措施。

关键词：LNG船舶  船舶LNG加气站  水上LNG加气站  岸上LNG加气站　LNG加气趸船

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

根据国家“十二五”发展规划及《十二五节能减排综合|生工作方案》(国发[2011]26号)要求，要大力推广使用清洁能源节约和替代石油。根据2012年国务院《关于加快长江等内河水运发展的意见》(国发[2011]2号)，将内河水运发展上升为国家战略，提出“要利用l0年左右的时间，建成畅通、高效、平安、绿色的现代化内河水运体系”；交通运输部发布的《公路水路交通运输节能减排“十二五”规划》中明确要求，至“十二五”末，营运船舶单位运输周转量能耗要比2005年下降14％，二氧化碳排放要比2005年下降15％，因此，要大力推进内河航道运输船舶的节能减排、清洁能源替代石油的工作^[1]。

LNG具有资源丰富、使用方便和排放清洁等特点，是船舶清洁燃料的首选。利用LNG替代燃油，调整优化水运交通运输的能源结构，既可缓解我国石油供需矛盾，又能达到节能减排、实现绿色航运的目标。“武轮拖302号”、“苏宿货1260号”和“长迅3号”等LNG一柴油双燃料混合动力船试航成功，标志着我国已在内河船舶油改气关键技术上实现突破，长江等内河航道使用天然气的时代已经到来。

目前我国尚无为船舶配套的LNC加气站，加气设施不配套成为推广LNG作为船用清洁燃料的主要瓶颈，因此船用LNG加气站建设迫在眉睫。就目前条件，我国船舶LNG加气站建设存在以下难点：

①船舶LNG加气站的行政法规、水上和岸上加气站技术标准规范尚未完善，也未形成标准体系，大力推广建设有较大的难度。

②长江、京杭大运河等内河航道为我国黄金水道，其岸线资源有限，不论是岸上还是水上加气站选址都比较困难。

③  内河航道特别是长江上游区域枯水季与丰水季水位高差及水域范围变化较大，如长江重庆流域枯水季与丰水季水位变化高差约30m。同时由于水位高差的变化造成江面水域宽度变化较大，岸线水平位置变化可达160m，造成LNG燃料动力船随季节水位不同而无法固定停泊位置，而LNG输送管道均为低温不锈钢管道，不能伸缩变化。因此对LNG加气管道系统的适应性要求远远高于陆上汽车LNG加气和海上LNG运输船装卸系统的适应性。该问题成为内河航道船舶LNG加气站的首要技术难题。

2　参考规范

由于我国尚未出台船舶LNG加气站设计、施工及验收一系列相关的标准规范，为尽快开展船舶LNG加气站建设选址、设计等前期工作，应依据国家现行的关于LNG储存、运输、加气有关规范及交通运输部海事局、中国船级社有关LNG燃料船舶的规范、要求作为LNG加气站建设的依据。建议采用以下标准规范及要求作为目前条件下船舶LNG加气站建设的主要依据：

GB 50028-2006《城镇燃气设计规范》；

GB 50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》；

GB 50016-2006《建筑设计防火规范》；

国家能源局NB／T l001-2011《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》；

交通运输部JTS l65—5q009《液化天然气码头设计规范》；

交通部海事局(<LNG燃料动力试点船舶技术要求》(2012年)；

交通部海事局《LNG燃料动力试点船舶关键设备技术要求》(2012年)；

中国船级社《内河散装运输液化气体船设备与构造规范》(2008年)；

中国船级社《气体燃料动力船检验指南》(2011年)。

3　船舶LNG加气站建设规模

3．1　建设规模依据

①根据<<LNG燃料动力试点船舶技术要求》，以液化天然气或液化天然气／燃油为燃料的国内航行钢质船舶上所设LNG储罐容积应不大于20m³，额定充装率为90％，因此确定每艘船充装量≤18m³。

②参照JTS l65-5-2009《液化天然气码头设计规范》要求，LNG大型船舶不宜在夜间进行进出港和靠离泊作业，且在同一泊位不能同时进行加气和卸气作业。

目前我国内河航道尚未允许运输LNG的大型船舶通行。对内河航道中以LNG为燃料的运输船，其加注LNG燃料的要求参考该规范执行。

③考虑到内河航道为黄金水道，其岸线资源有限，LNG加气站按满足5000t级船舶的一个泊位考虑建站规模。

④参照JTS l65-5-2009《液化天然气码头设计规范》及交通部海事局要求，大风、大雾等恶劣作业条件时，不得进行加气和卸气作业，因此每年作业时间按330天考虑。

3.2　建设规模确定

我国内河航道行驶船舶主要为1000～5000t级运输船，目前已经实现了拖轮、散货船等船舶的LNG-柴油双燃料改装试验，并试航成功。

根据对长江等内河航道行驶船舶现状燃油加注情况的调查，3000～5000t级船舶加注燃油时间约为1h，其中靠泊、离岸时间约30min，燃油加注时间约30min。参照燃油加注时间，LNG燃料船舶的停靠及加注时间也应控制在1h以内，实际LNG加注时间约30min。

LNG加气只能在白天作业，每天加气按12艘船考虑，每艘船加气量为18m³，则日LNG加气规模为216m³／d。按一年工作330d考虑，年LNG加气规模为7.12×10⁴m³／a(折合LNG 3.2×10⁴t／a)。

4　船舶LNG加气站建设方案

4.1　概述

目前国内尚无船舶LNG加气站。对于改造、试航阶段的船舶LNG燃料加注，“武轮拖302号”在码头由吊车整体吊装更换LNG储罐，“苏宿货1260号”和“长迅3号”则是LNG槽车在LNG燃料动力船舶附近直接进行LNG充装。这些方式只是在无船舶LNG加气站的条件下对试验船舶进行LNG加气的临时措施^[2]。

作为内河航道船舶清洁能源保障工程的船舶LNG加气站建设，必须根据内河航道的自然条件特别是水文条件进行考虑。结合国内现行规范、条例及技术条件，从水上建站、岸上建站等多种渠道考虑建设方案。本文以长江重庆流域LNG加气站建设为例，进行船舶LNG加气站建设方案的对比分析。

该区域枯水季与丰水季水位变化高差约30m，同时由于水位高差的变化造成江面水域宽度变化较大，岸线水平位置变化可达l60m。同时，航道范围随季节水位的变化要进行调整，因此LNG燃料动力船随季节水位不同而无法固定停泊位置。

根据长江重庆流域水文条件及船舶LNG的加气特点，船舶LNG加气站可考虑船上储气、船上加气(方案一，以下称水上LNG加气站)以及岸上储气、船上加气(方案二，以下称岸上LNG加气站)两种方案。两种方案主要不同之处在于LNG的储存位置不同，由此带来的加气技术方案及设施不同。

4．2　水上LNG气站方案

4．2．1水上加气站流程

该方案是将LNG的储存、加气及配套的供电、消防、控制设施均设在位于河道的LNG趸船上，进行船上储存、船上加气作业。

LNG槽车到岸上码头后，由大型缆车承载，通过架空斜坡道下行，将其运至LNG加气趸船上，通过槽车自带的卸车增压气化器将LNG卸入趸船上的LNG储罐内储存，经LNG泵加压后通过LNG加气机、加气臂将LNG燃料加注至船上的LNG储罐内。

LNG槽车在趸船上卸完LNG后，再由缆车承载上行至岸上。

LNG储存及加气系统产生的BOG气体经储存、加热、调压后，用于趸船发电自用，避免放散而造成浪费。

水上LNG加气站方案流程见图1。

 

4．2．2水上加气站主要设施及布置

该方案主要设施包括岸上设施及水上设施两大部分。

①岸上设施

该方案需在岸上建设生产辅助用房(含控制室、供配电室、消防水泵房、办公室等)、消防水池、门卫、绞车房、电子汽车衡等设施。该方案岸上设施占地约12000m²。

②水上设施

主要包括架空斜坡道及缆车、LNG趸船。

a．架空斜坡道及缆车

架空斜坡道为连接岸上陆地与水上LNG趸船的通道。本方案架空斜坡道前沿高程为151.0 m，后方岸上高程为183.0m，架空斜坡道长度为165m，宽度为5.4m，坡度为l9.4％。架空斜坡道共ll跨，跨距为15m。

架空斜坡道上设间距为3.5m的缆车轨道用于缆车通行。缆车长度为20m，宽度为4.2m，可承载储量为50m³的LNG槽车。

b．LNG趸船

LNG趸船长度为90m宽度为18m，趸船上设250m³的LNG储罐2台，LNG潜液泵2台，LNG加气机2台，LNG加气臂2台，BOG储罐l台，BOG加热器l台，BOG调压器1套，同时设置相应的控制、消防、通信系统及备用发电系统。

水上LNG加气站总平面布置见图2。

 

4．2．3水上加气站方案技术要点

该方案水上LNG趸船与岸上设施没有工艺管道连接装置，因此当季节水位发生变化时，LNG趸船随之移动较方便。LNG加气趸船与LNG燃料船之间相对位置保持稳定，LNG趸船的移动对加气操作影响较小。

该方案岸上设施较少，占地面积较小。受航道范围影响，架空斜坡道坡度为19.4％，大大超出LNG站内道路坡度不大于8％的要求。位于岸上的LNG槽车需由架空斜坡道上的缆车承载沿斜坡道下行至趸船，将LNG卸入储罐内，然后再由缆车承载上行至岸上。缆车从岸上向趸船下行时由绞车房内的卷扬机及钢缆制动，防止下行速度过快；缆车从趸船向岸上行驶时由卷扬机及钢缆拖动。因缆车及LNG槽车总质量约80t，斜坡道坡度大，上、下行风

险均很大，对安全措施要求很高。

该方案在趸船上储存LNG，参照JTS l65-5-2009((液化天然气码头设计规范》要求，LNG槽车向趸船上卸气、LNG趸船向LNG燃料船舶加气不能同时进行。

水上LNG加气站架空斜坡道及LNG槽车运输方式见图3。

 

4．3　岸上LNG加气站方案

4．3．1岸上加气站流程

该方案是将LNG的装卸、储存及配套的供电、消防、控制设施设在岸上的LNG站区内，水上的趸船上不设LNG储罐，只设LNG加气机、加气臂等加气设施，进行岸上储存、船上加气作业。

LNG槽车到岸上LNG站区后，在岸上站区LNG装卸台通过卸车增压气化器对槽车储罐进行增压，利用压差将槽车内的LNG卸至站内LNG储罐储存，经储罐增压器增压及LNG泵加压，通过架空斜坡道上的LNG低温管道将LNG输送至LNG加气趸船，再经趸船上的LNG加气机、加气臂向LNG燃料船舶加气。

LNG储存及加气系统产生的BOG气体经储存、加热、调压后，部分供岸上站内生活自用，其余部分供应站外用户。

岸上LNG加气站流程见图4。

 

4．3．2岸上加气站主要设施及布置

该方案主要设施包括岸上设施及水上设施两大部分。

①岸上设施

该方案岸上设施按生产区及辅助区进行分区布置。

生产区包括LNG储罐区(设150m³的LNG储罐4台、储罐增压气化器、LNG泵)、工艺装置区(包括卸车台、卸车增压气化器、BOG储罐、BOG加热器、BOG调压器等)、放散管、电子汽车衡；辅助区包括生产辅助用房(含控制室、备用柴油发电机房、消防水泵房、办公室等)、消防水池、门卫等设施。该方案岸上设施占地约18000m²。

②水上设施

水上设施主要包括架空斜坡道、LNG趸船。

a．架空斜坡道

架空斜坡道为连接岸上陆地与水上LNG趸船的通道，上面设置管道支架用于敷设LNG管、BOG管、消防水管、电力电缆、仪表电缆等。

该方案架空斜坡道前沿高程为153.9m，后方岸上高程为183.0m。架空斜坡道长度为150m，坡度为l9.4％，宽度为5.4m。架空斜坡道共10跨，跨距为15m。

b．LNG趸船

由于该方案LNG趸船上不设置LNG储罐，因此LNG趸船尺寸减小至长度为80m、宽度为l4m，趸船上设LNG加气机2台、LNG加气臂2台，以及相应的控制、配电、消防设施。

该方案在趸船上设置了长度为30m、宽度为3.0m的钢引桥与斜坡道连接，钢引桥上设有LNG管、BOG管、消防水管、电力电缆、仪表电缆等分别与趸船及斜坡道上的管线连接。

岸上LNG加气站总平面布置见图5。

 

4．3．3岸上加气站方案技术要点

该方案LNG趸船与LNG燃料船之间相对位置也保持稳定，LNG趸船设置钢引桥与架空斜坡道连接。架空斜坡道上的LNG及BOG工艺管道与LNG趸船钢引桥上相应的工艺管道连接。架空斜坡道上的工艺管道采用低温不锈钢管，不可伸缩，因此斜坡道上工艺管道设置分段阀门。当水位变化时，移动LNG趸船(含钢引桥)，使工艺管道接口移至斜坡道水面以上的分段接口。该接口以下的工艺管道(位于水中)采用氮气置换，不存在LNG介质。

该方案趸船上不储存LNG，因此LNG槽车向岸上LNG储罐卸气、水上LNG趸船向LNG燃料船舶加气可同时进行。

该方案当水位发生变化时需要变换LNG管道接口，操作较复杂。但此水位变化为季节性的，频率较低，无需经常操作。

岸上LNG加气站架空斜坡道、LNG趸船及加气方式见图6。

 

4．4　方案比较

4．4．1造价比较

结合上述水上LNG加气站方案、岸上LNG加气站方案的建设内容，对两个方案进行技术经济比较。船舶LNG加气站方案造价见表1。

 

4．4．2各方案优缺点

①方案一

a．优点

加气受水位变化的影响小，适应性强，操作方便；LNG输送管道短，管道中几乎没有BOG产生，管道LNG损耗小；岸上占地面积较小。

b．缺点

LNG储存于航道上的趸船内，目前尚无国家规范可依，尚未通过海事局认证。

LNG槽车由缆车承载沿斜坡道行驶，斜坡道坡度过大，为19.4%，LNG槽车及缆车质量大，约80t，缆车上下行安全风险大；LNG储存于趸船上，加气与卸气不可同时进行，加气时间受限制；架空斜坡道较长，施工工期略长，对通航行洪影响较大；造价较高。

②方案二

a．优点

储气罐布置于岸上，安全可靠性强；有现行国家规范作为设计、施工依据；岸上LNG卸气与船上LNG加气可同时进行，LNG加气时间不受影响，充分满足加气船舶的需求；岸上LNG储存设施可预留位置，加气规模有发展余地；架空斜坡道长度短，施工工期略短，对通航行洪影响小；造价较低。

b．缺点

航道水位发生较大变化时，LNG管道需随水位变化调整接口，操作较复杂；LNG输送管道长，对管道材料及保冷要求高，管道中有BOG产生，管道有LNG损耗；岸上占地面积较大。

4．4．3推荐方案

根据上述船舶LNG加气方案的技术经济比较，从运行安全可靠、节省造价、有利于项目审批及建设的角度出发，推荐方案二即岸上储气、船上加气的岸上LNG加气站方案。

5　LNG管道输送措施

5.1　输送方案

对于船舶岸上LNG加气站的方案，由岸上LNG站区至随水位变换位置的LNG趸船的LNG管道输送是本方案的关键技术重点。

本方案在岸上LNG站区与水上LNG趸船之间设置架空斜坡道，并在趸船上设置钢引桥作为架空斜坡道与趸船之间的连接装置。架空斜坡道上敷设固定的LNG、BOG输送工艺管道，架空斜坡上LNG管道每15m设置水平分段阀，每段上再设置支管与引桥上LNG、BOG管道连接；在钢引桥上设置LNG、BOG输送管道，两端设置LNG、BOG真空低温软管，分别与架空斜坡道上LNG、BOG真空管及LNG趸船上的LNG、BOG管道连接，形成完整的工艺输送系统。

当航道水位发生变化需要向岸上方向移动LNG趸船时，关闭斜坡道上与钢引桥上管道连接的阀门，将该阀门至上游欲接的阀门之间的管道内的LNG用BOG、氮气卸至LNG杜瓦瓶内，然后移动趸船及钢引桥，使趸船钢引桥上的LNG、BOG管道与斜坡道上相应位置的LNG、BOG支管阀门连接，从而实现LNG、BOG输送管道随水位变化而变化。架空斜坡道上位于钢引桥管道接口以下的LNG管道、BOG管道经置换后管内介质为氮气，这样保证位于水下的工艺管道中介质始终为氮气，保证运行安全。

一般航道水位的变化属于季节性的变化，因此LNG、BOG管道变换接口也是季节性的，无需每日频繁操作。

5．2　LNG真空绝热低温管道

5．2．1真空绝热管道

LNG工艺管道为低温管道，操作温度约-l62℃，设计温度为-l96℃，设计压力为l.6MPa。管材既要保证良好的焊接性能，又要保证低温下足够的强度、韧性及耐腐蚀性。

本方案架空斜坡道上LNG低温管道由于会被水淹没，因此该段LNG管材及绝热保冷措施要求特殊。

架空斜坡道上LNG管道及BOG管道采用抗腐蚀性强的316L不锈钢无缝钢管。为保证斜坡道上的LNG工艺管道在水下环境的绝热保冷性能，该管道采用真空绝热管道。真空绝热管道由内管、外管以及多层绝热材料组成，夹层内由多层绝热材料复合而成，以减少辐射传热；另外将夹层抽成高真空状态，以降低对流传热；从而把内管冷量损失控制到最低限度，充分满足低温LNG输送保冷需求^[3]。

架空斜坡道上的LNG输送管道内管为公称直径80mm的真空绝热低温管道，BOG管道内管为公称直径50mm的真空绝热低温管道。真空绝热低温管参数见表2。

 

本方案中钢引桥与趸船、斜坡道两端衔接处LNG与BOG管道设置不锈钢低温真空绝热软管，以便LNG加气趸船移动时变换LNG管道接口并留有适当变形的余地。真空绝热低温软管的设计压力、设计温度、管材与真空绝热低温管相同。

5．2．2真空绝热管件

①真空绝热低温管道的三通、弯头等管件为不锈钢绝热真空管件，材质与管道相同，为316L。

②真空绝热低温管配套法兰为真空法兰(插拔式连接)，材质为316L。

5．2．3真空绝热低温球阀

架空斜坡道上的真空绝热管道上的配套阀门为真空绝热低温球阀，设计压力为l．6 MPa，材质为316L。

5．2．4连接方式

真空绝热低温管道间采用法兰连接，管道与管件、阀门采用焊接。

由于低温绝热管道现场焊接困难，真空度难以保证，管道与管件的连接一般根据现场布置要求在生产厂内分段生产，形成管段单元，然后到现场安装，管道单元间采用法兰连接。

6　结语

本方案以长江重庆流域LNG加气站建设为例，进行船舶LNG加气站建设方案的对比分析，建议建设岸上LNG加气站，提出船用LNG加气站技术核心问题，积极采用新技术、新材料，为建设船用LNG加气站提出具有可操作性的技术方案，突破了内河航道推广利用LNG这一优质、清洁能源的瓶颈。同时进一步延伸了LNG的利用领域，为节能减排提供新的技术措施。

 

参考文献：

[1]王卫琳，林权．采用LNG作为船舶燃料的探讨[J]．煤气与热力，2013，33(3)：Bl0-Bl4．

[2]王世荣．我国内河柴油一LNG双燃料动力船舶的现状分析与建议[J]．中国水运，2011，ll(7)：4-7．

[3]张敏丹．LNG输送管路的绝热保冷[J]．深冷技术，2005(5)：18-21．

 

本文作者：王卫琳  赖建波  林  权  张元荣  高永和  杨小刚

作者单位：中国市政工程华北设计研究总院

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