上海市船舶液化天然气加注站设计导则.docx
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上海市船舶液化天然气加注站设计导则.docx
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上海市船舶液化天然气加注站设计导则
上海市船舶液化天然气加注站设计导则
(试行)
上海市船舶液化天然气加注站设计导则
(试行)
主编部门:
上海燃气工程设计研究有限公司
上海中交水运设计研究有限公司
前言
目前,国家和行业在船舶液化天然气加注领域的规范尚未完善,也未形成标准体系,为推进上海市船舶液化天然气加注站的建设试点,根据上海市交通委员会的要求,现阶段采用导则的形式规范上海市船舶液化天然气加注站的推广和应用。
本导则由上海燃气工程设计研究有限公司会同有关单位共同编制完成。
本导则编制过程中,遵照国家有关安全、环保、节能减排的政策,结合我国车船用液化天然气产业发展的现状,广泛调查国内现有船舶液化天然气加注站工程建设情况,研究、吸收国际先进标准,并广泛征求了有关设计、施工、科研和管理等方面的意见,对其中主要问题进行了多次讨论和协调,最后经审查定稿。
本导则共分14章,其主要内容有:
总则,术语、符号及缩略语,基本规定,选址,总平面布置,加注工艺及设施,船岸界面,水域建(构)筑物,陆域建(构)筑物,给排水,消防设施,电气,自控,采暖与通风等。
本导则的黑体字标识的条文为强制性条文,必须严格执行。
本导则由上海市交通委员会负责管理和对强制性条文的解释,由上海燃气工程设计研究有限公司负责日常管理和具体技术内容的解释。
鉴于本导则是一项综合性的设计技术标准,政策性和技术性强,涉及面广,希望各单位在本导则执行过程中,结合工程实践和科学研究,认真总结经验,注意积累资料,随时将意见和有关资料反馈给上海燃气工程设计研究有限公司(地址:
上海市浦东新区崮山路887号,邮政编码:
200135),以便今后修订时参考。
本导则主编单位、参编单位和主要起草人、主要审查人:
主编单位:
上海燃气工程设计研究有限公司
上海中交水运设计研究有限公司
参编单位:
上海燃气(集团)有限公司
上海港口能源有限公司
上海宝山华润燃气有限公司
上海沃金天然气利用有限公司
上海新奥燃气发展有限公司
主要起草人:
莫非王大军孙永康刘峰鲁国文李海伦
马家军朱晓晨唐慧尹亚陵陈武争林明东
丁勇毕伟张宏远张昊傅鹏张剑
吴浩洪杨冲伟朱志鹏宋志斌
主要审查人:
赵华亮陈长庆徐若姚峰林文胜张臻
林浩
1总则
1.0.1为了在船舶液化天然气加注站设计中贯彻上海市有关方针政策,规范上海市液化天然气(LNG)船舶的推广和应用,统一技术要求,做到安全可靠、技术先进、经济合理,制定本导则。
1.0.2本导则适用于上海市LNG总储存容量不超过180m3的新建、扩建和改建位于内河、湖泊及黄浦江等通航水域的岸基式船舶液化天然气加注站的工程设计。
本导则不适用于液化天然气加注趸船及移动加注船的设计。
1.0.3本导则适用船型为小于5000吨级(含)的船舶(汽车滚装船、客货滚装船、液化石油气和液化天然气船采用GT,其他货船采用DWT)。
1.0.4上海市船舶液化天然气加注站的设计应满足城市发展总体规划、航运发展规划、港口布局规划、船舶加油加气站布局规划和航道水系蓝线规划,满足环保、节能要求。
1.0.5上海市船舶液化天然气加注站的设计,除执行本导则外,尚应符合国家现行法律法规和相关规范、标准的规定。
2术语、符号及缩略语
2.1术语
2.1.1液化天然气
无色低温液态天然气,主要组分为甲烷,并可能含有少量乙烷、丙烷、氮和其他组分,简称LNG。
在标准大气压力下,沸腾温度通常为-160℃~-162℃。
2.1.2天然气燃料动力船
主发动机采用天然气作为单一燃料或采用天然气和燃油两种燃料的船舶。
2.1.3受注船
接受加注站提供燃料加注服务的船舶。
2.1.4液化天然气槽车
运输液化天然气的专用车辆。
2.1.5船舶液化天然气加注站
具有接卸和储存液化天然气的功能,并使用加注设备为受注船提供加注服务的专用站场,简称加注站。
本导则中的船舶液化天然气加注站指岸基式加注站。
2.1.6加注泊位
供受注船停放并加注液化天然气的固定水域。
2.1.7站房
用于加注站的管理、经营、配电、控制等为生产服务的建筑物的统称。
2.1.8加注站作业区
加注站内布置卸车、储存、加注及放空等工艺设施的区域。
该区域的边界线为设备爆炸危险区域边界线加3m,对柴油设备为设备外缘加3m。
2.1.9卸车区
液化天然气槽车或罐式集装箱向加注站补给液化天然气时停车的固定区域。
2.1.10防护堤
液化天然气储罐发生泄漏事故时,防止其外流和灾害蔓延的构筑物。
2.1.11加注设备
向受注船加注燃料的设备,包括连接设备及切断、计量、拉断等附件和控制系统。
2.1.12柔性连接设备
通常由软管、软管操作设备(吊臂/托架)、加注接头及拉断阀等部件组成的连接设备。
2.1.13加注臂
通常由立柱、臂、旋转接头、紧急脱离装置、加注接头及刚性管路等部件组成的连接设备。
2.1.14安全拉断阀
在一定外力作用下自动断开,断开后的两节均具有自密封功能的装置。
该装置安装在加气机或加注软管上,是防止软管被拉断而发生泄漏事故的专用保护装置。
2.1.15集液盘
管道发生泄漏事故时,防止LNG外流的固定容器或移动容器。
2.1.16LNG橇装设备
将LNG储罐、加气机、放散管、泵、气化器等LNG设备全部或部分装配于一个橇体上的设备组合体。
2.2符号
V——LNG储罐总容积
Vt——LNG储罐单罐容积
2.3缩略语
LNG(LiquefiedNaturalGas)液化天然气
BOG(LNGBoilOffGas)液化天然气蒸发气体
DWT(DeadWeightTonnage)载重吨
GT(GrossTonnage)总吨
3基本规定
3.1 加注站基本规定
3.1.1加注站的液化天然气应通过陆上LNG槽车或罐式集装箱运输方式补给。
3.1.2加注站的加注、储存能力应与水、陆域交通等条件相互匹配。
3.1.3加注站与汽车加油站、液化天然气汽车加气站合建,其设计除应符合本导则的规定外,尚应符合现行国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156的有关规定。
3.1.4加注站的等级划分,应符合表3.1.4的规定。
表3.1.4加注站等级划分
级别
储罐总容积V(m3)
储罐单罐容积Vt(m3)
一级
120<V≤180
≤60
二级
60<V≤120
≤60
三级
V≤60
≤60
注:
1船舶液化天然气加注站、液化天然气汽车加气站合建时等级划分按此表格执行。
2船舶液化天然气加注站、液化天然气汽车加气站与汽车加油站合建时等级划分按《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156执行。
3.1.5船舶液化天然气加注站建设应对加注作业中的安全问题进行风险分析和安全评估。
3.2船舶加注作业条件
3.2.1船舶加注作业条件仅包括加注作业时的允许波高与气象条件,船舶停止加注后的停靠与运行按国家与行业相关规定执行。
3.2.2受注船进行加注时允许波高不宜超过表3.2.2的数值。
表3.2.2受注船舶进行加注时作业标准
船舶吨级
允许波高(m)
DWT(t)
GT
顺浪H4%
横浪H4%
1000
——
0.6
0.6
2000
3000
0.6
0.6
3000
5000
1.0
0.8
5000
——
1.0
0.8
注:
1汽车滚装船、客货滚装船、液化石油气和液化天然气船采用GT,其他货船采用DWT。
2船舶纵轴线与波向线夹角小于45°为顺浪,大于等于45°为横浪。
3H4%为波列累计频率4%的波高。
4表中所列波高的允许平均周期T≤6s。
3.2.3受注船进行加注时的允许风力等级不应超过6级。
4选址
4.0.1加注站选址应与上海市城市规划、岸线利用规划、港口总体规划相适应,并符合环境保护、防火安全和通航安全的要求。
4.0.2在城市建成区内不宜建一级船舶液化天然气加注站,在城市中心区不应建一级船舶液化天然气加注站。
4.0.3加注站选址应与航道、通航建筑物和过河建筑物的建设和规划相衔接,并应满足集约、节约岸线资源的要求。
4.0.4加注站的选址应充分考虑航道通航条件、通航密度及与周边设施的安全距离。
4.0.5加注站应选在河势稳定、水流平顺、水深适宜、水域面积充足,方便船舶进出及安全加注的河段。
4.0.6加注站不宜布置在人口密集区域等敏感区域的全年常风向及次常风向的上风侧,也不宜布置在明火或散发火花地点的下风侧。
4.0.7加注站选址应充分考虑水域和陆域条件,保持主航道通畅,码头前沿停泊水域不应占用主航道,停泊水域不得并靠船舶。
4.0.8湖泊内的加注站宜选在具有天然掩护的湾内或风浪较小的区域。
4.0.9加注站应避开通行控制航段和跨、穿、沿河建(构)筑物,其安全间距应符合《内河通航标准》GB50139与《内河航道工程设计规范》DG/TJ08的规定。
4.0.10加注站与其他货类码头的设计船型船舶净距应按相邻码头装卸货种的性质确定,且不应小于50m。
4.0.11加注站内的储罐、放散管、卸车点、加注设备等与码头外建(构)筑物的安全间距,不应小于表4.0.11的规定。
表4.0.11LNG设备与站外建(构)筑物的安全间距(m)
安全间距站内设备
站外建(构)筑物
地上LNG储罐
放散管
卸车点、加注设备
一级
二级
三级
重要公共建筑(最外侧建构筑物外墙)
80
80
80
60
60
明火或散发火花地点
35
30
30
30
30
民用建筑
35
30
30
25
25
甲、乙类生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐及易燃材料堆场
35
30
30
25
25
丙、丁、戊类物品厂房、库房、丙类液体储罐及可燃气体储罐
25
22
22
20
20
室外变配电站
40
35
35
30
30
铁路
国家线
70
60
60
50
50
企业专用线
35
35
35
30
30
公路、道路
高速公路
一、二级公路
12
10
10
8
8
三、四级公路
10
8
8
6
6
架空通信线
1.5倍杆(塔)高
1.0倍杆(塔)高
架空电力线
1.5倍杆高
1.0倍杆高
注:
1重要公共建筑定义参见现行国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156。
2室外变、配电站指电力系统电压为35kV~500kV,且每台变压器容量在10MV·A以上的室外变、配电站,以及工业企业的变压器总油量大于5t的室外降压变电站。
其他规格的室外变、配电站或变压器应按丙类物品生产厂房确定。
3城市或港口内快速路、主干路按高速公路、一级和二级公路确定,城市或港口内次干路、支路按三、四级公路确定。
5 总平面布置
5.1 一般规定
5.1.1加注站内的设施应按功能分区布置,功能分区应符合表5.1.1的规定。
表5.1.1加注站功能分区
序号
分区
区内主要设施及建(构)筑物
1
卸车区
卸车位、卸车软管或卸车臂等
2
储存区
防护堤、储罐、储罐/卸车增压器、卸车(加注)泵、BOG回收装置、EAG加热器等
3
放空区
放空管及相关设施
4
加注区
加注设备及辅助设施、加注泊位、加注栈桥等
5
站房
控制室、消防泵房、变配电室、发电机房、营业室等
5.1.2加注站内使用性质相近的建(构)筑物,在符合生产使用和安全防火的要求下,宜合并建造。
5.1.3加注站作业区宜布置在明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。
5.1.4加注站内的绿化,应符合下列规定:
1加注站作业区内不应种植含油脂多的树木。
2加注站储存区、卸车区及加注作业区与周围的消防车道之间,不应种植影响消防操作的树木。
3防护堤内不应植树。
4防护堤周围不应种植灌木丛或绿篱。
5.2站内设施防火间距
5.2.1加注站内的爆炸危险区域,不应超出加注站围墙和可用地界限。
5.2.2加注站的变配电室或室外变压器应布置在爆炸危险区域之外,且与爆炸危险区域边界线的距离不应小于3m。
5.2.3站内各建筑物之间的防火间距应满足现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的要求。
5.2.4加注码头相邻泊位船舶净距应根据受注船的种类和尺度,按现行行业标准《河港工程总体设计规范》JTJ212和《海港总体设计规范》JTS165的有关规定确定,且不得小于25m。
5.2.5液化天然气受注船加注作业期间,加注口周边25m半径范围内不应进行与加注无关的活动。
5.2.6加注站内设施之间的防火间距,不应小于表5.2.6的规定。
表5.2.6加注站内设施的防火间距(m)
设施名称
地上储罐
卸车点
LNG泵
放散管
加注
设备
10kV及
以下室外
变压器
站房
消防泵房
和消防水
池取水口
自用有燃
气(油)
设备的
房间
岸边
围墙
一级
二级
三级
地上
储罐
一级
见6.1.5条
5
—
—
20
20
10
20
35
5
6
二级
3
—
—
15
20
8
15
30
3
5
三级
3
—
—
15
20
8
15
30
3
5
卸车点
5
3
3
—
—
3
—
20
15
15
12
10
3
LNG泵
—
—
—
—
—
—
4
15
15
20
20
6
15
放散管
—
—
—
3
—
—
—
25
25
20
25
10
3
加注设备
20
15
15
—
4
—
—
15
15
30
30
—
5
10kV及以下室外变压器
20
20
20
20
15
25
15
—
—
—
—
—
—
站房
10
8
8
15
15
25
15
—
*
*
*
—
—
消防泵房和消防水池取水口
20
15
15
15
20
20
30
—
*
*
*
—
—
自用有燃气(油)设备的房间
35
30
30
12
20
25
30
—
*
*
*
—
—
岸边
5
3
3
10
6
10
—
—
—
—
—
—
—
围墙
6
5
5
3
15
3
5
—
—
—
—
—
—
注:
1表中“—”表示无距离要求。
表中“*”表示站内各建筑物之间的防火间距应满足现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的要求。
2表中未列出的工艺设施区的设备和无距离要求的设备,其之间的防火间距应满足设备操作和维修时的最小距离。
5.3陆域平面布置
5.3.1加注站陆域部分应有不少于两个通向外部道路的出入口。
5.3.2加注站陆域部分宜设不低于2.2m的不燃烧实体围墙。
当加注站陆域内工艺设备与站外建(构)筑的安全间距大于表4.0.11规定的1.5倍且大于25m时,可设置非实体围墙。
5.3.3储存区宜布置在加注站陆域地势较低处,当受条件限制时,可布置在地势较高处,但应采取有效的防止液体漫流的措施。
5.3.4加注站陆域内道路和停车位应符合下列规定:
1加注站宜设环形消防车道,当场地受限时可设置有回车场的尽头式消防车道,回车场的长×宽不宜小于15m×15m,供重型消防车使用时,其长×宽不宜小于18m×18m。
2消防车道与储存区防护堤外坡脚线之间的距离不应小于3m,储罐中心与最近的消防车道之间的距离不应大于80m,与加注站工艺设备的距离不应小于5m。
3加注站陆域内车道或停车位宽度应按车辆类型确定。
槽车、罐式集装箱及消防车的单车车道或停车位宽度不应小于4m,双车道或双车停车位宽度不应小于6m,单车道应有往返车辆错车通行的措施。
4加注站陆域内的道路转弯半径应按行驶车型确定,槽车、罐式集装箱及消防车行驶道路的交叉口或弯道的路面内缘转弯半径不应小于12m,其他道路转弯半径不宜小于9m。
槽车、罐式集装箱及消防车行驶道路的净空高度不应小于5m。
5站内道路边缘与围墙(栏)的距离不应小于1.5m。
6加注站作业区内的停车位和道路路面不应采用沥青路面。
7消防车道的坡度不宜大于8%。
5.4水域平面布置
5.4.1码头平面布置应深入分析并合理利用自然条件,充分利用岸线与水陆域资源。
5.4.2码头的布置宜充分利用天然水深,前沿线宜沿水流方向和顺等深线布置,并应考虑码头建成后对通航、河势、防洪、岸坡稳定和相邻泊位的影响等。
5.4.3码头的平面布置应统筹考虑到港的各类船舶航行、调头、靠离泊、待泊、防台等要求,适应液化天然气受注船频繁进出港的要求。
5.4.4设计船型的确定应符合以下规定:
1设计船型应根据受注船的现有船型和未来船型发展趋势,并考虑港口及主航道的现状及规划等因素,综合分析确定。
2设计船型尺度应通过分析论证确定,对于河港加注站,也可参照现行国家标准《内河通航标准》GB50139及上海市地方标准《内河航道工程设计规范》DG/TJ08相应吨级的设计船型尺度确定,对于停靠海船的加注站,海船的设计船型尺度可参照现行行业标准《海港总体设计规范》JTS165确定。
5.4.5液化天然气加注码头的泊位数可按下式确定:
N=Q/Pt(5.4.5-1)
式中N——泊位数;
Q——码头年作业量(t),指通过码头加注的燃料总量,根据设计吞吐量、受注船的燃料罐容和加注过程确定;
Pt——1个泊位的年设计加注能力(t/a)。
泊位年设计加注能力可按下式计算:
(5.4.5-2)
式中:
Pt——泊位的年设计加注能力(t/a);
Ty——泊位年可营运天数(d/a);
Aρ——泊位有效利用率(%),应根据受注船每艘次加注量、加注效率、泊位数、泊位年可营运天数等因素综合确定,可取55%~75%,当有多个加注泊位时取大值;
td——每昼夜加注作业时间(h/d),可取12h/d~24h/d;
G——平均每艘次加注量(t),结合受注船的液化天然气罐容和营运组织情况等综合分析确定,一般可按液化天然气罐容的70~80%考虑;
tz——一艘船舶的净加注时间(h),可取0.5h~1h;
tf——受注船辅助作业时间(h),包括靠泊时间、开工准备时间、结算时间、离泊时间,无统计资料时可参照表5.4.5确定。
表5.4.5受注船辅助作业时间表
项目
靠泊时间
开工准备时间
结算时间
离泊时间
时间(h)
0.25~1
0.15~0.25
0.1~0.2
0.25~0.5
5.4.6码头面平面布置和高程,应按设计船型受注口位置确定,并应满足受注船舶在当地最大潮差(或水位差)和波浪变动范围内的安全作业要求。
5.4.7码头泊位长度、码头前沿设计高程、码头前沿停泊水域和回旋水域的设计尺度和设计水深应按现行行业标准《河港工程总体设计规范》JTJ212确定。
停靠海船的液化天然气加注码头尺度应符合《海港总体设计规范》JTS165的有关规定。
5.4.8码头尺度应根据液化天然气受注船的设计船型尺度、自然条件和加注工艺要求计算确定。
5.4.9码头泊位长度和码头前沿设计高程应满足加注作业的要求,泊位长度不应小于1倍设计船长。
5.4.10码头的平面布置,应根据建设规模、设计船型、加注工艺和自然条件等确定,可采用墩式、连片式或斜坡式等布置形式。
5.4.11码头的加注区位置,应根据受注船的受注口位置,采用单点或多点方式布置。
5.4.12码头进出港航道的选线和平面布置,应符合现行行业标准《河港工程总体设计规范》JTJ212、《航道工程设计规范》JTS181及上海市地方标准《内河航道工程设计规范》DG/TJ08的有关规定。
停靠海船的加注码头,其进港航道设计应符合现行行业标准《海港总体设计规范》JTS165的有关规定。
5.4.13码头进出港航道的平面布置应有利于受注船安全、快速进出港和进行加注作业,缩短受注船的在港时间。
条件允许时,进港和出港航道宜分开设置。
5.4.14码头进出港航道尺度的确定,应符合现行国家标准《内河通航标准》GB50139及上海市地方标准《内河航道工程设计规范》DG/TJ08的有关规定。
停靠海船的加注码头,其进港航道尺度可按现行行业标准《海港总体设计规范》JTS165确定。
6 加注工艺及设施
6.1储存系统
6.1.1加注站内液化天然气储罐应采用真空绝热罐,其设计应符合下列规定:
1储罐容器本体及附件的材料选择和设计应符合现行国家标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004、《压力容器》GB150和《固定式真空绝热深冷压力容器》GB/T18442的有关规定。
2储罐内罐的设计温度不应高于-196℃。
3储罐设计压力应符合下列规定:
(1)当Pw<0.9MPa时:
Pd≥Pw+0.18MPa(6.1.1-1)
(2)当Pw≥0.9MPa时:
Pd≥1.2Pw(6.1.1-2)
注:
Pd——设计压力(MPa);
Pw——最大工作压力(MPa)。
(3)储罐外罐外压设计压力不应小于100kPa。
4内罐与外罐之间绝热设计,应符合下列要求:
(1)内罐与外罐之间应设绝热层,绝热层应与液化天然气的特性相适应,并应为不燃材料。
(2)外罐外部着火时,绝热层不应因熔融、塌陷等而使其绝热性能明显变差。
(3)内罐与外罐之间应设真空检测口。
6.1.2液化天然气储罐的阀门设置,应符合下列规定:
1储罐应设置全启封闭式安全阀,且不应少于2个,其中1个应为备用。
安全阀的开启压力及阀口总通过面积应符合现行国家标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定。
2安全阀与储罐之间应设切断阀,切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。
3储罐液相管道应设置可远程操作的紧急切断阀。
4储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接,阀体材质应与管道材质相适应。
6.1.3液化天然气储罐的仪表设置,应符合下列规定:
1储罐应配置2套独立的液位计,并应设置高、低液位报警器。
高液位报警器应与进液管道紧急切断阀联锁。
2储罐应设置压力表,压力表应设置在储罐最高液位以上。
3内罐与外罐之间的环形空间应设置真空表。
4液位计、压力表应能就地显示,并应将检测信号传送至控制室集中显示。
6.1.4气化器的设置,应符合下列规定:
1气化器的选用应符合上海市冬季气温条件下的使用要求。
2气化器的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍。
3气化器的进、出口管道上宜设置切断阀。
6.1.5非LNG橇装设备地上液化天然气储罐罐区布置,应符合下列规定:
1储罐之间的净距不
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