内河液化天然气加气站码头设计规范JTS-T+196-11-2023.docx

中华人民共和国行业标准内河液化天然气加气站码头设计规范JTS/T196112023主编单位：中交第四航务工程勘察设计院有限公司批准部门：中华人民共和国交通运输部施行日期：2023年8月1日人艮豳*传<<根公交通运输部关于发布内河液化天然气加气站码头设计规范的公告2023年第23号现发布炳河液化天然气加气站码头设计规范似下简称规范3)o£规范3为水运工程建设推荐性行业标准，标准代码为JTS/T196112023,自2023年8月1日起施行。纳河液化天然气加注码头设计规范(试行)(JTS196112016)同时度止。£规范由交通运输部水运局负货管理和解择，实施过程中具体使用问题的咨询，由主编单位中交第四航芬工程勘察设计院有限公司答曳。规范3文本可在交通运输部政府网站水路运输建设综合管理信息系统”水运工程行业标准”专栏(mwtismotgcvcn/5yporta1/SybZ)查ifU和下载。特此公告。中华人民共和国交通运部2023年5月8日修订说明地河液化天然气加注码头设计规范(试行)3(JTS196112OI6发布施行以来，对促进我国液化天然气加气站码头的建设发展，保障工程质量安全等方面发挥了重要作用。近年来随着我国水运行业应用液化天然气的推广，已建成了部分内河液化天然气加气站码头，为保持与现行国家标准或船舶液化天然气加注站设计标准(GBT51312)协调一致，加快推进内河液化天然气加气站码头的选址及建设工作，适应内河液化天然气加气站码头建设发展需求，提高规范的适用性，交通运输部水运局组织中交第四航务工程勘察设计院有限公司等单位结合液化天然气加气站码头建设经验，对内河液化天然气加注码头设计规范(试行)(JTS196112016)进行了修订。本规范共分7堂1个附录，并附条文说明，主要包括码头选址、总体布置、工艺和码头安全设施等技术内容.本次修订的主要内容有：1.将规范名称调整为安内河液化天然气加刊头设计规范。2 .对照国家标准船舶液化天然气加注站设计标准(GB/T51312-2018),对内河液化天然气加气站码头的相关术语、液化天然气加气站码头兼顾燃油加注的要求、码头选址、码头加注设备与加气站储罐的防火间距、加注工艺以及安全设施等进行了复核、统一和调整。3 .增加了岸基加气站码头采用水上补给的方式，并补充了相应的设计要求.4 .完善了内河液化天然气加气站码头选址要求。5 .完善了内河液化天然气加气站码头与相邻其他货种码头的防火间距取值要求。6 .补充了液化天然气加气站码头受注船舶与航道边线或限制性航道底边线的净距要求。增加了受注册受注口与码头面面差较大时需要配置设施的相关要求。8.增加了内河液化天然气加气站码头在夜间进行作业时的照度等规定。本规范的主编单位为中交第四航务工程勘察设计院有限公司，参编单位为陕西省燃气设计院有限公司、中国船级社武汉规范研究所、交通运输部水运科学研究院。本规范编写人员分工如下：1总则：卢永昌谢华东麦宇雄2术语：卢永昌谢华东麦宇雄3基本规定：卢永昌谢华东麦宇雄郭宗华张勇吴顺平石国政金全洲纪永波4码头选址：卢永昌谢华东麦宇雄覃杰纪永波李坤王利朋5总体布置：卢永昌谢华东麦宇雄张勇纪永波韩国军孙红彦麦浩荣王红尧邦宗华张凯关断程谷文强6工艺：孙红彦麦浩荣李恬郭宗华张凯关鹏程石国政7码头安全设施：贾镇黄炎潮林宏杰郭宗华附录A:谢华东本规范于2020年9月8日通过部审，2023年5月8日发布，自2023年8月1日起施行.本规苑由交通运输部水运局负责管理和解释，各有关单位在执行过程中发现的问题和意见，清及时函告交通运输部水运局（地址：北京市建国门内大街U号，交通运输部水运局技术管理处，邮政编码：100736）和本规范管理组（地址：广东省广州市沥溶路292号，中交第四航务工程勘察设计院有限公司，邮政编码：510290）,以便再修订时参考.交通运输部关于发布内河液化天然气加注码头设计规范（试行）（JTS196112016）的公告2016年第46号现发布炳河液化天然气加注码头设计规范3（以下简称6规范3兀本微范为强制性行业标准，编号为JTS196-11-2016,自2016年11月山起施行。本d规范由交通运输部水运局负货管理和解择。特此公告。中华人民共和Sa交通运部2016年9月22日内河液化天然气加注码头设计规范（试行）（JTS196112016）制定说明本规范是根据交通运输部关于下达2013年水运工程建设标准制定、修订项目计划的通知3（交水发2013462号）要求，由交通运输部水运局组织中交第四航务工程勘察设计院有限公司等单位，在总结国内外近年来液化天然气加注码头设计和管理等实践经验基础上，通过深人调置研究，广泛征求有关单位和专家的意见，并结合我国内河液化天然气加注码头建设的现状和发展需要制定而成“液化天然气作为一种清洁能源，相比柴油等传统燃料能有效减排二氧化碳、硫氧化物和械氧化物。近年来液化天然气在我国工业和民用领域应用越来越广泛，水运行业正在开展以液化天然气为船用燃料的试点、示范工作.以液化天然气为船用燃料，需要专门的液化天然气加注码头与配套设施。为规范内河液化天然气加注码头设计，交通运输部水运局组织中交第四航务工程勘察设计院有限公司等单位制定了本规范。由于我国液化天然气加注码头的建设起步较晚，目前尚无建成的岸砂加注码头，是船加注码头运营经验也很少，因此本规范作为试行标准发布“本规范共分7章和1个附录，并附条文说明。主要包括码头选址、总体布置、工艺和码头安全设施等技术内容。本规范第5.5.3条、第5.5.4条、第5.5.7条、第7.2.1条、第7.4.15条和第7.4.16条中的黑体字部分为强制性条文，必须严格执行。本规范的主编单位为中交第四航务工程勘察设计院有限公司，参编单位为中交水运规划设计院有限公司、中交第一航务工程勘察设计院有限公司、中交第二航务工程勘察设计院有限公司、中交第三航务工程勘察设计院有限公司、陕西省燃气设计院、中国船级社武汉规的研究所、长江海事局。本规范编写人员分工如下：1总则：王汝凯卢永昌2术语：王汝凯李伟仪3基本规定：王汝凯卢永昌李伟仪4码头选址：王汝凯卢永昌谢华东王炜正5总体布置：王汝凯谢华东韩国军张勇厉萍李元青罗胜祥6工艺：麦浩荣孙红彦郭宗华田红梅潘海涛石国政马辉7码头安全设施：贾侬黄炎潮林宏杰罗胜祥武守元附录A:张勇本规范于2015年12月11日通过部审，于2016年9月22日发布，自2016年11月1日起实施。本规箱由交通运输部水运局负责陋和解理，目次1总则(1)2术语(2)3荏本规定(3)4码头选址(4)5总体布置(5)5.1 一般规定(5)5.2 设计船型及泊位数量(5)5.3 设计环境条件(6)5.4 码头尺度(6)5.5 泊位布置(6)5.6 进出港航道及锚地(7)6工艺(9)6.1 一般规定(9)6.2 泊位加注能力(9)6.3 加注工艺(9)6.4 管道系统(10)7码头安全设施(12)7.1 一般规定(12)7.2 消防设施(12)7.3 通信和助航设施(13)7.4 电气、报警和紧急切断系统(13)附录A本规范用词说明(15)引用标准名录(16)附加说明本规范主编单位、参编单位、主要起草人、主要审杳人、总校人员和管理组人员名单(17)内河液化天然气加注码头设计规范(试行)(JTS196-11-2016)主编单位'参编单位和主要起草人名单(19)条文说明(21)1总贝U1.0.1为统一内河液化天然气加气站码头设计技术要求，有效控制内河液化天然气加气站码头工程建设质量和安全，制定本规范。1.0.2本规范适用于新建、政建和扩建的内河液化天然气加气站码头设计.1.03内河液化天然气加气站码头的设计除应符合本规范规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2术语2.0.1液化天然气1.iqUefiedNa1.Ura1.GaS无色低温液态天然气，主要组分为甲烧，可能含有少量乙烧、丙烷、氨和其他组分。简称1.NG。在标准大气压力下，沸腾温度通常为T60C-162C.2.0.2液化天然气加气站1.NGBunkeringStation为受注船加注液化天然气的场所，具有液化天然气的补给、储存、加注等功能，用足供其他便利性服务，包括液化天然气岸基加气站和液化天然气加注是船加气站。2.0.3岸基加气Termina1.-thipBunkeringviaPiPe1.ine（简称TPS）液化天然气储罐及公用工程设备均位于岸上或码头后方水上固定平台的加注方式。2.0.4免船加'IPontoonto-hipBUnkering（简称PTS）液化天然气储挪位于加注京船上的加注方式。2.0.5液化天然气受注船15GFUeIedYeSSe1.在液化天然气加气站码头加注燃料的船舶。包括以液化天然气为单一燃料的船舶、以液化天然气和燃油为双燃料的船舶、以液化天然气燃料和其他能源为混合动力的船舶等.2.0.6埋地储热BUried1.NGTank罐顶低于储城周第4m范用内的地面，并采用直接覆上或罐池充沙方式埋设在地下的卧式液化天然气储罐，2.0.7坑式储罐PitTypeTank安装在排池中且储展顶低于罐池周围而范困内地面200m的储罐“1总贝U1.0.2根据调研，目前液化天然气加气站水上加注主要有五种方Tj槽车船加气(TankTiuck-Io-ShipBUnkering),简称TTS.是目前采用较多的种加注方式，具有机动性好、投资和操作成本低等优点，北欧大部分中小型液化天然气受注船采用此种方式加注。电船加气(Pon1.oon-to-shipBunkering),简称PTS,液化大然气建设在兔船.匕适合水位变化较大的内河水域。岸基加气(Tennina1.-to-shipBunkeringYiaPiPeIine),简称TPS,可以采用固定吗头，也可以采用浮码头，储城设在岸上，通过管道系统与码头上的加注设施相连，一般适合于水位变化不大，具备码头建设条件的水域,具有实用性好、加注量大、A1.1.it快速等优点。船-船加气(ShiPTo-ShiPBUnkering),简称STS.通过液化天然气加注船在码头、锚地或航行中给液化天然气受注船加气，具有加注快速、加注量大、加注灵活等优点，可能成为大中型液化天然气受注船的主要加注方北水上浮式设施-船加气oat-i11gFaci1.ib-t-shipBUnkering),简称F1.s1.类似于廷船加气，但浮式设施不与岸连接.>在五种液化天然气加气站水上加注方式中，本规范仅对与码头工程建设结合紧密的岸基加气(TPS)方式和运船加气(PTS)方式提出了规定。3基本规定3. 0.1目前国际上的船舶液化天然气加气站的补给方式均采用陆上补给方式，尚无采用水上补给的先例。本规范修订过程中收集到的调研意见普遍反映,为更好地促进内河不同水域条件下加气站码头的选址，提高船舶进行液化天然气受注的便利性，允许加注冤船加气站采用小型液化天然气船舶或者液化天然气加注船进行水上补给是十分必要的，岸掂加气站采用液化天然气船舶进行水上补给也存在一定的市场需求。由于加注足船上安装的液化天然气储罐一般容量较小，采用小型液化天然气船舶或者小型加注船对加注运船进行补给作业类似于对受注船的加注作业，因此本规能没有对加注定船的水上补给提出特殊要求。但对于采用液化天然气船舶进行水上补给的岸基加气站，岸上储罐一般校大，考虑到这种情况下的液化天然气船舶的容设远大于液化天然气悒车，采用水上补给时的危险性也远大于陆上槽车补绐，因此从安全角度考虑，规定采用液化天然气船舶进行水上补给的岸基加气站码头宜何时满足6液化天然气码头设计规范3(JTS165-5)的相关要求。同时，在岸基加气站码头实际选址建设中，可能存在无法完全符合现行行业标准£液化天然气码头设计规范(JTS165-5)有关规定的条件受限情况.考虑到岸基式加气站码头靠泊液化天然气补给船的频次远小于靠泊受注册的频次，在液化天然气补给船靠泊岸法式加气站码头期间，加气站码头与相邻码头应共同制定应急预案，采取错时作业等安全防护措施以保证作业安全.3.1 .2液化天然气火灾危险性类别为甲A类。内河液化天然气加气站码头凝盖江河、运河和湖泊，范围广阔，建设及营运条件相差很大。因此，时加注作业中的安全问题，要进行风险分析及安全评估，3.2 .3采用燃油和液化天然气作为双燃料的液化天然气受注船需要补充两种燃料,在WJ一码头提供两种燃料加注功能可以更好地满足市场需求，提高加气站码头市场竞争力.国外现有加气站码头多数都具备燃油和液化天然气两种燃料的加注功能.4码头选址4. 0.2涉水建构筑物包含临河和临湖建构筑物、跨越和穿越肮道建构筑物、拦河闸坝等。4.0.9液化天然气加气站码头维泊多类船舶，但靠泊脂舶并不进行自身装载货物的装卸作业，而只是进行液化天然气燃料加注作业，因此以受注船装载的货物类型来定义加气站码头危险分类是不合适的。液化天然气加气站码头属于一种特殊的码头，既不是常.规的危险品码头，也不是常规的普通货类码头,但是加气站泊位与相邻泊位和设施之间需保持比普通货类码头梢大的安全间距。若液化天然气加气站码头选址于油气化工码头岸线，考虑到会有大量:的非油气化I：品运输船舶靠泊加气站码头，为保证防火间距，势必将造成较大的岸线资源浪费,因此内河液化天然气加气站码头一般宜选址于规划的加气站码头岸线、港口支持系统岸线或非油气化工码头岸线.5总体布置5.2设计及泊位数.5.2.1.2其他相关船型主尺度标准包含长江干线通航标准(JTS180-1-2015).珠江干线下游货运船舶船型主尺度系列(JT,T5592015)、长江水系过闸运输船舶标准船型主尺度系列、西江航运干线过闸船舶标准船型主尺度系列等。5. 3设计环境条件5.1.1 我国行业标准河港总体设计规范(JTS166-2020)没有给出河港工程的设计环境条件标准。除位于湖区或河口的港口由于风区较长可能受风成浪的影响外，其他河港作业主要受水流和风的影响。因此，本条主要对可能受风成浪影晌的液化天然气加气站码头的波浪设计环境条件给出规定.由于液化天然气加气站码头是通过加注将或软管给液化天然气受注船加气的，箕加注作业过程与普通油气码头采用装卸臂进行装卸作业类似，因此，本规范根据行业标准W海港总体设计规范(JTS1652013)中船船装卸作业的设计波高给出液化天然气受注船进行加注时的设计波高。另外，采用加注菖与软管给液化天然气受注船进行加注时的设计波高取一致，主要考虑以下儿点：在装卸骨包给线范用内，装卸曾对船舶漂移、起伏的适应性不比软管差：加气站码头装卸者本身都会配置紧急脱离系统(EBS)和声光报警系统，具有完善而可蜕的安全保障，在超出允许范围时，可以主动切断船岸连接，避免事故发生：装卸普管道通过旋转接头连接，较柔性软管具有更好的安全性和可靠性：软管虽可适应大范围的漂移和起伏，但在另一个层面上，也是一种安全隐患，即：由于其偏移值大，导致偏难慢加大，或对设备本身(如软管)及操作带来更大的风险。5.5泊位布置5.5.2 目前现有的以及在建和政造的以液化天然气为燃料的船的，其液化天然气受注口的位置各不相同，此种情况在今后相当长的时间内会继续存在，故码头加注点可能是一个，也可能是多个。554本条主要根据国家标准城镣燃气设计规范(2020年版)(GB50028-2006)和£石油化工企业设计防火标准(2018年版)(GB50160-2008)编制，并与国家标准E船舶液化天然气加注站设计标准(GB/T513122018)保持一致。5.5.5 本条主要根据国家标准“成镇燃气设计规范(2020年版)3(GB5(X)2J2006)、石油化工企业设计防火标准(2018年版)(GB50160-28),船舶液化天然气加注站设计标准B(GBT51312-2018)和行业标准海港总体设计规范MjTS165-2013),油气化工码头设计防火规范B(JTS1582019等编制考虑理船加气站码头的定船上储罐等设施布置位置的不确定性，加注定船上的设施与船外建构筑物的防火间距尚应符合国家标准£船舶液化天然气加注站设计标准(GB.T51312-2018)的有关规定。内河液化天然气加气站码头靠泊多类船舶，但靠泊船的并不进行自身装载货物的装卸作业，而只是进行液化天然气加注作业，因此以受注船装载的货物类型来定义加气站码头危险分类是不合适的。规范组认为以相邻泊位性质确定内河液化天然气加气站泊位和相邻泊位的安全间距较为合理，也便于操作。5.5.6 考虑到以液化天然气为燃料的船舶其液化天然气受注口的位置可能位于船首或船尾，而根据国外液化天然气加气站码头的调研资料，在加注作业期间，般规定加注口周边25cn半径范围内属安全作业区，禁止进行与加注无关的活动。因此，为安全起见，条文规定相邻的内河液化天然气加气站泊位间的船舶净距不得小于25m。5.5.8 根据国外液化天然气加气站码头的调研资料，在加注作业期间，一般规定加注口周边25m半径范围内属安全作业区，禁止进行与加注无关的活动。根据现阶段搜集的受注船船型资料，其加注口以位于右核为主，也存在位于左舷需通过软管跨船加注情况，因此规范对受注船舶与航道边线或限制性航道底边线(含远期规划的航道)的净距按不宜小于25m控制,考虑目前受注船的受注口分布不致，该净距按照受注船的型宽的外边线起算。同时考虑运河内通航船型小、水域窄、加气站规模小的实际情况，提出条件受限时的要求，提高规范条文的适应性，6工艺6.2 泊位加注能力6.2.1 根据现有液化天然气加气站码头的调查结果，一般小型船净加注时间为05h、0.8h,大型船净加注时间为0.8h2h.液化天然气受注船的液化天然气罐容原则上应按本港历年统计资料或实船资料确定。但目前国内外以液化天然气作为动力的各类受注船(特别是货船)的数筑较少，其液化天然气撬群容数据较为缺乏，从目前收集到的部分零星资料来看，离散性较大。受注船上的液化天然气蹴雄容与船舶吨级、类型、发动机类型与型号、储鹿类型与布置方式、采用纯液化天然气燃料动力还是双燃料动力系统、船舶的航行水域与营运组织方式、液化天然气补给方式和补给周期等多种因素有关。根据国内调研资料，目前我国现行液化天然气受注船一般为数重地5000DWT以下的小型船舶，其船上的液化天然气罐容一般在3<11325<113之间，每次加气量与耀容之比一般在80%以内,每次加注量在1.t7t之间。由于现有液化天然气受注船的资料很少，根据目前以柴油为燃料的各吨级货船的燃料舱容积和燃油杵代率，并参考现有船舶资料，粗略估算了其采用液化天然气作为燃料时的液化天然气罐容,见表6.裕1受注册的液化天然气EMKt船吨(Dfn<2+2(XKr501JOV344tfXXPf液化天然气罐容S')3'1515'252505-ooo>100每次液化天然气加注量除与罐容有关外，还与液化天然气瓶的最大填充率(一般为85%90船、船舶的营运组织方式、液化天然气补给方式和补给周期等因素有关，一般取受注脂上液化天然气速总罐容的70%80%.6.3 加注工艺6.3.1 本条参照国内已建液化天然气接收站码头液化天然气管道液体流速，同时考虑到加气站码头管线尺寸相对较小，因此条文规定液化天然气管道液体设计潦速不宜大于7rVs6.3.7 为防止管道内液化天然气受热膨胀气化超压造成管道破裂，作出本规定.6.3.9 本条根据国家标准船舶液化天然气加注站设计标准(GB/T51312-2018)编制,为保证放散气体迅速排出系统外,不能有阻碍气体放散的设施,如防雨罩、弯头；放空管道中可能积存液体或雨水等，阻碍放散气体排出,故放散管底部-般有排污措施.天然气温度高于T12C时，比重小下空气,为保证放散的低温天然气能迅速上浮至高空，要求经加热器加热成比空气轻的气体后放散。6.4 管道系统64.7 参考国外标准压缩天然气(CNG)车辆燃料系统标准3FPA52),结合我国的工程实践，条文规定加注用低温软管长度不宜大于15m。64.8 10管道工程施工和验收涉及的现行国家标准主要包括工业金属管道工程施工规范(GB50235)、压力管道规范工业管道第5部分：检验与试验(GB/T20801.5)、工业金属管道工程施工质量验收规范(GB50184),石油化工金属管道工程施工质员验收规范(GB50517)、外现场设备、工业管道焊接工程施JI质量验收规范B(GB50683)£现场设备、工业管道焊接工程施工规范(GB50236)等。J1.7码头安全设施7.1一般规定7.1.3人员防护设施与器材是指防冻服、自给式呼吸器、洗眼器、淋浴器、应急医疗包等。7. 2消防设籁7.1.1 结合国内普通货物码头的灭火设施配备要求，并参考国外液化天然气加气站码头的消防设施配备情况，本规范规定四头配备的消防设施仪考虑扑救码头自身火灾的要求，不需要对靠泊的受注船舶提供消防保护，7.1.2 内河液化天然气加气站码头操作的是易燃易爆液体,存在定的火灾危险性，配置灭火器材是必要的。小型灭火器材是控制初期火灾和扑灭小型火灾的最有效设备,因此规定了小型灭火器的选用型号及数盘.本节规定是根据国家标准g建筑灭火器配置设计规范(GB501402005)和G汽车加油加气加氢站技术标准(GB501562021),并参考国外液化天然气加气站码头的灭火器材配置情况而制定的。7.2.4 内河液化天然气加气站码头发生天然气泄漏等事故时，使用雪状水对天然气蒸气云进行稀释，以降低火灾爆炸危险：在火灾时对起火点附近的重要设备喷水降温；因此规定加气站码头应设置消防给水系统。但位T市政消火栓保护范围之内的加气站码头可以不设消防给水系统，按照国家标准6船舶液化天然气加注站设计标准(GB/T51312-2018)不设消防绐水系统的加注站，其加气站码头一般也不设消防给水系统。7.2.5 .2木款规定是为了确保加注设施区的任何部位均有两个消火栓保护，在一个消火栓故障或因火灾损坏时，可以利用另一个消火栓。7.2.6 .3水怆出水压力过低不能保证水枪的充实水柱。7.4电气、报警和M切断系统7.4.2 发生火灾时，如果没有可靠的电源，就不能及时报警、灭火，不能有效地疏散人员、控制火势卷延、避免爆炸，所以保障消防设备的供电可靠性是非常St要的。7.4.3 本条根据国家标准船舶液化天然气加注站设计标准(GB/T51312-2018)和行业标准£油气化工码头设计防火规范(JTS15820制定。7.4.4 本条规定的场所，工作人员在火灾发生时需要继续工作。当工作人员继续工作完成并撤离后才烟灭应急照明,故需要设宜应急照明。应急照明的供电时间根据国家标准以船舶液化天然气加注站设计标准(GB.，T5I3I22018)的有关规定修订。7.4.6 为避免热力管道对电缆的热效应、电缆发生故障时烧毁管道及引起爆炸，规定本条。7.4.10 本条的规定是为了减少雷电波沿配电线路侵入电子系统，损坏设备。7.4.14 国家标准幺爆炸危险环境电力装置设计规范(GB500582014)中爆炸危险区域的等级与范围的划分与世界各国普遍采用的6液化犬然气生产、储存、输运标准(NFp59A2019)、£易燃液体、气体或蒸汽的分类和化工生产区电气装置标?B(NEM4972021)等标准的划分等级与范围大致相同。7.4.15 国家标准£爆炸危险环境电力装宜设计规范B(GB500582014)中爆炸危险区域内的有关电气设符保护级别、安装、电力线路敷设与世界各国普遍采/日的学爆炸性气体环境的电气装置标准(IEC6007D-2017)和国家电气标猫(NITA70-20相关内容基本致。7.4.16 为了尽早发现火灾情况，及时消除火灾安全隐患，提出了设置火焰探测报警器的规定。7.4.17 为了尽早发现可燃气体泄漏情况，及时消除泄漏安全除患，作出本条规定.7.4.23 本条规定是根据汽车加油加气加氢站技术标准(GB50156-2021)的有关规定制定。