CN102943959B - 一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加注液化天然气的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加气的方法，包括以下步骤：步骤一：建设能提供充足气源的LNG储站；步骤二：每艘绞吸船至少配置一艘LNG驳船，并对每艘LNG驳船进行编号；步骤三：采用拖轮将所有LNG驳船拖至LNG储站加注液化天然气；步骤四：采用拖轮将加注液化天然气的LNG驳船运至处于作业地的绞吸船且每一艘绞吸船挂靠一艘加注液化天然气的LNG驳船；剩余的加注液化天然气的LNG驳船停靠在所述LNG储站岸边；步骤五：拖轮将空的LNG驳船拖至LNG储站重新加注液化天然气，绞吸船油改气后，能给船东带来立竿见影经济效益；在环保方面，能大量减少硫化物、氮化物以及二氧化碳的排放。
Description
技术领域
本发明涉及船舶技术领域，具体涉及一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加注液化天然气的方法。
背景技术
当前世界上各类挖泥船中，绞吸船是一个主要的船型，它有效率高，生产量大、适用土质范围广、经济效益好等优越性，是疏浚部门广泛采用的船型。绞吸船是非自航船舶，用于沿江、沿海水域的疏浚、围海工程的吹填、水利工程的施工等作业。船舶经适当封舱加固后，可作近海或远洋航线的无人拖航调遣。
但绞吸船是持续工作的工程机械，工作时需消耗大量燃料以保证挖泥任务的完成。绞吸船的动力配置主要分为舱内泥泵驱动、水下泥泵驱动和绞刀驱动三部分，而这些装置的驱动动力源均来自柴油机。目前的绞吸船型中，4000方绞吸船作为典型船型之一，其动力配置的技术参数如图1所示，即需要多组柴油机组，相应的将消耗大量的柴油，成本增大，而且对环境有污染。
目前有些船厂开发出了采用液化天然气作能源的绞吸船，但是一般海工工程需要多艘绞吸船分布在不同作业地进行同时作业，这样也为燃料运输带来了问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加注液化天然气的方法，将液化天然气（LNG）作为动力燃料，与传统燃料柴油相比，LNG有两大优势。
一是环保优势，据有关资料介绍，使用LNG作发动机燃料，尾气中有害物质的含量比使用燃油其硫氧化合物、氮氧化合物含量分别降低98%和30%，更有利于环保；
二是经济优势，相同功率的发动机，按目前市场上柴油及LNG的比价，使 用LNG燃料比使用柴油可节省费用10-20%。
为达到上述目的，本发明的技术方案如下：
一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加气的方法，包括以下步骤：
步骤一：建设能提供充足气源的LNG储站；
步骤二：对应于配置在作业地的若干艘绞吸船配置数量大于绞吸船数量的LNG驳船，每艘绞吸船至少配置一艘LNG驳船，并对所述每艘LNG驳船进行编号；
步骤三：采用拖轮将所有LNG驳船拖至LNG储站加注液化天然气；
步骤四：采用拖轮将加注液化天然气的LNG驳船运至处于作业地的绞吸船且每一艘绞吸船挂靠一艘加注液化天然气的LNG驳船；剩余的加注液化天然气的LNG驳船停靠在所述LNG储站岸边；
步骤五：当任一艘绞吸船向管理中心发出燃料即将用尽信号后，管理中心通知拖轮进行补气作业，拖轮接收到补气作业通知后，将停靠在所述LNG储站岸边的一艘加注液化天然气的LNG驳船运至需要补气的绞吸船位置并将加注液化天然气的LNG驳船替换空的LNG驳船；然后拖轮将空的LNG驳船拖至LNG储站重新加注液化天然气，加注好后停靠在所述LNG储站岸边备用。
优选的，所述步骤一中的LNG储站位于陆地码头远离主航道处。
优选的，所述步骤一中的LNG储站位于海上专用海域上，LNG储站为一大型LNG驳船。
优选的，所述当作业地距离海岸线超过50海里的时候，采用将LNG储站位于海上专用海域上。
通过上述技术方案，本发明的有益效果是：
绞吸船油改气后，能给船东带来立竿见影经济效益；在环保方面，能大量减少硫化物、氮化物以及二氧化碳的排放，顺应国家提出的节能减排的政策要求。我们认为在工程船舶，尤其是在绞吸船上推广使用LNG，前景广阔。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述 中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为绞吸船的动力配置图。
图2为本发明的供气方法一。
图3为本发明的供气方法二。
具体实施方式
为了使本发明实现的技术手段、创作特征、达成目的与功效易于明白了解，下面结合具体图示，进一步阐述本发明。
一种为绞吸船加气的方法，包括充足的码头气源，高效的加注系统、快捷的运输网络和稳定的客户群。
实施例一：
参照图2，供气方法一：
每条驳船储气量可为1艘绞吸船供气6-7天，那么可以配置7条标准化LNG驳船及1条拖轮，服务于6艘绞吸船。
运营过程如下：拖轮将1号驳船（以下简称驳1）拖至LNG储站加气后，拖至1号绞吸船（以下简称绞1）处，加气及路途往返的设计用时为1天；接着，将驳2拖至绞2处，同理耗时1天。如此将驳6拖至绞6，共耗时6天。此时，驳1燃气已耗尽，拖轮将驳7加气后替换驳1，驳1加气后替换驳2，如此形成循环。
实施例二：
每条驳船储气量可为1艘绞吸船供气15-16天，那么可以配置16条标准化LNG驳船及1条拖轮，服务于15艘绞吸船。
运营过程如下：拖轮将1号驳船（以下简称驳1）拖至LNG储站加气后，拖至1号绞吸船（以下简称绞1）处，加气及路途往返的设计用时为1天；接着，将驳2拖至绞2处，同理耗时1天。如此将驳6拖至绞6，共耗时6天。此时，驳1燃气已耗尽，拖轮将驳7加气后替换驳1，驳1加气后替换驳2，如此形成循环。
实施例三：
每条驳船储气量可为1艘绞吸船供气20-21天，那么可以配置21条标准化 LNG驳船及1条拖轮，服务于20艘绞吸船。
运营过程如下：拖轮将1号驳船（以下简称驳1）拖至LNG储站加气后，拖至1号绞吸船（以下简称绞1）处，加气及路途往返的设计用时为1天；接着，将驳2拖至绞2处，同理耗时1天。如此将驳6拖至绞6，共耗时6天。此时，驳1燃气已耗尽，拖轮将驳7加气后替换驳1，驳1加气后替换驳2，如此形成循环。
本领域技术人员可以根据上述每条驳船储气量可为1艘绞吸船供气的天数，来进行调整LNG驳船，拖轮以及绞吸船的数目。
加气距离与加气周期时间见下表1所示
表1加气距离与加气时间对照表
从表中可知，若绞吸船作业地距岸站超过30海里或改造数量超过6条时，拖轮可能来不及运输，可通过增加航速或者增加拖轮及驳船的数量来满足需求。
实施例四：
参照图3，但当岸站距作业地距离超过50海里时，考虑到拖船的往返时间较长致使绞吸船供气不连续，通过寻找附近其他LNG岸站加气，或通过以下供气方法二：
当绞吸船作业区50海里范围内找不到合适的加气岸站时，可考虑在绞吸船作业区域附近布置一个加气站，这个站我们设想就是一条大型的LNG驳船，初步设计为2000方，能供6条绞吸船使用7天，所以驳船只需每周进出储站一次。它从储站装运LNG后拖至绞吸船作业海域附近。然后，还是通过上述方法一配置若干艘小型LNG驳船分发出去。
比较以上两种供气方法，有如下几个特点：
（1）安全性：对于方法一，需要LNG储站在规划建设过程中就考虑尽量远离主航道，这样为以后驳船的进出码头及加注均能满足海事部分的安 防要求；对于方法二，由于是海上加气不需要频繁进出码头，可划定专用海域进行加气，更易于满足海事部门的安防要求；
（2）方法一对加气岸站要求较高，方法二中的海上加气驳船是动态的，可以跟随客户的转移而转移，遇到恶劣天气也可以到遮蔽海域避风；
（3）经济性：对于绞吸船业主来说，两个模式均能保证海上加气能快捷、稳定，均能获取良好的经济效益；对于运营方来说，方法一是最好的方案，方法二的初投资成本较大；
（4）市场推广：两种方法保障了加气的便捷，更有利于市场开拓，改造方案又具有较强的可操作性，也能保证良好的竞争优势。
假设4000方的装机功率，按照每天工作22小时，每月工作26天，一年10个月的作业时间估算，6条绞吸的燃油费用约为4.56亿元。油改气后，综合考虑各种不利影响因素后按照65%的实际柴油替代率估算，6条绞吸的燃油费用约为3.75亿元。每年节省0.81亿元，节省百分比为17.8%。
根据本发明设计，整个项目的建造、运营成本主要包含：LNG驳船建造，绞吸船改造及拖轮租金。经济性分析按照改造6条绞吸船的方案估算。
经与柴油机厂家、LNG储罐厂家及相关设备厂家及船厂多方询价后，初步得出LNG驳船建造主要包含：液罐及气化撬整套低温管路系统、船体建造费用、轮机电气舾装设备等，单条合计约￥900万；绞吸船的改造主要包括：柴油机及外部燃气管路改造、机舱通风消防设施改造、监测报警及控制系统改造、轮机及舾装设备等费用，单条改造成本合计约￥950万，另外，综合考虑其他诸如设备调试、船员培训、保险及税收后，本方案总费用约￥1.3亿元。
由此可知，6条绞吸船油改气后每年可节省燃料费用0.81亿元，投资产生的效益可以在两年内回收投资成本。
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。
Claims (4)
1.一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加气的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：建设能提供充足气源的LNG储站；
步骤二：对应于配置在作业地的若干艘绞吸船配置数量大于绞吸船数量的LNG驳船，每艘绞吸船至少配置一艘LNG驳船，并对所述每艘LNG驳船进行编号；
步骤三：采用拖轮将所有LNG驳船拖至LNG储站加注液化天然气；
步骤四：采用拖轮将加注液化天然气的LNG驳船运至处于作业地的绞吸船且每一艘绞吸船挂靠一艘加注液化天然气的LNG驳船；剩余的加注液化天然气的LNG驳船停靠在所述LNG储站岸边；
步骤五：当任一艘绞吸船向管理中心发出燃料即将用尽信号后，管理中心通知拖轮进行补气作业，拖轮接收到补气作业通知后，将停靠在所述LNG储站岸边的一艘加注液化天然气的LNG驳船运至需要补气的绞吸船位置并将加注液化天然气的LNG驳船替换空的LNG驳船；然后拖轮将空的LNG驳船拖至LNG储站重新加注液化天然气，加注好后停靠在所述LNG储站岸边备用。
2.根据权利要求1所述的一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加气的方法，其特征在于：所述步骤一中的LNG储站位于陆地码头远离主航道处。
3.根据权利要求1所述的一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加气的方法，其特征在于：所述步骤一中的LNG储站位于海上专用海域上，LNG储站为一大型LNG驳船。
4.根据权利要求1所述的一种为多艘处于作业地的绞吸船进行加气的方法，其特征在于：所述当作业地距离海岸线超过50海里的时候，采用如权利要求3所述的LNG储站的位置。
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