CN112050079A - 具有前置平台的lng加注方法 - Google Patents

具有前置平台的lng加注方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112050079A
CN112050079A CN202010945432.5A CN202010945432A CN112050079A CN 112050079 A CN112050079 A CN 112050079A CN 202010945432 A CN202010945432 A CN 202010945432A CN 112050079 A CN112050079 A CN 112050079A
Authority
CN
China
Prior art keywords
lng
filling
tank
platform
refueling
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
CN202010945432.5A
Other languages
English (en)
Inventor
汪俊生
邵冉
初美龄
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Anhui Changjiang Liquefied Natural Gas Co ltd
Huainan Mining Group Co Ltd
Original Assignee
Anhui Changjiang Liquefied Natural Gas Co ltd
Huainan Mining Group Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Anhui Changjiang Liquefied Natural Gas Co ltd, Huainan Mining Group Co Ltd filed Critical Anhui Changjiang Liquefied Natural Gas Co ltd
Priority to CN202010945432.5A priority Critical patent/CN112050079A/zh
Publication of CN112050079A publication Critical patent/CN112050079A/zh
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/004—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels for large storage vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/02—Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/12—Arrangements or mounting of devices for preventing or minimising the effect of explosion ; Other safety measures
    • F17C13/126—Arrangements or mounting of devices for preventing or minimising the effect of explosion ; Other safety measures for large storage containers for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/01—Shape
    • F17C2201/0104—Shape cylindrical
    • F17C2201/0109—Shape cylindrical with exteriorly curved end-piece
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/03—Orientation
    • F17C2201/035—Orientation with substantially horizontal main axis
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/05—Size
    • F17C2201/052—Size large (>1000 m3)
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/03—Control means
    • F17C2250/036—Control means using alarms
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • F17C2260/044—Avoiding pollution or contamination
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/063—Fluid distribution for supply of refuelling stations
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明公开具有前置平台的LNG加注方法，包括以下步骤：S01:托运，将LNG罐箱从后方补给站，托运至罐箱平台；S02:连接加注方法，将LNG罐箱与加注泵、增压气化器、计量撬连接，后与受注船舶连接；SO3:调压流程，LNG进入增压气化器，经增压气化后返回LNG罐箱；S04:加气作业，LNG罐箱的液相口进入加注泵后进入计量撬的液相加注管道，后进入受注船舶的液相入口，受注船舶产生的BOG返回LNG罐箱，至加注完成；S05：下次加气准备工作。本发明的有益效果：通过将LNG加注方法前置为固定平台结合移动LNG罐箱布置形式，缩短LNG加注方法输送管路长度，减少LNG无效损耗量，取消了LNG加注方法保冷循环管路系统，减少了BOG的产生量，降低工程投资。

Description

具有前置平台的LNG加注方法
技术领域
本发明涉及一种船舶LNG加注领域，尤其涉及的是一种前置平台的LNG加注方法。
背景技术
目前，国内虽然在船舶“油改气”领域已取得一些成果，长江、京杭大运河等已经试运行LNG动力船舶取得成功。目前LNG燃料水上加注主要分为：船对船、岸站对船、车辆对船三种方式，船舶LNG燃料加注方式。
船-船加注(Ship-to-ship bunkering，简称STS)，STS在码头、锚地、航行中均可进行，STS也包括加注趸船对船加注、海上浮式加注设施对船加注；船-船的加注是LNG加注船对受注船进行LNG加注工作，LNG加注船是为采用LNG单/双燃料动力的各类型货船、集装箱船、化学品船、内核LNG加注趸船以及內河以及沿海LNG岸基加注站等提供LNG燃料加注，同时也可为国内江、海沿岸岸基式加气站、沿岸周边城市、大型厂矿企业提供LNG水上运输的一种全新的绿色节能环保船型。
如申请号：202010123569.2，1.一种水上天然气加注站趸船的平面布置,其特征在于，所述天然气趸船包括以下装置和设备，LNG储罐设备与系统部件、加气加油操作位置、起居处所、机器处所、服务处所，所述LNG储罐设备与系统部件设置在一层干舷甲板上,所述机器处所、服务处所设置在一层夹板.上,主要的起居住所设置在三层夹板.上,部分起居居所和部分服务处所设置在二层夹板。但船舶作为水运交通工具，面临的危险不仅有狂风、暴雨、雷击等无法抗拒的自然因素，也会出现船舶仪器设备失效、机体失灵等自身因素，还会有突发事故下的海盗劫船、船员操作失误等人为因素。而作为新型高技术难度的LNG船舶，同样会有这些风险，因此，该加注形式，操作性差，投资成本高；
车辆-船加注(Tank truck-to-ship bunkering，简称TTS)；TTS加注是从槽车的液罐向停泊在港口的船舶充装LNG，通常是通过连接在两者之间的软管或连接臂实现，TTS加注方式有点是便携、低投入，如申请号：201721460624.7，一种压差式LNG车辆充装系统，其特征在于:它包括槽车储罐和目标储罐；所述槽车储罐和目标储罐间设置有LNG充装管路系统和调压管路系统；所述LNG充装管路系统和调压管路系统分别与槽车储罐和目标储罐相连；所述调压管路系统，用于调节槽车储罐和日标储罐间的压差,让槽车罐内的压力大于目标储罐内的压力,使槽车储罐内的LNG通过LNG充装管路系统送往目标储罐。该加注方法集成了各种管路，使得罐箱的容量变小，整个加注方法加注量偏小，加注效率低，由于充装速度有限、容量有限，对于大型船舶来说这种方式能力有限。
岸站-船加注(LNG intermediary terminal-to-ship via pipeline，简称TPS)，PTS加注方式中，LNG从陆地上的固定储存站点，通过低温管路或软管向停泊在附近码头的船舶充装LNG。其传输速度和容量上能够满足大容量要求，但因为PTS加注需要有位于码头附近的固定设施，如现有的在挪威Halhjem的岸上加注站储罐容量比较大(一般为1000m3)，为控制风险，储罐和加注站之间留有一定的安全距离，LNG罐箱位于岸上后方远离被加注船，加注管线埋于地下，管线较长，也导致该加注形式，占用码头岸线大；
且LNG项目中存在的主要危险物质为LNG(液化天然气)和BOG(BOG是BOIL-OFF GAS的简称，是来自产品LNG蒸发产生的甲烷气)。LNG和BOG的主要危害成分为甲烷。甲烷的反应活性比其他的燃油均低，爆炸后果的潜在严重程度比氢气、丙烷及乙烯低，但是甲烷是可燃易爆的，而且其在空气中的爆炸极限为5～15.8％(V)，因此LNG通常以液态常压储存在特殊的储罐中。一般LNG不考虑带压储存和运输,因此避免了容器的完全破裂的危险。在卸载，储存及运输过程中的火灾的危险被划分为甲类。LNG产生的火灾的特性为高风险，高温，强辐射，爆燃，易爆炸。LNG火灾的后果是多种多样的，泄漏的物质可能导致扩散，沸腾，蒸发等，如果气体扩散至受限空间，则可能产生爆炸，或者闪火等，在泄漏源则可能产生池火。所以，在加注过程中需特别考虑加注过程中加注方与被加注方的安全距离。
公开于该背景技术部分的信息仅仅旨在增加对本发明的总体背景的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域一般技术人员所公知的现有技术。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于：如何解决现有的常规岸基储站通过加注管路系统向LNG动力船加注，加注方法规模大管线长、浪费严重、成本高的问题。
本发明通过以下技术手段实现解决上述技术问题的：
具有前置平台的LNG加注方法，包括以下步骤：
S01:托运，将多个LNG罐箱从后方补给站，托运至罐箱平台；
S02:连接加注方法，将多个所述LNG罐箱与加注泵、增压气化器连接，加注泵通过管道与位于加注平台的计量撬连接，将计量撬与受注船舶连接；
SO3:调压流程，打开LNG罐箱的液相增压口，LNG进入增压气化器，经增压气化后经LNG罐箱的气相口返回LNG罐箱；
S04:加气作业，多个LNG罐箱的液相口进入加注泵后进入计量撬的液相加注管道，后进入受注船舶的液相入口，受注船舶产生的BOG返回LNG罐箱，至加注完成；
S05：下次加气准备工作，空的LNG罐箱托运至后方补给站，后方补给站对空的LNG罐箱进行加注，为下次加气做准备；
其中，加注平台设置在岸线上，罐箱平台设置在加注平台远离岸线的后方。
本发明将LNG加注方法前置为固定平台结合移动LNG罐箱布置形式，克服了后方加注站与岸线距离较远造成的加注管道长等一些列问题，本发明缩短LNG加注方法输送管路长度，岸基LNG加注方法前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，减少了系统管路过长江大堤的难度；减少LNG无效损耗量，前置LNG加注方法的残夜氮气吹扫量仅为较常规系统的约1/10；取消了LNG加注方法保冷循环管路系统；减少了BOG的产生量，由于输送管路的长度，减少管道传热面积，BOG的产生量降为常规系统的约1/10，大大降低了系统运行成本；降低工程投资，由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，同时减少了LNG加注方法的保冷工程量，因此减少工程投资。通过将加注设备布置在加注平台与罐箱平台，不与槽车集成，克服了槽车运输量小的问题。
优选的，所述步骤S01中，LNG罐箱从后方补给站出场前，经出场计量装置称重后，采用集装箱卡车托运至罐箱平台，平稳安放后，集装箱卡车离开码头回到后方补给站。
优选的，所述步骤S02中，所述加注泵，所述增压气化器安装在同一加注撬内。
优选的，所述步骤S02中，加注平台上设有软管吊机，通过软管吊机将计量撬与受注船舶连接。
优选的，所述步骤S04中，加气作业过程中，超压放散的BOG经加热器散发到空气中，所述计量撬内部管道、所述加注泵与LNG罐箱之间的管道、以及计量撬与加注撬之间的管道上均设有多个接口，所有的接口与加热器入口连接，加热器出口为用于将BOG散发到空气中的散放口。
优选的，所述步骤S04中，加注完成后，还包括氮气吹扫流程，将氮气瓶与加注泵与LNG罐箱连接管道、增压气化器管道，以及加注泵与计量撬之间的管道连接，进行氮气吹扫。加注完成后，将氮气吹入加注撬、计量中的管道中。氮气吹扫系统将残余气液体直接吹至放散口放散掉，避免发生事故。
优选的，所述步骤S05中，待空的LNG罐箱运回后方补给站后，进行LNG加注时，LNG罐箱内的BOG通过BOG蒸发气管道回至接收站LNG大型储罐，或由BOG蒸发气高低压输送系统加压外输。
优选的，还包括多个船墩、加注平台、罐箱平台，多个船墩与加注平台布置在岸线上，所述罐箱平台上具有多个移动式LNG罐箱的安置点。
优选的，所述罐箱平台与加注平台之间距离为13-18m。
本发明通过加注泊位发生典型喷射火事件时模拟，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为12.38m，故建议罐箱平台上的工艺设施整体向远离岸线偏移，使内河机动船处于15Kw/m2热辐射影响范围之外，故最小距离为12.38m，若太远则达不到前置的一系列优点，故本发明中优选罐箱平台与加注平台之间距离为13-18m。
且在，所述罐箱平台四周设置水幕、消防炮塔及集液池，并配备高倍数泡沫发生器；岸线上用于雨水收集和排水设排水沟。
优选的，所述船墩包括至少一座系船墩、至少一座系靠船墩，系船墩与系靠船墩、以及加注平台依次排列，罐箱平台布置在加注平台后方，相邻之间通过衔接段连接。
本发明的优点在于：
(1)本发明通过将LNG加注方法前置为固定平台结合移动LNG罐箱布置形式，克服了后方加注站与岸线距离较远造成的加注管道长等一些列问题，(a)缩短LNG加注方法输送管路长度：岸基LNG加注方法前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，减少了系统管路过长江大堤的难度；(b)减少LNG无效损耗量：根据《内河液化天然气加注码头设计规范(试行)》(JTS196-11-2016)规定进行计算，一艘船舶的净加注时间(h)取0.5h～1h，考虑受注船舶的停离加注泊位的时间(h)取0.6h～1h，合计单次加注用平均时约为1.1h～2h，造成加注方法使用加注间隔时间长。每次加注完成后的管路系统残夜，均需要采用氮气吹扫造成浪费。前置LNG加注方法的残夜氮气吹扫量仅为较常规系统的约1/10；(c)取消了LNG加注方法保冷循环管路系统：由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，需要保冷循环管路由常规系统的200m～500m缩短到20m,因此无需配套建设保冷循环管路系统；(d)减少了BOG的产生量：由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，减少管道传热面积，BOG的产生量降为常规系统的约1/10，大大降低了系统运行成本；(e)降低工程投资：由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，同时减少了LNG加注方法的保冷工程量，因此减少工程投资；通过将加注设备布置在加注平台与罐箱平台，不与槽车集成，克服了槽车运输量小的问题。
(2)明确LNG动力机动船与前置加注方法LNG罐箱最小安全间距，以及最优距离；通过加注泊位发生典型喷射火事件时模拟，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为12.38m，故建议罐箱平台上的工艺设施整体向远离岸线偏移，使内河机动船处于15Kw/m2热辐射影响范围之外，故最小距离为12.38m，若太远则达不到前置的一系列优点，故本发明中优选罐箱平台与加注平台之间距离为13-18m。
附图说明
图1是本发明实施例具有前置平台的LNG加注方法的结构示意图；
图2是加注平台(图1中A)放大示意图；
图3是罐箱平台(图1中B)放大示意图；
图4是加注工艺示意图；
图5是LNG罐箱与加注撬连接示意图；
图6是计量撬连接示意图；
图7是加热器连接示意图；
图8是初始方案中LNG加注方法的的结构示意图；
图8-1是图8中C处放大图；
图8-2是7-S的喷射火事件分析界面；
图8-3是8-S的喷射火事件分析界面；
图8-4是9-S的喷射火事件分析界面；
图8-5是10-S的喷射火事件分析界面；
图8-6是节点12的喷射火事件分析界面；
图9是本方案LNG加注方法的的结构示意图；
图9-1是图9中D处放大图；
图9-2是7-S的喷射火事件分析界面；
图9-3是8-S的喷射火事件分析界面；
图9-4是9-S的喷射火事件分析界面；
图9-5是10-S/FB的喷射火事件分析界面；
图9-6是11-S的喷射火事件分析界面；
图9-7是12-S的喷射火事件分析界面；
图9-8是节点13的喷射火事件分析界面；
图10-1为7-M1闪火事件的分析界面；
图10-2为8-M1闪火事件的分析界面；
图10-3为9-M1闪火事件的分析界面；
图10-4为11-M1/FB闪火事件的分析界面；
图10-5为12-M1/FB闪火事件的分析界面；
图10-6为节点12气相散放事件的分析界面；
图11-1集液池发生池火的分析界面；
图11-2加注区集液池气云扩散图；
图中标号：
1、系船墩；2、系靠船墩；3、加注平台；31、软管吊机；32、计量撬；4、罐箱平台；41、加注撬；411、加注泵；412、增压气化器；42、LNG罐箱；43、加热器；5、受注船舶；6、集液池。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例一：
具有前置平台的LNG加注方法，包括以下步骤：
S01:托运，LNG罐箱42从后方补给站出场前，经出场计量装置称重后，采用集装箱卡车托运至罐箱平台4，平稳安放后，集装箱卡车离开码头回到后方补给站；
S02:连接加注方法，将多个所述LNG罐箱42与加注泵411、增压气化器412连接，加注泵411通过管道与位于加注平台3的计量撬32连接，操作所述软管吊机31将计量撬32与受注船舶5连接，LNG加注采用金属软管连接受注船舶；
SO3:调压流程，打开LNG罐箱42的液相增压口，LNG进入增压气化器412，经增压气化后经LNG罐箱42的气相口返回LNG罐箱42；该步骤的作用是，加气前调整罐箱内LNG的饱和蒸汽压；
S04:加气作业，多个LNG罐箱42的液相口进入加注泵411后进入计量撬32的液相加注管道，后进入受注船舶的液相入口，受注船舶产生的BOG返回LNG罐箱，至加注完成；
S05：下次加气准备工作，LNG罐箱42加注用完后，通知后方补给站调度指挥中心，安排集装箱卡车到罐箱平台4接回空的LNG罐箱42，经后方补给站进场计量装置称重后，到LNG罐箱加注站对空的LNG罐箱进行加注，再次加注完成后进入后方补给站堆放，为下次外运做准备；
其中，加注平台3设置在岸线上，罐箱平台4设置在加注平台远离岸线的后方。
如图1所示，具有前置平台的LNG加注方法，包括一座系船墩1、三座系靠船墩2、加注平台3、罐箱平台4，系船墩1与系靠船墩2、以及加注平台3、罐箱平台4依次排列，相邻之间通过衔接段连接。系船墩1、三座系靠船墩2与加注平台3布置在岸线上，罐箱平台4布置在岸线后方。
图1结合图2所示，所述加注平台3上布置用于连接加注方与受注船舶5的软管吊机31、计量撬32，图1结合图3所示，所述罐箱平台4上具有多个LNG罐箱的安置点、加注撬41；多个LNG罐箱由车辆由后方运输至安置点，多个LNG罐箱42均与加注撬41连接，加注撬41与计量撬32连接。
其中，加注平台3采用直立墩式结构型式，整个码头占用岸线长度为133m，系船墩1与系靠船墩2均为直立墩式结构型式，系船墩1尺寸为8m×8m，系靠船墩2尺寸为10m×10m，加注平台3尺寸为15×10m，罐箱平台4尺寸为51×18.5m。系船墩1、系靠船墩2、加注平台3依次排开，罐箱平台4位于加注平台3后方，加注平台3与罐箱平台4通过衔接段连接，衔接段长度9m，宽5米。该加注码头适于500-5000吨级内河机动船。
本实施例中，所述LNG罐箱42为三个，每个LNG罐箱42内LNG体积为40m3，LNG总量为120m3(31680加仑)，三个LNG罐箱42间距1.5m。
如图3所示，将两个加注泵411、增压气化器412集成在一个加注撬41中，两个加注泵411可以设置为一个为主加注泵，另一个为辅助加注泵，能够交替工作，三个LNG罐箱42的液相口与两个加注泵411均连接，加注泵411的出口与计量撬32连接，三个LNG罐箱42的液相增压口与增压气化器412连接，增压气化器412的气化出口经LNG罐箱42的气相口返回LNG罐箱42。
以图5为例，三个LNG罐箱42排列方式一样，LNG罐箱42的底部具有三个出口，由左至右分别为液相口、气相口、液相增压口；液相口与两个加注泵411均连接，液相增压口与增压气化器412连接，用于将部分的液相增压气化后产生的气相由气相口返回LNG罐箱42，提高LNG罐箱内LNG的气压；同时气相口也与受注船的气相返回线连接。
如图6所示，为BOG散放系统，主要为EAG加热器43，其中，计量撬32内部管道、所述加注撬41内部管道、以及计量撬32与加注撬41之间的管道上均设有多个接口，接口与加热器43入口连接，加热器43的出口为用于将BOG散发到空气中的散放口。
本实施例中，BOG的处理工艺：
加注过程中产生BOG流程：受注船舶5的LNG燃料箱中产生的BOG，通过加注不锈钢金属软管、计量撬32中的专用BOG管道，进入BOG综合管线(LNG气相返回管路)经加注撬41中BOG管道，最终进入LNG罐箱。
超压放散的BOG蒸发气处理流程：加注过程中产生的部分BOG蒸发气经罐箱设置的超压放散阀放散的BOG，通过管道经加热器43再通过放散口安全释放；
所述步骤S05中，待空的LNG罐箱运回后方补给站后，进行LNG加注时，LNG罐箱内的BOG通过BOG蒸发气管道回至接收站LNG大型储罐，或由BOG蒸发气高低压输送系统加压外输。
其中，后方补给站距离未限制，可根据实际情况设置。
所述步骤S04中，在LNG加注完成后，通过氮气吹扫系统与加注撬41、计量撬32中的管道连接，加注完成后，将氮气吹入加注撬41、计量撬32中的管道中，更具体的，将加注撬41、计量撬32中的管道与氮气瓶连接，并在连接管道上设置相应的阀，通过氮气吹扫系统将残余气液体直接吹至放散口放散掉，避免发生事故。
本实施例中，集液池为3m*2m*1m，图1中，设置在罐箱平台4的左下方，距离LNG罐箱15m，距离受注船舶5直线距离38m。
本实施例中，LNG管道距离较短，且具有良好的保冷性能，故不设循环保冷。
本实施例中，隔热措施，LNG工艺管道采用真空绝热管，LNG罐箱保冷材料采用真空粉末。阀门等均采用高密度聚异氰脲酸脂保冷。
电气措施：爆炸性环境危险区域内，电气设备均采用防爆产品。在码头入口处及爆炸危险场所入口处等应设置消除人体静电装置。
控制系统：设可燃气体报警，低温检测报警系统、火焰探测报警系统，各种报警系统的报警器应具有声光报警功能。
给排水措施：码头面设排水沟，用于雨水收集和排水。
消防措施：在加注区前沿设置水幕、消防炮塔及集液池，配备高倍数泡沫发生器。
暖通及动力：加注泊位的氮气，由码头平台处氮气汇流排间供给，共设置2组汇流排，每组汇流排包含20个容积为40L的氮气瓶，氮气瓶的工作压力为15MPa。
环保措施：平台设置污水接收装置暂存后，泵入后方陆域处理，生活污水接入市政污水管网，含油污水进入油污水处理站。
本实施例通过将LNG加注方法前置为固定平台结合移动LNG罐箱布置形式：缩短LNG加注方法输送管路长度；减少LNG无效损耗量；取消了LNG加注方法保冷循环管路系统；减少了BOG的产生量；降低工程投资。
实施例二：
本实施例在实施例一的基础上，所述罐箱平台4与受注船舶5之间距离为13-18m。
本实施例中，通过加注泊位发生典型喷射火事件时模拟，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为12.38m，经模拟得知，三个罐箱中中间罐箱的出口处影响最大，因此，罐箱平台4处该点与受注船舶直线最短距离为12.38m，故建议罐箱平台上的工艺设施整体向远离岸线偏移，使内河机动船处于15Kw/m2热辐射影响范围之外，故最小距离为12.38m，若太远则达不到前置的一系列优点，故本实施例中优选罐箱平台4与加注平台3之间距离为13-18m。
与现有的(背景技术中提到的)三中加注方式的比较：
(1)与“船对船”加注形式相比，因加注船舶作为水运交通工具，面临的危险不仅有狂风、暴雨、雷击等无法抗拒的自然因素，也会出现船舶仪器设备失效、机体失灵等自身因素，还会有突发事故下的海盗劫船、船员操作失误等人为因素，而作为新型高技术难度的LNG船舶，同样会有这些风险，该加注形式，操作性差，投资成本高；本实施例中，未采用加注船进行加注，无需考虑水上面临的风险，主要风险为LNG和BOG泄露产生，风险类型较船-船的加注少，投资成本低；
(2)与“槽车-船”加注形式相比，因运输的车辆仅仅实现运输作用，并未集成各种加注泵、管道等，能够提供更多的空间运输LNG，“槽车-船”加注形式仅适应与小型加注，且因集成了加注设备，增加了整个槽车泄露等风险，运输过程中，主要为槽车司机，对于安全要求会少于加注操作者，对于公众安全风险要高于其他加注方式；本实施例中，加注设备均布置在平台上，需要加注时，通过车辆将罐箱运至罐箱平台后，车辆返回，因罐箱满足安全要求的情况下，通过集装箱卡车、货车等均可以运输，运输风险低，且实施例二中，可以满足120m3的加注需求，且多个罐箱同时加注，加注速度也较快。
(3)与“岸站-船”加注形式相比，因罐箱平台与加注平台位置较“岸站”较近，使得罐箱与受注船舶之间的管道大幅减少，缩短LNG加注方法输送管路长度；管路变短后，能够减少LNG无效损耗量，前置后LNG加注方法的残夜氮气吹扫量仅为较常规系统的约1/10；由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，需要保冷循环管路由常规系统的200m～500m缩短到20m,因此无需配套建设保冷循环管路系统；因减少管道传热面积，BOG的产生量降为常规系统的约1/10，大大降低了系统运行成本；降低工程投资。
上述实施例中，在本方案创造过程中，经多次创新、调整才获得上述实施例的方案：
本申请人通过危险源辨识，经过频率分析，后果分析、风险计算，最终对风险进行评价，确定最终方案。
频率的计算采用LEAK软件，后果模拟采用PHAST软件，风险计算采用SAFETI软件。
(1)危险源辨识：首先要详细检查物料的性质和储存量，从而辨识对设施和人员产生潜在危害的事件，然后辨识出可能产生的后果事件，如喷火，池火，爆炸和蒸气云扩散等。危险源辨识的目的在于：通过事件树分析，识别所有潜在的危害和对财产、人员和环境造成影响的危险事件；为QRA研究提供输入条件。
LNG项目中存在的主要危险物为LNG和BOG。LNG火灾的后果是多种多样的，泄漏的物质可能导致扩散，沸腾，蒸发等，如果气体扩散至受限空间，则可能产生爆炸，或者闪火等，在泄漏源则可能产生池火。一旦发生泄露，人员、设备和建筑都可能受到影响。
LNG加注方法中，大部分的危害情形是由可燃液体或可燃气体的泄露引起的，可燃液体或可燃气体的泄露可能产生蒸气云扩散火灾或爆炸，将采用如下的泄露的孔径进行计算：
5mm等效孔径，S泄露，等效典型的密封、垫片、管线或者仪表接口小泄漏(1-5mm泄漏范围)；
10mm等效孔径，M1泄露，等效典型的密封、垫片、管线开裂或者仪表接口开裂(5-15mm泄漏范围)；
25mm等效孔径，M2泄露，等效典型的密封、垫片、管线开裂或者仪表接口开裂(15-35mm泄漏范围)；
40mm等效孔径，M3泄露，等效典型的密封、垫片、管线开裂或者仪表接口开裂(35-50mm泄漏范围)；
完全破裂，FB完全破裂，等效于容器的破裂或者管线完全破裂，(>50mm泄漏范围)。
(2)频率分析：
部件计数方法：部件计数的目的在于辨识分析系统中所有的泄露源；节点部件计数包括设备，容器，管道，阀门，法兰等部件，并记录下它们的尺寸大小；
泄漏频率：每个失效场景的频率计算都基于可靠的历史失效频率数据库。在模拟软件中，考虑了每个失效场景的详细统计部件和设备失效频率。频率计算采用LEAK软件。对于接受站来说，LNG/NG为无腐蚀性流体，相比其他行业，泄漏频率较低，在Leak软件计算结构的基础上对部件和设备的频率修正0.6；
点火概率：LNG堆场设施区域内，主要固定点火源为周边厂区火炬及界区外车辆，对于整个堆场来说，属于点火源非常少类别，因此选取延迟点火概率0.2。
(3)后果分析：
泄漏的后果采用PHAST软件进行模拟，通过软件模拟可得出泄漏速率，扩散距离和火焰特性等；主要为火灾危害分析：①喷射火事件：根据危险事件喷射火后果累积加和频率数据分析，选取典型可信事件，进行分析；②闪火事件：根据危险事件闪火累积加和频率数据分析，选取典型可信事件。
(4)风险计算：
包括(a)人员和点火源分布；(b)个体风险，个体风险即人全年每天24小时都处于某位置的风险值；(c)外部安全防护距离；(d)社会风险。
风险评价：对风险进行计算后，进行评估，给出建议。
初始方案中：
如图8所示，将罐箱平台4加注平台均直接设置在岸线上，距离内河机动船靠岸线侧较近，加注时使得LNG罐箱42与受注船舶距离较近；如图8-1所述，三个罐箱与加注泵411、增压气化器412连接，加热器43与三个罐箱连接。
喷射火事件分析：
结合图8-1所示，选取了7-S、8-S、9-S、10-S为泄露喷火事件为典型可信事件，并对节点12气相散放事件进行后果分析：
如图8-2所示，为7-S的喷射火事件分析界面，7-S为中间罐箱的加注出口管线，如图8-3所示，为8-S的喷射火事件分析界面，8-S为加注泵及附属管线，如图8-4所示，为9-S的喷射火事件分析界面，9-S为加注泵出口至受注船加注总管，如图8-5所示，为10-S的喷射火事件分析界面，10-S为增压气化器及附属管线，如图8-6所示，为节点12的喷射火事件分析界面，节点12为罐箱气相散放口。
经过模拟可以看出，罐箱平台发生典型喷射火事件时，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为12.38m，8Kw/m2的热辐射最大影响范围为13.38m和5Kw/m2的热辐射最大影响范围为14.70m。9-S喷射火事件产生的5-15Kw/m2热辐射影响范围波及到内河机动船靠岸线侧。
当加注码头取进行气相散放操作时，在距离地面10m高度上，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为6.43m，8Kw/m2的热辐射最大影响范围为8.52m和5Kw/m2的热辐射最大影响范围为10.67m。15Kw/m2热辐射影响范围局限在罐箱平台内部，内河机动船靠岸线侧可能受到5-8Kw/m2的热辐射影响。
故：建议罐箱平台上的工艺设施整体向远离岸线的方向移动4米，使内河机动船处于15Kw/m2热辐射影响范围之外。
闪火事件分析：
选取典型闪火事件为：7-M1、8-M1、9-M1为泄漏闪火事件为典型可信事件，并对节点12气相散放事件进行后果分析；
7-M1为中间罐箱的加注出口管线，8-M1为加注泵及附属管线，9-M1为加注泵出口至受注船加注总管，节点12为罐箱气相散放口，与上述喷射火事件位置相同。
加注泊位发生典型闪火事件时，7-M1事件的影响范围最大，50％LFL影响到该泊位上停靠的内河机动船、相邻集装箱码头和停靠的集装箱船，达到主航道边线附近，气相散放事件的影响距离较小，局限在罐箱平台区域。
建议在加注操作时，监控长江航道内航行船只，严禁其他无关船只超越主航道边线。
建议从安全设计角度考虑，需重点针对7-M1、8-M1、9-M1事件，布置合理的可燃气体探测设施；一旦发生泄漏，能够及时发现可燃气体的泄漏扩散事故，启动紧急关断措施。
故初始方案将罐箱平台4直接设置在岸线上存在安全隐患；于是将罐箱平台4进行了后移；最终形成本申请中的方案。
最终方案分析如下：
如图9所示，将罐箱平台4远离岸线，置于加注平台3后方，此时加注泵411出口总管(图8-4中的9-S位置)距离岸线22m，距离加注平台3靠近罐箱平台4的边缘处12m，加注时使得LNG罐箱42与受注船舶距离较远；如图9-1所述，三个罐箱与加注泵411、增压气化器412连接，加热器43与三个罐箱连接。
喷射火事件分析：
结合图9-1所示，选取了7-S、8-S、9-S、10-S/FB、11-S、12-S、为泄露喷火事件为典型可信事件，并对节点13气相散放事件进行后果分析：
如图9-2所示，为7-S的喷射火事件分析界面，7-S为中间罐箱的加注出口管线，如图9-3所示，为8-S的喷射火事件分析界面，8-S为加注泵及附属管线，如图9-4所示，为9-S的喷射火事件分析界面，9-S为计量撬及附属管线，如图9-5所示，为10-S/FB的喷射火事件分析界面，10-S/FB为增压气化器及附属管线，如图9-6所示，11-S为加注气相管线，如图9-7所示，12-S为计量气相管线，如图9-8所示，为节点13的喷射火事件分析界面，节点13为加注罐箱气相散放口。
经模拟结果可知，码头区域发生典型喷射火事件时，32kW/m2的热辐射最大影响范围为10.88m，15kW/m2的热辐射最大影响范围为12.38m，8kW/m2的热辐射最大影响范围为13.38m和5kW/m2的热辐射最大影响范围为14.70m。9-S喷射火事件产生的5-15kW/m2热辐射影响范围波及到内河机动船靠岸线侧。
当加注码头区进行气相散放操作时，在距离地面10m高度上，15kW/m2的热辐射最大影响范围为6.43m,8kW/m2的热辐射最大影响范围为8.52m和5kW/m2的热辐射最大影响范围为10.67m。15kW/m2热辐射影响范围局限在罐箱平台内部，计量加注撬平台可能遭受5-8kW/m2的热辐射影响。
建议1:根据节点9-S热辐射影响范围，对计量撬区域的工艺设备设施及框架结构、底座支撑、管廊等采取耐火保护措施，并配备可靠的水喷淋降温消防措施；吊机柱需考虑防火涂层，满足喷射火事件的影响。
建议2:实时监控加注码头加注作业，掌握码头及船方人员在50％LFL区域内活动信息，尽可能控制并降低点火可能性。
闪火事件分析：
选取典型闪火事件为：7-M1、8-M1、9-M1、11M1/FB和12M1/FB为泄漏闪火事件为典型可信事件，并对节点12气相散放事件进行后果分析；
7-M1为中间罐箱的加注出口管线，8-M1为加注泵及附属管线，9-M1为计量撬及附属管线，11-M1为加注气相管线，12-M1为计量气相管线，节点13为加注罐箱气相散放口；与上述位置相同。
如图10-1为7-M1闪火事件的分析界面；如图10-2为8-M1闪火事件的分析界面；如图10-3为9-M1闪火事件的分析界面；如图10-4为11-M1/FB闪火事件的分析界面；如图10-5为12-M1/FB闪火事件的分析界面；如图10-6为节点12气相散放事件的分析界面；
经模拟可知，发生典型闪火事件时，7-M1事件的影响范围最大，50％LFL影响到该泊位上停靠的内河机动船、相邻集装箱码头和停靠的集装箱船，达到主航道边线附近，气相散放事件的影响距离较小，局限在罐箱平台区域。
建议从安全设计角度考虑，需重点针对7-M1、8-M1、9-M1、11M1/FB和12M1/FB事件，布置合理的可燃气体探测设施；一旦发生泄漏，能够及时发现可燃气体的泄漏扩散事故，启动紧急关断措施。
集液池事件分析：
集液池的设计尺寸为3m(W)*2m(L)，考虑最大的泄漏场景下的泄漏量，需要0.57m的空间存储，另设计方还需要考虑集液池上部泡沫覆盖高度，以及池内设施会占据一定容量，最终确认集液池高度为1m。
如图11-1集液池发生池火的分析界面；根据Phast计算结果，从图中可以看出15～32kW/m2的热辐射范围之内，没有任何固定设施；8kW/m2的影响范围内，根据设计资料该范围内未设置建构筑物(如控制室，维修车间，实验室，仓库等)；5kW/m2的影响范围内，根据设计资料该范围内未设置行政楼等人员集中区，4kW/m2的影响范围内无50人以上的活动场所，30kW/m2的影响范围内无任何耐火的构筑物，满足热辐射阈值要求。因此，集液池的设置距离较为安全。
如图11-2加注区集液池气云扩散图；根据Phast计算结果可以看出，在2F气相工况下，50％LFL影响范围53.01m，北侧超出界区至加注码头泊位上停靠的内河机动船，临近主航道边线附近，不满足规范阈值要求。
建议1：基于北侧为长江大堤内侧，出现人员可能性较小，实时监控5#加注码头加注作业，掌握码头及船方人员在50％LFL区域内活动信息，尽可能控制并降低点火可能性。
建议2：在集液池处设置可燃气体/低温探测设施，并联锁启动高倍泡沫和声光报警。确保一旦出现集液池积液，及时报警警示站场内外人员，能够及时启动应急预案，并进行撤离。
上述分析仅以典型可信事件进行的典型事件分析，实际分析过程中，根据场地不同，增加或调整分析条件。
风险计算：
(1)人员和点火源的分布，通过对人员、点火源的分布，进行点火概率的分析，加注泊位点火概率为0.04；需实时监控加注码头加注作业，掌握码头及船方人员在50％LFL区域内活动信息，尽可能控制并降低点火可能性；
(2)通过模拟发现加注平台区域的分体风险等值线在1.0E-3范围内，风险最高区域；需设置可燃气体/低温探测设施，并联锁启动高倍泡沫和声光报警；
(3)对站外部设施及场所进行风险分析，确保风险低于1.0E-09，满足法规要求低于3.0E-06标准值的要求；
(4)加注平台对周边人员的社会风险曲线在国家规定的曲线可接受区内，满足法规要求。
风险评价：
参照上述喷射火分析、闪火分析、集液池分析、风险分析，可知目前方案能够保证风险、安全距离均满足法规要求。
本方案主要在于以下两点：
1、本实施例将LNG加注方法前置；解决了常规岸基储站通过加注管路系统向LNG动力船加注，加注方法规模大管线长的问题；LNG加注方法码头前置，加注方法规模小管线缩短，该加注形式是创新性高，且效益明显，具有以下优点：
(a)缩短LNG加注方法输送管路长度：岸基LNG加注方法前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，减少了系统管路过长江大堤的难度。
(b)减少LNG无效损耗量：根据《内河液化天然气加注码头设计规范(试行)》(JTS196-11-2016)规定进行计算，一艘船舶的净加注时间(h)取0.5h～1h，考虑受注船舶的停离加注泊位的时间(h)取0.6h～1h，合计单次加注用平均时约为1.1h～2h，造成加注方法使用加注间隔时间长。每次加注完成后的管路系统残夜，均需要采用氮气吹扫造成浪费。前置LNG加注方法的残夜氮气吹扫量仅为较常规系统的约1/10，
(c)取消了LNG加注方法保冷循环管路系统：由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，需要保冷循环管路由常规系统的200m～500m缩短到20m,因此无需配套建设保冷循环管路系统。
(d)减少了BOG的产生量：由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，减少管道传热面积，BOG的产生量降为常规系统的约1/10，大大降低了系统运行成本。
(e)降低工程投资：由于LNG加注方法的前置大大缩短了LNG加注方法输送管路的长度，同时减少了LNG加注方法的保冷工程量，因此减少工程投资。
2、通过多次改进，明确LNG动力机动船与前置加注方法LNG罐箱的最小安全间距
为确保LNG加注方法和LNG动力船在静止和作业过程的安全，需要明确LNG动力机动船与前置加注方法LNG罐箱最小安全间距。
为达成上述目标，通过定量分析内河LNG动力机动船与前置的加注方法LNG罐箱之间的最小间距，明确了：
(a)加注泊位发生典型喷射火事件时，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为12.38m；气相散放操作时，15Kw/m2的热辐射最大影响范围为6.43m；建议罐箱平台上的工艺设施整体向远离岸线偏移，保持在15m为合适距离，使内河机动船处于15Kw/m2热辐射影响范围之外；
(b)加注泊位发生典型闪火事件时，监控长江航道内航行船只，严禁其他无关船只超越主航道边线，同时布置合理的可燃气体探测设施；一旦发生泄漏，能够及时发现可燃气体的泄漏扩散事故，启动紧急关断措施。
(c)目前，LNG加注设备布置位置距LNG动力船距离没有确定的规范和规程，本实施例中的具有前置平台的LNG加注方法提供了一种新的加注形式，有力地推动的行业内LNG加注技术的建设。
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (10)

1.具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，包括以下步骤：
S01:托运，将多个LNG罐箱从后方补给站，托运至罐箱平台；
S02:连接加注方法，将多个所述LNG罐箱与加注泵、增压气化器连接，加注泵通过管道与位于加注平台的计量撬连接，将计量撬与受注船舶连接；
SO3:调压流程，打开LNG罐箱的液相增压口，LNG进入增压气化器，经增压气化后经LNG罐箱的气相口返回LNG罐箱；
S04:加气作业，多个LNG罐箱的液相口进入加注泵后进入计量撬的液相加注管道，后进入受注船舶的液相入口，受注船舶产生的BOG返回LNG罐箱，至加注完成；
S05：下次加气准备工作，空的LNG罐箱托运至后方补给站，后方补给站对空的LNG罐箱进行加注，为下次加气做准备；
其中，加注平台设置在岸线上，罐箱平台设置在加注平台远离岸线的后方。
2.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述步骤S01中，LNG罐箱从后方补给站出场前，经出场计量装置称重后，采用集装箱卡车托运至罐箱平台，平稳安放后，集装箱卡车离开码头回到后方补给站。
3.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述步骤S02中，所述加注泵，所述增压气化器安装在同一加注撬内。
4.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述步骤S02中，加注平台上设有软管吊机，通过软管吊机将计量撬与受注船舶连接。
5.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述步骤S04中，加气作业过程中，超压放散的BOG经加热器散发到空气中，所述计量撬内部管道、所述加注泵与LNG罐箱之间的管道、以及计量撬与加注撬之间的管道上均设有多个接口，所有的接口与加热器入口连接，加热器出口为用于将BOG散发到空气中的散放口。
6.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述步骤S04中，加注完成后，还包括氮气吹扫流程，将氮气瓶与加注泵与LNG罐箱连接管道、增压气化器管道，以及加注泵与计量撬之间的管道连接，进行氮气吹扫。
7.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述步骤S05中，待空的LNG罐箱运回后方补给站后，进行LNG加注时，LNG罐箱内的BOG通过BOG蒸发气管道回至接收站LNG大型储罐，或由BOG蒸发气高低压输送系统加压外输。
8.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，还包括多个船墩、加注平台、罐箱平台，多个船墩与加注平台布置在岸线上，所述罐箱平台上具有多个移动式LNG罐箱的安置点。
9.根据权利要求1所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述罐箱平台与加注平台之间距离为13-18m。
10.根据权利要求8所述的具有前置平台的LNG加注方法，其特征在于，所述船墩包括至少一座系船墩、至少一座系靠船墩，系船墩与系靠船墩、以及加注平台依次排列，罐箱平台布置在加注平台后方，相邻之间通过衔接段连接。
CN202010945432.5A 2020-09-10 2020-09-10 具有前置平台的lng加注方法 Withdrawn CN112050079A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010945432.5A CN112050079A (zh) 2020-09-10 2020-09-10 具有前置平台的lng加注方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010945432.5A CN112050079A (zh) 2020-09-10 2020-09-10 具有前置平台的lng加注方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN112050079A true CN112050079A (zh) 2020-12-08

Family

ID=73611314

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010945432.5A Withdrawn CN112050079A (zh) 2020-09-10 2020-09-10 具有前置平台的lng加注方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112050079A (zh)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002068398A (ja) * 2000-09-05 2002-03-08 Nihonkai Lng Co Ltd 液化天然ガスの充填設備およびその充填方法
US20050115248A1 (en) * 2003-10-29 2005-06-02 Koehler Gregory J. Liquefied natural gas structure
CN102200220A (zh) * 2011-04-22 2011-09-28 张家港富瑞特种装备股份有限公司 一种液化天然气加气站及液化天然气的加气方法
CN204254244U (zh) * 2014-09-29 2015-04-08 四川金科环保科技有限公司 用于液化天然气的加注装置
CN107479424A (zh) * 2017-09-22 2017-12-15 中国海洋石油总公司 一种lng罐箱流水线充装系统
CN210459123U (zh) * 2019-06-20 2020-05-05 中交第二航务工程勘察设计院有限公司 一种墩式加注码头

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002068398A (ja) * 2000-09-05 2002-03-08 Nihonkai Lng Co Ltd 液化天然ガスの充填設備およびその充填方法
US20050115248A1 (en) * 2003-10-29 2005-06-02 Koehler Gregory J. Liquefied natural gas structure
CN102200220A (zh) * 2011-04-22 2011-09-28 张家港富瑞特种装备股份有限公司 一种液化天然气加气站及液化天然气的加气方法
CN204254244U (zh) * 2014-09-29 2015-04-08 四川金科环保科技有限公司 用于液化天然气的加注装置
CN107479424A (zh) * 2017-09-22 2017-12-15 中国海洋石油总公司 一种lng罐箱流水线充装系统
CN210459123U (zh) * 2019-06-20 2020-05-05 中交第二航务工程勘察设计院有限公司 一种墩式加注码头

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Gerboni Introduction to hydrogen transportation
JP4911443B2 (ja) 燃料電池車の水素供給システム
Fan et al. LNG bunkering pontoons on inland waters in China
CN103879522B (zh) 一种水上天然气加注站趸船
CN213018875U (zh) 具有前置平台的lng加注装置
US11353161B2 (en) Module and system for depressurising a cryogenic tank
CN112228768B (zh) 一种lng加注方法
CN112050079A (zh) 具有前置平台的lng加注方法
CN112050076B (zh) 一种lng加注系统
CN112050077A (zh) 具有前置平台的lng加注系统
CN203740104U (zh) 一种水上天然气加注站趸船的平面布置
CN116957187A (zh) 一种油气管道运输分析方法
CN112050078A (zh) 后方陆域lng罐箱堆场
Khoiriyah et al. Conceptual design of floating storage and regasification unit (FSRU) for Eastern Part Indonesia
Arnet LNG Bunkering Operations: Establish probabilistic safety distances for LNG bunkering operations.
Abma et al. Feasibility study for a zero emission, hydrogen fuel cell powertrain for the Gouwenaar II
Iannaccone Sustainability and risk management of LNG as a fuel for marine transportation
CN215000974U (zh) 一种用于低温液体槽车充装前泄压系统
Aydın et al. Hydrogen Safety Issues: The Inherent Challenges of Hydrogen and Possible Precautions
Bach et al. Safe Hydrogen Installation on-board
CN115614664A (zh) 一种橇装式船用岸基lng加注装置
RU2725350C1 (ru) Заправочный комплекс для обслуживания и работы автозаправочных станций (АЗС) с вертикальной фиксацией резервуарных блоков, указанная АЗС, сменный резервуарный блок для неё
US10752323B1 (en) Marine distribution vessel configuration
Hodgson et al. LNG as a fuel for offshore vessels-Bunkering technology
Kraack LNG infrastructure and shipbuilding

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WW01 Invention patent application withdrawn after publication
WW01 Invention patent application withdrawn after publication

Application publication date: 20201208