LNG接收站及加气站预可研报告(辽河油田)

土层物理力学性指标 土层物理力学性指标统计表 表2.2-9岩土编号岩土名称密度ρ(g/cm3)含水量ω(%)孔隙比e液性指数IL塑性指数IP直剪压缩系数压缩模量标贯击数N内摩擦角φq(度)(快剪)粘聚力Cq(kPa)(快剪)内摩擦角φc(度)(固快)粘聚力Cc(kPa)(固快)α0.1-0.2(1/MPa)Es0.1-0.2(MPa)①粉土1.9528.30.7771.348.314.79.421.510.80.4044.776①1淤泥质粉质粘土1.7844.31.2121.52141013.81.0052.23②粉质粘土1.9132.10.8811.0311.49.611.214.617.50.5763.386③粉细砂34④中砂>50⑤粉质粘土1.9827.70.7570.4812.321.50.3535.620⑥粉细砂>50注：表中指标均为平均值。

钻孔布置图

地质剖面图辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司LNG接收站及加气站工程 预可行性研究报告承载力和桩参数建议值详见下表。 承载力和桩基参数建议值表 表2.2-10层号土层名称预制混凝土挤土桩容许承载力（kPa）桩极限侧摩阻力qsik（kPa）桩极限端阻力qpk（kPa）①粉土30/①1淤泥质粉质粘土15/②粉质粘土26/③粉细砂80上层下层4000～4800280④中砂1307200/⑤粉质粘土802600/⑥粉细砂1206600/地震根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）盘锦地区抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g。作业天数作业标准风：风速≤6级；降雨：日降雨量＜50mm；雾：能见度≥1km；波浪：横浪H4％≤1.2m，顺浪H4％≤1.5m，≤8s；冰：浮冰量＜8级，冰厚＜15cm。统计结果综合考虑码头年作业天数暂按310天计。社会条件行政区域\o"盘锦"盘锦市是1984年6月经国务院批准设立的省辖市。地处渤海之滨、辽河三角洲的中心地带，是\o"辽宁"辽宁省\o"西部"西部沿海的一座\o"新兴"新兴石油化工城市，也是我国沿海对外开放城市之一。辖双台子、\o"兴隆台区"兴隆台区和\o"盘山"盘山、\o"大洼"大洼县。区域总面积4071平方公里。总人口124.4万。盘锦地势\o"平坦"平坦，多水无山，四季分明，气候宜人，有着丰富的自然\o"资源"资源。地下蕴藏着的石油和天然气，现已累计探明石油地质储量19.5亿吨，天然气储量1612亿立方米。坐落在这里的全国第三大油田—辽河油田，1999年产原油1430万吨、天然气11亿立方米。这里有充足的土地资源，现有耕地180万亩，其中水田150万亩，年产水稻8亿公斤左右，是辽宁省重要的商品粮基地和优质大米基地。经济情况\o"盘锦"盘锦市是\o"辽宁"辽宁省重要的石化基地，石化工业基础雄厚。目前已经形成了以石油、天然气开采为龙头，以化工、合成树脂、有机化工原材料生产为主的石化工业体系。盘锦市的农业综合开发不断向深层次推进，在大力发展优质米生产的同时，水产养殖业、畜牧业、蔬菜、水果、花卉种植业的水平也获得大幅度提高。交通状况\o"盘锦"盘锦建市初，境内仅有国、省干线3条，县级公路3条。乡村路几乎都是土路，晴天尘土飞，雨天烂泥塘，影响了盘锦的经济发展。建市后下了大力气，以国省干线为重点，城镇出口为龙头，大力发展县乡公路。现在县级以上公路总里程达到1419公里。高级、次高级路面所占总里程率居全省第一位；公路密度35.8公里/百平方公里，全省第2位。

盘锦北站在\o"盘山"盘山县甜水乡，在盘锦和\o"沟帮子"沟帮子的交界处，该站是秦沈铁路客运专线上的一个火车站，位于盘锦市区与\o"锦州"锦州\o"北宁"北宁市（县级市）的沟帮子镇之间，在盘锦市境内，距离盘锦市区相对较远，距离沟帮子较近。由于这条铁路非常重要，是\o"东北地区"东北地区进出关的最便捷的客运通道，可以直达\o"北京"北京、\o"沈阳"沈阳等中心城市（沟海铁路电气化改造完成后可直通\o"大连"大连），且是我国目前建成的最高等级的铁路。

盘锦港位于辽\o"河口"河口内，建于1997年，经过10年的发展已经成为国家二类开放\o"港口"港口，现拥有3000吨级油品和杂品码头各1座，2000吨级浮趸油码头2座，形成以油品为主的小型综合地方性港口，年通过能力65万吨。外部配套条件交通条件本工程位于盘锦港的西侧，盘锦港水上西距锦州港65海里，南距鲅鱼圈港区37海里，陆上距305国道（庄林公路）15公里。水路运输条件良好。供水、供电、通信本工程供水、供电、通信由石化基地项目进行供给。施工期的供水、供电由经济区协助解决。材料供应本工程所用建筑材料和地方材料可在当地进行采购，部分施工用钢桩等特殊材料可在临近地区进行采购，运至现场供施工使用。施工力量本工程区域临近鲅鱼圈，有常年驻港施工单位，施工机械和经验均较为丰富，同时，大连、秦皇岛等地区的优质施工单位同样可为本项目提供服务。这些良好的外部条件有利于本工程的实施，可采取招、投标方式，择优选择施工单位。用地及水域使用条件工程区域地处辽河口西岸，所在区域规划为石化基地码头岸线，不会对临近工程造成影响。本工程设计船型为1000~50000吨级油船，吃水较浅，满足“深水深用、浅水浅用”的原则。条件评价本工程位于辽滨沿海经济区内石化基地，所处海域为弱波海域，实测波高不大，经济区外防波堤工程的实施将使码头运营期间受风浪影响更小。码头位于港池顶部，基本不受海流、流冰和泥沙的直接影响，工程地质构造简单，无不良地质现象，具备建港口的基本条件。当地水陆域交通便利，水、电供应充足，材料供给方便，无征地拆迁问题。后方的经济区和邻近的盘锦、营口、锦州等港口可以为码头建设提供良好的依托条件。目前正在进行25万吨级航道的相关工作也为工程提供了良好的外部条件。从自然条件和外部条件分析，本工程具备良好的必要建设条件和基本建设条件。资源和市场资源LNG气源来自于国内外的LNG工厂，经船运到LNG码头后存储到LNG储罐中。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司已经与国内外的LNG提供商有意向性的协议，能够保证LNG资源的稳定。市场分析LNG汽车需求量分析目前LNG汽车主要为公交车及物流重卡，根据各类公交车百公里耗油量、汽油及天然气热值、运距等折算成天然气用气量，确定用气量指标。根据辽宁省公交车目前运行的情况调查表明，辽宁省公交车使用0#柴油，平均每车每天运行100～150km，每车每天耗油量约为24L。根据上述耗油数据，通过热值换算后，并结合其它城市天然气汽车的用量指标，确定辽宁省公交车的每车每天的用气量为40m3。根据《辽宁省天然气专项规划》的预测数据，辽宁省天然气公交车数量及用气量如下表所示。表3.2-1辽宁省天然气公交车车数量及用气量预测表2015年2020年2030年公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）224301964925911302643008539532上表中的天然气汽车包含CNG和LNG公交车。目前LNG公交车由于受气源的限制，只在有限的几个城市中应用。随着大连LNG接收站的投产运行，气源充足、供应得到保障，LNG公交车以其安全、运距长、清洁及政策的扶持等优势，必将迅速得到推广和使用。根据上表的预测数据，暂按照10%的LNG汽车占有量估算LNG公交车的用气量，结果如下表所示。表3.2-2辽宁省LNG公交车数量及用气量预测表2015年2020年2030年公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）公交车（辆）用气量（104Nm3/a）224319652591302630093953由上表可以看出LNG公交车对LNG产品的需求量是比较大的。目前来看，在没有找到其它更好的清洁能源之前，LNG公交车替代传统燃料的公交车，是公交车发展的必然趋势之一，LNG公交车的占有率将会逐年增大，传统燃料的公交车逐渐成为备用车或慢慢被淘汰，城市公交车对LNG产品的需求前景非常广阔。LNG汽车与其它燃料汽车竞争力分析随着全球汽车产业的高速发展，与之俱来的汽车尾气问题也成为困扰各国政府的难题，它已经成为地球温度上升、人类生存环境恶化的“头号杀手”。据世界资源研究所和中国环境监测总站测算，全球10个大气污染最严重的城市中，中国占据7个，而汽车尾气排放则是这些城市污染的首要来源。出租车、公交车以及物流重型卡车主要以汽油和柴油为燃料，而燃油燃烧产生的汽车尾气含有大量的CO、NOx、HC等有害气体。据统计，汽车尾气所造成的污染占大气污染的50～60%，汽车尾气污染被公认为是全球性的公害之一。因此，降低汽车尾气排放，改善大气环境，已成为迫在眉睫的任务。解决汽车尾气污染的根本办法是改善汽车燃料的种类和成分，选用替代汽、柴油的清洁燃料。天然气作为汽车燃料，以其价廉、安全、清洁、资源可靠等特点成为目前首选的清洁汽车燃料，推广天然气汽车是解决城市大气污染的有效方法。大量试验表明，天然气汽车与燃油汽车相比，尾气中的非甲烷HC下降90%左右，CO下降20~80%左右，NOX下降40~60%左右，CO2下降20%左右，基本不含铅、硫化物以及苯类等有害物质，不存在形成光化学污染的危险，与柴油车相比，可基本消除微小颗粒物（黑烟）的排放。因此，LNG是一种极为绿色的清洁能源。其次，LNG具有安全特性。现实中，LNG甚至可以熄灭点燃的香烟，因为它是不容易被点燃的。LNG的自燃点温度一般在650℃以上，而汽油为427℃，前者比后者高200℃以上，说明天然气不像汽油那样容易着火。其次，天然气在空气中燃烧时的体积界限为5%～15%，而汽油是1%～7%，即大气中有1%的汽油浓度就可能着火甚至爆炸。加之LNG具有快速挥发的特性，更不容易引发爆炸。可见，LNG具有较高的安全特性。同时，LNG还具有燃料经济性好、维护保养费用低、动力性优良、燃料加注时间短、续航里程长等优点。随着石油价格呈现上升趋势，环保压力加大，国家大力提倡推广清洁能源、替代能源和新能源。一些地区推广使用LPG(液化石油气)、CNG(压缩天然气)做燃料。LPG虽然在理论上比汽油更环保，但比不上LNG的环保性和经济性。随着国内众多的LNG接收站和液化工厂的建立，LNG有很充足的来源，而且燃烧更充分，污染小，LNG在环保性、经济性上都优于LPG。LNG比人们熟悉的CNG有更多优势。LNG使用的是液化之后的天然气，进行了脱氧、脱硫、脱水和除二氧化碳等净化处理，纯度比压缩天然气更高，燃烧后的有害物排放量更低。其次，LNG系统携带燃料的能量密度更大，行驶里程长，运输加注更为便捷。同体积下的实际储存量远大于CNG，由于不用携带大量壁厚的高压气瓶，有效降低了车辆自重，也节省了车内空间。目前，国家实施油气价格联动机制，天然气的价格是汽油的70%左右，在经济上优势比较明显。综上，LNG相对于其它燃料在安全、经济、环保等方面，竞争力优势显著。LNG汽车与电动汽车竞争力分析随着《节能与新能源汽车产业发展规划》的即将出台，以纯电动车为主的新能源汽车的战略发展时机已经到来。目前国内电动车的整体水平是具备一定研发产业化基础，通过近10年的自主研发和示范运行，在动力电池、驱动电机、电子控制和系统集成等关键领域取得明显进步。但是与国际先进水平相比，我国的单车能耗水平仍然偏高，汽车节能核心技术尚未完全掌握，汽车产品结构也有待于进一步调整、优化。产业化和市场化仍面临着产品成本较高、社会配套体系不完善等诸多挑战。只有电动汽车的经济性、市场性和实用性全部解决，纯电动汽车的销量才可能被带动起来，但目前条件仍未成熟。天然气汽车在世界上已有70多年的历史。20世纪20年代末、30年代初，意大利人为解决车用汽油短缺问题，率先开发了常压囊式天然气汽车和CNG汽车。到20世纪80年代，由于石油危机加重，改善环境的呼声日渐高涨和压缩机技术的不断进步，天然气汽车获得较快发展。根据世界燃气汽车协会的最新统计，截止到2008年3月，全世界天然气汽车总量超过850万辆，近几年天然气汽车的年均增长率超过30%；天然气加气站则超过了12000座。值得注意的是，近几年亚太地区的天然气汽车亦发展迅速，2000～2007年年均增长50%，其中巴基斯坦、印度、伊朗的天然气汽车保有量分别达到165万辆、82万辆和73万辆。1999年，我国启动了“空气净化工程清洁汽车行动”，由原国家科委牵头，联合原国家计委、国家环保总局、建设部等13个部委成立了全国清洁汽车行动协调领导小组，随后启动了北京、上海、重庆、四川等12个示范城市和地区，2005年示范城市和地区扩大到19个。2006年，国家再次启动“节能与新能源汽车”高科技计划，继续强力推进天然气汽车发展的进程。中国的天然气汽车进入了快速发展期。截至2007年底，全国已有30个省市自治区的80多个城市推广天然气汽车。其中16个重点推广城市(地区)共发展天然气汽车26.5万辆，比2006年增长近8万辆；建成天然气加气站555座，比2006年增加75座。作为天然气汽车的一种，液化天然气汽车近年来也得到一定发展。现今采用高压直喷技术的液化天然气载重卡车已投入商业运营，该车总载质量为45t，配备2个680L的LNG储存箱，可连续行驶800km。我国一些城市和相关厂商自2003年始，也在进行液化天然气汽车及配件的开发，目前国内整车生产已成熟，中国重汽、陕西重汽、东风二汽、宇通客车、中通客车、金龙、黄海客车等大多数汽车厂家的LNG整车均已上国家产品名录，潍柴、济柴、玉柴、上柴、东风均有成熟LNG发动机产品。北京、乌鲁木齐、长沙、贵阳、杭州、深圳、海口、张家港等城市已有LNG汽车在城市公交车领域的示范应用。可以看出，电动汽车的普及应用，还需技术的突破、成本的控制、配套设施的完善及政策上的大力扶持，这些问题的解决之后，才是电动汽车推广和发展的最佳时机。LNG汽车从技术上不存在发展的瓶颈，关键技术我们已经掌握，价格合理，配套设施目前日趋完善，国家在政策上给予支持，因此，LNG汽车的应用更适合目前我国发展的阶段，更符合国家节能减排的政策，也能为企业带来一定的经济效益。小区用气的需求分析省内的一些地区用气量相对较小，一般不具备管道天然气气源条件。理所当然，LNG将成为这些地区天然气气化的首选气源。根据《辽宁省天然气专项规划》的预测数据，辽宁省内市县人口数量及用气量如下表所示。表3.2-3辽宁省内市县人口数量及用气量预测表2015年2020年2030年人口（万人）用气量（104Nm3/a）人口（万人）用气量（104Nm3/a）人口（万人）用气量（104Nm3/a）2236.9131452.92389.8149958.62693.3171290.4根据上表的预测数据，暂按照用气量中有5%是LNG气化为小区供气，则估算的用气量如下表所示。表3.2-4辽宁省内市县小区LNG用气量预测表2015年2020年2030年用气量（104Nm3/a）用气量（104Nm3/a）用气量（104Nm3/a）6572.657497.938564.52由上表可以看出，城市居民小区用户对天然气的需求量是很大的。目前，城市小区的居民主要用LPG（液化石油气）做为燃料。按照标准的3口之家，每月平均用1罐液化石油气，价格大约100元/罐，天然气的用量估算为每户每月用20m3，天然气的价格约4元/m3，则使用天然气要比使用LPG每月节省20元。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司通过与省内的部分燃气公司接触，燃气公司有意向将LNG引入目前尚不具备管道天然气气源条件的城市居民用户，这部分的潜在市场也是相当大的。工业用户的需求分析管道天然气不能到达的地区的工业用户或者消耗量大的汽柴油为燃料的工业用户，也有意利用LNG作为燃料和原料，解决工业生产中的燃料、原料的资源短缺、生产成本过高及环境污染问题，促进企业的长远发展。根据《辽宁省天然气专项规划》的预测数据，辽宁省内一般工业用户和大型工业用户的用气量如下表所示。表3.2-5辽宁省内一般工业用户和大型工业用户用气量预测表2015年2020年2030年一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）90456.1128.4133061.4202.9171290.4295.3根据上表的预测数据，暂按照用气量中有2%是LNG作为燃料和原料，则估算的用气量如下表所示。表3.2-6辽宁省内一般工业用户和大型工业用户LNG用气量预测表2015年2020年2030年一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）一般工业用户用气量（104Nm3/a）大型工业用户用气量（108Nm3/a）1809.12.5682661.24.0583425.85.906由上表可以看出，潜在的工业用户对天然气的需求量是很大的。辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司目前已经同省内的部分工业用户接触，其中有40余家有意向使用LNG，这部分工业用户也是LNG产品供应的主要用户。鉴于此，辽宁辽河油田泰华建设集团有限公司，将积极对LNG接收站和加气站进行研究，拟在盘锦市境内建设储量为5×104Nm3的接收站，作为LNG气源的有效补充和双气源保证，来解决各级政府和公司对气源供应的后顾之忧。综上，从市场分析可见，LNG产品有着非常大的市场需求空间。工艺设计概述4.1.1建设规模（1）本工程LNG周转能力：设计周转能力为20万吨/年。储存能力为：总储存能力5万m3，1台50000m3常压低温、吊顶单包容双壁金属罐。输出方式主要为低温LNG装车、装船输出。表2.1-1 库容分配及年周转量名称罐容积×104m3数量(个)总库容×104m3周转能力（万吨/年）LNG51520注1.按照4台装车臂同时装车，每台装车臂最大流量90m3/h(组分密度450kg/m3。)，装车系数0.75，每天装车时间8小时。注2.表中周转能力为根据装车臂数量及装车时间计算的年周转能力。（2）外输能力：液化天然气（LNG）外输能力：20万吨/年（3）年操作时数8000小时4.1.2设计能力：（1）卸船能力：4400m3/h（最大）（2）储存能力：1台50000m3常压低温吊顶单包容双壁金属罐（3）槽车站装车能力：4台装车槽车装车臂，同时最大装车能力4台，每台正常装车流量50m3/h。单台最大装车流量90m3/h。4.1.3工艺单元组成表4.1-1 接收站工艺单元组成序号单元名称规格备注1LNG低温罐区1台50000m3常压低温罐2LNG压缩区2台BOG压缩机3LNG装车区6台LNG全地衡汽车装车位4计量区2套计量装置5火炬区1座高架火炬6辅助生产区2套空压系统及2套制氮系统7码头2台12吋液相卸船臂；1台12吋回气臂等；1台10吋液相装船臂表4.1-2 加气站工艺单元组成序号单元名称规格备注1LNG低温罐区1台50m3低温罐1台低温泵撬2LNG装车区2台加液机3空压系统1台空压机及1个氮气瓶4放空区1台放空管4.1.4设计分工工艺系统设计主要包括LNG卸船设施，储存设施，装车、装船设施，BOG压缩设施等。4.1.5设计船型/槽车规格及主要参数：（1）LNG低温常压运输船规格：船型 常压贮存式容积 3.5～8.2×104m3（2）LNG汽车运输槽车规格：槽车容积 40~50m3LNG目前国内用于LNG运输的低温液体槽车主要是高真空多层缠绕绝热半挂槽车。槽车设计压力0.8MPaG，操作压力0.3MPaG。LNG接收站的操作模式根据输入原料和输出产品的状况，接收站的操作可分为以下几种模式：（1）无卸船和零输出操作此模式为非常规模式，多出现在项目建成初期，市场没有完全成熟阶段。此操作模式下码头循环管线和零输出管线中LNG返回储罐，低温管线和低温储罐产生的蒸发气经压缩机压缩后用外输。（2）无卸船，正常输出操作LNG将按需求量通过泵输送装车外运，少量的LNG循环来保持卸船总管的冷状态。当外输气量很大造成LNG储罐压力过低时，将从天然气输出总管上返回少量气体到LNG储罐来保持压力平衡。（3）卸船，正常输出操作LNG循环将停止，并根据LNG的密度决定从LNG储罐的上部或下部进料。（4）卸船，无外输操作在无外输操作时，不安排卸船。如果在卸船期间，接收站的外输停止，尽量停止卸船或降低卸船速率，以防止大量蒸发气不能压缩外输而排放到火炬。公用工程规格及消耗量表4.3-1 公用工程消耗量表序号名称规格单位消耗量备注温度压力MPaG正常最大1消防水常温0.3m3/h20002仪表空气常温0.4~0.7Nm3/h450连续3工厂空气常温0.6Nm3/h600间歇4新鲜水常温0.4m3/h60间歇5氮气常温0.6Nm3/h250连续6电kW3000设计原则4.4.1工艺技术路线选择原则LNG接收站工艺方案可分为直接输出式和增压外输两种，根据输气管网终端用户压力要求不同，而选择不同的方案。4.4.2主要工艺设备配置原则（1）卸船设施接收站本工程设计船型为40,000m3的LNG运输船。接收站码头的接卸设施可在10小时内卸完1条40,000m3的LNG运输船。接卸设施主要包括：2台12”卸船臂，单台能力约为2200m3/h1台12”气相返回臂，能力约为4400m3/h（2）储存设施设计储存设施的设计容量为按1个罐罐容为可卸40,000m3液化天然气运输船船容。即：建设1座有效容积50000m3（此容积含储罐低低液位所包含的死体积液位）的单包容式双壁金属储罐。（3）输出系统LNG液体输送规模：最大360m3/h；LNG槽车的外输按照20万吨/年考虑。（4）LNG罐内LNG输送泵LNG输送泵的设计能力在标准范围内尽量选用单台能力足够大，以减少泵的总数量，从而降低投资，同时考虑与气化器的匹配关系及接收站的操作运行简单化，每台泵的能力大约为200m3/h。根据上述设计规模，配备2台低压输送泵，其中1台备用；高峰时，2台同时运行。（5）BOG压缩机根据卸船同时装车的工况为最大BOG工况，选择配备2台BOG压缩机，每台压缩机设计能力为1500Nm3/h。（6）LNG槽车装车站LNG装车能力：20万吨/年。设置4个装车位。公用工程单元设置仪表空气、工厂空气、氮气、饮用水、含油废水、生活污水处理系统等配套工程设施。设计方案LNG的储存，按照储罐的安装形式不同，分为地上、半地下、地下三种形式。地下储罐比地上储罐具有更好的抗震性和安全性，不易受到空中物体的撞击，不会受到风荷载的影响，占地小。但是地下储罐的罐底应位于海平面及地下水位以上，事先需要进行详细的地质勘察，且地下储罐的施工周期较长，投资较高。故本项目采用地上罐形式。通常地上储罐有全包容式混凝土顶储罐（简称FCCR）和单包容式双壁金属储罐两种形式。全包容式混凝土顶储罐（简称FCCR），内罐采用9%Ni钢，外罐是混凝土材料建成。为有效控制LNG泄漏，所有与罐体连接的管道，包括进料和出料的管线都从罐顶连接。单包容式双壁金属储罐，内罐主要材质为低温钢（或奥氏体不锈钢），外罐材料为16MnDR。依据国内外成熟的LNG低温储存技术、本项目的储存要求和特点以及厂址的地理环境，采用了造价比较低、可靠的常压低温、吊顶单包容双壁金属罐，从而降低了投资。由于单包容式贮罐的最大操作压力较低。在卸船操作时，需设置返回气风机加压。本项目建成后除槽车外输提供LNG外，还可提供电厂及燃气管网的天然气用气，综合输送方式，采用BOG压缩直接输出，输送至燃气管网系统。工艺技术路线特点本工程采用单包容式双壁金属储罐低温常压储存LNG、BOG压缩直接输出、LNG槽车直接低温输出、加气站给LNG汽车加气工艺，其工艺技术路线流程短，输送控制操作灵活，安全可靠，投资省。工艺流程描述来自低温船泵的LNG经过码头的LNG卸船臂及卸船管线，进入LNG库区的LNG储罐。一部分BOG通过蒸发气送回船舱，以维持船舱压力平衡。另一部分BOG通过蒸发气压缩机，压缩后进入外输管网系统。储罐压力高高产生的BOG，通过打开去往火炬的紧急开关阀，将BOG释放入火炬系统，在火炬燃烧处理。LNG输送经储罐内设置的潜液泵，通过LNG槽车站槽车装运外输。天然气通过计量站分析计量后外送。4.7.1卸船系统码头工程设计为可停靠的LNG运输船。设计船型为40,000m3的LNG运输船。码头的接卸设施可在10小时内卸完1条40,000m3的LNG运输船。设有2台12”卸船臂和1台气相返回臂，卸船流量为4400m3/h。当气相返回臂由于故障而不能使用时，1台液体卸船臂将可用作气相返回臂，卸船操作还可在较低的流速下完成，不需将蒸发气排放至火炬系统。LNG运输船到达卸船码头后，LNG由运输船上的输送泵，经过LNG卸船臂及卸船总管输送到LNG储罐中。LNG进入储罐后置换出的蒸发气，通过一根返回气管道，经气相返回臂，回到运输船的LNG船舱中，以保持卸船系统的压力平衡。在卸船期间，LNG储罐的操作压力略高于LNG运输船的操作压力。在卸船完成后，LNG运输船脱离前，用氮气从卸船臂顶部开始吹扫，将卸船臂内的LNG分别压送回船内和LNG卸船总管。在无卸船的期间，LNG经LNG储罐内的潜液泵抽出，通过一根从LNG输出总管来的循环管线以小流量经卸船管线循环，以保持LNG卸船管线处于冷态备用。循环的LNG主要部分返回到去气化器的LNG输出总管，其余部分通过LNG卸船总管经LNG储罐顶部和底部进料阀的旁路回到LNG储罐。循环流量通过一个调节阀控制。正常的循环流量依据使卸船总管内LNG温度升高不超过4℃的原则来确定。限制循环的LNG温度升高，目的是保持LNG卸船总管处于冷态，防止卸船操作开始的时候，热的LNG进入储罐时发生高闪现象。在卸船操作时，停止卸船管线的循环。循环流量在每次卸船操作后需要重新确定。在栈桥上游与下游分界处，LNG液相管线和气相管线都设有切断阀。在紧急情况下，关闭切断阀实现码头和库区的隔离。位于码头的热膨胀阀的排放管线汇集于一根收集管线，送回储罐。超压时，过量的蒸发气通过收集管线上的安全阀在安全的海域就地排放以保护设备。4.7.2LNG储存系统设置1座LNG储罐，有效工作容积为45,000m3。本工程储罐为单包容式双壁金属储罐，内罐主要材质为S30408，外罐材料为16MnDR。为有效控制LNG泄漏，所有与罐体连接的管道，包括进料和出料的管线都从罐顶连接。每座LNG储罐配备两根进料管线，可以顶部进料，也可通过内部插入管底部进料。进料方式取决于LNG运输船待卸的LNG与储罐内已有LNG的密度差。若船载LNG比储罐内LNG比重大，则船载的LNG从储罐顶部进入，反之，船载LNG从储罐底部进入。这样可有效防止储罐内LNG出现分层、翻滚现象。操作员可以通过操控顶部和底部的进料阀来调节LNG顶部和底部进料的比例。在进料总管上设置切断阀，可在紧急情况时隔离LNG储罐与进料管线。储罐内顶部设有环状喷嘴，与卸船管线相连，可以在储罐充装LNG之前，用少量LNG对储罐进行预冷，以避免储罐在充装时温度急剧变化导致过高的应力和LNG的大量蒸发气化。每个LNG储罐都设有连续的罐内液位、温度和密度安全监测系统，并设有气相压力监测系统。一根气相管线，与蒸发气总管相连，用于输送储罐内产生的蒸发气和卸船期间置换的气体。储罐的绝对压力是通过蒸发气压缩机压缩回收储罐内产生的蒸发气来控制的。在两次卸船操作之间，储罐的操作压力应维持在低压状态（3~7kPag），以便在压力控制系统发生故障时，为储罐操作留有安全的缓冲余量。在卸船操作期间，储罐的压力将升高，储罐处于高压操作状态,使储罐蒸发气量更小。如果有大量蒸发气产生，压缩机不能处理时或者大气压变化较快时，设置安全阀或破真空阀保护储罐，防止超压或负压工况出现。排放过量的蒸发气至火炬系统是储罐的第一级超压保护：在LNG储罐压力达到13.4kPaG时，压力控制阀起跳，蒸发气将直接排放到火炬总管。每座储罐还配备安全阀，是储罐的第二级超压保护，安全阀的设定压力为储罐的设计压力14.7kPaG，超压气体通过安装在罐顶的安全阀直接排入大气。由于大气压快速增加导致储罐压力较低时，来自外输天然气总管的气输送至BOG总管，维持储罐内压力稳定；如果补充的气不足以维持储罐的压力在正常范围内，空气通过安装在储罐上的真空安全阀进入罐内，维持储罐压力正常。LNG通过储罐内潜液输送泵从储罐内抽出并送到下游装置。 LNG潜液泵，安装在储罐的泵井中，储罐中均设有3个泵井。举例：3台LNG潜液输送泵，其中1台为备用泵。最大输送量时全部为正常使用，满足接收站的天然气送出和LNG装车的峰值要求。潜液输送泵以恒定的转速运行。泵的操作流量由下述因素决定：安装在气化器进料管线的流量调节阀；安装在气化器出口的温度控制，调节流量控制阀开度；LNG槽车装车站的需求。潜液输送泵的开停由操作员根据接收站的总输出气量和LNG装车站的需求量而确定。在每台泵的出口管线上装有电动阀，其作用是调节各运行泵的出口在相同流量下工作和紧急情况时切断输出。为保护泵，在每台泵的出口管线上同时安装有最小流量调节阀，该最小流量管线也可用于罐内LNG的混合以防止出现分层、翻滚现象。每座储罐的出口管线上安装切断阀，其作用是隔离输送泵与LNG输送总管。同时在紧急情况时隔离储罐与LNG出口管线，并可用于输送泵出口管线的检修操作。4.7.3蒸发气处理系统蒸发气(以下简称BOG)的产生，会导致储罐内的压力增加。BOG的产生主要是由于外界能量的输入造成，及LNG注入储罐时造成罐内LNG体积的变化。蒸发气压缩机的作用是处理过量的BOG，维持储罐内压力的恒定，储罐压力高于12.5kPaG时，开启压缩机进行BOG压缩。蒸发气压缩机将BOG压缩到一定的压力后外输。蒸发气压缩机的能力以卸船操作时BOG的最大量进行考虑，设置2台相同能力的蒸发气压缩机。采用低温往复式压缩机，可通过逐级调节来实现流量控制。蒸发气压缩机的开车/停车由操作员控制。其操作工况（0-50%-100%）通过储罐的压力来调节。如果BOG流量高于压缩机处理能力，储罐和蒸发气总管的压力将升高，当压力超过压力控制阀的设定值时，过量的蒸发气将排至火炬燃烧无卸船，正常输出状态下，蒸发气压缩机仅1台工作，足以处理产生的蒸发气；卸船时，蒸发气量是不卸船时的数倍，需要2台压缩机同时工作。输出气量对蒸发气压缩机并无严格需求，因此无须设置备用。常规维修在两次卸船期间进行，需要长时间维修可降低卸船速率，或将过量蒸发气排放到火炬系统。4.7.4LNG输出系统LNG输出系统分别为LNG低压槽车装车外输（装船）系统和天然气管网输出系统。LNG低压槽车装车外输（装船）系统，由LNG储罐内置LNG低压输出泵管道分别输出到装船装车区，设置装车臂装车和装船臂装船系统。在气化器的入口LNG管线上设有流量调节阀，用以控制气化器出口气体的温度和天然气输出总管的压力。气化器根据以下原则设定流量：操作员根据用户需气量确定气化器的流量通过设在外输线首站的输出流量调节器或输出压力调节器来调节气化器运行流量。调节器可以平均分配操作中的每台气化器的流量。当外输气体出口温度太低时，可通过气化器外输系统温度控制，减小入口LNG流量。LNG入口管线和NG出口管线上分别安装一个切断阀，在紧急工况或维修期间可切断每台气化器。每台气化器还设有一个安全阀，超压时可将过量的气体排放至大气。4.7.5计量单元在外输线首站内，安装两套计量、分析及稳压系统，用于计量、分析和控制外输线首站送出至外输线总管的天然气的数量和质量。4.7.6LNG槽车装车系统LNG槽车装车系统建设6个装车泊位及其配套的装车设施，其中4个可同时装车，2个准备。每个装车位设有1台液体装料臂和1台气相返回臂及其配套的就地控制系统。在槽车装车站采用全地衡装车控制方式，设有就地控制盘以监控装车作业。就地控制盘安装在离装车点较近却安全的位置。槽车装车作业完全实行现场管理，但其现场状态信息将返回到控制室。装车时，槽车停于地衡上，装车量根据槽车质量而定。4.7.7火炬系统火炬用于处理蒸发气总管超压排放的低压气体。在火炬的上游低点位置设有火炬分液罐，火炬分液罐设置电加热器，其目的是使排放到分液罐的蒸发气所携带的液体充分分离和气化。为防止空气进入火炬系统，在火炬总管尾端连续通以低流量燃料气或氮气，以维持火炬系统微正压。4.7.8加气站卸车流程将LNG由槽车转移至LNG储罐内主要有3种方式：卸车增压器卸车、LNG泵卸车、卸车增压器和泵联合卸车。1、卸车增压器卸车：将槽车中的LNG经过卸车增压器汽化，气相返回到槽车给槽车增压卸车。此方法优点是完全采用空气的能量，不耗费电能，工艺流程相对简单；缺点是卸车速度比较慢，尤其是冬季室外温度较低时尤为明显。2、LNG泵卸车：槽车中的LNG直接用潜液泵卸车。此方法优点是卸车时间较短，工艺流程相对简单；缺点是耗费大量的电能，启动前需要对泵进行预冷，要防止泵产生气蚀。3、卸车增压器和泵联合卸车：卸车开始时采用增压器卸车，当后期卸车过慢或冬季不适于采用增压器卸车时，采用潜液泵卸车。此方法用优点是卸车时间比单独用卸车增压器卸车时间短，耗费的电能比单独用泵卸车要少；缺点是工艺流程复杂，要耗费电能，启动前需要对泵进行预冷，要防止泵产生气蚀。本项目主要采取第3种方式卸车，则卸车流程为：LNG槽车→卸车增压器（LNG泵撬）→LNG储罐。4.7.9加气站加气流程储罐内LNG由LNG泵抽出，通过LNG加气机向汽车加气，流程为：LNG储罐→LNG泵→加气机→LNG汽车。4.7.10加气站泄压流程当储罐压力大于设定值时，安全阀打开，释放储罐中的气体，降低压力，以保证储罐的安全。放空气体需经过EAG加热器升温后再泄放。4.7.11加气站仪表风流程空气经空气压缩机加压到0.7MPa（G），经过高效除油器、无热再生式空气干燥器和高效过滤器后，进入净化压缩空气储罐进行储存及缓冲，经管线输送到用气点。当空压机出现问题时，备用的氮气瓶内的高压氮气经过减压阀减压至0.7MPa（G），后进入空气储罐，经管线输送到用气点。总平面布置总平面布置原则总平面布置应与总体布局规划相协调，注意工程建设的近远期结合，并留有发展余地；码头布置充分考虑船舶缆绳长度和角度，以确保船舶系泊的安全；码头岸线按照靠泊1艘50000吨级油船或化工船同时兼顾2艘5000吨级化工品船或油船进行布置；防止油品码头对周围环境的污染，切实做好码头环境保护；在满足使用要求及作业安全的前提下，平面布置贯彻科学、经济、合理的原则，尽量节省投资。遵循设计规范，工艺流程合理，功能分区明确；结合场地地形条件，布置集中紧凑，减少占地面积；合理确定场地标高，减少场地平整土石方工程；内外交通合理通畅，满足交通、运输和维修的要求；公用系统管线、电力线、道路连接顺畅短捷，方便线路进出；满足抗震、消防、防沙、防风、防腐要求。总平面布置与规划、相邻工程的关系岸线规划根据盘锦辽滨沿岸经济区的整体规划，本工程位于辽东湾东北部，二界沟河口东岸，规划的石化基地范围内，规划为石化岸线。相邻工程本工程为盘锦辽滨沿海经济区石化基地港池顶部岸线的50000DWT石化码头，码头自东南向西北顺岸布置，后方为规划的化工区。港池两侧岸线暂无其他工程。总平面布置方案本方案码头连片式承台总长度600m，连片承台两侧各设置两个系缆墩，每个系缆墩尺寸为10m×10m，系缆墩之间以及系缆墩和连片式承台之间采用人行钢桥连接。码头承台宽度均为25.0m，通过码头后方2座长57.3m，宽17.0m的引桥与陆域连接。码头上设置2个装卸作业点。按照规范要求，本工程码头泊位船舶与其它非液体化工船舶安全距离不小于150m，与石化船舶距离根据船型不同按规范选取。码头上设置控制楼和消防炮，并紧邻码头后侧布置机动车通道及车辆掉头区。工艺管线从码头后方主管廊通过引桥上的管廊进入码头，再通过布置于码头中部的工艺管廊接入码头2个装卸作业点。码头后方接收站部分分为储罐区、压缩区、公用工程区、计量区、装车区、火炬区和办公区。区域成块分布，消防道路将各区域间隔开。道路与建筑物之间布置绿化，绿化以草坪为主。本工程占地面积约350亩。公用工程供电、照明供电电源本工程电源引自辽滨地区盘锦港变电站（由业主与当地供电部门协商确定），为本工程提供10kV双重电源，电源以电缆线路引至码头引桥根部后方1#变电站（10/0.4kV）。双重电源，同时工作，互为热备用。码头设计范围内的所有动力及照明设备的电源电压均为220/380V50Hz。本设计不包含港外两回路专用10kV电源进线。供电方案初步拟定在码头引桥后方工作平台适当位置设置一座1#变电站和2#变电站，1#变电站进线电源由辽滨地区盘锦港变电站10kV馈线柜以放射式方式提供，2#变电站进线电源由1#变电站10kV馈线柜以放射式方式提供。变电站内均设置两台变压器，两台变压器同时工作，互为备用，变压器变压后为码头工艺设备、消防设备、控制设备、照明设施及辅助建筑等的用电设备提供220/380V50Hz供电电源。所有线路均采用电缆线路，电缆采用阻燃或耐火型铜芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆。电力电缆采用电缆沿电缆桥架、穿镀锌保护钢管埋地方式敷设，港区外电力电缆的敷设由厂区统一考虑。用电负荷及设备选择用电负荷本工程主要用电负荷为装卸臂、电动阀、登船梯、控制楼、综合办公楼、室内外照明设施以及消防、控制设备等，用电设备的总装机容量约为3000kW，其中消防、控制设备及事故照明设施的容量约为350kW。消防、控制设备及事故照明为一级负荷，其他用电设备为二级负荷。设备选择变压器选择干式、全封闭、低损耗、铜芯节能型产品。高压开关柜采用手车式，低压开关柜采用抽屉式。码头及引桥照明设施采用防爆型照明灯具。照明方案在码头工艺管廊支架侧设置12米防爆路灯，灯杆间距35米，码头局部作业区平均照度不低于15Lx。引桥、码头道路、厂区内设置6米防爆路灯，灯杆间距15米，沿道路单侧布置，道路平均照度不低于15Lx。防爆路灯光源采用节能环保型高压钠灯。防雷及防静电措施为保证人身和设备的安全，整个码头设置成一个完整的接地系统，码头防雷、防静电、保护接地共用一个接地网，接地电阻值不大于1欧姆。工艺管线及设备做防静电接地。电气设备金属外壳、电缆外皮、配线钢管等做保护接地。码头入口处设置消除人体静电的装置；码头前沿设置为油船跨接的防静电接地装置。本工程供电系统为TN-S系统，电气设备的接地采用专门的接地线。节电措施本工程供电照明系统设计中采用节能措施如下：变电站设置在负荷中心处，以减少线路的损耗和电压损失；站内选用节能型干式变压器。采用绿色照明技术和产品，选用带补偿的节能型灯具；采用高光效、长寿命、显色性好的电光源。根据季节和天气变化，对照明设施采用时控和光控相结合的控制方式，对灯具开闭数量进行控制。给、排水设计范围本工程给排水范围包括码头船舶上水、生活用水和生产污水、雨水的排除。给水供水水源本工程生产和生活用水、环保用水由城市给水管网供给，水源接管点位于栈桥根部，接管管径为DN200，接管点水压不小于0.3Mpa。用水量按照《海港总平面设计规范》JTJ211-99的有关规定确定各项用水量指标，计算用水量：表8.3-1序号用水项目最高日用水量（m3/d）备注1船舶上水4502生活用水63环保用水4.64未预见水量2000{1-3}合计的20%5消防用水92合计552.6经计算，港区最高日用水量553m3/d，最高时用水量60m3/h。用水水质满足国家“生活饮用水卫生标准”（GB5749-2006）要求。给水系统给水系统采用生产、生活共用的给水系统。管道沿线设阀门井、水表井等构筑物；栈桥和码头给水管道沿管廊架空敷设，在码头前沿给水管道上设置船舶上水设施和洗眼器等清洁设施。管道采用内衬不锈钢复合管，焊接连接，为保障冬季冰冻期给水管道的正常供水，管身设60mm厚聚氨酯保温，外包0.5mm厚镀锌铁皮。在码头上管道低点处安装泄水阀，供冬季管道泄空。排水本工程排水系统采用雨、污分流制。排水系统主要包括船舶的洗舱水、压舱水的收集、初期含油雨水的收集排放。污水生活污水经管道收集后排入库区生活污水处理厂。生活污水产生量6m3/d。船舶的洗舱水和压舱水由洗舱水和压舱水管道沿管廊敷设，排入库区污水处理厂。船舶生活污水由油罐车接收上岸后送至污水处理厂处理。雨水码头面和栈桥未被污染的雨水直接排入大海。装卸区、工艺区内含油初期雨水排入污水收集池，通过泄压舱水管运至后方陆域统一处理。排水管道及检查井本工程洗舱水和压舱水全部架空安装，从码头前沿至栈桥根部接管点，洗舱水包括有机化工洗舱水和无机化工洗舱水两条管道。管材采用内衬不锈钢复合管，焊接连接。在码头前沿设快速接头、止回阀、闸阀等附属设施。生活污水管道采用聚乙烯双壁波纹管，承插胶圈接口，埋地敷设，管道起点埋深0.8m，以0.004的坡度坡向外网，管道做砂垫层基础。检查井为圆形砖砌污水检查井。消防工程火灾危险性分析本工程最大设计船型为50000DWT级，码头分级为一级。主要运输的货种为液体化工品和油品。码头危险性分类为甲B类。消防设计总平面布置码头上设置控制室、卸船臂、软管装卸装置、消防塔架和管廊、工艺区等；引桥上设置管廊；与临近其它非化工泊位船舶的净距按要求不小于150m。码头前沿线距离航道边线距离大于100m，符合规范要求。建筑物及设施的布置间距均按照规范进行设计。码头后方及引桥上、工艺区里均设有车辆通道，可满足消防指挥车行驶需要，并在码头东侧设置调头区。装卸工艺装卸工艺设计的防火措施①装卸设备、管线、阀门等工艺设施采用高效密封产品，防止跑、冒、滴、漏；②卸船臂设卸空和吹扫系统，装卸完成后，将卸船臂中的残液卸空，提高使用安全性；③卸船臂设超限报警，配绝缘法兰；④在引堤根部，设工艺管道紧急切断阀门；⑤LNG流速控制在安全流速范围内，本设计管道内流速＜3m/s。⑥管道设超压报警，本工程管线超压时依靠陆域泄压设施泄压；⑦电动阀门的电动装置、装卸臂、泄空泵的电机均为整体防爆型；⑧在码头区、装置区入口处设置人体静电消除装置。建筑物防火措施消防设计执行《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)的规定控制室、泡沫间及发电机室属于一般非高层民用建筑，消防设计执行《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)的规定。防火分区，防烟分区以及防火间距都满足规范的规定。供电本工程消防用电负荷为一级负荷,设置专用消防配电柜，为消防用电设备供电。消防配电柜引入两回路380/220v电源，一回路常用电源由本工程箱式变电站提供，另一回路备用电源由自备柴油发电机组提供，两回路电源自动切换。用电设备及照明灯具均采用防爆型，供电线路采用带隔火层高阻燃型铜芯电力电缆。电器设备均有良好的工作接地、防雷接地和保护接地，根据危险等级，选用防爆型式，并设接地、过载保护、短路保护和漏电保护措施。输LNG管线等输油设备分枝及始末端，设置防静电接地装置。设置防静电接地装置，消除船体所带静电。设人体静电消除设施。消防设计消防水源本工程消防水源采用淡水。消防水源接管点位于栈桥根部，接管管径为DN500，接管处管道压力不小于2.0MPa。为确保码头消防冷却水系统供水压力，要求消防供水管平时供水压力处于稳压状态。泡沫间码头后方新建泡沫间一座，泡沫间内设置一台水力驱动平衡式压力比例混合器装置(流量为20L/S)，8m3泡沫原液罐一座（储备6m3的3%的抗溶性水成膜泡沫原液），该泡沫系统向码头消防系统提供泡沫混合液。码头消防方式本码头属甲类油品及化学品的一级码头，最大设计船型为50000DWT级船。按要求采用固定式水冷却和泡沫（干粉）灭火方式。码头消防管网自接管点接入的DN500消防干管，一条DN300支管进入泡沫间提供泡沫混合液水源。冷却水管和泡沫混合液管道都呈枝状布置。泡沫混合液管为DN300无缝钢管，沿管廊架空铺设，环氧煤沥青加强级外防腐，沿途布置SN65室内消火栓。冷却水管为无缝钢管，沿管廊架空铺设，环氧煤沥青加强级外防腐。为保证冬季的正常使用，架空管道外设聚氨酯保温层，并在低点设置放空装置。码头消防管网沿途布置SN65室内消火栓。消防管线上有电动阀门，可远程遥控。消防设施消防时根据着火点位置开启泡沫炮和水炮进行消防，化工品船则开启1台干粉炮灭火，开启1台水炮进行消防冷却灭火器的配置根据《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）的有关规定，码头装卸区内依据规范设置一定数量的手提式和推车式干粉型灭火器、灭火毯。消防用水量本工程消防最大秒流量为360L/S。需库区消防设备提供最大一次消防用水量为2000m3，泡沫原液用量约为6立方米（包括管道留存），采用3%的抗溶性水成膜泡沫原液。通信通信设计码头、站场的通信可依托国内现有的几大通信运营公司，均能满足固定电话业务的需求。生产调度电话调度及专用通信终端接入后方厂区调度通信系统。在综合办公楼、控制室等处设置调度及专用通信终端，同时考虑为流动作业人员配备手持无线防爆对讲机，用于安全生产、巡视等需要。自动电话在综合办公楼、控制室等建筑物内设置厂区自动电话机，接入厂区自动电话交换系统中。船岸通信通信系统是水上航行安全必不可少的保障手段，是港口码头的基础设施，它直接影响着码头作业效益和船舶运输效益的发挥，已经是水上交通运输的重要支持系统。本工程船岸通信依托港区公共岸船通信设施。自动控制控制系统概述本工程控制系统根据码头平面总体布置和工艺系统对本工程控制系统的控制要求，按照控制系统设备选型经济合理、工艺技术先进、操作使用灵活、便于维修等原则进行设计，并满足工艺系统设备高效、安全、可靠地工作。控制系统、消防控制和火灾报警系统的设计和设备选择符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》、《石油库设计规范》、《装卸油品码头防火设计规范》和《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》的有关规定。液体化工码头控制系统设计范围主要包括控制系统工艺管线的电动阀门和装卸臂的控制及趋限报警、工业电视监视系统(含边防和海事系统)、激光靠泊测速系统、工艺系统、工艺管线上的温度及压力检测、码头平台等区域的可燃气体检测系统及消防控制系统等项内容。控制系统采用PLC控制，工业计算机操作和监控。码头控制系统与罐区监控系统的数据通信采用工业以太网传输方式进行通信和硬线联锁控制。本工程在码头控制室设有工艺和消防系统控制室，负责液体化工码头区域的控制和监控操作。控制系统设备及功能液体化工码头控制系统可完成从码头装卸船作业监控操作、工艺管线温度和压力检测、工艺输送管线系统电动阀门监控操作、装卸船作业监控操作、生产管理及作业监控等工作。控制系统采用PLC控制，彩色图形工作站(CGP)监控和操作。PLC、CGP通过交换机与控制系统服务器相连，组成一个具有实时控制、操作、监控及数据管理功能的控制系统。码头控制系统与罐区控制系统之间通过工业以太网相连传输数据，以太网传输介质为光缆。另外，两系统间的联锁控制信号通过硬线连接，以保证装卸工艺系统设备的安全操作。根据工艺输送系统电动阀门等工艺设备的布置及操作要求，控制室设集中控制操作装置，集中操作工艺管线上的电动阀门，在每台电动阀门附近设现场防爆操作柱，控制电动阀门的开阀和关阀。并可采集码头装卸臂的超限报警信号，集中控制操作装置与陆域泵房可实现超压联锁控制，并预留与陆域罐区系统连接的控制接口设备。工艺控制系统控制室与码头消防控制室合建。为全面、准确地掌握输工艺管线传输介质的压力、温度变化情况，在码头工艺管线上设置温度、压力检测仪表；在控制室设置二次仪表显示盘，远传显示输油管线的温度、压力数据，并设定超温、超压等报警控制器。仪表选型原则应满足其所需的精确度、温度、压力等级及所处场所防爆、防护等级的要求，并具有高可靠性及稳定性。为保证生产作业区域的安全操作，根据工艺系统设备的布置情况，在码头靠泊点及引桥根部紧急切断阀等区域设置可燃气体检测探头，用于监测作业区域的可燃气体浓度的变化情况，当有可燃气体浓度超限时，控制系统发出报警信号，并可按要求实时记录可燃气体浓度变化情况。为保证液体化工码头的安全使用，码头泊位处设置一套激光靠泊测速系统，用于实时检测船舶的靠泊速度，以避免船舶对码头的冲击。实现船舶的安全、迅速靠泊。该系统设有两个激光探头，并配有相应的数据采集系统和计算机数据处理系统，系统由设在码头上的户外大型显示屏实时显示船舶靠泊速度，保证船舶的安全靠岸。工业电视监控系统为保证能全面、准确、及时地掌握码头区域装卸船作业情况和站场的运行情况，站场设置一套工业电视监控系统。工业电视监视系统的控制操作、监视设备设置在控制室。另外，在码头上还为边防和海事部门各设置一套工业电视监控系统，用于边防和海事部门监控使用，其监控和操作在码头边防及海事值班室完成。本工程边防及海事值班室监控系统设备只预留外引的控制和视频信号接口，边防和海事值班室至盘区边防和海事监控中心的外网设计和该监控中心新增设备不在本工程设计范围内。消防控制系统液体化工码头消防控制系统与码头工艺系统控制室合建，并与罐区消防控制系统进行数据通信。根据码头消防工艺系统设备的布置，在工艺管线沿线及各设备区域设置消防手动报警按钮和报警装置。在控制室设置一套火灾自动报警系统，火灾报警控制器安装在码头控制室。电缆及敷设液体化工码头控制系统电缆根据控制系统信号类型不同，选用阻燃铠装控制电缆、光缆、信号屏蔽电缆。控制电缆敷设主要采用电缆沟﹑电缆桥架、穿钢管及直埋等方式敷设。控制电缆与控制设备及现场仪表变送器采用防爆挠性软管连接，进出现场设备的控制电缆加金属防爆接头防护。为保证控制系统安全可靠地工作，控制系统与供电系统采用联合接地系统，接地电阻小于4欧姆。导助航及安全监督设施本工程建设将利用经济区进港主（支）航道，根据现状，为了保证船舶安全，码头布置2座堤头灯位于东西侧端部系缆墩，并在港池范围抛设浮标4座。生产辅助建筑物根据总体设计和工艺设计，本工程拟建的生产及辅助建筑物包括控制室、办公楼、压缩机房、消防水泵房、空压机间、制氮机间、高低压配电间、营业室等。在建筑设计上，各建（构）筑布局合理，设计满足生产和生活的使用要求，并力求简洁明快，美观大方。本工程拟建的生产及辅助建筑物，设计使用年限取50年，其建筑结构的安全等级采用二级，抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g,设计地震分组为第一组，抗震设防类别为丙类。节能设计依据《水运工程节能设计规范》（JTS150－2007）;《中华人民共和国节约能源法》；《港口基本建设（技术改造）工程项目设计能源综合单耗评价》（JT/T491-2003）；《公共建筑节能设计标准》GB50189-2005；国家颁布的有关节能政策、法规。能耗分析本工程主要能耗种类为电、水和天燃气。为了节省能源的消耗量，在设备选型及设计时，要严格执行交通部及国家有关节能规范及规定。节能措施和节能效果分析结合装卸工艺流程和自然条件合理设计工艺系统；设备优先选择国家推荐的节能产品设备及同类产品设备中效率较高者；装卸工艺设计有益于加快船舶周转、降低能耗、提高经济效益；码头装卸工艺设计和装卸机械设备的选型结合当地具体情况，并采用国内外节约能源的新工艺、新技术、新设备，这些设备技术先进、安全可靠、操作灵活、能耗低、污染少，有利于节约能源；装卸工艺设计应减少操作环节，设备的能力应相互适应，提高设备能力利用率，降低能耗；工程的整体设计按用能设施的不同功能，分别装置计量仪表，有效控制能耗；变电站布置于靠近负荷中心的位置上，缩短电缆长度，减少电压降损失，节约电能。变电站设功率因数补偿器，以提高功率因数，节省电能；根据季节和天气变化，对照明设施采用时控和光控相结合的控制方式，对灯具开闭数量进行控制；照明设计中，全部采用节能新光源，并根据具体情况合理地布置灯具的位置，采用一般照明与局部照明相结合的混合照明和充分利用自然光照等措施，降低照明的能量消耗；在港区进水管处设总表计量，港区内各建筑单体用水设分表计量，水表采用远传式水表，将用水信息送至控制室，便于统一管理，为制定节水措施提供可靠的数据；给水管材选用内衬不锈钢复合钢管，该种管道内壁光滑，摩擦阻力小，输送能力高，能显著减少管道的沿程损失，降低供水能耗；码头给水主要为船舶上水和消防给水，码头水源引自后方公共管网。输水管网控制点的压力选择安全可靠、经济合理。整个管网维持在经济合理的压力下运行；供热、空调设计按照《采暖通风与空气调节设计规范》(GB50019-2003)执行；本工程所处地区为寒冷地区，在设计上对建筑物采取满足冬季保温并适当兼顾夏季防热的措施；在建筑物朝向上尽量采用南北向设计，从而保证建筑物的采光和夏季通风；对于建筑物的墙体及屋顶的保温材料的选择应满足《公共建筑节能设计标准》（GB50189-2005）的要求；建筑物通风和空调设备均选用高效、低噪音产品，以起到节约电能的作用；建筑物空气调节和供热系统冷热源的选用符合现行国家标准《公共建筑节能设计标准》（GB50189）的有关规定；建筑的采暖、通风与空气调节、监测与控制节能设计符合现行国际标准《公共建筑节能设计标准》（GB50189）的有关规定。综合结论本工程通过采用合理的工艺方案和先进的节能措施,使得节能措施符合国家节能技术要求。安全设计依据《中华人民共和国安全生产法》；《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（劳动部1996年第3号令）；《海港总平面设计规范》JTJ211-99；《装卸油品码头防火设计规范》（JTJ237-99）；《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（1996年劳动部第3号令）；《港口工程劳动安全卫生设计规定》（JT320-1997）；《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2010）；《装卸油品码头防火设计规范》JTJ237-99；《建筑设计防火规范》（GB50016-06）；《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010；《生产设备安全卫生设计总则》（GB5083-1999）；《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008《火灾自动报警系统设计规范》（2008版）GB50116-98；《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992；《10kV及以下变电所设计规范》（GB50053-1994）；《供配电系统设计规范》GB50052-2009；其它有关国家、地方及行业的标准安全生产危险因素分析环境因素分析气温本地区年平均气温为8.9℃，年平均最高气温13.7℃，年平均最低气温4.4℃，极端最高气温35.3℃，极端最低气温-27.3℃。在高温、高湿环境下作业，会影响人的情绪和健康，从而使工作效率降低，造成工作失误和事故。在低温环境下作业，码头操作人员会受到低温危害，出现冻伤、定向障碍、活动受限制等，并有可能因肢体僵硬或动作迟缓发生事故。降水年平均降水量为667.4mm，一日最大降水量218.5mm，日降水量≥25mm年平均降水日数7d；日降水量≥50mm年平均降水日数3d。雨对施工区域作业安全影响包括车辆和人员上下通道的打滑及对操作人员观察的影响，雪的影响主要表现在车辆和行人打滑，更应注意作业安全管理并采取必要的防滑措施雾年平均雾日为15.5d。雾日多出现在冬季，约占全年67%。雾对本工程安全影响较小。风本地区年平均风速为5.8m/s左右。常风向为NNE，出现频率为12.8%，次常风向为SW，出现频率为10.4%，强风向为SSW、SW，最大风速为21m/s。7级以上大风日数年平均为19d。风的影响主要表现在对港口装卸中船舶的泊稳条件和对机械设备的影响。雷暴年平均雷暴日为22.5d。码头的架空管线、装卸臂及码头高杆灯等生产设备和作业人员，在雷雨天存在被直接雷击和感应雷击的危险。生产过程中安全生产危险因素分析火灾爆炸危险本工程装卸的货品装卸货品为成品油和少量化工品，其中火灾爆炸危险性较大的甲类物质，具有易燃、易爆、易蒸发和有毒等特征，在生产过程中有发生火灾爆炸及泄漏扩散等事故的危险，而且事故一旦发生，有可能造成人身伤亡和重大财产损失。输送化工品的管道、泵、阀门等均属甲类危险性生产设备。由于装卸设备、管道、阀门、管件材质缺陷及腐蚀等原因造成物料泄漏，遇火源（静电火花、机械火花、电气火花、雷击）、高热等可能发生火灾爆炸危险。电气伤害和雷电危险电气伤害与生产设备配套的各种类型的配电柜、电气设备、电气开关、电缆敷设，可能因接地或接零及屏蔽保护措施不完善、耐腐蚀差等原因造成漏电而引起触电伤亡事故和火灾爆炸事故。静电事故化工品在管道输送过程中，发生流动、喷射、过滤、冲击等一系列接触、分离现象，使化工品产生静电。当静电聚集到一定程度时，就可能因火花放电而发生火灾和爆炸事故。雷击伤害年平均雷暴日为22.5d，由于港口地处空旷，在码头前沿的架空管线、装卸臂等生产设备和作业人员，在雷雨天存在着被直接雷击和感应雷击的危险。机械伤害码头作业人员在解、系船舶缆绳，拆接输送法兰接头，搬运管道及检修过程中，有可能发生手指被挤压、划伤，脚被砸伤，身体被撞伤或扭伤等事故。装卸设备外露可转动部件，因防护设施损坏或未装，人员在装卸和检修过程中，不慎触及运转部件，易发生绞、夹、擦、划等机械伤害。高处坠落本工程中工人在化工品船装卸作业、在解、系船舶缆绳，巡视码头作业现场，以及上下船舶时，因麻痹大意或防护设施（护栏、扶手等）出现问题而发生高处坠落事故。在大雨、大风或夜间照明不良的情况下，发生事故的可能性将会增大。落水危险本工程位于水上作业部分，操作人员有不慎落水的可能，如果缺乏防护措施或营救不及时，会导致发生淹溺事故。当作业环境不良时，这种危险性会更大。另外，工人在码头前沿行走或进行检修作业时还存在着发生坠海淹溺的危险。作业人员不安全行为的事故危险违章作业、违章指挥、操作错误、配合不当、通讯联络有误等导致事故的发生；作业过度劳累，使体力、视力、听力负荷超限，或缺乏安全意识、自我保护能力差，也有可能引起工伤事故。焊接、切割动火作业是设备、设施安装、检修过程中常见的作业方式，若违章动火或防护措施不当，易引发火灾爆炸事故。在“防火防爆十大禁令”中，烟火被列为第一位.因吸烟引发火灾爆炸事故的例子有不少。由于安全意识较差,或码头区域火种管理不严,在码头吸烟的现象是有可能出现的，应同时加强对作业人员的安全管理。来港液体化工品船舶或码头附近水域的其它船舶（尤其是过往渔船）上生活设施用火不当或排烟口夹带火焰,都有可能引发火灾爆炸事故。管理因素造成的事故危险未能制定严格、完整的安全管理规章制度，或管理力度不够。对装卸货物的理化性质、危险特性以及装卸安全知识缺乏了解。对装卸设施及工艺流程的安全可靠性缺乏认真的检验分析和评估。对生产设备设施存在的质量缺陷或事故隐患，没有及时检查和治理。重大危险源隐患本工程船舶停靠在码头及进行卸船作业时，装卸的货种的数量超过了标准中规定的重大危险源临界值，应建立重大危险源控制措施及应急预案，采取严格有效的安全技术与管理措施，以防止大规模泄漏或火灾爆炸等重大事故发生。本工程的主要危险危害是：火灾爆炸危险、泄露扩散危险危害、有毒作业和高、低温危害，其中火灾爆炸危险和泄露扩散危险危害较为突出，是本工程最主要的危险危害。安全防治措施安全防治措施和应急措施锚地的边缘距航道边线的安全距离以及锚地水深符合JTJ211-99《装卸油品码头防火设计规范》中的规定，锚地上游的装卸甲、乙类油品泊位与锚地的距离不小于1000m。进入码头区域设置明显的红灯信号，并在适当位置设安全标志和警示标志。装卸设备、管线、阀门等工艺设施采用高效密封及防腐产品，防止跑、冒、滴、漏，杜绝挥发品对现场工作人员的危害。为了保证系统安全可靠地运行，提供可燃气体检测装置、工艺管线压力、温度及超限报警检测装置和工业电视监视系统等。本工程除在必要位置安装固定式可燃气体报警仪外，并配备便携式可燃气体报警仪。装卸臂处设置移动超限报警装置。在码头与岸边交界的引桥根部，设工艺管道切断阀门。在船连接口处设置快速连接器。化工品在管道内的流速控制在安全流速范围以内，本设计流速<3m/s。易燃易爆介质的设备及工艺管线系统设卸空系统，均设密闭的氮气吹扫设施，将装卸设备或管道中的残液卸空，尽量减少对人员、环境造成危害的可能性，并提高使用安全性。本码头为工程中二级负荷供电，拟采用一路市电，一路发电机，二个电源供电，并为重要负荷设置UPS电源装置。消防采用专用的供电回路。码头前方作业平台及引桥采用隔爆型照明灯，控制室内采用防爆高效荧光灯或白炽灯照明，道路采用防爆路灯，控制室及消防用房等处设置事故照明，爆炸危险场所的电气设备均采用防爆型。工艺设备、电气设备必须做好接地，并设置相应的防雷保护装置。码头采用移动式水冷却和泡沫及干粉灭火系统，在码头装卸设备前设水幕设施，用以保护设备和人员。站场和码头入口处，设人体静电消除设施。码头装卸区按照规范设置手提式干粉灭火器。有害气体易出现和易燃易爆场所，应配置经培训的工作人员。操作人员应使用符合防爆防毒要求工具和防护用具。对临时进入码头区的机动车辆采取有效防火措施。装卸设备、管道危险部位及各危险区域应根据规定设置警示标志；应为夜间作业人员配备反光工作服。事故应急预案的编制事故应急救援预案是事故应急救援工作的重要组成部分，制定应急救援预案的目的在于，通过采取有效的应急措施，努力限制突发事故的发展规模，并尽可能将其在初期（或萌芽）状态消除，以减轻事故的后果及造成的人员伤亡、财产损失及环境污染等。本工程应重点针对LNG泄漏、火灾爆炸、防台风和防突发性阵风与防风暴潮等重大事故，制定事故应急预案，并应定期演练。预期效果及评价本工程的港址选择满足设计规范的有关要求，平面布置方案合理、装卸工艺可行，码头设备设施的设计较为全面，消防系统设计合理。本工程对可能存在的安全问题进行了分析并采取了相应的安全对策措施。同时工艺方案具有一定的安全性和可靠性，符合有关的安全要求。综合以上分析结论，在以后各个阶段落实各项职业安全防护措施的基础上，该建设项目能满足有关安全生产要求。职业卫生设计依据《中华人民共和国职业病防治法》中华人民共和国主席令8第60号2002.5.1；工作场所有害因素职业接触限值第1部分:化学有害因素（GBZ2.1-2007）；《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）；