液化天然气码头设计规范（JTS 165-5-2009）

1总则 　　1.0.1为统一液化天然气码头设计技术要求，保证液化天然气码头工程的安全合理，制定本规范。 　　1.0.2本规范适用于新建、改建或扩建的液化天然气码头设计。 　　1.0.3液化天然气码头设计应根据工程规模、总体布局、环境和设施配置等情况，对液化天然气船舶的进出港、靠离泊和装卸作业中的安全问题进行风险分析和安全评估，并分析和评估液化天然气的意外泄漏或溢漏的防范和控制能力。 　　1.0.4液化天然气码头的设计除应符合本规范外，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Liquefied Natural Gas 　　无色液态天然气，主要组分为甲烷，并含有少量乙烷、丙烷、氮和其他组分，在标准大气压力下，沸腾温度通常为－160～－162℃。简称LNG。 　　2.0.2液化天然气船舶LNG Carrier 　　运输液化天然气的专用船舶。 　　2.0.3液化天然气码头LNG Jetty 　　为液化天然气船舶提供锚泊、进出港、靠离泊和装卸作业的港口设施。 　　2.0.4液化天然气接收站LNGReceiving Terminal 　　液化天然气接卸、储存、转运和再气化外输的场所。 　　3码头选址 　　3.0.1液化天然气码头的选址应与城市规划和港口总体规划相衔接。 　　3.0.2液化天然气码头选址应结合液化天然气接收站选址、用户布局和外输方式等综合确定。 　　3.0.3液化天然气码头应远离人口密集的区域，安全距离应由安全评估确定。液化天然气码头不宜布置在敏感区域全年常风向的上风侧。 　　3.0.4液化天然气码头宜选在交通方便、易于疏散的地点。 　　3.0.5液化天然气码头宜选在自然条件良好且能满足液化天然气船舶不乘潮通航要求的水域，不满足上述条件时，应做专门论证。 　　3.0.6在孤岛上建设液化天然气码头时，应解决确保人员安全疏散等对外交通问题。 　　3.0.7未经专门论证，液化天然气码头严禁选在地质构造复杂和存在晚近期活动性断裂等抗震不利地段。 　　3.0.8液化天然气码头宜选在接收站热交换水取用方便的地区。 　　4作业条件 　　4.1一般规定 　　4.1.1码头全年可作业天数应根据设计船型，综合分析液化天然气船舶进出港航行、靠泊、装卸、系泊和离泊全过程的有关气象、水文条件确定。码头最长连续一次不可作业天数不宜超过5天。 　　4.2作业条件 　　4.2.1总舱容80000m3以上的液化天然气船舶作业过程各个阶段的允许风速、波高、能见度和流速宜符合表4.2.1的规定。 　　4.2.2当风速、波高任一项超过表4.2.1规定的系泊标准限值时，液化天然气船舶应紧急离泊。 　　4.2.3液化天然气船舶在码头上装卸作业时，其运动量应满足安全运动量要求。船舶安全运动量可通过船舶模型试验确定。 　　4.2.4液化天然气船舶不宜在夜间进出港和靠离泊作业。当需要夜间靠离泊或航行时，应进行专门的安全评估。 　　5平面设计 　　5.1一般规定 　　5.1.1多个液化天然气泊位、液化天然气泊位与液化石油气泊位可相邻布置。液化天然气船舶与液化石油气船舶可共用泊位。采用离岸墩式布置型式时，液化天然气泊位和液化石油气泊位可分别布置在平台两侧，但应错开靠泊和离泊操作时间。 　　5.1.2液化天然气码头平面布置应充分考虑风、浪、流和泥沙回淤等自然因素对船舶航行、靠离泊和装卸作业的影响。 　　5.1.3液化天然气码头平面布置宜有扩建的可能性。 　　5.2码头水域 　　5.2.1液化天然气船舶制动段宜按进港方向的直线布置。当布置有困难时，可呈曲线状布置，但曲率半径不得小于5倍设计船长。液化天然气船舶制动距离可取4~5倍设计船长。 　　5.2.2船舶回旋水域应设在方便船舶进出港和靠离码头的位置。回旋水域的回旋圆直径不宜小于2.5倍设计船长。当布置较困难且水流流速较小时，回旋圆直径不应小于2倍设计船长。受水流影响较大的港口，回旋水域可采用椭圆形布置，沿水流方向的长度可加长至不小于3倍设计船长。 　　5.3泊位布置 　　5.3.1液化天然气码头的平面布置，根据建设规模、设计船型、装卸工艺和自然条件等，可采用蝶形或一字形等布置形式。 　　5.3.2液化天然气码头操作平台至接收站储罐的净距不应小于150m，其最大净距应根据液化天然气船泵能力及其他经济、技术条件综合确定。 　　5.3.3液化天然气泊位与液化石油气泊位以外的其他货类泊位的船舶净距不应小于200m。 　　5.3.4停泊在液化天然气泊位与工作船泊位的船舶间的净距不应小于150m。 　　5.3.5停泊在相邻的液化天然气泊位的船舶，或停泊在相邻的液化天然气泊位与液化石油气泊位的船舶，其净距不应小于0.3倍最大设计船长，且不小于35m。两相邻泊位的艏、艉系缆墩可共用，但快速脱缆钩或系船柱应分别设置。 　　5.3.6采用离岸墩式两侧靠船布置的液化天然气码头，两侧泊位的船舶净距不宜小于60m。 　　5.3.7液化天然气船舶在港系泊时，其他通行船舶与液化天然气船舶的净距不应小于200m。 　　5.3.8液化天然气船舶停靠码头时船艏宜朝向有利于船舶紧急离开码头的方向。 　　5.4码头 　　5.4.1码头尺度应根据液化天然气设计船型尺度和自然条件计算确定。设计船型可通过分析论证确定，也可按照现行行业标准《海港总平面设计规范》(JTJ 211)选用相应等级的船型。 　　5.4.2液化天然气码头前沿高程应按现行行业标准《海港总平面设计规范》(JTJ 211)和《开敞式码头设计与施工技术规程》(JTJ 295)的有关规定确定。 　　5.4.3码头前沿设计水深应保证满载设计船舶在当地理论最低潮面时安全停靠。设计水深计算中的各项富裕深度应按现行行业标准《海港总平面设计规范》(JTJ 211)和《开敞式码头设计与施工技术规程》(JTJ 295)的有关规定选取。 　　5.4.4码头泊位长度应满足船舶安全靠泊、离泊和系泊作业的要求，通过模拟试验确定，但不应小于1倍设计船长。在可行性研究阶段，可按1.0～1.2倍设计船长估算。 　　5.4.5墩式液化天然气码头宜设置两个靠船墩，两墩中心间距可取设计船长的30%~45%。当停靠船型差别较大时，可设置辅助靠船墩。 　　5.4.6系缆墩宜对称布置。 　　5.4.7液化天然气码头工作平台上应设置操作平台。操作平台的平面布置和高度，应按设计船型管汇位置确定，并应满足液化天然气船舶在当地最大潮差和波浪变动范围内的安全作业要求。 　　5.4.8液化天然气码头应设置登船梯。 　　5.4.9液化天然气码头宜配备供拖船、监督艇、带缆艇、交通艇等停泊的工作船泊位。有条件时，也可利用已有的工作船泊位。 　　5.5防波堤和护岸 　　5.5.1防波堤的布置应符合现行行业标准《海港总平面设计规范》(JTJ 211)的有关规定。 　　5.5.2护岸的设计应符合现行行业标准《港口及航道护岸工程设计与施工规范》(JTJ 300)的有关规定。 　　5.5.3直接掩护罐区的护岸防浪墙顶高程的确定应符合下列规定。 　　5.5.3.1斜坡式护岸防浪墙的顶高程可按下式估算： 　　5.5.3.3必要时护岸防浪墙顶高程应通过模拟试验确定。 　　5.5.4当护岸内侧设有排水设施时，经论证，防浪墙的顶高程可适当降低。 　　5.5.5当液化天然气码头紧靠防波堤布置时，防波堤顶高程的确定可根据防波堤的型式分别按式（5.5.3-1）和式（5.5.3-2）估算。当堤前水深大且波浪较大时，直立式防波堤堤身内侧不宜布置液化天然气泊位。 　　5.6进出港航道 　　5.6.1液化天然气船舶的进出港航道，在有交通管制的条件下可与其他船舶共用。 　　5.6.2液化天然气船舶在进出港航道航行时，应实行交通管制并配备护航船舶。 　　5.6.3当液化天然气船舶在进出港航道航行时，除护航船舶外，其前后各1nmile范围内不得有其他船舶航行。 　　5.6.4液化天然气码头人工进出港航道可按单向航道设计，航道有效宽度应按《海港总平面设计规范》(JTJ 211)的有关规定确定，且不应小于5倍设计船宽。 　　5.6.5液化天然气船舶在双向航道如需与其他船舶交会，航道有效宽度应通过专项论证确定。 　　5.6.6液化天然气码头进出港航道设计水深的计算基准面宜采用当地理论最低潮面。设计水深计算中的各项富裕深度应按现行行业标准《海港总平面设计规范》（JTJ 211）的有关规定确定。 　　5.7锚地 　　5.7.1液化天然气船舶应设置应急锚地，也可与油品运输船舶共用锚地。液化天然气船舶的锚位与其他锚地的安全净距不应小于1000m。锚地尺度应按现行行业标准《海港总平面设计规范》（JTJ 211）的有关规定确定。 　　5.8港作船舶 　　5.8.1液化天然气船舶靠泊和离泊时宜配备全回转型拖船协助作业。 　　5.8.2液化天然气码头拖船配置应符合下列规定。 　　5.8.2.1液化天然气船舶靠泊时，可配置4艘拖船协助作业。 　　5.8.2.2液化天然气船舶离泊时，可配置2艘拖船协助作业。 　　5.8.2.3拖船的总功率应根据当地自然条件和船型等因素综合确定，且单船最小功率不应小于3000kW。 　　5.8.3当液化天然气码头风、浪、流等作业条件复杂时，港作拖船的数量和总功率应根据液化天然气码头设计船型，通过模拟试验确定。 　　6泊位通过能力 　　6.0.1液化天然气泊位年通过能力可按下式估算： 　　7水工建筑物 　　7.1建筑物结构安全等级与抗震设防标准 　　7.1.1液化天然气码头的结构安全等级应采用一级。 　　7.1.2直接掩护罐区的护岸结构安全等级应采用一级，其余护岸结构安全等级不应低于二级。 　　7.1.3液化天然气码头和储罐区护岸抗震设防采用的地震动参数应根据专项地震安全性评价结果确定，且不得低于现行地震动参数区划图确定的数值。 　　7.1.4液化天然气码头和储罐区护岸等水工建筑物的抗震应按下面两种工况验算。 　　7.1.4.1操作基准地震OBE（Operation Basis Earthquake）工况应采用50年超越概率10%的地震作用水准作为设计地震，进行承载能力极限状态验算，结构重要性系数按水工建筑物一级采用。 　　7.1.4.2安全停运地震SSE（Safe Shutdown Earthquake）工况应采用50年超越概率2%的地震作用水准作为设计地震，承载能力极限状态验算时，结构重要性系数可采用1.0，并应对结构变形进行专题论证。 　　7.1.5防波堤和不直接掩护罐区的护岸的抗震设防标准应符合《水运工程抗震设计规范》（JTJ 225）的有关规定。 　　7.2外荷载作用的计算取值 　　7.2.1基本风压宜采用港口附近空旷平坦地面、离地10m高、100年一遇的风速计算。承载能力极限状态和正常使用极限状态整体计算宜取10min平均最大风速。工作平台和栈桥面以上的结构物承载能力极限状态的计算宜取3s平均最大风速。 　　7.2.2液化天然气码头结构设计波浪要素重现期应采用100年，且不应小于历史实测值。波列累积频率应按现行行业标准《海港水文规范》（JTJ 213）的规定取值。 　　7.2.3液化天然气码头的设计靠泊法向速度应取15cm/s，控制靠泊法向速度应小于10cm/s，靠泊角度应小于5°。 　　7.2.4码头护舷的面压不应大于200kPa。 　　7.3结构变形 　　7.3.1敷设工艺管线的栈桥、工作平台等结构的变形应满足管线的使用和安全要求。 　　7.4储罐区护岸 　　7.4.1直接掩护罐区护岸的设计波浪要素重现期应采用100年。 　　7.4.2计算斜坡式护岸的胸墙或堤顶方块、直立式护岸的强度与稳定性时，结构重要性系数应取1.1，设计波高的波列累积频率应取1%。 　　7.4.3计算斜坡式护岸护面块石或块体、护底块石的稳定性时，设计波高的波列累积频率应取4%。 　　8接收站陆域形成及地基处理 　　8.0.1陆域形成及地基处理方案应根据场地使用要求、自然条件、接收站安全要求、材料来源和施工条件等因素，经技术经济论证后确定。 　　8.0.2接收站陆域形成的场地高程应根据接收站的使用要求、土石方平衡、场区周围地形高程和防洪防潮要求等因素综合确定。 　　8.0.3接收站陆域场地残余沉降量、不均匀沉降量、处理后地基承载力标准值应满足接收站不同区域建筑物的使用要求。 　　8.0.4接收站陆域场地可产生液化或软土震陷的土层应进行地基处理。液化判别标准应符合接收站建筑物及道路抗震设防的要求。 　　9码头安全设施 　　9.1通用设施 　　9.1.1液化天然气码头应设置防火、防泄漏和防止事故扩大漫延的安全设施。 　　9.1.2液化天然气码头应设置固定式可燃气体检测报警仪，并应配备一定数量的便携式可燃气体检测报警仪。在检测到的可燃气体或蒸气的浓度达到爆炸下限值的25%时，报警仪应能及时发出声光报警。 　　9.1.3液化天然气码头应设置声光自动火灾报警系统。 　　9.1.4液化天然气码头应设置船岸紧急切断系统，装卸臂应设置紧急脱离系统。 　　9.1.5液化天然气码头应设置监控电视等监控设施。 　　9.1.6液化天然气码头应设置人员保护设施和医疗紧急救助设施。 　　9.1.7液化天然气码头应设置泄漏液化天然气的收集和处置系统，宜配套设置高倍数泡沫灭火系统。 　　9.1.8液化天然气船舶装卸作业时，应有一艘警戒船在附近水面值守，并至少有一艘消防船或消拖两用船在旁监护。 　　9.1.9液化天然气码头应设置警示标志和夜间警示灯。 　　9.2消防设施 　　9.2.1液化天然气码头所配备的消防设施，应能满足扑救码头火灾和辅助扑救停泊设计船型船舶火灾的要求。 　　9.2.2液化天然气码头的消防设施应包括远控消防水炮系统、水幕系统、干粉灭火系统、高倍数泡沫灭火系统等固定式消防设施和消防船或消拖两用船等可移动的消防设施。 　　9.2.3液化天然气码头应配置至少包括2门干粉炮、2支干粉枪的固定式干粉灭火系统。干粉灭火系统应符合下列规定。 　　9.2.3.1干粉炮的射程应覆盖装卸工艺设施。 　　9.2.3.2干粉连续供给时间不应小于60s。 　　9.2.3.3干粉储备量应符合《固定消防炮灭火系统设计规范》（GB 50338）的有关规定。 　　9.2.4液化天然气码头应配置不少于2台固定式远控消防水炮。消防水炮应符合下列规定。 　　9.2.4.1消防水炮的射程应覆盖码头上的装卸工艺设施。消防水炮的额定射程不应小于实际所需射程的1.1倍。 　　9.2.4.2起火船舶着火罐和邻罐均需要喷水冷却，冷却水供给强度不宜小于6L/min·m2，冷却面积取设计船型最大储罐甲板以上部分的表面积。 　　9.2.4.3码头消防水炮可与消防船或消拖两用船协同工作以满足覆盖停泊设计船型的全船范围和冷却水量要求，码头消防炮的冷却水量比例不应小于所需冷却水总量的50%。 　　9.2.4.4消防水炮的工作时间不应少于6h。 　　9.2.4.5消防水炮应采用直流—水雾两用喷嘴。 　　9.2.4.6消防水炮应具备有线控制和无线控制功能。 　　9.2.4.7消防水炮宜采用液压驱动，其液压泵可由电动机驱动，也可由水轮机驱动。 　　9.2.4.8消防炮塔应设置水幕或水喷雾保护装置。 　　9.2.5操作平台前沿应设置水幕系统。水幕系统设计宜符合表9.2.5的要求。 　　9.2.6液化天然气码头其他消防设施的设置应符合下列规定。 　　9.2.6.1在工作平台和操作平台上应设置与消防系统压力相匹配的消火栓。 　　9.2.6.2码头应设置用于向船舶供给消防水的船岸连接法兰，法兰的规格应与现行国家标准《船用消防接头》（GB/T 2031）所规定的国际通岸接头的规格相一致。 　　9.2.6.3消防炮覆盖不到的工艺设备应设置喷淋等冷却水系统。 　　9.2.6.4在工作平台和操作平台上应设置足够的手提式干粉灭火器和推车式干粉灭火器。 　　9.2.6.5高倍数泡沫灭火系统的设计应符合现行国家标准《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》(GB 50196)的有关规定。 　　9.2.6.6在码头控制室和配电间应设置火灾自动报警系统，并应设置气体灭火系统。 　　9.2.6.7液化天然气码头新建的消防船或消拖两用船的消防炮总流量、射程等对外消防性能应达到第1类消防船的要求。非新建的，每艘消防船消防炮的总流量不应小于120L/s，每艘消拖两用船消防炮的总流量不应小于100L/s。 　　9.3通信和导航设施 　　9.3.1液化天然气码头应配置满足港口设施保安要求的通信设施。 　　9.3.2液化天然气码头应设置船岸专用有线通信系统。 　　9.3.3液化天然气码头应根据危险品泊位安全应急通信要求，设置防爆型甚高频无线电话。在气体危险区域的通信设备应为本质安全型。 　　9.3.4液化天然气码头宜设置具备报警、广播和对讲通话等功能的应急广播对讲系统。 　　9.3.5液化天然气码头应配备完善的导助航设施。位于复杂通航环境的液化天然气码头宜配备带电子海图和DGPS的电子引航设施。 　　9.4附属设施 　　9.4.1液化天然气码头应设置靠泊辅助系统、缆绳张力监测系统和环境条件监测系统。 　　9.4.2液化天然气码头应设置满足系泊要求的快速脱缆钩。 　　9.4.3液化天然气码头的入口处应设置消除人体静电的装置。 　　9.4.4防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》（GB 50057）和《石油与石油设施雷电安全规范》（GB 15599）的有关规定。