水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求

行业标准《水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求》（JT/T 1320-2020）规定了水上液化天然气加注站/船应急响应计划的编制程序和内容要求。该标准适用于中国水上液化天然气加注站/船应急响应计划的编制。

参考资料：

水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求制定背景

液化天然气具有易燃易爆、快速相变及低温等特性，对水上液化天然气加注站/船安全性要求也较高。特别是对于水上液化天然气加注船，除了存在因泄漏造成的火灾爆炸和低温损害外，还会因船舶碰撞和恶劣天气等原因导致火灾爆炸和沉船等风险。而在液化天然气燃料加注过程中，由于加注系统的复杂性，对操作人员也提出了更高的要求。因此，中国有必要制定一个交通运输行业标准，用以指导水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制，规范水上液化天然气加注站/船的应急反应，促进水上液化天然气加注站/船科学有序发展及有效应急管理。

水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求编制进程

• 标准计划

2015年7月16日，行业标准计划《水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求》（JT 2015-71）下达，项目周期12个月，由交通运输航海安全标准化技术委员会提出并归口上报及执行。

• 起草阶段

2015年—2017年12月，交通运输部科学研究院、江苏海事局、深圳海事局成立了标准制定工作组。广泛征集行业相关的政策法规，对有关情况进行了调研和分析。

2018年1月—2018年6月，工作组协调组织行业座谈调研，编制完成《水上液化天然气加注站应急响应计划编制指南（征求意见稿）》。

• 发布实施

2020年7月31日，行业标准《水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求》（JT/T 1320-2020）由中华人民共和国交通运输部发布。

2020年11月1日，行业标准《水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求》（JT/T 1320-2020）实施。

水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求制定依据

行业标准《水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求》（JT/T 1320-2020）依据中国行业标准《标准化工作导则—第1部分：标准的结构和编写》（GB/T 1.1-2009）规则起草。

水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求起草工作

主要起草单位：中华人民共和国深圳海事局、中华人民共和国江苏海事局、交通运输部科学研究院。

主要起草人：洪汇勇、魏伟坚、陈泽生、丰岩、陈轩、马楠、邱春霞、耿庆波、蔡锐丰、鲁诗翰。

参考资料：

行业标准《水上液化天然气加注站/船应急响应计划编制要求》（JT/T 1320-2020）的制定，规范了水上液化天然气加注站/船在应急组织、预警、信息报告、危险源监控、应急响应、应急处置等环节，有利于促进科学有序发展及有效应急管理。该标准与已有中国国内有关标准、条例、办法等保持一致，对应急响应计划的编制程序和编制内容的要求具备了全面、实用、可操作的特征。该标准规定了水上液化天然气加注站/船应急响应计划的编制程序和内容要求，能更好地指导中国水上液化天然气加注站/船经营单位制定出操作性强、实用性高的应急响应计划。

内容

第一条 为规范液化天然气燃料动力船舶水上加注作业行为（以下简称水上LNG加注作业），保障水上交通安全，防治船舶污染环境，根据《船舶载运危险货物安全监督管理规定》，制定本办法。

第二条 在中华人民共和国管辖水域内从事水上LNG加注作业的活动，适用本办法。

第三条 中华人民共和国海事局统一负责水上LNG加注作业安全监督管理工作。

各级海事管理机构按照职责负责本辖区水上LNG加注作业安全监督管理工作。

第四条 LNG燃料动力船舶（以下简称船舶）可通过加注船、加注趸船、岸基加注站、槽罐加注车等方式加注LNG燃料，不得通过不具备加注功能的LNG运输船、 LNG罐柜直接加注LNG燃料。

除港作船、近海平台供应船、公务船等外，船舶在沿海和内河港口不得通过LNG槽罐加注车加注LNG燃料。

船舶使用槽罐加注车加注LNG燃料的，应当在自有码头进行作业；开展加注作业前，加注作业单位应当与船舶所有人或经营人共同制定加注方案、组织开展安全风险论证，落实安全管理措施。再次加注时，在加注作业安全条件没有发生重大变化的情况下，可以不再重新进行论证。

第五条 加注船、加注趸船应当经中华人民共和国海事局授权或者认可的船舶检验机构检验合格，取得相应的检验证书和文书，并依法进行船舶登记。

第六条 加注船的船员应当按照规定取得有效的适任证书和相应的船员特殊培训合格证书。加注趸船的加注作业人员应当按照规定持有特种作业操作证。

第七条 通过加注船进行水上LNG加注作业的，作业双方应当遵守水上交通安全和防治船舶污染水域环境管理有关规定，尽量远离船舶定线制区、饮用水地表水源取水口、渡口、客轮码头、通航建筑物、大型桥梁、水下通道以及沿海设标航道。

第八条 通过加注船在沿海水域进行水上LNG加注作业的，应当确定并落实安全距离、应急锚地、安全警示标志等安全保障措施。通过加注船在内河水域进行水上LNG加注作业的，应当落实《船舶载运危险货物安全监督管理规定》第三十五条第三款的安全保障措施要求。

第九条 船舶进行水上LNG加注作业，应当在作业前通过海事信息系统，将作业时间、地点、加注数量、作业方式、加注作业单位、加注船、加注趸船等信息向海事管理机构报告；作业变更的，应当及时补报；加注作业完成后，船舶应当将作业的实际情况报告海事管理机构。

第十条 船舶通过加注船、加注趸船进行水上LNG加注作业的，作业双方应当确保加注作业相关设施、设备处于良好状态，并遵守以下安全作业要求：

（一）作业开始前，作业双方应当落实安全措施，并按照水上LNG加注作业相关标准规范填写水上LNG加注作业前安全检查表。

（二）作业双方应当在醒目位置设置统一的安全警示语、警示牌等显著标志，加注船、加注趸船应当按照避碰规则显示信号，提醒过往船舶注意。

（三）作业期间，作业双方应当保持不间断值守和联系畅通，遇到雷雨、大风等恶劣天气或者安全设施出现异常情况等影响作业安全的，应当立即停止作业。

（四）作业期间，无关船舶不得并靠受注船舶、加注船和加注趸船。

（五）作业结束后，作业双方应当开展加注后检查，并按照水上LNG加注作业相关标准规范填写水上LNG加注作业后安全检查表；作业双方应当将加注作业前、后安全检查表留存一年。

第十一条 水上LNG加注作业结束后，船舶应当在《航海日志》和《轮机日志》上如实记录作业时间、地点、作业方式、加注数量以及作业单位（船舶）；加注作业单位应当如实填写LNG加注单，并将LNG加注单提供给受注船舶。船舶应当将LNG加注单留存三年。

第十二条 水上LNG加注作业期间，作业双方不得检修和使用雷达、无线电发报机、卫星船站；不得进行明火、拷铲及其他易产生火花的作业；不得使用供应车船进行加油、加水作业。

第十三条 加注船不得同时进行水上LNG加注作业和LNG货物燃料补给作业，不得同时对两艘及以上船舶进行水上LNG加注作业。加注趸船的同一LNG储罐不得同时进行水上LNG加注作业和LNG货物燃料补给作业。

第十四条 通过船舶为加注船、加注趸船补给LNG货物燃料的，应当执行《船舶载运危险货物安全监督管理规定》第三十二条第二款有关水上过驳的规定。

第十五条 加注船、加注趸船应当按照水上LNG加注作业站/船应急响应计划编制要求，编制应急响应计划，定期开展应急演练，并保存演练记录。

第十六条 加注船、加注趸船应当在餐厅、会议室及值班室等公共场所内张贴水上LNG加注作业站（船）应变部署表。船上工作人员应当熟悉各类应急情况声号、报警方式、携带器材、个人任务和对外联络通讯方式。

第十七条 加注船、加注趸船应当做好安全设施的维护保养，配备符合规定的消防、救生设备和个人防护装备，保持应急脱险通道畅通。

第十八条 发生水上LNG加注作业安全事故的，船舶、加注作业单位应当立即按照应急响应计划采取有效措施，防止事故扩大，同时报告相关部门。

第十九条 海事管理机构依法对水上LNG加注作业活动实施监督检查，发现船舶、加注船、加注趸船存在下列情形之一的，应当依据《船舶载运危险货物安全监督管理规定》的有关规定，责令当事船舶立即纠正或者限期改正，并依照有关规定予以处罚：

（一）未按规定报告水上LNG加注作业的，或者报告内容与实际情况不符的。

（二）安全设施、设备和个人防护装备不符合要求的。

（三）采取的安全措施、编制的应急响应计划不符合要求的。

第二十条 本办法中下列用语的含义是：

（一）加注船，是指具有船载LNG储罐、加注设施和计量设备，从事水上LNG加注作业的船舶。

（二）加注趸船，是指具有船载LNG储罐、加注设施和计量设备，从事水上LNG加注作业的趸船（含油、气合建趸船）。

（三）岸基加注站，是指具有岸上LNG储罐、加注设施和计量设备，直接向LNG燃料动力船舶进行LNG加注作业的陆上设施。

（四）槽罐加注车，是指具有车载LNG储罐，通过自身或外接加注设施和计量设备，在码头上向LNG燃料动力船舶进行LNG加注作业的车辆。

（五）自有码头，是指船舶所有人、经营人（含控股股东）具有所有权或经营权的码头。

第二十一条 本办法自2021年9月18日起施行，有效期五年。《水上液化天然气加注作业安全监督管理办法》（海危防〔2019〕490号）同时废止。 2100433B

用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统专利目的

《用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统》提供一种用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统，用以使液化天然气接收站的卸船管线在非卸船工况时保持低温冷态。

用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统技术方案

《用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统》提供了一种用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统，其包括卸船管线、低压输出总管、第一连接管线和第二连接管线，还包括：冷却循环管线、流量控制阀、流量传感器、流量控制器和第一开关阀，其中，冷却循环管线与低压输出总管相连接，低压输出总管中的一小股液化天然气经冷却循环管线返回至码头处，并将其中一小部分液化天然气返回至储罐，其余大部分液化天然气经卸船管线返回低压输出总管；流量传感器设置在冷却循环管线上，第一流量控制阀设置在低压输出总管上，流量传感器与第一流量控制阀通过流量控制器相连接，流量控制器根据流量传感器测得的冷却循环管线中的冷循环流量控制第一流量控制阀的开度；第一开关阀设置在冷却循环管线上。

较佳的，上述冷循环系统还包括：手动遥控阀，设置在冷却循环管线上。

较佳的，上述冷循环系统还包括：第二开关阀，设置在第二连接管线上。

较佳的，上述冷循环系统还包括：第三开关阀，设置在卸船管线靠近液化天然气储罐的一端。

较佳的，上述冷循环系统还包括：第四开关阀，设置在第一连接管线上。

较佳的，上述冷循环系统还包括：手动开关阀，设置在卸船管线上。

较佳的，第一开关阀、第二开关阀、第三开关阀、第四开关阀、手动遥控阀和手动开关阀分别与设置控制室内的遥控操作按钮相连接。

较佳的，上述冷循环系统还包括：温度传感器，设置在卸船管线上。

在上述实施例中，当LNG接收站处于非卸船运行工况时，从低压输出总管抽出一股LNG流体，经过冷循环管线返回到码头上与卸船管线的末端相接，然后流经卸船管线，再循环回到接收站的低压输出总管或LNG储罐，以此保持卸船管线中始终有低温LNG流动，保持其处于低温冷态待用。由于环境热量漏入LNG管线，从而产生额外的蒸发气，而LNG储罐的压力低、空间大，如果冷循环回流的LNG全部回到LNG储罐，会闪蒸形成大量的蒸发气，需要增加BOG压缩机的能力或者运行负荷，带来接收站运行能耗的增加，因此，按照《用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统》将大部分循环的LNG不经过减压，直接返回到LNG低压输送总管，进而向下游外输，将节约大量的能量；同时，另外的一小部分经LNG储罐进料阀旁路阀MV-1返回到LNG储罐中，保持了LNG储罐一侧的卸船管线的低温冷态。从而实现了当接收站处于非卸船工况时，使长距离的卸船管线保持低温冷态，并能够通过控制，使接收站其它部分的设备和系统不受影响，可靠运行。

用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统改善效果

一、避免了大量蒸发气的产生。如果全部冷循环流量都返回至储罐，由于储罐的压力低、空间大，会闪蒸形成大量的蒸发气，需要增加BOG压缩机的能力或者运行负荷，带来接收站运行能耗的增加，《用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统》将大部分循环的LNG不经过减压，直接返回到LNG低压输出总管，进而向下游外输，将节约大量的能量；同时，另外的一小部分经LNG储罐进料阀旁路阀MV-1返回到LNG储罐中，保持了LNG储罐一侧的卸船管线的低温冷态。从而实现了当接收站处于非卸船工况时，使长距离的卸船管线保持低温冷态，并能够通过控制，使接收站其它部分的设备和系统不受影响，可靠运行。

二、冷循环流量调节准确。由于卸船管线较长，且管径非常大，相对下游的再冷凝器等单元较远，冷循环管线因只需要维持低温冷态的流量而比较细，所以LNG更倾向于流向下游设备而非循环到码头处，通过设置在LNG低压输出总管的流量控制阀FCV-1来控制用来冷却卸船管线的冷循环流量，可以更好的保证抽出的冷循环流量；另外，在冷循环管线上又设置了手动控制阀，也具有流量调节的功能，在控制室远程控制冷却循环管线的开闭和流量大小，可以避免每次循环初始时流量突然很大造成低压输出总管下游瞬时压力降低过快的问题。

三、卸船和冷循环操作稳定可靠。在卸船或者冷循环操作工况下，HCV-1和XV-4不能同时开启，通过设置内部联动控制设施来确保此要求的实现，确保了卸船和冷循环操作的稳定可靠。

图1为根据《用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统》一个实施例的用于液化天然气接收站卸船管线的冷循环系统示意图。