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液体散货码头装卸工艺综述
        1 概述:液体散货码头是指原油、成品油、液体化工品、LPG和LNG介质等用管道装卸和输送专业码头。因为这些货物品种多，需求量大，存在着产地和加工地、加工地和消费地差异，从而形成了很大货运量。现在世界石油海运量已占到总海运量50％。伴随中国经济连续发展，对油气及化工品需求不停增加，也促进了液体散货海运事业发展和对应港口码头建设。中国关键港口石油天然气及制品吞吐量完成4.83亿t。其中接卸进口原油1.23亿t[1]。液体散货码头作业特点是连续、密闭、运量大、效率高。关键发展趋势是：码头吨级大型化和专业化、装卸货种多样化、装卸工艺步骤自动化、安全及环境保护要求高。中国在液体散货码头设计、施工、运行和管理上已形成较完善标准。
        2 运输船型和码头吨级:世界石油消费量和海运量不停增加，带动了液体散货船队发展，使之成为世界上最大一类船队。船型大小吨位齐全，且多年来船舶运输大型化趋势显著，码头吨级也随之增大。
        2.1 原油船型和码头吨级:从中国进口油产地、航线及运距、海峡限制条件、世界及中国原油船队、船舶营运费用等方面分析比较，现在中国沿海进口原油码头均以30万DWT油船作为设计船型。考虑船舶大型化趋势，部分深水港口如大连、曹妃甸、青岛等地30万吨级原油进口码头规模按兼顾40万～50万DWT油船设计，提升了码头适应性和经济性。对于沿海原油运输，如海洋原油运输、进口原油二程船转运等，主力船型为30 000~80000 DWT沿海运输船型。统计中国沿海原油码头吨级和数量见表1。
表1 中国沿海原油码头吨级和数量(统计)
泊位吨级/万t
泊位数量/个
泊位功效
0~1
14
中转接卸
1~3
17
中转接卸
3~5
6
中转接卸
5~8
13
中转接卸
10~15
7
进口原油接卸
20
7
进口原油接卸
累计
64

        2.2 成品油、液体化工品船型和码头吨级:中国沿海成品油码头多年来建设发展较快，但因沿海成品油运输船型、批量、流向和接卸港规模限制，设计船型相对较小。东北地域港口内贸成品油、液体化工品出口船型关键为5000~10000DWT，部分外贸出口船型为20 000~30 000 DWT；华东、华南炼化企业成品油内贸船型多在l 000~3 000 DWT之间。沿海成品油、液体化工品外贸进口船型范围30000～50 000 DWT。统计中国沿海成品油和液体化工品码头吨级和数量分别见表2、表3。
表2 中国沿海成品油码头吨级和数量(统计)
泊位吨级/万t
泊位数量/个
0~0.3
288
0.3~0.5
100
0.5~1
36
1~3
40
3~5
18
8~10
4
累计
486
表3 中国沿海液体化工品码头吨级和数量(统计)
泊位吨级/万t
泊位数量/个
0~0.3
56
0.3~0.5
26
0.5~1
36
1~3
26
3~5
16
≥5
13
累计
173
        2.3 LPG船型和码头吨级:依据中国船级社(CCS)统计资料，中国LPG船舶64艘，总运力约6.4万载重吨，总舱容123150 m3；在现有船舶中，3 000 m3及以上船13艘，约占总运力37.5％；3 000 m3以下船51艘，约占总运力62.5％。1 000~3 000m3全压式船舶，关键用于中国沿江、沿海之间运输。远洋进口LPG船多为半冷半压式或全冷式船舶，舱容在10 000~50 000 m3，部分达80 000~100 000 m3。多年来，宁波、汕头、珠海、钦州等港口新建了部分低温LPG船接卸码头，多为50 000吨级泊位。统计中国沿海LPG码头吨级和数量见表4。
表4 中国沿海LPG码头吨级和数量(统计)
泊位吨级/万t
泊位数量/个
0~0.3
13
0.3~0.5
6
0.5~1
10
1~5
5
≥5
7
累计
41
        2.4 LNG船型和码头吨级:依据相关资料，底全球LNG船正在营运中共有198艘，其中最大舱容为147 600 m3，最小舱容为1 100 m3，120 000 m3以上占164艘。正在建造或已下订单共有144艘，其中最大舱容为260000m3，最小舱容为19 100m3，10m3以上占140艘，00m3以上有26艘。中国深圳大鹏湾已投产LNG接卸终端配置LNG运输船为14.7万m3(中国建造)。现在正在设计大连、曹妃甸LNG项目考虑到船型不确定性及大型化趋势，码头靠泊船型为8万~20万m3LNG船。
        3 装卸工艺
        3.1 油品码头工艺步骤:油品码头工艺作业关键有：卸船进罐、装船、船一船直取、车一船直取作业等，另外还有泄空、置换及吹扫等隶属工艺作业。
        1)卸船进罐作业:该作业关键利用船泵压力接卸，将所载油品直接送人港区储罐。这种步骤要求平面和高程设计中以满足船泵按正常流量卸油时扬程、大于进罐全管路系统水头损失为前提。通常将接卸罐区设置在距码头3～5 km范围内。对大型原油卸船码头，在地形条件有利情况下，二者之间距离可扩大到5～8 km；对于LNG码头，因介质汽化、管线投资等原因，接卸罐区距码头通常不超出l km。伴随大型原油深水泊位建设，新建码头要得到适宜水深条件，往往要从岸线向外海延伸很远．如船泵扬程满足不了输送要求，需进行二次加压接力输送。卸船过程中中间加压，因自控手段和机泵参数配合等原因，现在已建成工程多采取“旁接油罐加压”方案，即在工艺步骤上设中间罐和接力泵。这种方法需设置油罐，占地大、能耗高。国际上已经有接力泵和船泵“串联次序输油加压”方法，如美国墨西哥湾LOOP港，经过自动化控制手段实现单点平台加压泵和卸油泵之间串联作业，取消了中间油罐，降低了能耗。这种卸船工艺对设备控制和管理等方面全部提出了很高要求。工艺设备性能提升，为提升码头卸船效率提供了可能。尤其是大型油船配泵扬程较高、流量大，码头上设备对应配套，卸船效率高，大大缩短了船舶在泊时间，提升了泊位经过能力。卸船效率关键依据船泵和陆上接收设施能力决定。现在建成大连、青岛、宁波等30万吨级油码头卸船流量达成10 000~12 000 m3/h，净卸船时间在40 h左右。青岛、大连在建30万吨级油码头设计卸船效率为15 000~18 000 m3／h，可实现船舶在港快速卸船，提升码头利用率。
        2)装船作业:装船作业根据地形条件，有两种装船方法：一个是港区设置高位储罐，利用有利地形，重力流装船，这种方法节省能量，降低装船成本；另一个方法是设置装船泵，将储罐内油品泵送至船舱。通常而言，陆域罐区和装船码头之间距离较远，二者之间自动控制、通信联络和联动操作极为关键。在输油过程中，当罐区、码头和油船等步骤中发生故障时必需快速停泵、关阀，停止输油作业，避免发生事故。现在，中国大型石化码头均实现了以上控制功效。多年来，伴随环境保护和节能要求提升，利用油气回收法降低油品装卸过程中蒸发损耗技术日趋成熟。美国、欧洲等港口和船东已全方面推广油船装载过程中油气回收技术。现在中国沿海原油、成品油装船港尚无油气回收系统在工程中应用实例。如码头装船作业采取全封闭装卸工艺(循环回路)，船舶需要配置搜集各货舱挥发气体独立管路。而中国沿海运输液体散货船舶。除运输蒸汽压较高LPG、LNG船、部分运输毒性强、货物价值高化工品船含有返回码头上回气管路外，绝大部分原油、成品油船货舱透气系统未形成封闭管路，无法实施回收作业。这是造成油气回收技术未能在港口应用关键原因。油气回收技术需要结合新船舶建造技术规范推广，在港口工程设计中加以研究处理。
        3)“船一船直取”作业:“船一船直取”作业将满载船舶货油经过合理工艺步骤，直接装运到预先靠泊空载油船里。该作业步骤不仅能够提升码头泊位利用率，降低对港口设施占用，降低能耗，缩短货物在港时间，降低费用，而且有利于港口生产安全。此工艺方法对栈桥式两侧靠船情况，尤为优越。该作业在青岛油港、秦皇岛油港等得到采取。
        4)“车一船直取”作业:“车一船直取”工艺适适用于铁路油槽车、油船联合作业情况。经过合理调度，将到港铁路油槽车内油品直接装载到油船中或将油船中油品直接装载到油槽车中。该作业在鲅鱼圈港、秦皇岛油港等全部有采取。但这种方法装卸效率受到限制，在大型油品码头上极少采取。
        5)吹扫放空:码头工艺管线吹扫放空，现在较多采取是自流排空加泵抽吸工艺，或根据油品火灾危险等级采取惰性气体、压缩空气、水等介质进行吹扫置换。伴随管线种类增多，为满足多货种公用管线要求，管道清管器吹扫新工艺逐步被采取。现在中国部分港口，如营口、天津、宁波等石化港区在油品、液体化工品装卸系统中应用此技术。清管器吹扫时利用背压作动力，推进清管器在管线内行进，从而将管道内残液排出管外。此种工艺操作简便，可确保管道输送介质质量，实现设备和管道有效利用。
        3.2 LPG码头工艺步骤:LPG装卸工艺步骤和运输船型、库区储存方法亲密相关。码头和库区之间装卸工艺步骤有：1)全压式LPG船→装载臂→管系→常温压力球罐；2)低温LPG船→装载臂→管系→加压、加热→常温高压库(球罐或地下储罐)；3)低温LPG船→加压、加热→装载臂→管系→常温高压库(球罐或地下储罐)；4)低温常压LPG船→装载臂→管系→低温常压库：5)常温高压库→管系→装载臂→全压式LPG船：6)低温常压库→加压、加热→管系→装载臂→全压式LPG船。LPG装卸船过程中，经过气相平衡管线连通储罐和运输船贮舱，以维持系统压力平衡。接卸低温LPG船，还设置循环预冷管线以小流量来保持卸料总管处于冷状态备用。
        3.3 LNG码头工艺步骤:中国LNG接卸终端码头均为卸船步骤。LNG船靠泊后，经过船上输送泵，经过卸料臂、码头支管和卸料总管，输送到LNG储罐中。LNG进入储罐后置换出蒸发气，经增压机增压后，经过返回气管道．经气相返回臂送到运输船LNG贮舱中，以维持系统压力平衡。在卸船操作早期，用较小卸船流量来冷却卸料臂及辅助设施。当冷却完成后，再逐步增加流量到设计值。卸船完成后，用氮气将残留在卸料臂中LNG吹扫洁净，并准备进行循环操作。在无卸船正常操作期间，经过循环管线以小流量来保持LNG卸料总管处于冷状态备用。
        3.4 装卸设备:液体散货码头上装卸设备关键为装载臂，也有采取输油软管。液体化工品码头采取软管装卸较多。装载臂含有输油效率高、安全性好、自动化程度高等优点，所以在油品码头上得到广泛利用。伴随技术发展，装载臂和油船集油口连接方法也由传统螺栓连接改为手动或液动型快速连接器，大大减轻了现场劳动强度，缩短了船舶作业时间。伴随HSE理念深入，近两年来建设大型油气、化工码头装载臂全部配带了紧急脱离装置(ERS)，可和码头快速脱缆装置联合动作，为船舶紧急情况下和码头快速脱离提供了可能。伴随船舶向大型化发展，港口装载臂口径和长度也不停增加。青岛港在建30万吨级油码头，采取了DN500口径装载臂，单台装卸效率高达7 000 m3/h，内外臂长度21 m，是中国港口迄今为止采取最大型装载臂。另外，依据港口多用途泊位或连片式码头设备部署要求，移动式装载臂也在港口得到应用，不仅提升了设备使用灵活性，也有利于码头总体部署。LPG码头通常采取液、气相合一装卸臂，也有采取液、气相分开装卸臂。LNG码头因卸船效率高、装载臂尺寸大，液相、气相装卸臂分开设置，设备制造采取低温钢材质。伴随中国制造水平提升，港口使用装载臂基础实现国产化，在紧急脱离装置(ERS)和低温装载臂研制方面，也取得突破性进展。除装载臂以外，传统输油软管在原油、成品油和液体化工品装卸中使用也很广泛，尤其是小吨位、多货种油品泊位，采取输油软管是适宜。输油软管规格通常为DNl00~200。另外，对于液体化工品码头，通常品种较多，需设置10余条甚至20多条管线，所以多采取高架吊机操作软管，作业效率高，节省码头空间。这种方法在国外大型化工码头上使用较多，中国应用较少。
        3.5 管系配置:港口油品码头管道关键为碳钢管道，依据输油压力、管径不一样采取无缝钢管或螺旋焊缝钢管。采取钢管输油安全性高，有利消除静电，机械性能好，便于施工，但重量相对来说较大，防腐问题较为突出。现在，伴随材料技术发展，非金属输油管道在港口得到应用，如PVC管、钢塑复合管、玻璃钢管等，这类管道含有重量轻、摩阻小、耐腐蚀等优点，但又带来诸如管道防静电、防火等新问题。港口油品装卸作业要求管道经过流量大。因为输送介质为可燃性液体，在管道中流动会产生静电，为确保安全，在选择管径时除考虑经济性外，还应考虑管路水击和静电问题。伴随输油效率提升，大直径输油管道在港口应用较多。大连、青岛等油港均采取了直径l000mm输油管道。为安全和检修需要，港口输油管路标准上采取架空敷设。因为介质输送温度、环境温度和锁定温度等原因影响，工艺管道需进行热赔偿。波纹管膨胀节赔偿器含有重量轻、无渗漏、占地小等特点，适适用于码头引桥段管线热赔偿。对于输送低温LPG、LNG管道需采取低温管材、并有保冷方法。出于安全考虑，低温管道赔偿通常采取方型赔偿器。
        3.6 储罐
        1)油品储罐:港口陆域最普遍储油方法是储罐。储罐按材料分为金属储罐和非金属储罐；按建筑特点可分为地上、地下和山洞式油罐。金属油罐型式很多，港口使用较多是拱顶罐和浮顶罐(内浮顶罐)。拱顶罐结构简单、施工快，但油品蒸发损耗大，比较适于储存柴油、重油、沥青、润滑油等不易挥发油品；浮顶罐(内浮顶罐)有良好降低油品蒸发损耗特点，所以适于储存原油、汽油和煤油等易挥发油品。储罐发展趋势是系列化、安全、环境保护、大型化。储罐大型化含有占地少、耗钢量小、便于操作管理优点，现在，中国最大拱顶、内浮顶储罐单罐容积达成5×104 m3，最大外浮顶储罐单罐容积达成15~104 m3。多年来，伴随港口到港油船日趋大型化，港口油库采取储罐也越来越大。10×104 m3油罐在中国大连、青岛、宁波等港口油库中大量使用。对于港口液体化工品储存，依据介质不一样储运要求，也对应出现了拱顶罐氮封、罐内喷涂等新技术。
        2)LPG储罐:现在．中国港口工程建成LPG储罐关键有以下3种：
        ①地下岩洞常温高压储罐：如汕头海洋LPG码头及库区工程，建设丁烷、丙烷罐各1个，每个储罐容量均为10万m3。其中，丁烷罐建于地下55 m处．丙烷罐建于地下105 m处。储罐由竖井通向地面，井口设有自动消防报警装置和灭火设施．和泄压火炬设施等。地下岩洞储罐含有投资省、储存安全可靠、营运费用少等优点。
        ②地面低温常压储罐：如深圳市液化石油气低温常压储存库区及码头工程，建成2个8万m3低温储存罐。储存罐为圆柱型钢罐，储存温度-45℃，储存压力15 kPa。库区内设有可燃气体探测器、消防报警装置及高压水炮等灭火设施。低温常压储存罐投资大，营运维护费用较高。
        ③地面常温高压储存罐：小型LPG码头及库区均采取这种储存方法，常见球型储罐容量为1 000～2 000 m3。中国建成最大常温高压储存库为温州洞头小门岛LPG中转站及码头工程，总容量为4.4~104 m3，共部署22个球罐。
        3)LNG储罐:LNG储罐依据建设地域土质情况、地震、建设方管理要求等原因而采取不一样储罐型式。储罐型式关键有地上、地下两种，各具优势。
        ①地上储罐：多采取双层圆筒结构，分为直接接触LNG内层和含有冷却层、起到阻挡外气作用外层。因LNG深冷作用，内层材质通常采取低温下防脆化9％镍钢。内层厚度依据耐压强度不一样为6~40 mm，外层为一般碳钢材料(也有采取预制混凝土构件)，隔热层采取珍珠岩颗粒，并在空隙内充入氮气，以加强隔热效果。罐底基础通常采取浮空式，可使大气自由经过，以防基础冻结破坏。为确保安全，地上罐周围均设置挡液堤。地上罐板材厚，焊缝相对较少，管理方便。现在，地上罐最大罐容为16×104 m3。
        ②地下储罐：地下罐由承受土压和储液压力混凝土罐体和含有密封作用内壁隔板及金属顶盖组成。隔板采取奥氏体不锈钢薄板2 mm，隔热材料采取耐压强度高硬质聚氨酯泡沫板200 mm，外壁混凝土厚度依据耐压等级为l 500~3000mm。相对而言，地下罐板材薄，焊缝多，但因储液高度在地面以下，抗震性好，从安全上是有利；另外，地下储罐在地表面上只露出罐顶，和环境协调，也无须在周围砌筑挡液堤，有利于土地有效利用。地下罐因向地下挖深，现在最大可达20×104m3。地下储罐通常施工周期较长，一次投资相对较大。
        4 单点和多点系泊:多年来，油船吨位不停增加，船型尺寸和吃水也对应加大，因为这些原因，近岸式油品码头已不能适应巨型油船需要，所以油品码头开始朝外海发展，随之出现了单点和多点系泊码头型式和岛式码头型式。单点和多点系泊码头含有施工周期短、投资省等优点，在国外港口建设中得到大量应用，尤其是大型原油码头适用得更为普遍。迄今为止，全世界各地已建成了数百个单点和多点系泊码头。值得注意是，自20世纪70年代以来，为满足中国进出口原油需要，浮式系泊引发了重视并着手开发研究。近几年来浮式单点和多点技术在中国海洋石油行业发展较快。
        4.1 单点系泊:单点系泊码头特点是将油船直接系在装有活动接头浮筒上，系泊油轮可随时尚及风浪运动，并沿活动接头围绕系泊点自由旋转。浮筒及锚链固定于锚系混凝土块或地锚上，浮筒下方海底上设有分配装置，该分配器上接头管，首先和通往岸上海底输油管道连接，首先又和浮筒中心室内管道相连，直通浮筒顶部输油管臂，装卸作业时，输油管臂经过浮在水面上输油软管和油船上集油管相连。中国第l座25万吨级浮式单点系泊原油接卸系统1994年投入使用。该工程建于茂名水东湾外海域。该项目标建成，结束了中国没有大型原油单点系泊历史。除上述浮式单点系泊型式外，伴随海洋石油技术发展，还出现了如固定塔架式等一系列适应不一样海域条件新型单点系泊。伴随浮式系泊技术和海底管线技术发展，中国沿海部分计划中大型原油接卸码头采取了浮式单点系泊方案。
        4.2 多点系泊:多点系泊码头特点是系泊设施和装卸油设施分开，系泊设施全部采取浮筒，船舶缆绳直接系在浮筒上。装卸油设施通常有3种型式：第1种是海底输油管借助于一段软管直接和油船上集油管连接；第2种是借助于可沉浮卸油架进行装卸作业；第3种方法是借助于固定工作墩进行装卸油作业。1994年珠海桂山岛建设了一座多点系泊设施，该工程为5万吨级燃料油卸船泊位，船舯及船艉设6个系泊浮筒，船艏抛八字锚。泊位和陆域经过345 m海底输油管线连接。1998年，法国elf石油企业在山东海阳开展LPG多点系泊研究工作，系泊部署形式和珠海桂山岛项目类似。
        5 结语:伴随中国综合国力提升，能源消费量快速增加，沿海、沿江大型液体散货码头不停涌现。在总结中国液体散货码头设计和管理经验基础上，应主动采取新工艺，大力推行新材料、新技术和新设备，深入提升中国油气码头建设水平。
参考文件：
[1] 中国交通部．中国航运发展汇报[M]北京：人民交通出版社，．
[2] GB 1 8434—，油船码头安全作业规程[S]．
[3] Anker Jacobsen．Vapour Recovery or Vapour Processing[J] Cool Sorption MS．(4)：27—28．