1 上海五號溝LNG事故氣源備用站(一期)概況
1999年4月東海天然氣早期開采供應上海城市燃氣工程建成投運,開始向上海浦東地區供應天然氣,工程設計供氣能力120萬m3/d。根據上、下游供氣協議,因海上開采風險和臺風等不可抗拒因素，上游一年內可能有10天的最大連續停供氣期。為此,在下游工程中建LNG事故氣源備用站(以下簡稱LNG站),主要用于上游停產或長輸管線事故時向輸配系統提供臨時應急氣源，以保障輸配系統可靠、安全、連續地向用戶供氣。
LNG站位于浦東新區東面的長江岸邊,九二墾區內北端,總占地78700m2，總投資約6.15億元，于1999年11月建成后開始調試,2000年4月10日正式投運，并先后通過了液化能力、儲罐自然蒸發率、氣化能力等各項性能測試，達到了設計要求。
1.1 工藝簡介
1.1.1 工藝設計參數
進站、出站天然氣壓力：0.8MPa～1.5MPa
液化能力：174m3LNG/d(相當于10萬m3天然氣/d)
氣化能力：120m3LNG/h (相當于6.9萬m3天然氣/h)
LNG儲罐容積：2萬m3LNG(相當于1200萬m3天然氣,其中可利用儲量約1000萬m3)
LNG儲罐自然蒸發率：每天0.08％
1.1.2 工藝流程
由天然氣高壓管網(0.8MPa至1.5MPa)輸送至LNG站的天然氣,經過濾、計量、加壓后，進行脫除酸性氣體和脫水凈化,再經液化工段液化后，送至 LNG儲罐內儲存。當輸配系統需要LNG站供氣時,儲罐內的LNG經泵加壓送至氣化裝置,經氣化、加臭、調壓、計量后送入天然氣高壓管網。LNG儲罐在儲存期間,產生的常量蒸發氣(BOG)，經BOG處理工段經壓縮機增壓后送入天然氣高壓管網。當有超量BOG發生時,多余部分可送至火炬燃燒排放。此外， LNG站還配有燃料氣系統、壓縮空氣系統、火炬放散系統、消防系統、氮氣系統、柴油系統、除鹽水裝置及供配電系統等生產輔助公用設施。LNG站的運行采用 DCS集中控制系統。
基本工藝流程框圖如圖1。
1.1.3 主要工藝選擇
1.1.3.1 氣體預處理工藝
天然氣在進入液化工段前,必須先進行預處理,經過濾、計量、加壓至液化工段所需壓力后，脫除原料天然氣中的C02、H2S及H2O，避免在液化過程中產生水合物、冰和固態二氧化碳而使管道堵塞。氣體預處理包括3個工段：過濾計量和壓縮工段、脫酸性氣體工段、脫水工段。液化前天然氣預處理的要求:
C02<50×10-6；H2S<4×10-6；H2O<l×10-6。
(1)過濾計量和壓縮工段
天然氣由高壓管網(0.8MPa至1.5MPa)進站后，進入高效過濾器除去5Um以上的固體雜質和液滴(主要是水)，再由計量器計量后，除少部分供站內作燃料外,其余絕大部分進入壓縮機加壓至5MPa然后送至凈化(脫酸、脫水)工段。
(2)脫酸性氣體工段
天然氣中的酸性氣體主要是指C02和H2S,根據東海平湖天然氣的氣質情況(C02含量較高。幾乎不含H2S)，LNG站采用以MEA(單乙醇胺,R—NH2)為溶劑的化學吸收法脫除酸性氣體(以脫CO2為主)。MEA的水溶液稱作胺液,胺液與酸性氣體反應生成化合物，從而吸收酸性氣體。反應后的胺液可再生，即當溫度升高、壓力降低時,化合物將分解出酸性氣體，使胺液可重復使用。
由過濾計量和壓縮工段送來的天然氣經過分離器，除去因第二級壓縮而析出的液滴,然后進入吸收塔下部。吸收塔中，貧胺液(未吸收酸性氣體的胺液)從吸收塔上部噴淋而下,天然氣中的酸性氣體被貧胺液吸收。脫除酸性氣體后的天然氣從吸收塔頂部出來，在出口冷凝器中冷卻，然后由出口氣液分離器分離出從吸收塔帶來的胺液，含有飽和水蒸氣的天然氣進至脫水工段。
(3)脫水工段
選用分子篩為脫水劑。兩個分子篩氣體干燥器循環工作，一個脫水,另一個再生。
脫酸性氣體后含有飽和水蒸氣的天然氣,被送至分子篩氣體干燥器，經脫水后成為干氣(含水量≤1×10-6)，再經過過濾后進入液化工段。
1.1.3.2 液化工藝
LNG站采用的液化工藝一般有以下3種：單一流體膨脹制冷液化工藝、多種制冷劑級聯制冷液化工藝和混合制冷劑制冷液化工藝。其中單一流體膨脹制冷液化工藝有利用原料氣較高壓力的膨脹工藝和用N2高壓膨脹制冷循環工藝；多種制冷劑級聯制冷液化工藝以多種(通常為三種)制冷劑各為獨立制冷循環閉路，對原料天然氣依次進行不同程度的遞次制冷而達到全部液化；混合制冷劑(MCR)制冷液化工藝則是利用多種成分(N2、C1、C2、C3、C4、C5等)混合物形成的閉路循環，通過單級或多級壓縮膨脹達到制冷目的。
根據LNG站的各種工藝條件，在比較各方案的技術和投資情況，考慮本LNG站的運行負荷特點，液化工段采用了法國燃氣公司的一種混合制冷劑(MCR)循環階式制冷工藝(C.I.I)。本站使用的MCR的組分有氮氣、甲烷、乙烷、丙烷、異丁烷、正丁烷、異戊烷，通過三級壓縮膨脹的閉路循環達到致冷目的，使原料天然氣液化。
從脫水工段來的天然氣在冷箱上部進入，在冷箱中被預冷后流入重烴分離器，天然氣中的重烴被凝析并分離，天然氣返入冷箱。在冷箱中天然氣被深冷直至液化，然后經節流閥達到-161℃、0.1MPa后，送至LNG儲罐。
1.1.3.3 儲存工藝
經液化工段的-162℃LNG進入儲罐儲存。LNG儲罐一般常見有3種類型，即雙金屬地面儲罐、預應力鋼筋混凝土外殼地面儲罐及地下儲罐。從安全性、經濟性、先進性和成熟性等方面考慮，本站采用預應力鋼筋混凝土外殼、自承式9％鎳鋼內膽的全容式LNG低溫儲槽，公稱容積為20000m3，最大自然蒸發率0.08％，內膽直徑為33.5m，高26m。所有進入內膽的管道均通過罐頂穿越。在底部和罐壁設有碳鋼板焊成的隔氣層。在外殼、內膽之間的環型空間內及儲罐頂部充滿彈性體墊襯和珍珠巖，底部采用泡沫玻璃，用以絕熱。
1.1.3.4 氣化及加臭計量工藝
需要時，儲罐內的LNG由罐內的LNG泵送至氣化器，根據上海LNG站用于應急氣源或調峰的功能特點和要求，選用啟動靈活迅速的浸沒燃燒式氣化器。從燃料氣系統來的天然氣在噴嘴內燃燒，燃燒產物直接進入水浴使水浴產生攪動并被加熱。從LNG泵來的LNG進至浸沒在水浴中的不銹鋼盤管，在盤管內的LNG被水浴和煙氣加熱而升溫并氣化。氣化后的天然氣經過加臭、計量后輸送至天然氣高壓管網。
1.1.3.5 B0G處理工藝
BOG是指LNG系統中由于LNG受熱而自然蒸發的低溫氣態天然氣(Boil 0ff Gas)，主要由LNG儲槽和管道等受熱產生的BOG及由LNG儲罐內的
LNG液下泵運行時產生的熱量而生成的BOG組成。本站選用的BOG處理方法為：由BOG壓縮機壓送至燃料氣系統或天然氣高壓管網。各路BOG送至
BOG壓縮機吸入筒,經BOG壓縮機增壓后,由空氣冷卻器冷卻。然后,在液化或氣化期間送至燃料氣系統,在備用期間通過計量加臭送至天然氣高壓管網。當BOG流量大于壓縮機工作能力時,多余氣體通過集氣管送至火炬燃燒。
1.2 LNG站使用情況
2000年8月9日至8月16日、9月14日至9月19日、10月15日至10月26日期間,東氣上游由于設備檢修、海底管道損壞以及受臺風影響等因
素而引起的停供期共達26天,LNG站及時啟動,氣化量共達750萬m3左右,保證了直供用戶的正常用氣。
2001年4月4日至4月9日,東氣上游由于設備檢修停供,LNG站及時啟動氣化裝置保證正常供氣。
2002年12月,根據調度命令,LNG站及時啟動并根據需要調節氣化量,保證了高峰用氣需求。
自投運以來,LNG站已先后14次啟用氣化裝置,總氣化量超過2 300萬m3，在上游設備故障和檢修、海上平臺因臺風影響而停供、輸氣管線發生故障以及用氣高峰時，都能及時向管網供氣,充分發揮了備用氣源的作用,體現了啟動迅速、調節靈活的特性，在保證向用戶不間斷供氣中起到了至關重要的作用。
2 上海天然氣快速發展對供應應急保障提出更高要求
隨著2003年東海平湖天然氣一期工程的擴產,日供氣量達到1 80萬m3/d,則現有5號溝LNG事故氣源備用站的容量明顯不足,應急保障天數僅為6天左右。因此東海平湖天然氣的供氣安全性和抗險能力較差,急需提高。
2004年1月“兩氣東輸”工程東線的建成投產，“西氣東輸”天然氣開始供應上海。2005年供量達12.7億m3，2006年預計年供氣量有望達到億m3，至2006年6 月高峰日供氣量達到674萬m3。今后幾年，“西氣東輸”天然氣供應量還將逐年增加。對于“西氣東輸”天然氣，其管道全長約4 000km，根據“西氣東輸工程可行性研究報告”，長輸管線中斷輸氣的事故頻率為1.68次/a，每年持續68h，如果考慮洪水、山體山坡、地震等無法抗拒地重大災難，其持續時間遠不止68小時。即使江蘇金壇地下儲氣庫建成，也很難在事故工況下完全滿足下游用戶安全用氣的要求。上海作為“西氣東輸”工程的末端用戶，其在供氣安全方面所承受的風險更大。根據規劃，上海LNG接收站規劃站址在洋山深水港
西門堂，該項目包括LNG船碼頭、LNG接收站及海底輸氣管道,一期設計規模300萬t/a,計劃將于2009年建成投產,二期設計規模600萬t/a,計劃將于于2012年建成。遠期天然氣供應量將達到上海總用氣量的60％以上，天然氣用戶對進口LNG的依賴性將大大提高。一旦LNG海底輸氣管道、LNG接收站及其供氣上游或LNG船運輸等環節出現故障引起停供，將會使得上海天然氣供應處于癱瘓狀態。
上海作為國際性大都市，保證城市天然氣供應的安全可靠性尤為重要，必須考慮一定的天然氣應急保障措施。
一般，天然氣供應應急保障可考慮多氣源供應互補、地下儲氣庫、LNG儲存等措施。據有關方面調查，上海不具備建造地下儲氣庫的地質構造條件。而在上海 LNG接收站建成前，由于“西氣東輸”供應上海的天然氣量將遠遠超過東海平湖天然氣的供應量，西氣事故時，東氣將難以補充。因此，采用LNG儲存方式即建設LNG事故氣源備用站，對于上海來說是較為有效可行的應急保障措施之一。
3 五號溝LNG事故氣源備用站擴建(二期)工程
五號溝LNG站位于浦東新區東面的長江岸邊，具有上海不可多得的岸線資源條件，早在百號溝LNG事故氣源備用站建設的同時，在規劃選址工作的進行中已經研究考慮在九二墾區東側至規劃駁岸線預留小型LNG接收站的發展用地和岸線、碼頭。而隨著長江口疏浚工程的完成，長江口水深條件也可基本滿足建設小型碼頭，利用小型LNG船運輸LNG。而且，擴建現有的五號溝LNG站并建小型碼頭，可充分利用現有的儲存設施、氣化設施、BOG處理設施以及相應的公用配套設施，可減少工程量、減少投資、縮短建設周期。
經過反復論證和研究，五號溝LNG事故氣源備用站擴建項目已正式啟動。
3.1 擴建規模
擴建后儲存能力：12萬m3(LNG),其中新增10萬m3(LNG)。
擴建后氣化能力：31萬m3/h,其中新增24萬m3/h。
LNG船專用碼頭：設計船型4萬m3小型LNG船，最大卸載能力5 000m3/h(LNG)。
3.2 基本功能
擴建項目的基本功能包括：(1)接收、操作和靠泊LNG船。(2)從LNG船卸液至LNG儲罐,將LNG存儲在LNG儲罐中。(3)在天然氣管網有需求時,將LNG從儲罐用泵送到氣化器中。以合適的壓力將天然氣輸送到天然氣外輸管線，并對送入外輸管線的天然氣進行計量和加臭。(4)處理卸載過程中產生和操作過程中吸熱產生的BOG蒸發氣。(5)LNG槽車的裝載和卸載。
經過比較,擴建項目擬采用的儲存工藝、氣化工藝、BOG處理工藝均與現有LNG站相同。
3.3 主要建設內容
新建LNG專用碼頭(設計船型4萬m3小型LNG運輸船)；
LNG卸液臂；
LNG儲罐5萬m3×2座；
浸沒燃燒式氣化器12萬m3/h×2臺；
LNG儲罐泵2臺；
BOG壓縮機2臺；
加臭、計量設施；
其他配套及公用工程。
五號溝LNG事故氣源備用站擴建項目計劃2008年建成，屆時LNG站的可利用儲量約為5760萬m3。根據用氣預測，屆時在“西氣東輸”天然氣管道事故工況下，若不考慮天然氣發電以及50％的大工業用氣，應急儲備天數可達到10天左右。
根據上海市天然氣發展規劃目標，上海市天然氣安全應急儲備應達到2010年應急保障天數為15天，2020年應急保障天數為30天的要求。因此，五號溝 LNG事故氣源備用站擴建項目的建設，尚不能完全滿足上海市天然氣應急保障儲備的需要，必須加快第二個、第三個LNG應急儲備站建設的規劃和前期研究工作。此外，為保證上海市天然氣的安全穩定供應，規劃可考慮以下應急保障措施：結合進口LNG接收站的建設，適當考慮一定的應急儲備量；加強需求側的管理，發展一定量的可中斷用戶；積極推進長江三角洲主干管網連通，爭取長江三角洲輸氣管線及金壇等地下儲氣庫的儲氣能力；積極創造條件爭取引進第四氣源，實現多氣源互補。
1999年4月東海天然氣早期開采供應上海城市燃氣工程建成投運,開始向上海浦東地區供應天然氣,工程設計供氣能力120萬m3/d。根據上、下游供氣協議,因海上開采風險和臺風等不可抗拒因素，上游一年內可能有10天的最大連續停供氣期。為此,在下游工程中建LNG事故氣源備用站(以下簡稱LNG站),主要用于上游停產或長輸管線事故時向輸配系統提供臨時應急氣源，以保障輸配系統可靠、安全、連續地向用戶供氣。
LNG站位于浦東新區東面的長江岸邊,九二墾區內北端,總占地78700m2，總投資約6.15億元，于1999年11月建成后開始調試,2000年4月10日正式投運，并先后通過了液化能力、儲罐自然蒸發率、氣化能力等各項性能測試，達到了設計要求。
1.1 工藝簡介
1.1.1 工藝設計參數
進站、出站天然氣壓力：0.8MPa～1.5MPa
液化能力：174m3LNG/d(相當于10萬m3天然氣/d)
氣化能力：120m3LNG/h (相當于6.9萬m3天然氣/h)
LNG儲罐容積：2萬m3LNG(相當于1200萬m3天然氣,其中可利用儲量約1000萬m3)
LNG儲罐自然蒸發率：每天0.08％
1.1.2 工藝流程
由天然氣高壓管網(0.8MPa至1.5MPa)輸送至LNG站的天然氣,經過濾、計量、加壓后，進行脫除酸性氣體和脫水凈化,再經液化工段液化后，送至 LNG儲罐內儲存。當輸配系統需要LNG站供氣時,儲罐內的LNG經泵加壓送至氣化裝置,經氣化、加臭、調壓、計量后送入天然氣高壓管網。LNG儲罐在儲存期間,產生的常量蒸發氣(BOG)，經BOG處理工段經壓縮機增壓后送入天然氣高壓管網。當有超量BOG發生時,多余部分可送至火炬燃燒排放。此外， LNG站還配有燃料氣系統、壓縮空氣系統、火炬放散系統、消防系統、氮氣系統、柴油系統、除鹽水裝置及供配電系統等生產輔助公用設施。LNG站的運行采用 DCS集中控制系統。
基本工藝流程框圖如圖1。
1.1.3 主要工藝選擇
1.1.3.1 氣體預處理工藝
天然氣在進入液化工段前,必須先進行預處理,經過濾、計量、加壓至液化工段所需壓力后，脫除原料天然氣中的C02、H2S及H2O，避免在液化過程中產生水合物、冰和固態二氧化碳而使管道堵塞。氣體預處理包括3個工段：過濾計量和壓縮工段、脫酸性氣體工段、脫水工段。液化前天然氣預處理的要求:
C02<50×10-6；H2S<4×10-6；H2O<l×10-6。
(1)過濾計量和壓縮工段
天然氣由高壓管網(0.8MPa至1.5MPa)進站后，進入高效過濾器除去5Um以上的固體雜質和液滴(主要是水)，再由計量器計量后，除少部分供站內作燃料外,其余絕大部分進入壓縮機加壓至5MPa然后送至凈化(脫酸、脫水)工段。
(2)脫酸性氣體工段
天然氣中的酸性氣體主要是指C02和H2S,根據東海平湖天然氣的氣質情況(C02含量較高。幾乎不含H2S)，LNG站采用以MEA(單乙醇胺,R—NH2)為溶劑的化學吸收法脫除酸性氣體(以脫CO2為主)。MEA的水溶液稱作胺液,胺液與酸性氣體反應生成化合物，從而吸收酸性氣體。反應后的胺液可再生，即當溫度升高、壓力降低時,化合物將分解出酸性氣體，使胺液可重復使用。
由過濾計量和壓縮工段送來的天然氣經過分離器，除去因第二級壓縮而析出的液滴,然后進入吸收塔下部。吸收塔中，貧胺液(未吸收酸性氣體的胺液)從吸收塔上部噴淋而下,天然氣中的酸性氣體被貧胺液吸收。脫除酸性氣體后的天然氣從吸收塔頂部出來，在出口冷凝器中冷卻，然后由出口氣液分離器分離出從吸收塔帶來的胺液，含有飽和水蒸氣的天然氣進至脫水工段。
(3)脫水工段
選用分子篩為脫水劑。兩個分子篩氣體干燥器循環工作，一個脫水,另一個再生。
脫酸性氣體后含有飽和水蒸氣的天然氣,被送至分子篩氣體干燥器，經脫水后成為干氣(含水量≤1×10-6)，再經過過濾后進入液化工段。
1.1.3.2 液化工藝
LNG站采用的液化工藝一般有以下3種：單一流體膨脹制冷液化工藝、多種制冷劑級聯制冷液化工藝和混合制冷劑制冷液化工藝。其中單一流體膨脹制冷液化工藝有利用原料氣較高壓力的膨脹工藝和用N2高壓膨脹制冷循環工藝；多種制冷劑級聯制冷液化工藝以多種(通常為三種)制冷劑各為獨立制冷循環閉路，對原料天然氣依次進行不同程度的遞次制冷而達到全部液化；混合制冷劑(MCR)制冷液化工藝則是利用多種成分(N2、C1、C2、C3、C4、C5等)混合物形成的閉路循環，通過單級或多級壓縮膨脹達到制冷目的。
根據LNG站的各種工藝條件，在比較各方案的技術和投資情況，考慮本LNG站的運行負荷特點，液化工段采用了法國燃氣公司的一種混合制冷劑(MCR)循環階式制冷工藝(C.I.I)。本站使用的MCR的組分有氮氣、甲烷、乙烷、丙烷、異丁烷、正丁烷、異戊烷，通過三級壓縮膨脹的閉路循環達到致冷目的，使原料天然氣液化。
從脫水工段來的天然氣在冷箱上部進入，在冷箱中被預冷后流入重烴分離器，天然氣中的重烴被凝析并分離，天然氣返入冷箱。在冷箱中天然氣被深冷直至液化，然后經節流閥達到-161℃、0.1MPa后，送至LNG儲罐。
1.1.3.3 儲存工藝
經液化工段的-162℃LNG進入儲罐儲存。LNG儲罐一般常見有3種類型，即雙金屬地面儲罐、預應力鋼筋混凝土外殼地面儲罐及地下儲罐。從安全性、經濟性、先進性和成熟性等方面考慮，本站采用預應力鋼筋混凝土外殼、自承式9％鎳鋼內膽的全容式LNG低溫儲槽，公稱容積為20000m3，最大自然蒸發率0.08％，內膽直徑為33.5m，高26m。所有進入內膽的管道均通過罐頂穿越。在底部和罐壁設有碳鋼板焊成的隔氣層。在外殼、內膽之間的環型空間內及儲罐頂部充滿彈性體墊襯和珍珠巖，底部采用泡沫玻璃，用以絕熱。
1.1.3.4 氣化及加臭計量工藝
需要時，儲罐內的LNG由罐內的LNG泵送至氣化器，根據上海LNG站用于應急氣源或調峰的功能特點和要求，選用啟動靈活迅速的浸沒燃燒式氣化器。從燃料氣系統來的天然氣在噴嘴內燃燒，燃燒產物直接進入水浴使水浴產生攪動并被加熱。從LNG泵來的LNG進至浸沒在水浴中的不銹鋼盤管，在盤管內的LNG被水浴和煙氣加熱而升溫并氣化。氣化后的天然氣經過加臭、計量后輸送至天然氣高壓管網。
1.1.3.5 B0G處理工藝
BOG是指LNG系統中由于LNG受熱而自然蒸發的低溫氣態天然氣(Boil 0ff Gas)，主要由LNG儲槽和管道等受熱產生的BOG及由LNG儲罐內的
LNG液下泵運行時產生的熱量而生成的BOG組成。本站選用的BOG處理方法為：由BOG壓縮機壓送至燃料氣系統或天然氣高壓管網。各路BOG送至
BOG壓縮機吸入筒,經BOG壓縮機增壓后,由空氣冷卻器冷卻。然后,在液化或氣化期間送至燃料氣系統,在備用期間通過計量加臭送至天然氣高壓管網。當BOG流量大于壓縮機工作能力時,多余氣體通過集氣管送至火炬燃燒。
1.2 LNG站使用情況
2000年8月9日至8月16日、9月14日至9月19日、10月15日至10月26日期間,東氣上游由于設備檢修、海底管道損壞以及受臺風影響等因
素而引起的停供期共達26天,LNG站及時啟動,氣化量共達750萬m3左右,保證了直供用戶的正常用氣。
2001年4月4日至4月9日,東氣上游由于設備檢修停供,LNG站及時啟動氣化裝置保證正常供氣。
2002年12月,根據調度命令,LNG站及時啟動并根據需要調節氣化量,保證了高峰用氣需求。
自投運以來,LNG站已先后14次啟用氣化裝置,總氣化量超過2 300萬m3，在上游設備故障和檢修、海上平臺因臺風影響而停供、輸氣管線發生故障以及用氣高峰時，都能及時向管網供氣,充分發揮了備用氣源的作用,體現了啟動迅速、調節靈活的特性，在保證向用戶不間斷供氣中起到了至關重要的作用。
2 上海天然氣快速發展對供應應急保障提出更高要求
隨著2003年東海平湖天然氣一期工程的擴產,日供氣量達到1 80萬m3/d,則現有5號溝LNG事故氣源備用站的容量明顯不足,應急保障天數僅為6天左右。因此東海平湖天然氣的供氣安全性和抗險能力較差,急需提高。
2004年1月“兩氣東輸”工程東線的建成投產，“西氣東輸”天然氣開始供應上海。2005年供量達12.7億m3，2006年預計年供氣量有望達到億m3，至2006年6 月高峰日供氣量達到674萬m3。今后幾年，“西氣東輸”天然氣供應量還將逐年增加。對于“西氣東輸”天然氣，其管道全長約4 000km，根據“西氣東輸工程可行性研究報告”，長輸管線中斷輸氣的事故頻率為1.68次/a，每年持續68h，如果考慮洪水、山體山坡、地震等無法抗拒地重大災難，其持續時間遠不止68小時。即使江蘇金壇地下儲氣庫建成，也很難在事故工況下完全滿足下游用戶安全用氣的要求。上海作為“西氣東輸”工程的末端用戶，其在供氣安全方面所承受的風險更大。根據規劃，上海LNG接收站規劃站址在洋山深水港
西門堂，該項目包括LNG船碼頭、LNG接收站及海底輸氣管道,一期設計規模300萬t/a,計劃將于2009年建成投產,二期設計規模600萬t/a,計劃將于于2012年建成。遠期天然氣供應量將達到上海總用氣量的60％以上，天然氣用戶對進口LNG的依賴性將大大提高。一旦LNG海底輸氣管道、LNG接收站及其供氣上游或LNG船運輸等環節出現故障引起停供，將會使得上海天然氣供應處于癱瘓狀態。
上海作為國際性大都市，保證城市天然氣供應的安全可靠性尤為重要，必須考慮一定的天然氣應急保障措施。
一般，天然氣供應應急保障可考慮多氣源供應互補、地下儲氣庫、LNG儲存等措施。據有關方面調查，上海不具備建造地下儲氣庫的地質構造條件。而在上海 LNG接收站建成前，由于“西氣東輸”供應上海的天然氣量將遠遠超過東海平湖天然氣的供應量，西氣事故時，東氣將難以補充。因此，采用LNG儲存方式即建設LNG事故氣源備用站，對于上海來說是較為有效可行的應急保障措施之一。
3 五號溝LNG事故氣源備用站擴建(二期)工程
五號溝LNG站位于浦東新區東面的長江岸邊，具有上海不可多得的岸線資源條件，早在百號溝LNG事故氣源備用站建設的同時，在規劃選址工作的進行中已經研究考慮在九二墾區東側至規劃駁岸線預留小型LNG接收站的發展用地和岸線、碼頭。而隨著長江口疏浚工程的完成，長江口水深條件也可基本滿足建設小型碼頭，利用小型LNG船運輸LNG。而且，擴建現有的五號溝LNG站并建小型碼頭，可充分利用現有的儲存設施、氣化設施、BOG處理設施以及相應的公用配套設施，可減少工程量、減少投資、縮短建設周期。
經過反復論證和研究，五號溝LNG事故氣源備用站擴建項目已正式啟動。
3.1 擴建規模
擴建后儲存能力：12萬m3(LNG),其中新增10萬m3(LNG)。
擴建后氣化能力：31萬m3/h,其中新增24萬m3/h。
LNG船專用碼頭：設計船型4萬m3小型LNG船，最大卸載能力5 000m3/h(LNG)。
3.2 基本功能
擴建項目的基本功能包括：(1)接收、操作和靠泊LNG船。(2)從LNG船卸液至LNG儲罐,將LNG存儲在LNG儲罐中。(3)在天然氣管網有需求時,將LNG從儲罐用泵送到氣化器中。以合適的壓力將天然氣輸送到天然氣外輸管線，并對送入外輸管線的天然氣進行計量和加臭。(4)處理卸載過程中產生和操作過程中吸熱產生的BOG蒸發氣。(5)LNG槽車的裝載和卸載。
經過比較,擴建項目擬采用的儲存工藝、氣化工藝、BOG處理工藝均與現有LNG站相同。
3.3 主要建設內容
新建LNG專用碼頭(設計船型4萬m3小型LNG運輸船)；
LNG卸液臂；
LNG儲罐5萬m3×2座；
浸沒燃燒式氣化器12萬m3/h×2臺；
LNG儲罐泵2臺；
BOG壓縮機2臺；
加臭、計量設施；
其他配套及公用工程。
五號溝LNG事故氣源備用站擴建項目計劃2008年建成，屆時LNG站的可利用儲量約為5760萬m3。根據用氣預測，屆時在“西氣東輸”天然氣管道事故工況下，若不考慮天然氣發電以及50％的大工業用氣，應急儲備天數可達到10天左右。
根據上海市天然氣發展規劃目標，上海市天然氣安全應急儲備應達到2010年應急保障天數為15天，2020年應急保障天數為30天的要求。因此，五號溝 LNG事故氣源備用站擴建項目的建設，尚不能完全滿足上海市天然氣應急保障儲備的需要，必須加快第二個、第三個LNG應急儲備站建設的規劃和前期研究工作。此外，為保證上海市天然氣的安全穩定供應，規劃可考慮以下應急保障措施：結合進口LNG接收站的建設，適當考慮一定的應急儲備量；加強需求側的管理，發展一定量的可中斷用戶；積極推進長江三角洲主干管網連通，爭取長江三角洲輸氣管線及金壇等地下儲氣庫的儲氣能力；積極創造條件爭取引進第四氣源，實現多氣源互補。
