1 上海五号沟LNG事故气源备用站(一期)概况
1999年4月东海天然气早期开采供应上海城市燃气工程建成投运,开始向上海浦东地区供应天然气,工程设计供气能力120万m3/d。根据上、下游供气协议,因海上开采风险和台风等不可抗拒因素，上游一年内可能有10天的最大连续停供气期。为此,在下游工程中建LNG事故气源备用站(以下简称LNG站),主要用于上游停产或长输管线事故时向输配系统提供临时应急气源，以保障输配系统可靠、安全、连续地向用户供气。
LNG站位于浦东新区东面的长江岸边,九二垦区内北端,总占地78700m2，总投资约6.15亿元，于1999年11月建成后开始调试,2000年4月10日正式投运，并先后通过了液化能力、储罐自然蒸发率、气化能力等各项性能测试，达到了设计要求。
1.1 工艺简介
1.1.1 工艺设计参数
进站、出站天然气压力：0.8MPa～1.5MPa
液化能力：174m3LNG/d(相当于10万m3天然气/d)
气化能力：120m3LNG/h (相当于6.9万m3天然气/h)
LNG储罐容积：2万m3LNG(相当于1200万m3天然气,其中可利用储量约1000万m3)
LNG储罐自然蒸发率：每天0.08％
1.1.2 工艺流程
由天然气高压管网(0.8MPa至1.5MPa)输送至LNG站的天然气,经过滤、计量、加压后，进行脱除酸性气体和脱水净化,再经液化工段液化后，送至 LNG储罐内储存。当输配系统需要LNG站供气时,储罐内的LNG经泵加压送至气化装置,经气化、加臭、调压、计量后送入天然气高压管网。LNG储罐在储存期间,产生的常量蒸发气(BOG)，经BOG处理工段经压缩机增压后送入天然气高压管网。当有超量BOG发生时,多余部分可送至火炬燃烧排放。此外， LNG站还配有燃料气系统、压缩空气系统、火炬放散系统、消防系统、氮气系统、柴油系统、除盐水装置及供配电系统等生产辅助公用设施。LNG站的运行采用 DCS集中控制系统。
1.1.3 主要工艺选择
1.1.3.1 气体预处理工艺
天然气在进入液化工段前,必须先进行预处理,经过滤、计量、加压至液化工段所需压力后，脱除原料天然气中的C02、H2S及H2O，避免在液化过程中产生水合物、冰和固态二氧化碳而使管道堵塞。气体预处理包括3个工段：过滤计量和压缩工段、脱酸性气体工段、脱水工段。液化前天然气预处理的要求:
C02<50×10-6；H2S<4×10-6；H2O<l×10-6。
(1)过滤计量和压缩工段
天然气由高压管网(0.8MPa至1.5MPa)进站后，进入高效过滤器除去5Um以上的固体杂质和液滴(主要是水)，再由计量器计量后，除少部分供站内作燃料外,其余绝大部分进入压缩机加压至5MPa然后送至净化(脱酸、脱水)工段。
(2)脱酸性气体工段
天然气中的酸性气体主要是指C02和H2S,根据东海平湖天然气的气质情况(C02含量较高。几乎不含H2S)，LNG站采用以MEA(单乙醇胺,R—NH2)为溶剂的化学吸收法脱除酸性气体(以脱CO2为主)。MEA的水溶液称作胺液,胺液与酸性气体反应生成化合物，从而吸收酸性气体。反应后的胺液可再生，即当温度升高、压力降低时,化合物将分解出酸性气体，使胺液可重复使用。
由过滤计量和压缩工段送来的天然气经过分离器，除去因第二级压缩而析出的液滴,然后进入吸收塔下部。吸收塔中，贫胺液(未吸收酸性气体的胺液)从吸收塔上部喷淋而下,天然气中的酸性气体被贫胺液吸收。脱除酸性气体后的天然气从吸收塔顶部出来，在出口冷凝器中冷却，然后由出口气液分离器分离出从吸收塔带来的胺液，含有饱和水蒸气的天然气进至脱水工段。
(3)脱水工段
选用分子筛为脱水剂。两个分子筛气体干燥器循环工作，一个脱水,另一个再生。
脱酸性气体后含有饱和水蒸气的天然气,被送至分子筛气体干燥器，经脱水后成为干气(含水量≤1×10-6)，再经过过滤后进入液化工段。
1.1.3.2 液化工艺
LNG站采用的液化工艺一般有以下3种：单一流体膨胀制冷液化工艺、多种制冷剂级联制冷液化工艺和混合制冷剂制冷液化工艺。其中单一流体膨胀制冷液化工艺有利用原料气较高压力的膨胀工艺和用N2高压膨胀制冷循环工艺；多种制冷剂级联制冷液化工艺以多种(通常为三种)制冷剂各为独立制冷循环闭路，对原料天然气依次进行不同程度的递次制冷而达到全部液化；混合制冷剂(MCR)制冷液化工艺则是利用多种成分(N2、C1、C2、C3、C4、C5等)混合物形成的闭路循环，通过单级或多级压缩膨胀达到制冷目的。
根据LNG站的各种工艺条件，在比较各方案的技术和投资情况，考虑本LNG站的运行负荷特点，液化工段采用了法国燃气公司的一种混合制冷剂(MCR)循环阶式制冷工艺(C.I.I)。本站使用的MCR的组分有氮气、甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷，通过三级压缩膨胀的闭路循环达到致冷目的，使原料天然气液化。
从脱水工段来的天然气在冷箱上部进入，在冷箱中被预冷后流入重烃分离器，天然气中的重烃被凝析并分离，天然气返入冷箱。在冷箱中天然气被深冷直至液化，然后经节流阀达到-161℃、0.1MPa后，送至LNG储罐。
1.1.3.3 储存工艺
经液化工段的-162℃LNG进入储罐储存。LNG储罐一般常见有3种类型，即双金属地面储罐、预应力钢筋混凝土外壳地面储罐及地下储罐。从安全性、经济性、先进性和成熟性等方面考虑，本站采用预应力钢筋混凝土外壳、自承式9％镍钢内胆的全容式LNG低温储槽，公称容积为20000m3，最大自然蒸发率0.08％，内胆直径为33.5m，高26m。所有进入内胆的管道均通过罐顶穿越。在底部和罐壁设有碳钢板焊成的隔气层。在外壳、内胆之间的环型空间内及储罐顶部充满弹性体垫衬和珍珠岩，底部采用泡沫玻璃，用以绝热。
1.1.3.4 气化及加臭计量工艺
需要时，储罐内的LNG由罐内的LNG泵送至气化器，根据上海LNG站用于应急气源或调峰的功能特点和要求，选用启动灵活迅速的浸没燃烧式气化器。从燃料气系统来的天然气在喷嘴内燃烧，燃烧产物直接进入水浴使水浴产生搅动并被加热。从LNG泵来的LNG进至浸没在水浴中的不锈钢盘管，在盘管内的LNG被水浴和烟气加热而升温并气化。气化后的天然气经过加臭、计量后输送至天然气高压管网。
1.1.3.5 B0G处理工艺
BOG是指LNG系统中由于LNG受热而自然蒸发的低温气态天然气(Boil 0ff Gas)，主要由LNG储槽和管道等受热产生的BOG及由LNG储罐内的
LNG液下泵运行时产生的热量而生成的BOG组成。本站选用的BOG处理方法为：由BOG压缩机压送至燃料气系统或天然气高压管网。各路BOG送至
BOG压缩机吸入筒,经BOG压缩机增压后,由空气冷却器冷却。然后,在液化或气化期间送至燃料气系统,在备用期间通过计量加臭送至天然气高压管网。当BOG流量大于压缩机工作能力时,多余气体通过集气管送至火炬燃烧。
1.2 LNG站使用情况
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日期间,东气上游由于设备检修、海底管道损坏以及受台风影响等因
素而引起的停供期共达26天,LNG站及时启动,气化量共达750万m3左右,保证了直供用户的正常用气。
2001年4月4日至4月9日,东气上游由于设备检修停供,LNG站及时启动气化装置保证正常供气。
2002年12月,根据调度命令,LNG站及时启动并根据需要调节气化量,保证了高峰用气需求。
自投运以来,LNG站已先后14次启用气化装置,总气化量超过2 300万m3，在上游设备故障和检修、海上平台因台风影响而停供、输气管线发生故障以及用气高峰时，都能及时向管网供气,充分发挥了备用气源的作用,体现了启动迅速、调节灵活的特性，在保证向用户不间断供气中起到了至关重要的作用。
2 上海天然气快速发展对供应应急保障提出更高要求
随着2003年东海平湖天然气一期工程的扩产,日供气量达到1 80万m3/d,则现有5号沟LNG事故气源备用站的容量明显不足,应急保障天数仅为6天左右。因此东海平湖天然气的供气安全性和抗险能力较差,急需提高。
2004年1月“两气东输”工程东线的建成投产，“西气东输”天然气开始供应上海。2005年供量达12.7亿m3，2006年预计年供气量有望达到亿m3，至2006年6 月高峰日供气量达到674万m3。今后几年，“西气东输”天然气供应量还将逐年增加。对于“西气东输”天然气，其管道全长约4 000km，根据“西气东输工程可行性研究报告”，长输管线中断输气的事故频率为1.68次/a，每年持续68h，如果考虑洪水、山体山坡、地震等无法抗拒地重大灾难，其持续时间远不止68小时。即使江苏金坛地下储气库建成，也很难在事故工况下完全满足下游用户安全用气的要求。上海作为“西气东输”工程的末端用户，其在供气安全方面所承受的风险更大。根据规划，上海LNG接收站规划站址在洋山深水港
西门堂，该项目包括LNG船码头、LNG接收站及海底输气管道,一期设计规模300万t/a,计划将于2009年建成投产,二期设计规模600万t/a,计划将于于2012年建成。远期天然气供应量将达到上海总用气量的60％以上，天然气用户对进口LNG的依赖性将大大提高。一旦LNG海底输气管道、LNG接收站及其供气上游或LNG船运输等环节出现故障引起停供，将会使得上海天然气供应处于瘫痪状态。
上海作为国际性大都市，保证城市天然气供应的安全可靠性尤为重要，必须考虑一定的天然气应急保障措施。
一般，天然气供应应急保障可考虑多气源供应互补、地下储气库、LNG储存等措施。据有关方面调查，上海不具备建造地下储气库的地质构造条件。而在上海 LNG接收站建成前，由于“西气东输”供应上海的天然气量将远远超过东海平湖天然气的供应量，西气事故时，东气将难以补充。因此，采用LNG储存方式即建设LNG事故气源备用站，对于上海来说是较为有效可行的应急保障措施之一。
3 五号沟LNG事故气源备用站扩建(二期)工程
五号沟LNG站位于浦东新区东面的长江岸边，具有上海不可多得的岸线资源条件，早在百号沟LNG事故气源备用站建设的同时，在规划选址工作的进行中已经研究考虑在九二垦区东侧至规划驳岸线预留小型LNG接收站的发展用地和岸线、码头。而随着长江口疏浚工程的完成，长江口水深条件也可基本满足建设小型码头，利用小型LNG船运输LNG。而且，扩建现有的五号沟LNG站并建小型码头，可充分利用现有的储存设施、气化设施、BOG处理设施以及相应的公用配套设施，可减少工程量、减少投资、缩短建设周期。
经过反复论证和研究，五号沟LNG事故气源备用站扩建项目已正式启动。
3.1 扩建规模
扩建后储存能力：12万m3(LNG),其中新增10万m3(LNG)。
扩建后气化能力：31万m3/h,其中新增24万m3/h。
LNG船专用码头：设计船型4万m3小型LNG船，最大卸载能力5 000m3/h(LNG)。
3.2 基本功能
扩建项目的基本功能包括：(1)接收、操作和靠泊LNG船。(2)从LNG船卸液至LNG储罐,将LNG存储在LNG储罐中。(3)在天然气管网有需求时,将LNG从储罐用泵送到气化器中。以合适的压力将天然气输送到天然气外输管线，并对送入外输管线的天然气进行计量和加臭。(4)处理卸载过程中产生和操作过程中吸热产生的BOG蒸发气。(5)LNG槽车的装载和卸载。
经过比较,扩建项目拟采用的储存工艺、气化工艺、BOG处理工艺均与现有LNG站相同。
3.3 主要建设内容
新建LNG专用码头(设计船型4万m3小型LNG运输船)；
LNG卸液臂；
LNG储罐5万m3×2座；
浸没燃烧式气化器12万m3/h×2台；
LNG储罐泵2台；
BOG压缩机2台；
加臭、计量设施；
其他配套及公用工程。
五号沟LNG事故气源备用站扩建项目计划2008年建成，届时LNG站的可利用储量约为5760万m3。根据用气预测，届时在“西气东输”天然气管道事故工况下，若不考虑天然气发电以及50％的大工业用气，应急储备天数可达到10天左右。
根据上海市天然气发展规划目标，上海市天然气安全应急储备应达到2010年应急保障天数为15天，2020年应急保障天数为30天的要求。因此，五号沟 LNG事故气源备用站扩建项目的建设，尚不能完全满足上海市天然气应急保障储备的需要，必须加快第二个、第三个LNG应急储备站建设的规划和前期研究工作。此外，为保证上海市天然气的安全稳定供应，规划可考虑以下应急保障措施：结合进口LNG接收站的建设，适当考虑一定的应急储备量；加强需求侧的管理，发展一定量的可中断用户；积极推进长江三角洲主干管网连通，争取长江三角洲输气管线及金坛等地下储气库的储气能力；积极创造条件争取引进第四气源，实现多气源互补。
