(1)规模计算
　　LPG的热值为11000KCal/Kg
　　因此LPG的需要量为171×10⁹KCal÷11000KCal/Kg=15.5×10⁶Kg=15.5×10³T考虑球罐对纯丙烷的充装系数为0.42T/M³，因此所需球罐容积为15.5×10³÷0.42=37000M³(相当于石洞口4×2000M³的5倍)该站总占地面积估计为300亩。
　　(2)投资估算
　　a球罐：需2000M³19只，分3-4个地点建站。按石洞口93年的数据，平均每只2000M³球罐建造费用约2500万元(包括附属设备)，因此19只的罐的费用约为4.75亿元。
　　b掺混装置：美国SamQick工业公司的LPG-Air混合装置(Biendaire)包括一套SQI-CVAM遥控操作盘，功能被全部模拟在盘内，制气装置可进行远距离遥控，流量误差为2％。每套最大供气能力为在1.05MPa下供764875NJ/时，相当于热值为9000KCal/NM³的代用天然气2万M³/时。因此需配置这类掺混装置3套，总投资约0.85亿元左右。
　　c液化石油气的码头建设投资约4000万元
　　以上三项a+b+c的总投资为6亿元
　　(3)建设周期
　　按石洞口的经验，如果集中力量，可在1～1.5年内建成。
　　(4)启动时间
　　由于工艺简单，启动时间很短(半天)，因此该方案能满足事故发生时在短时间内向城市管网提供代用天然气的需求。
　　(5)原料的来源：该方案原料为纯丙烷，需要进口，来源较可靠。
　　(6)成本估算
　　进口LPG(纯丙烷)的到岸价以$200/T计，运行费以360元/吨计，汇率按8.7元人民币/美元，则原料费和运行费共计200×8.7+360=2100元/吨=2.1元/公斤，掺混时的产率为1.22M³/kgLPG，则原料为成本2.1÷1.22=1.72元/M³，加上掺混运行费用，估计总的费用将不超过1.90元/M³(9000KCal/M³)。
　　为了保证用户正常燃烧，华白数波动应在许可范围内，则LPG+AIR的热值要提高到11700KCAL/M³此时的成本将相应提高到2.47元/M³。
　　(7)方案分析
　　a.LPG+Air方案工艺成熟，建设周期短。
　　b.该方案设备操作简单，启动时间短，可以满足事故发生时应急的需要。
　　c.码头和储罐可以在全市内调节使用。
　　d.由于LPG在掺混时消耗的电能较少，而掺混时又没有热损失，故其热效率很高。
　　e.掺混站若能提前建造，则可在东海天然气到来之前实施部分转换，减少了天然气到来后转换工作量，可缩短天然气的转换时间。
　　f.考虑纯丙烷露点与压力的关系，最大工作压力不能超过0.8-1.OMPaG，低于天然气1.5MPaG的设计压力，因此必须从3～4点把代用天然气送入管网，相应建造3-4套独立的LPG+Air掺混装置及储罐，占地面积大(共需300亩)管理困难。
　　g.由于掺混后代用天然气的比重比天然气重，为了保证用具良好的燃烧工况(华白指数，燃烧势波动应控制在一定范围)，代用天然气的热值将调节到天然气的130％，由于气价的计算是以体积为单位的，因此将给煤气公司带来较大的额外的损失。
　　h.采用此方案生产的代用天然气由于气质有变化，对一些燃烧要求比较高的工业用户将带来不利的影响。
　　i.采用此方案需建造码头，要求岸线长200米。
　　4、LNG方案
　　LNG方案是将东海天然气液化，储存于低温(-162℃)常压的储罐中。当外界需气时，罐中的LNG被重新气化，送入管网中。LNG方案主要由净化系统、液化系统、储存系统再气化系统和其它辅助系统组成。
　　(1)规模计算
　　以储量1900万M³天然气计算，储罐容积至少为35000M³。
　　液化能力：25.2万M³/日天然气
　　气化能力：166万M³/日天然气(考虑冬高峰日供气量)
　　(2)投资古算：
　　根据由日本大阪煤气公司和法国煤气公司帮助完成的LNG站方案设计，估计总投资在5.5亿元人民币左右。
　　(3)建设周期
　　根据法国煤气公司的LNG站方案设计，建设期需30个月。
　　(4)启动时间
　　由于LNG站内采用两种不同的气化方式，-是利用海水(或江水等)天然热源的开架式气化装置，适用于季节调峰用；二是浸没燃烧式气化装置，启动时间短(半天)，适用于事故工况。
　　(5)原料来源，为用气低谷时富余的东海天然气。
　　(6)成本估算：
　　(1)原料：1.87元/m³
　　(2)液化和气化成本：0.33元/m³
　　(3)每立方米气价为1.87+0.33=2.2元/M³
　　(7)方案分析
　　a.LNG方案可与进口LNG的规划相适应，实现上海市能源向天然气的转换，是燃气现代化的发展方向。
　　b.如果考虑与进口LNG的规划相结合，该LNG站应靠近码头设置，占地约90亩，考虑今后规模的扩大需予留用地面积180亩，岸线长500米。
　　c.LNG方案的成本价约2.2元/m³，在三个方案中居中，但考虑进口LNG，扩大供气规模后(全市年耗天然气2百万吨(LNG)的规模)，天然气的成本价将大大降低，约1.4元/m³。
　　5、方案比较：
　　几种方案比较汇总为下表：

项目名称	代用天然气（SNG）	液化石油气掺空气LPG+Air	进口液化天然气LNG
工　　艺	轻油→轻油制气→甲烷化SNG	液化石油气+空气→代用天然气	液化天然气→气化→天然气
主要设备	轻油制气装置5套、甲烷化装置配套	液化气码头、空气渗混装置3—4套、2000立方米储　　罐19只	LNG储罐气化装置
投　　资	6.5亿（6000万美元）	6亿（49000万美元）	5.5亿（3500万美元）
建设周期	2—3年	1.5—2年	2—2.5年
备用设备 启动时间	5天	半天	半天
原料价格	轻油220美元/吨	LPG200美元/吨	1.87元/米
成本估计 按每米 天然气计	2.58元/米3	1.90元/米3	2.2元/米3
占　　地 岸　　线	在石洞口厂区	300亩 　　200米	90亩 　　500米
优缺点	1、可在石洞口煤气厂内建造 　2、启动慢，成本最高。 　3、设备长期备用，使用效率极低。 　4、投资最高	1、上马快 　　2、码头与储罐可以全市调节使用。 　　3、占地面积大。 　　4、在纯丙烷条件下，最大工作压力只有0.8—　　1.0MPa·G需分3—4个点。分别送入管网。	1、可以结合上海市转换天然气规　 划，是燃气现代化发展方向。 2、规模扩大后成本最低，（低于　 目前人工煤气）。

　　四、事故气源备用站方案选择
　　通过以上几种方案的分析比较，我们选择LNG方案，有以下几点理由：
　　1、从世界城市煤气结构的发展看，使用天然气代替人工制气是必然趋势。上海是一个国际性城市，天然气结构上要逐步与国际结轨。东海天然气扩大开采的可能还不明朗，进口LNG是最为合理的方案。上海有海岸、码头、具备进口LNG条件，目前建造LNG站，不但从技术上是一种储备，而且为今后进口LNG创造了条件。
　　2、随着上海城市现代化的发展，彻底解决环境污染，给上海人民一个优美清洁的生活空间的愿望己越来越强烈。为此，根据市府领导的指示和上海市燃气发展规划，上海不再建造煤制气厂，今后的气源主。要依靠天然气，不足部分辅之液化石油气。杨树浦煤气厂、吴淞煤气厂、浦东煤气厂在设备超过年限后，也不再考虑同样制气设备翻造，逐步向天然气过渡。因此，选择LNG方案可以远近结合，实现全市向天然气逐步转换的目标。
　　3、三种方案中无论哪一种投资都很大，若仅作为季节调峰和事故备用，都不经济。因此方案的选择必须考虑是否能与其他用途和远期发展相结合，进口LNG方案不仅满足远期发展需要，而且在上海天然气供应系统中必需发展第二气源，进口LNG是比较理想的第二气源。
　　4、根据上海市煤气公司的供气预测，到1998～1999年，除东海天然气120万m³/日外，全市气源还有缺口约需天然气量50万m³/日。此部分天然气量需要进口来补足，因此，当在选择事故气源备用站方案时，更有必要与1998～1999年的进口天然气方案相结合。
　　5、由于三种方案都需要较大量的外汇投资，而外汇来源目前已有意向的是亚行贷款或法国政府贷款、亚行贷款为天然气项目贷款，上、下游贷款的使用还有一个平衡问题，如果下游部分5千万美元的贷款额移用给上游的话，则必须争取法国政府贷款。法国政府一再表示，只对LNG站项目贷款有兴趣。
　　五、对LNG方案的两点补充说明
　　1、考虑到LNG方案与进口天然气方案相结合，若能提前，建造码头和LNG站，则能以进口少量的天然气来作为事故气源备用站的储量，这样能减少净化系统和液化系统，降低运行成本。
　　2、根据可行性研究报告中输配管网的水力计算，LNG站选址在五号沟较有利，根据有关消息，挖入式码头将不在五号沟建造因此LNG站选址五号沟是可能的，LNG码头是引进LNG的必要设施。若无此码头，上海市燃气将停顿在使用人工煤气水平上，无法适应国际大都市的发展要求，对上海地区的大气环境、能源结构影响深远。