武汉市天然气供求平衡问题的分析和对策

武汉市天然气有限公司 徐绮宏 肖 嵩

武汉市天然气供求平衡问题的分析和对策

武汉市天然气有限公司 徐绮宏 肖 嵩

1 保障城市天然气安全可靠供应的前提条件

要安全可靠地保障城市天然气的供应，必须解决好以下两个问题：

(1)供求不平衡导致的供气调峰。城市燃气用量随时会发生变化，有月不均匀性、日不均匀性和时不均匀性，气源的供应量不可能完全按用气量的变化而随时改变。为了保证按用户要求供应燃气，必须考虑天然气供求平衡的措施，一般可分为小时调峰、日调峰和季节调峰三种情况。常采用的措施有利用储气设施调峰、利用替代气源调峰、利用缓冲用户自调节等方式。

(2)事故状态下的供气安全保障(也称事故调峰)，是在气源发生故障无法正常供应时采用其它方式供气的保证措施。常见的气源故障有两种：一是上游的气源厂或长输管线发生故障，二是城市的高压环网发生故障。常采用的措施有建设储气设施、多气源供应和设置备用替代气源等方式。

2 调峰储气设施建设的紧迫性

2.1 储气调峰量存在缺口

《武汉市城市天然气供气工程初步设计》根据武汉市燃气在用户和有用气意向客户的结构、用气规律以及用气量的发展，对储气调峰量的需求进行了预测。《初步设计》预测的储气调峰需求量见表1。

表1 《初步设计》预测的储气调峰需求量

原设计中考虑到调峰能力的缺口，提出暂时租用现有低压湿式气柜来解决，待2008年气柜折旧年限接近时再通过利用二期长江穿越管线、修建高压副管以及修建高压球罐来增加储气调峰量。在高压管道一二期工程全部建设完成后，汉口/汉阳半环储气容积可达到22.7万m3，武昌半环可达到15万m3，高压管道二期(长江穿越)新增7万m3，合计44.7万m3，再加上低压湿式气柜的保有量，总储气调峰容积为62.2万m3。而目前在武汉天然气公司供气范围内，可利用的原有储气设施仅为汉口长丰的两个气柜(储气量17.5万m3)可以用于调峰，汉阳的低压湿式气柜均报废拆除，汉口赵家条的低压湿式气柜随着城市的拆迁改造即将退出运行。

汉口/汉阳半环仅建成49.19 km(14.7万m3)，武昌半环仅建成17.8 km(5.3万m3)，合计储气调峰容积仅为37.5万m3，由于目前发展的用户的用气不均衡性增大，对储气调峰的需求量最终可能会大于原来设计预测数量。

2.2 “照付不议”条款和“两部制”计价的压力

目前上游——中石油与“忠武线”下游城市燃气公司在签订“照付不议”合同基础上又推出了“两部制”计价方式，这对于缺乏运作经验和自我调配能力的下游城市燃气公司无疑是雪上加霜。下游城市的天然气供应都是刚刚从计划经济体系转化到市场运作方式，还没有来得及培育出成熟稳定的市场，将面临着巨大的压力。

根据“照付不议”条款天然气公司须按承诺提取的最低气量向中石油全部付款，即使没有提取这种约定的最低气量，其虽然允许用户在随后的三年内对已付款但未提取的气量补提，但补提气只能在最大日合同量内补提。

“两部制”费率设计将年度服务成本划分为固定成本和变动成本，在两部制收费方式下，接受连续供气服务的用户每提取1 m3的天然气，其平均管输价格负担=容量费率×最大日量倍数+使用费率。其中，用户的最大日量倍数=最大日合同量/日平均用气量。最大日量倍数被用于刻画用户用气的均衡程度，即用户需为调峰需求的大小(最大日量倍数)付出相应的代价。

经由天然气公司经营管理部对2007年按“两部制”计价进行测算：

(1)最大日量倍数定为1.5，实际完成气量需达到年合同量的116%，总的管输费才与现在单一制价格0.4元/m3持平。

(2)最大日量倍数定为1.29，需完成年合同量的99.84%才持平。

(3)最大日量倍数定为1.2，需完成年合同量的93%才持平。

由以上计算可以看出，实行“两部制”后，要保证交气价格不上涨，最大日量倍数越高，年度完成气量的压力也就越大，增加储气设施后可以适当下调最大日量倍数。

上游中石油华中销售公司根据“照付不议”条款要求“上年度发生的补提气量须在第二年年底结算”，以2005年为例，当年已产生1 200万m3的补提气量，2006年还将产生1 534万m3的补提气量。2007年能够首先完成净照付不议气量2.48亿m3(3.1亿m3的80%)，然后才能将2005年、2006年产生的补提气量(共0.273 4亿m3)提回来，即必须保证完成2.753 4亿m3气量。

随着补提气量“滚雪球”式的增多，大量占压了预购气量的资金，补提气量只能在最大日合同量内补提的限制，也给以后补提气量的提取造成了困难，必须自己建设一定储气容积的储气设施，才能方便今后补提气量的操作。

2.3 用户市场发展的迫切需求

武汉市的天然气用户市场还处于一个培育发展期阶段，目前还不成熟，易受到较多不确定因素的影响和制约。用户市场的发展尽管每年都有计划，但新用户用气点火数量一般都是按日或月逐步累积增加的，新增用气量的“渐进”与合同量按年“台阶”增长难以同步，受中石油当年平均交气最大小时流量的制约，易造成新增大用户的用气量和点火通气时间难以保证，也给用户的发展带来一定的困难。因此兴建部分储气设施，能有效缓解新增用气量的“渐进”与合同量按年“台阶”增长的矛盾，给用户市场发展提供相应的支持。

2007年1月中石油华中天然气销售公司预测本月“两湖”用气调峰缺口将达到50万m3，已超出忠武管道的调峰能力，管存已低于警戒线，为保障供气安全，给下游天然气公司发出《关于冬季调峰供用气安排的紧急通知》，要求冬季高峰用气月停止所有新开用户，对工业用气实施减、限、停。

2.4 用气额度被削减的压力

根据武汉市与中石油签订的(5年期)区间合同，中石油2009年向武汉市最大年供气规模12亿m3，供气时间为25年，而作为一个特大型的城市，天然气的最终供量12亿m3是远远不够的，根据《武汉市燃气专项规划》的预测，武汉市到2020年天然气的需求量将达到30亿m3，而目前武汉的高压环储气量仅为44.7万m3，供、需、储的矛盾日益明显。

中石油已致函武汉市天然气公司，要求再次复核气量，并希望将武汉市的2009年最终最大年供气规模调减为8亿m3。国内许多城市发现原有的供气额度已经满足不了城市的发展需求，纷纷向中石油争取追加供气额度，例如成都2005年用气量已达7亿m3，上海市2005年用气量已达30亿m3，都仍有较大的缺口。

目前中石油已将间接性供气改为均衡连续性供气，这对武汉市自有的供气调峰能力提出了更高的要求，随着用户的增多，对调峰能力的需求也正在逐步增大，当调峰储气量满足不了需求时，就会出现供气不足或限气的情况。

武汉正处于用户发展的上升期，一旦出现供气不足或限气的情况，将会极大地挫伤用户使用天然气的信心和积极性，制约用户市场的发展速度，影响“照付不议”用气合同的履行，恶性循环会最终导致中油供气额度的消减，优质能源的供应减少给城市的发展带来不利的影响。

2.5 用户类型发展不平衡带来的压力

随着武汉市“碧水蓝天”、“冬暖夏凉”等建设项目的实施，采暖用锅炉和溴化锂直燃机的用户量正在逐步加大，季节不均衡用气的调峰量也在增加；随着市场不断拓展，居民、商业、餐饮及工业用户增多，小时不均衡用气调峰量也进一步加大。

用户类型发展的不平衡，导致均衡用户在用气总量所占的比例较小，天然气公司通过调度进行供气平衡的自平衡能力逐步减弱，将会給以后的安全保障供气带来一定的困难。在市场培育期内，用户类型发展不平衡性会表现得特别明显。

2.6 各类用户用气规律和计划的不确定性

天然气的新增用户数量和用户类型越来越多，用气规律和用气设备的实际耗气定额也发生了较大的变化，这些变化将会直接影响到城市天然气的调度、运行。由于许多用户刚开始使用天然气，缺乏经验和对用气规律和必要的技术参数的积累，对后期的用气量需求难以进行较为准确的预测，上报的日制定、周用量以及月用量不准确，人为增加了调峰压力。

3 新编《武汉市燃气专项规划》的储气调峰方案

新编《武汉市燃气专项规划》对于储气调峰提出两个建议，其对建设投资来源并未明确，并且两个储气调峰建议更侧重于远期气量满足不了发展需求时的气源补充。

(1)在2010年前后实施LNG项目，在北湖化工区的长江岸边建设LNG接收(气化)站一座，规模分别按近期50万t/a、中期100万t/a、远期200万t/a考虑，利用长江水路运输液化天然气。

(2)建设一条高压A管道，管道沿规划的城市外环线敷设，管线起点从LNG接收(气化)站接出，终点分别接入五里界门站、军山门站。管线设计压力为4.0 MPa，管径为D711，全长182.35 km，可增加储气容积约160万m3的储气容积。

《燃气专项规划》的储气调峰方案主要着眼于远期，立足于供气量缺口补足，寻找新的天然气气源，难以解决目前的调峰问题。目前武汉市12亿m3的“照付不议”天然气额度还没有用足，但受中石油均匀供气的限制，无法充分利用管网输送设施发展用户，并解决现有用户的用气调峰问题。

引进LNG可以较好地解决事故储备和季节调峰，但宜根据充分用足12亿m3的额度、气源不能满足需求的情况分期考虑实施，LNG接收(气化)站接收站的地点也不宜只考虑水路运输的方便，而应综合铁路、公路等方面的因素，长江水路受南京长江大桥的影响，大吨位的LNG的运输船难以到达武汉，进口LNG的运输成本会增加较多。

高压A管道建设的路由是规划的外环线，受道路建设进度的制约，建设周期较长，而且投资巨大，需要穿越长江和汉江，若在沿线周边没有大的用气需求，纯粹只是调峰储气的目的，其与球罐储气方式比较没有优势。受配套道路建设进度的影响到目前高压B管道管线还未完成建设。

4 常用解决储气调峰问题的方法及手段

任何一个城市使用燃气，都存在供气的均衡与需求的不均衡之间的矛盾，回避不了储气调峰的问题，供气规模越小，储气调峰的问题越容易解决。当一个城市的供气规模大到一定程度，储气调峰的问题依靠燃气运营企业自身无法解决，只有政府出面协调，并根据城市发展的战略目标，建立完善的市政基础配套设施，从气源的组织供应、用户的机动调度以及气量的合理储存等方面寻求解决的方法，下列是一些常用保证供求平衡的方法及手段。

4.1 改变气源的生产能力和设置机动气源

天然气的供应是由上游公司投资建设的，通过改变气源的生产能力来解决供求平衡几乎不可能，中石油的长输管线有一定的储气调峰容积，但能力毕竟有限，对于下游的调峰量变化，不能及时有效地解决。通过上游公司调整供应量来达到供求平衡，一方面供应量调整能力有限，另一方面根据“照付不议”和“两部制”要求下游需要为供应量调整付出较大的经济代价。

设置机动气源，如建设和利用原有液化石油气混空气厂(武昌空混厂)生产空混气作为机动气源进行调峰，一方面建设投资和运行维护费用很大，另一方面严重的价格倒挂(空混气价格约是天然气价格的3倍)，使经营企业无法承受。

4.2 利用缓冲用户和发挥调度作用

可以选择一些大型的工业用户、锅炉房等作为天然气供应的缓冲用户，在夏季用气低峰时，把多余的天然气供他们燃烧，而冬季高峰时，这些工业用户改烧固体燃料或液体燃料。可通过价格杠杆让一些大型工业企业主动调整厂休日和作息时间，以平衡日不均匀用气。还可通过掌握各工业企业的实际用气和计划用气量，以及居民生活和商业用户的用气量和用气工况，制定调度计划，通过调度计划调整供气量。但目前武汉市正处于用户发展期，天然气的价格与其它燃料的价格相比较低，用户一旦用上天然气很难愿意改用其它燃料，天然气价格又是政府物价部门制定，燃气经营企业无权调整，利用缓冲用户调峰在目前状态下不具可操作性。

4.3 利用储气设施

4.3.1 低压储气设施

低压储气设施有低压湿式气柜和低压干式气柜。低压储气设施的建设投入与高压管道和高压球罐相比略低，其具有工艺成熟，操作安全性较高等特点，但其对于天然气的运行存在着较大的能量浪费，需要将天然气的压力由高压降成低压储存，再将储存的低压天然气加压送入管网，并且其用于调峰保障的区域也不宜过大。将其作为小时用气调峰和日用气调峰的措施，很不经济，但作为小型事故调峰的储气设施和季节调峰的补充型式，运行和维护成本较为经济。建设同样容积的低压干式气柜约为低压湿式气柜投资的两倍，应优先利用原有的低压储气设施。

汉口部分、汉阳的原有低压湿式气柜及配套设施由于城市建设的需要原因而拆除，天然气公司目前已租用汉口长丰的低压湿式气柜及配套设施，利用长丰气柜承担汉口地区部分的居民和商业用户的事故调峰和季节用气调峰的功能，为管网在事故状态下的水力工况提供相应的保障，但其容量有限，仅为17.5万m3。

4.3.2 建设地下储气库

地下气库是采用较多而成本相对较低的方式，可以作为地下储库的有枯竭油气田、盐穴、含水层、废弃矿坑、人造洞穴等。从全球来看，以枯竭油气田和盐穴的气库为多，成本也较低。全球已建成468座枯竭油气藏地下气库，占气库总数的76.7%。

地下储气库贮气量大，平均单位体积造价和运行费用省，可用于平衡季节不均匀用气和一部分日不均匀用气，但不宜用来平衡采暖日不均匀用气和小时不均匀用气，急剧增加采气强度，会增加储气库的投资和运行费用，不经济。

建设地下储气库能较好地解决事故调峰和季节调峰的问题，但其投资巨大(约20~30亿元)，一般的企业难以承受，而且必须形成一定的规模效益。武汉周边没有合适的储气库源，建设地下储气库只有政府出面牵头，可联合周边城市共同湖北省境内建设地下储气库，以解决各自的事故调峰和季节调峰的问题，建设实施的难度较大，可能性较小。

4.3.3 建设高压球罐

高压球罐与其他类型的储气罐相比，无疑是技术先进经济合理的储气容器，球形贮罐在相同的内压下所承受的一次薄膜应力仅为圆筒形容器环向应力的一半。利用天然气进出高压储罐的压差进行储气，高压球罐储气可更有效地利用天然气所具有的压力能，运行中无活动部件，维护工作量少，其优越性已被国内外天然气输配工程所证实。

现有的天然气高压球罐除西安、北京煤气公司引进日本的5 000 m3和10 000 m3球罐外，国内已设计施工的仅1 000 m3和2 000 m3两种规格。我国目前已可加工5 000 m3的球罐，如有进口钢材，可以加工制造10 000 m3球罐，天津化工球罐联营公司和洛阳金属结构厂均有成熟的加工技术。

球罐建在地面上需要占用土地，储气规模受到一定限制，建立一个高压球罐的储气站，需建立消防系统、自控通信等配套设施，建设成本相对较高，站内需专业技术人员管理。在进口压力为1.6 MPa，出口压力为0.4 MPa的条件下，储存12.6万m3天然气需3 500 m3的球罐三台，总投资为4 500万元，单位体积投资357元/ m3。

4.3.4 建设管束储气

根据国外相关资料，高压管束，事实上是一种高压管式储气罐，因其直径小能承受更高的压力。

管束储气是将一组或几组钢管埋在地下，对管内储存的天然气加压，利用气体的可压缩性及其高压下和理想气体的偏差进行储气，可使储气量大大增加。管道储气实质上是一种高压管式储气罐，它可以充分利用较高的天然气来气压力和城市外环管网的压力来储气，管道储气能承受比球罐更高的压力，有利于增加其储气能力。

管束储气安全性比球罐好，如果以D720×9 mm管束与国内外比较成熟的1 000 m3球罐相比，单位投资费用若以球罐为1，则管束为0.313，在单位储气耗钢材方面，若仍以球罐为1，则管束为0.493。管束气与球罐储气的经济管束储气技术经济指标比较，管束储气优于球罐储气。

管束储气运行压力高，埋地较安全，建造费用低，但占地面积很大，要求有较高的防腐措施，且运行后难于检查，最高压力6.3~7.0 MPa，我国目前无大型管束储气的工程实践先例。

4.3.5 建设LNG设施

天然气的液化储存通常采用低温常压的储存方法，即将天然气冷冻至沸点(-162℃)以下，在其饱和蒸气压接近于常压的情况下进行储存。以液态储存天然气的最大优点是使储气容积缩小600倍，所用的储罐压力较低(7 kPa左右)，比较安全、经济，而且还可以和车、船运输结合起来，具有较高的机动性。设备简单，调度灵活。由于液化天然气的储存量可以较大，许多国家都认为液化天然气用于季节调峰是一种较经济的方法，但这种方式运行费用较高，如能将液化天然气的冷量充分利用(如供应大型冷库、生产液氮等低温制品等)，则可降低运行费用。

4.3.6 高压管网储气

城市高压管网与用户相距较近，更有利于调节用气高峰，采用高压管网储气投资和钢材耗量比建地上金属罐低。而且操作、管理、维护简单，可以与计量站统一考虑，城市高压环网对于接收各方面来的气源，平衡输气系统工况也十分有利。

《城镇燃气设计规范》(GB 50028—2006)中规定“高压A燃气管道(2.5 MPa＜P≤4.0 MPa)通过四级地区时与建筑物外墙面之间的水平净距不应小于30 m(当管道壁厚大于9.5 mm或对管道采取有效保护时不应小于15 m)”。高压管网因靠近城市的周围，其管线建设的路由不容易找到，高压管道建设中房屋拆迁费用有时占了总投资的很大比例，管网储气压力则受上游交气压力以及《城镇燃气设计规范》安全间距要求的制约，储存容积量大小易受上游交气压力管网运行压力的制约，每8~10 km设置一个关断阀门，一旦管道出现问题，储气容积损失较大，日常安全巡查区域的可控性不如球罐。

4.3.7 各种储气方式单位投资的比较

各种储气方式单位投资的比较见表2。

表2 各种储存方式每m3储气量的建设投资比较

从表2可以看出，地下储气单位投资成本最经济，其次是液化天然气(LNG)储存，而高压球罐的单位投资成本最高，高压管道和低压干式柜次之。

地下储气储存虽然单位投资成本较小，但其要求建设规模大，总投资较大，运行成本高，较适于季节调峰和事故调峰；液化天然气(LNG)建设规模设置可以较为灵活，但运行的成本较高，较适于日调峰和事故储备调峰；高压球罐和低压干式柜则单位投资成本较大，储气规模不大，运行较为机动，运行成本较高(高压球罐压力容器检测费用和低压干式柜的压送设施运行费用)，较适于小时调峰和日调峰；高压管网储气的单位投资成本介于高压球罐和低压干式柜之间，最适于储气与输气功能并举的需求，其运行成本最低，但建设进度易受其它因素制约，建设周期长，如不能与道路配套施工，拆迁成本较高。

根据武汉市的实际情况，宜采用多种储存设施并存的方式。在时间上和操作性方面来看，建设高压球罐和低压干式柜解决近期的调峰问题最为有效和可行，但储存量小，无法满足远期的发展；而建设LNG储存设施和建设高压管网则可以着眼远期，其储存量大，可以解决天然气的事故储备问题，对中远期的发展有利。

5 其它城市的储气和调峰解决方案

(1)马鞍山市门站储配站内已建成2台5 000 m3球罐，造价为2 560万元，其单位储气量的造价为225.8元/m3。

(2)宁波市城市燃气调峰采用在城郊建设设计压力为4.0 MPa的高压环网。在2010年前，建设DN500管道54.3 km以及DN400管道20.4 km，总造价10 300万元。

(3)杭州市为满足时调峰所需80万m3储气量的要求，拟采用在杭州北门站及杭州南门站间建设高压天然气管道的方案，除向杭州市区及临安、富阳供气之外，还可以作为储气设施。高压天然气管道分一、二期工程实施。

6 适合武汉市的储气和调峰解决方案

随着供气规模的扩大，供气与调峰的矛盾会日益突出。一个大型城市的储气和调峰问题仅仅由天然气公司自己解决是完全不可能的，天然气公司有限的储气设施无法承担如此大且集中的调峰量，应考虑依靠上游公司解决一部分，政府投资解决一部分，天然气公司自有储气设施解决一部分，通过合理的调度让有条件的用户分摊一部分调峰负担。

6.1 上游事故状态下的供气安全保障

在上游气田集输系统或天然气净化厂发生事故状态时，需要有一段设备和管路抢修时间，为保证下游用户的正常用气，一般会利用长输管道的气量储备、地下储气设施或多气源供应等措施来进行保障。

中石油针对忠武管线的事故调峰和储备已制定了方案并开始付诸启动实施：一是在湖北潜江拟建设储气容积为3亿m3的地下储气库(利用江汉油田废弃的油井)，目前存在一定的困难，江汉油田属中石化集团，而长输管线归属中石油集团；二是中石油已建设完成西气东输——忠武联络管道工程，即河南淮阳——武汉输气管线工程，全长460 km，管径为D610，运行压力为6.3 MPa，年供气量可达15亿m3，淮武输气联络管线为西气东输与忠武管线的连接管线，由河南淮阳至中石油武汉东分输站，该管线功能是为两湖地区保安和应急用气。

6.2 天然气公司自有事故状态下的供气安全保障

武汉市天然气有限公司针对武汉市保障可靠供气，自身已启动了以下有关项目：

(1)提前启动高压二期工程长江穿越管线的建设，加速高压一期待建工程，使高压管道尽快连通成环，使武汉市的气源接入点真正成为双接入点，可以互为备用，局部管线或单个门站发生事故时具有备用供气调峰的措施；

(2)租用可以运行的长丰低压湿式气柜，准确预测并合理调度，保证自有管网系统的储气设施拥有一定规模的事故储备气量，在自有管线出现问题时的供气保障以及应对短时间的上游事故停气；

(3)逐步改造旧有管道，缓慢提升中压管网的运行压力，增加中压管网中的天然气管容储量，适当提高中压管网的应急储备能力。

6.3 政府部门牵头建设和完善供气安全保障体系

储气调峰设施属于武汉市的市政基础建设范畴，投资巨大，政府应纳入城市整体规划中考虑，统一投资建设。

6.3.1 加速完善城市市政基础配套设施

在城市能源发展战略中，武汉市与中石油签订的“照付不议”供气额度是目前较为稀缺的能源资源，一旦丧失了这些资源，城市的发展会失去后续的动力。

努力保住已签订的“照付不议”供气额度单凭燃气运营企业的能力是很难做到的，依靠政府力量，建设足够大的储气设施，既能有助于保住“照付不议”供气额度，又能保障共同的用气单位事故安全用气和季节调峰用气。

6.3.2 成立天然气储备调峰公司

由政府投资或部分出资组建一家天然气储备调峰公司，在政策上给预支持和优惠，由其负责天然气储气设施的建设保障整个武汉市的天然气储备和调峰。利用专业化的调峰公司代表政府切实解决好事故调峰和部分季节调峰问题，保住天然气的额度资源，给武汉市的城市发展留有足够空间。

6.4 储气调峰设施方案的选择

《城镇燃气设计规范》(GB 50028—2006)规定“平衡小时的用气不均所需调峰气量宜由供气方(上游公司)解决，不足时由城镇输配系统解决。对来气压力较高的天然气输配系统宜采用管道储气的方式”。目前很多发达国家已不再将高压罐的储气方式建于天然气工程，多采用管道储气和储气库的方式，但国内具体实际情况与国外可能会存在不同，不能一概而论。

根据目前武汉市高压管网、门站及高中压调压站的布局情况，考虑到不定期对过江管道的检查和维护的需求，储气设施的布置宜兼顾武昌、汉阳和汉口的用气需求。

6.4.1 可选方案

方案一：武昌和汉阳的储气设施选点建议考虑在五里界门站和军山门站附近，一方面是那里的征地费用较低，相对偏远，安全距离容易控制，另一方面其与中石油交气点较近，中石油交气压力为1.6~1.8 MPa，可以较好地利用压力能量将天然气注入球罐，不需增压设施，节省运行费用。建设大型球罐区，考虑到球罐需要定期进行压力容器检验，可分别建设1.6 MPa、5 000 m3容积的球罐各3台(预留1台球罐安装位置)，可各增加有效储气容积约15万m3。汉口地区由于拆除了赵家条气柜，目前可使用的低压湿式气柜只有长丰的两座气柜，气柜储存容积共为17.5万m3，可利用长丰煤气厂现有闲置的土地资源建设汉口地区的储气设施；因长丰煤气厂位于城区边缘，距中环线较近，考虑到安全因素的影响，建议在长丰煤气厂区内建设1.6 MPa、2 000 m3容积的球罐2台(预留1个球罐安装位置)，可增加有效储气容积约4万m3。

该方案总投资估计约1.3亿元(注：征地费用未计入)。

方案二：提前启动《武汉市燃气专项规划》中高压A管道的建设，以五里界门站为起点沿沪蓉高速敷设豹澥镇，再沿外环至花山，全长约30 km；以军山门站为起点沿外环经曹坊湾、大集至蔡甸，全长约30 km。管径为D711，按高压A设计施工，近期按中压B运行。则东西两段管线可各增加有效储气容积约12万m3。在长丰煤气厂建设10万m3的低压干式气柜一座，利用原有富裕的增压设备压送低压气柜的气体，减少压缩机的建设投入，与高中压调压站功能相配合，作为目前事故调峰的储备，也可以保障小时和日调峰的需求。

该方案总投资估计约2.4亿元。

方案三：在五里界门站与军山门站之间的高压附近建设大型的LNG储存和气化设施。目前香港中华煤气公司计划在陕西建设一个大型的LNG生产工厂，气源有一定的保障。LNG储存和气化基地的选址宜考虑在长丰煤气厂，一方面其靠近中环，厂内原建有铁路专用线，公路和铁路交通较为便利，另一方面可以充分利用长丰煤气厂原有的供配电以及给排水设施。选点在汉口，可将五里界门站、军山门站及LNG储存和气化站作为均布的三个气源点，提高事故状态下的供气可靠性。建设5 000 m3的LNG储罐，可增加300万m3的储量，建设投资约0.6亿元(注：征地费用未计入)。

6.4.2 方案比较

武汉市已沿中环路敷设一条高压环线作为管道储气，目前由于拆迁以及道路配套的原因，还未全部完成，近期再实施外环线高压管道建设存在两个方面的问题：一方面外环管道敷设位置超前于武汉市目前的城市发展速度，近期内高压管道只有储气功能没有输气功能，另一方面不配合外环线道路施工建设，拆迁费用巨大。

高压球罐的建设虽然近期选址可以选在城市的边缘，但随着城市的发展，城市边缘向外扩展，若干年后高压球罐区必然会面临搬迁的问题；高压球罐同时还存在定期检验的问题，在检验期内受检高压球罐需要停气置换。

方案一优点：

(1)较容易实施，且工期较有保障；

(2)能较为有效地解决近期调峰问题；

(3)工艺成熟可靠，已具备国产化能力。

方案一缺点：

(1)后期的运行维护费用较高；

(2)报废年限相应较短(使用年限8~15年)；

(3)与远期的发展规划不一致；

(4)储气调峰能力不能再增加。

方案二优点：

(1)符合远期的发展规划，能和中石化的川沪干线结合在一起考虑；

(2)后期的运行维护费用较低；

(3)积有输气和储气两个功能，将解决近期调峰和远期发展供气问题兼顾；

(4)随门站交气压力的提高，储气调峰能力还能提高。

方案二缺点：建设进度易受到各种因素制约。

方案三优点：

(1)符合远期的发展规划，能和中石化的川沪干线结合在一起考虑；

(2)适于解决远期气源不足的需求；

(3)储气容积较大，事故调峰储备能力强；

(4)调峰能力通过扩建气化装置还能提高。

方案三缺点：近几年供气额度还有很大富余量，引进新的天然气来源，会给完成年用气合同以及保住总供气额度带来一定的风险。

综合考虑：方案三投资额度较小，解决季节调峰和事故调峰的能力很强，符合远期城市发展的规划，储气和输气功能相对分离，利于管理，与其它方案相比相对较优，宜为首选。方案一投资额度较大，建设工期容易保证，特别利于解决目前小时调峰的问题，但与远期规划不相符，可以作为次选方案。方案二投资额度最高，储气和输气功能兼顾，符合远期城市发展的规划，可以将普光气田来气接收门站一并纳入武汉市的整个管网体系综合考虑，统一管理，但管道建设须与道路配套，建设工期无法保证，可以作为第三选择方案。

6.5 重新制定用户发展的规划

中石油实施“照付不议”条款和“两部制”计价后，天然气公司的用户发展类型侧重应有相应的调整，如果用户结构没有优化，用户发展越多，并不是销售的天然气量越多天然气公司的盈利就越高，反而会增大经营的风险。

6.5.1 努力增大均衡用户用气量的权重

应重点发展用气均衡的工业用户，用气均衡的工业用户应成为用户类型结构中的骨架，通过有目的地增加均衡用户用气量在总用气量中所占的权重，提高天然气公司自我调节、自我平衡的能力。准确地摸清楚各用户的用气规律及用气量的可调范围，有利于在用气高峰时对天然气气量进行适当的调配，减少调峰的压力。

6.5.2 鼓励有能力用户自调峰

部分用户自建有储气设施，如江南燃气、武钢房产等公司，应从气价以及交接设备控制等方面综合考虑，鼓励这类用户充分利用自有设施调峰，分摊高峰用气的调峰压力。

6.5.3 有目的地寻找和开发机动缓冲用户

机动缓冲用户的首要条件是其可以使用替代燃料，并且切换较为简单，而且用气量较大。对于该类用户通过执行可中断供气的售气价格优惠，吸引其承担机动缓冲用户的角色，这对整个供气系统的平峰将起到积极的作用。

6.6 理顺天然气售气价格

储气调峰是需要成本的，天然气售气价格应充分考虑调峰费用的因素，对有无调峰需求的用户在价格上宜区别对待。给各类用户一个合理的定位，与用户签订合同时在供气稳定性和价格上予以明确。

6.6.1 用户类型

(1)必须确保供气的用户(如居民和重要工商业用户等)；

(2)停气将给生产带来极大影响的工业用户(如汽车油漆车间等)；

(3)停气影响较小的工业用户(停气不会造成重大经济损失的用户，可以自由进行生产调度)；

(4)有其它备用燃料使用的用户(如可使用双燃料的调峰电厂和CNG汽车用户)。

对不同类型的用户分别归类后，才能准确地确定事故储气调峰的储备，通过在售气价格上有所区分和合同上明确事故状态下保障的程度，增强用户使用天然气的信心。对不同类型的用户发展的比例应适当，以增加公司对供气气源调节的能力。

6.6.2 天然气售气价格的定价原则

下游天然气公司在制定天然气售气价格时，在考虑用户用气量大小的因素外，还应着重考虑加入为该用户供气调峰成本的因素，对需要进行供气调峰而自己又无能力的用户，售气价格应适当提高，突出峰值气价的组成。

天然气的销售价格不应只考虑用户用气量的多少，以及供应的压力，也应考虑用户是否自己解决调峰问题，对不能解决调峰问题的用户，在售气价格上适当调高，以解决调峰天然气的成本问题。

对于部分大工业用户的售气价格应实行机动气价，将夏季和夜间的用气低谷的售气价格，可以适当降低，鼓励大的工业用户在低峰用气，平抑低谷，提高管网的利用率，确保年用气额度的有效完成。

7 结语

随着用户的不断发展，供气规模会逐步增大，调峰储备的缺口会越来越大，保障安全供气的问题会日益突出，这将直接会影响到武汉市的近期稳定