1111分配方案結構中衛貴陽聯絡線市場分配量包括沿線市場分配氣量和進入中緬天然氣管道氣量兩部分。沿線市場分配中，天水、隴南、隴西、遵義、貴陽等全部由中衛貴陽聯絡線供應城市，根據需求確定分配氣量的用氣結構。川渝地區分配氣量結構，由于中衛貴陽聯絡線補充氣量進入川渝管網后，在管網統一調配，很難確定具體用戶，只能按照整體需求的結構按比例確定分配結構。沿線市場分行業逐年分配氣量和2015年市場分配結構分別見表417和圖412。表111中衛貴陽聯絡線沿線市場分行業逐年用氣量表（108M3）項目2015年2016年2017年2018年2019年2020年城市燃氣219222210205178150工業236239225216187156化工1981821521329356沿線分配氣量小計653643588552457362儲氣庫凈注氣502620去南寧方向696691620589647706總計139913591228114111051068城市燃氣335工業361化工304圖111中衛貴陽聯絡線沿線市場2015年分配氣量結構圖12可承受氣價分析121天然氣及替代能源價格現狀天然氣的不同應用可取得不同的經濟效益，并且多數能源之間可以相互替代，用戶多選擇價格有優勢的能源；地區發展水平的高低也影響天然氣用戶承受能力，一般來講，經濟發展水平高則價格承受能力高，反之則價格承受能力低。因此，天然氣可承受氣價的主要市場影響因素有一是應用的種類，二是地區經濟發展水平。在可承受氣價測算中，相關的能源凈熱值如下天然氣348MJ/M3、燃料油418MJ/KG、液化石油氣50MJ/KG，人工煤氣熱值視各地情況而定。1211天然氣價格現狀1）天然氣價格結構和定價機制中國天然氣價格由出廠價、管輸費和城市終端用戶價組成。目前國家控制出廠價和管輸費，地方政府控制城市用戶氣價。圖121天然氣價格鏈圖2）天然氣終端價格現狀近幾年隨著石油、液化石油氣、煤炭等能源價格的上漲，天然氣的價格也相應的有所上升。天然氣終端用戶的價格水平跟地區經濟發展水平有很大的關系。沿線市場地區終端用戶價格水平詳見表421。表122沿線市場天然氣終端用戶價格現狀表（元/M3）應用低限高限城市燃氣138294工業燃料125356化工0738154發代能源價格現狀用戶對天然氣價格的承受能力與替代能源的價格息息相關，主要考慮的替代能源包括液化石油氣、燃料油、人工煤氣等。按照國際油價80美元/桶100美元/桶條件下，沿線市場替代能源價格情況見表422。表123沿線市場替代能源價格現狀表低限高限液化石油氣（元/T）38005500燃料油（元/T）27504000人工煤氣（元/M3）050130122終端用戶可承受氣價1221城市燃氣可承受氣價天然氣用于城市燃氣的可承受氣價與可替代能源價格、電價和居民收入水平等因素有關。首先根據天然氣擬替代的主要能源價格測算可承受氣價，然后按照人均可支配收入測算居民可承受氣價，最后將兩者算術平均所得值作為城市燃氣可承受氣價。天然氣用于城市燃氣，將考慮主要替代人工煤氣和液化石油氣兩種能源。依據等熱值等價的原則，測算天然氣替代人工煤氣和液化石油氣做城市燃氣的可承受氣價。各地區測算的可承受氣價的低限在161元/M3至282元/M3之間，高限在235元/M3至369元/M3，結果見表423、表424。表124按可替代能源城市燃氣可承受氣價測算表（陜京三線）北京天津山東項目名稱低限高限低限高限低限高限天然氣元/M32052842231522315煤制氣元/M312121111液化石油氣元/KG556045584558可承受氣價元/M3282335266350266350河北遼寧山西項目名稱低限高限低限高限低限高限天然氣元/M3222952235017275煤制氣元/M3091081400512液化石油氣元/KG5716354666553565可承受氣價元/M3269324264369206325表125按可替代能源城市燃氣可承受氣價測算表（中衛貴陽聯絡線）四川重慶貴州甘肅項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限天然氣元/M313820814221147217煤制氣元/M306105液化石油氣元/KG527685276545516555365可承受氣價元/M3161235163244207298211292根據建設部所作的全國城市燃氣天然氣利用規劃，在我國家庭燃料費的支出一般不應超過總收入的3。根據川渝地區城鎮居民的消費特點，人均年用氣量按100M3考慮，其他省市人均年用氣量按60M3考慮。若按天然氣可承受的高限計算，各地區人均年天然氣消費支出占人均年可支配收入的比例，都遠小于25，說明所測算的可承受氣價均在城市居民的接受范圍內。計算結果見表425。表126天然氣消費支出與城鎮居民的收入的關系地區類別北京天津山東河北山西遼寧四川貴州重慶甘肅測算可承受氣價（高限）元/M33353535324325369235298244292天然氣消費支出費用元/人年20121021019441952214235178824417522010年人均年可支配收入元29073242931994616263156481771315461141431753213189占可支配收入的比例069086105120125125152126139133在實際居民用氣過程中，常與用電比較。根據不同的效率，在同等熱值下，燃氣價格只要低于電價的50，說明燃氣價格有競爭力。對北京、天津、山東、河北、山西、遼寧和四川、貴州、重慶、甘肅10個省市的居民用電價格分別按平均價格049元/KWH、049元/KWH、055元/KWH、052元/KWH、048元/KWH、050元/KWH和052元/KWH、045元/KWH、052元/KWH、051元/KWH考慮。當供居民天然氣價格分別低于232元/M3、266元/M3、251元/M3、232元/M3、242元/M3和251元/M3、218元/M3、251元/M3、246元/M3時，天然氣與電相比具有競爭力。具體見表426。表127各地區天然氣價格與電價的競爭力分析項目北京天津山東河北山西遼寧四川貴州重慶甘肅居民平均電價元/KWH04904905505204805052045052051項目北京天津山東河北山西遼寧四川貴州重慶甘肅元/GJ1361136115281444133313891444125014441416可承受氣價與電價比值50505050505050505050元/GJ681681764722667694722625722708測算的平均可承受氣價元/M32372372662512322422512182512461222工業燃料可承受氣價工業燃料項目類型較為復雜，包括冶金、玻璃、陶瓷、建材等行業。天然氣用于工業燃料的可承受氣價主要與可替代能源價格等因素有關。另外如果一個工業燃料用戶位于市區，還與這個城市對環境質量要求有關。天然氣用于工業燃料可替代的燃料有煤炭、燃料油、LPG、輕質油、發生爐煤氣、人工煤氣等。在價格上，天然氣與煤相比沒有競爭力，若沒有環保強制政策，天然氣代煤的可能性不大。與LPG和輕質油相比，天然氣價格有競爭力，若工藝上沒有特殊情況，天然氣完全可以置換，并有經濟性。天然氣與燃料油相比，價格最為敏感。多數以重油為燃料的用戶決定是否用天然氣置換，一個重要的因素是是否可以降低燃料成本，因為這些用戶的產品成本構成中往往燃料費用占30左右，對燃料價格非常敏感。測算中主要考慮天然氣替代燃料油，根據“等熱值等價原則”測算的可承受氣價見表427。表128天然氣用于工業燃料的可承受氣價測算北京天津山東河北遼寧項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限燃料油價格元/T2909393230173935320042003000404227503950焦爐煤氣元/M312121212121611111415可承受氣價元/M3256296256314265355244276242339山西四川重慶貴州甘肅項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限燃料油價格元/T2800305030004000300040003000400028003800焦爐煤氣元/M30909可承受氣價211232253325332533211313項目名稱北京天津山東河北遼寧低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限元/M31223天然氣化工可承受氣價1）30104T/A合成氨項目化肥項目價格承受能力較低，按內部收益率9考慮，可承受氣價見表428。表129不同合成氨價格下的天然氣承受價格FIRR（稅后）9合成氨價格（元/T）18002400天然氣可承受價格（元/M3）1111722）甲醇項目甲醇項目價格承受能力也較低，不同甲醇價格下的天然氣可承受氣價見表429。表1210不同甲醇價格下的天然氣承受價格項目可承受氣價甲醇價格（元/T）18002500天然氣價格（元/M3）1031713）制氫項目制氫裝置為石化企業的配套裝置。對于一些企業，制氫裝置以天然氣為原料的價格承受能力需與其它原料對比。輕油制氫裝置改天然氣制氫的經濟預算，是以輕油制氫的原料成本價格來倒算天然氣制氫的承受能力。輕油制氫裝置（3104M3/H）每年消耗輕油56104T，改天然氣制氫后消耗天然氣077108M3。由于裝置改動不大，因此取投資03108元，根據測算結果，當輕油價格在4200元/T5000元/T時，對天然氣的可承受價格為（266361）元/M3。1224天然氣發電可承受氣價天然氣發電的可承受能力完全取決于電廠的上網電價。根據電廠的不同類型分為調峰電廠、熱電廠等。熱電聯供燃氣電廠，機組總熱效率高于調峰電廠，可接近70，發電小時較長，通常在4000H以上，其價格承受能力取決于上網電價和熱價。根據各省市的上網電價和供熱價格,測算當地熱電廠天然氣可承受氣價。調峰電廠根據新建電廠預計運行情況，假設連續3年的年運行時間都在3000H至4000H，電廠運行要想經濟上可行，需要實行峰谷電價。根據目標市場的上網電價以及趨勢，按照峰谷電價考慮，一般峰谷差價可達3倍4倍。假定電廠年發電3500小時，其中1500H按調峰上網電價計算，2000H按平均上網電價計算，則目標市場地區天然氣發電用戶的可承受氣價見表4210。表1211天然氣用于發電的可承受氣價測算表項目名稱北京天津河北山東四川平均上網電價元/KWH0382038603970384調峰上網電價元/KWH052805730580596058供熱價格元/蒸噸150150150150可承受氣價元/M3197172175182136123城市門站可承受氣價1231城市燃氣門站可承受氣價參照各地城市燃氣規劃，考慮到隨著民用氣量增加相應地城市配氣費也降低的趨勢，北京、天津、山東、河北、遼寧地區城市配氣費取為05元/M306元/M3，山西、四川、重慶、貴州、甘肅地區城市配氣費取為03元/M304元/M3。則城市門站價格等于終端可承受氣價減去城市配氣費，各地區城市燃氣門站可承受氣價見表4211。表1212各地區城市燃氣門站可承受價表元/M3北京天津山東河北遼寧項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限可承受氣價2823352663526635269324264369配氣費05060506050605060506門站可承受氣價22228520632063209274204319山西四川重慶貴州甘肅項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限可承受氣價206325161235163244207298211292配氣費03040304030403040304門站可承受氣價1662951212051232141672681712621232工業燃料門站可承受氣價工業燃料主要考慮支線管輸費，支線管輸費統一考慮為02元/M3。則門站價格等于終端可承受氣價減去支線管輸費，各地區工業燃料門站可承受氣價見表4212。表1213各地區工業燃料門站可承受氣價表元/M3沿線市場項目名稱低限高限終端可承受氣價191275支線管輸費0202門站可承受氣價171255工業燃料主要考慮支線管輸費，支線管輸費統一考慮為02元/M3。則門站價格等于終端可承受氣價減去支線管輸費，各地區工業燃料門站可承受氣價見表4213。表1214各地區工業燃料門站可承受氣價表元/M3北京天津山東河北遼寧項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限可承受氣價256296256314265355244276242339支線管輸費0202020202門站可承受氣價2382882362942453352329213271山西四川重慶貴州甘肅項目名稱低限高限低限高限低限高限低限高限低限高限可承受氣價23277253325332533211313支線管輸費0202020202門站可承受氣價212572331233123311912931233天然氣化工和發電門站可承受氣價作為天然氣大用戶，化工用戶和發電用戶基本上以直供為主，其終端可承受氣價可認為是門站可承受氣價。1234綜合門站可承受氣價根據各行業、地區門站可承受氣價分析結果，進行綜合門站可承受氣價分析。分析中，考慮每年的物價增長因素，城市燃氣、天然氣和甲醇項目考慮4每年的增長，工業燃料和合成氨按固定區間不變，計算結果見表424。從表中可以看出，2015年綜合門站可承受氣價為222元/M3294元/M3，可承受氣價上限相對較高，但是其中的化工用戶和發電用戶承受能力遠遠達不到高限氣價，承受能力較低。表1215綜合門站可承受氣價測算表元/M32015年2020年省份低限高限低限高限遼寧235317278372北京241295298367天津249313286349河北235291281343山東254374290427山西204299239356四川192251224291重慶196255230300貴州223286268335甘肅198254228291綜合22229426234613用氣不均勻性分析131不均勻用量分析各類用戶不均勻用量的計算與市場分配結構和各自的不均勻系數相關性很強。因此，在確定目標市場各類用戶各月不均勻用氣量時，首先要根據對目標市場用戶的結構進行測算，然后根據確定的典型的月不均勻系數和日高峰系數對市場各類用戶的用氣量進行不均勻測算。經過計算，2020年西四線配氣量達到260108M3時，去除進入中緬天然氣管道的70108M3，西四線下游市場實際分配氣量為190108M3，12月份的市場用氣量最大，為267108M3。具體見圖431。全年高月高日用氣量達到211108M3。000500100015002000250030001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月貴州川渝甘肅河北山東山西天津北京圖1312020年目標市場逐月不均勻用量（108M3）132調峰需求量預測1）季節調峰需求量天然氣利用的季節不均勻性主要體現在冬夏季用氣不平衡方面，通常表現為冬季用氣量遠遠超過夏季用氣量。根據不同用戶的月不均勻用氣量可以計算出用戶的季節調峰氣量。其中，采暖季天數按照120天計。以2020年作為典型年進行測算。通過對目標市場各地區的天然氣各月的不均勻用量和高月均日用量確定每個省及直轄市的季節調峰需求量。測算中，中衛貴陽聯絡線管道進入中緬系統氣量調峰不計入本管道；本管道氣量進入陜京二、三線系統后，由于無法分出本管道具體用戶，按比例統一測算。經測算，2020年西四線進入陜京三線和中衛貴陽聯絡線氣量為260108M3，去除進入中緬天然氣管道的70108M3，西四線下游市場實際分配氣量為190108M3，季節調峰需求量為3107108M3，占市場分配總量的164。表132西四線季節調峰需求量預測（108M3/A）省市1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月合計北京272165072111279899天津036029009016042132山西068042009022082224山東3832380531244611259河北132094025051156458甘肅011006006008014045川渝021014004013024076貴州005003001000000004013合計927591180000000000000000000000346106231072）不可中斷應急氣量由于天然氣廣泛應用于各大城市，涉及千家萬戶，屬于公共事業。同時天然氣的輸送便利性又遠不及煤炭、石油等能源。一旦出現供應中斷，應急保安問題就會十分突出。因此，天然氣供應必須具備穩定安全的特點，并充分考慮緊急事故發生后的應急預案。保證一定數量的不可中斷應急氣量，有助于大型管道的平穩安全運行。根據經驗，在大型天然氣供氣項目中，可以根據天然氣用戶的種類確定不可中斷應急氣量。如前所述，天然氣用戶可以分為城市燃氣、工業企業、發電和化工。根據應急預案制定原則，一般在出現供應中斷等緊急事故情況下，必須優先保證城市民用、公福建筑等用氣。因此，確定不可中斷應急氣量的原則是在出現供應中斷等緊急事故狀況下，應保障至少3天的90城市燃氣用氣量和50工業企業用氣量（主要是玻璃、建材等不可中斷用戶的用氣量）。經綜合測算，2020年西四線的不可中斷應急氣量規模為158108M3/D，持續時間取3天。14市場風險分析141價格風險及對策1411價格風險天然氣價格是杠桿。供應價格越高，需要量越小。西四線主供氣源為煤制氣和塔里木上產氣，氣源價格將對市場開發工作造成較大影響。此外，從用戶角度來看，可承受價格水平受經濟發展水平、可替代能源價格水平影響。氣價承受能力與國際油價密切相關，隨著國際油價的波動國內燃料油、LPG等替代能源價格的也在變化，當替代能源價格較低時，用戶更多的選擇替代能源，而不是天然氣。參照西一線等管線情況，西四線天然氣價格從總體上基本可以承受，但是對于具體省份、具體用戶仍然有很大一部分難以承受。按照不同類型用戶的門站可承受氣價來比較，則天然氣發電用戶基本無法承受，部分工業用戶也難以承受，如何保證這部分用氣，對于天然氣市場開發和銷售都是一個挑戰。1412對策1）盡可能選擇開發高端用戶，提高城市門站可承受氣價在市場開發過程中重點選擇大中城市的城市燃氣和以氣代油等工業燃料用戶，以城市燃氣等高端市場和高端用戶帶動天然氣發電等承受氣價低的用戶，有效地提高城市門站綜合可承受氣價。2）推動天然氣發電價格采取峰谷價或實行氣電聯動機制目標市場中北京、天津等地天然氣發電所占比例較大，由于上網電價較低，氣價承受能力較低，目前大多依靠地方政府補助。未來如果大量發展天然氣發電，緊緊依靠地方政府補貼，顯然已經不現實。考慮天然氣發電有助于天然氣管道安全平穩運行和調峰等，以及在環保、節能減排等方面的積極作用，對天然氣發電采取峰谷價或者實行氣電聯動機制，提高天然氣發電的氣價承受能力。142下游市場面臨競爭伴隨西氣東輸二線、陜京二線、陜京三線、東北管網、沿海LNG接收站、中緬管道等一大批供氣項目的實施，我國正在逐步構建“西氣東輸、北氣南下、就近外供、海氣登陸”等多氣源供氣格局，天然氣供應量在2011年前后將上一個新臺階。多氣源供氣格局的形成、供氣量在較短時間內的快速增加，在局部地區的一定時段內必將出現各氣源之間互相爭奪市場的現象，最為突出的是東南沿海地區進口管道氣與進口LNG之間的競爭。目前國內天然氣市場已具有利益主體和市場主體多元化、市場行為自主化及經濟行為市場化等特征，市場競爭日趨激烈，各主體之間的競爭主要表現為在爭奪市場占有率、提高銷售額和盈利率等方面的相互抗衡。本項目目標市場范圍內，每個省份都有二個以上供氣商。如果本項目實施時間滯后于中海油、中石化項目投產時間，將面臨市場空間被擠壓的風險，市場銷售將非常被動。143當地國民經濟發展速度敏感性分析不同的目標市場擁有不同的國民經濟發展速度，而不同的經濟發展速度可能會在一定程度上影響天然氣的使用。經濟發展速度快，下游各類企業發展活躍，產品銷量好，自然消耗天然氣量就大些；反之，經濟發展速度下降甚至出現后退，不少下游用氣企業紛紛倒閉，天然氣消費量必然會出現一定程度的下降。現在我國的經濟發展形勢也面臨著前發展速度下降的挑戰與考驗。經濟增長速度放緩，外貿出口型企業發展勢頭受到影響，對于能源需求也隨之急劇萎縮，天然氣銷售面臨巨大挑戰。在選擇天然氣下游市場時，可優先選擇經濟發展勢頭良好的地區。同時在用戶選擇時，可盡量選擇較為剛性的需求。這些剛性需求主要包括城市燃氣中的民用、公福用氣，以及CNG汽車加氣、采暖用氣等。此外，諸如玻璃、建材等對天然氣依賴性較強的工業燃料用戶也具有較強的用氣剛性，相對來講受經濟發展波動影響較小2管道線路工程21線路選線原則211基本選線原則1）管道路由走向應根據沿線進氣、供氣點的位置、沿線地形、地物、工程地質條件，經多方案比選后確定；2）河流大、中型穿（跨）越工程和輸氣站位置的選擇，應符合線路總體走向。線路局部走向可根據河流大、中型穿（跨）越工程和輸氣站的位置進行調整；3）管道路由應充分考慮大口徑管道的施工特點，線路選擇應盡量順直、地勢平緩，以縮短線路長度，減少熱煨彎管用量，并盡量減少與天然和人工障礙物交叉；4）管道路由必須和沿線城市規劃相結合，與現有交通、電力、通信設施保持一定距離，為管道運營創造和諧環境；5）盡量避開機場控制區、軍事區、車站及其他人口密集場所，避開重點文物保護區，對國家和省市級自然保護區應盡量繞避，難以避開時，可以協商通過其實驗區；6）有條件的情況下，盡量靠近或沿現有道路敷設，以便于施工和管理，在與其他現有管道并行的地段，應當保持一定的安全間距，并按照大口徑管道的特點做線路優化；7）選線中始終將管道安全放在首位，管線盡量避開地質災害嚴重地段，如滑坡體、崩塌、泥石流、沉陷等不良工程地質區；盡量避開礦產資源區、地震高烈度區和大型活動斷裂帶。避開有爆炸、火災危險性的場所及強腐蝕性地段；8）盡量減少對自然生態環境的破壞，防止水土流失，注重自然環境和生態平衡的恢復，保護沿線人文景觀，使工程建設與自然環境相協調。212不同地區選線原則2121平原地區選線1）在平坦開闊地段盡量取直，整體上力求節省管線長度；2）重視與管道沿線各級規劃主管部門的結合；3）盡可能避開人口及建筑密集區，減少不必要的拆遷；4）注意地下礦藏及文物的分布，有條件情況下盡量避開；5）處理好管線與地上及地下各類建構筑物之間的并行和交叉關系；6）對管線經過的各類保護區以繞避方案為首選，無法繞避時應與主管部門協商共同確定通過方案；7）盡量少占基本農田和林地，以減少作物的賠償并降低對沿線生態的影響。2122山區選線1）山區選線應結合地形、地質條件、山區道路狀況，考慮施工的可行性和管道通過位置的穩定性；2）管線通過山區時，應盡量選擇在通過山區短、坡度平緩、山型完整的地段；3）山區管線盡量選擇可通行的山谷或河谷地段。若河谷寬且平坦，管線可考慮在河床低階地敷設，一般應敷設在二階臺地以上區段，在洪水淹沒區的管道應采取措施，防止管道和光纜被沖毀；若谷地地形狹窄曲折，河谷沖刷嚴重，或構筑物擁擠，則應另辟路線；4）若山脊線與管線走向一致且山脊較寬、順直、上下山脊坡度較平緩，地質條件穩定時，應考慮走山脊的方案；5）線路需越嶺時，當山嶺高度不大，坡度較緩，具備大型管道通過條件，可選擇從埡口翻越通過；6）當管道沿山區河谷繞行費用大于以隧道方式取直通過的費用時，可選用隧道方式通過；對于坡度陡、高差大、基巖完整的山嶺，可考慮隧道通過；7）線路盡量避免長距離橫坡敷設，若必須橫坡敷設時，應選擇縱坡較緩（不宜超過25）、削山開挖后巖層穩定的地帶通過。管道盡量在山坡的陽面布設；8）管道應盡量避開滑坡、崩塌、危巖、泥石流、陡坡、陡坎等不良地質區，對無法避開的滑坡，首先應查明滑坡區的范圍，將管道布設在該范圍外，對橫過泥石流的管段，應選擇在泥石流動態區以外通過；9）新建伴行道路應該盡量與施工作業帶結合布置；10）盡量避開密集的林帶，難以避開時，應選擇林帶較短的地帶通過。2123沙漠地區選線1）盡量沿固定沙丘通過；2）半固定沙丘線路盡量選在丘坡較緩處和丘間洼地通過；3）通過移動性沙丘時，線路走向若與沙壟交叉，應垂直于沙壟在較低的壟頂直線穿過，若與沙壟走向一致，應在壟間洼地通過；4）盡可能沿沙丘移動速度較小及沙丘起伏較小的地段通過；5）盡可能沿沙漠中古河道“走廊式”地帶的背風側地段；6）盡量沿沙漠中山前平原潛水帶邊緣而行。2124黃土地區選線1）管線應首選在完整順直的黃土梁上通過；2）明確線路是否通過濕陷性黃土地區，可查閱濕陷性黃土地區建筑規范中的附圖或相關資料；3）現場踏勘判斷場地的穩定性和濕陷性黃土的分布范圍、厚度以及地面漏斗情況。4）線路盡量選擇黃土濕陷性小的地方通過；5）盡量避開溝、河、谷等行洪地段；6）穿越沖溝時，應選擇在岸坡穩定的位置通過，如選擇沖溝尾部（非沖溝的源頭）通過。若必須在發育型沖溝頭通過，設計上應采取措施，限制其發育；7）線路平行河流、溝谷敷設時，應選擇從設計洪水位以上的穩定階地通過，并應注意階地地質情況；8）線路盡量選擇排水通暢、有利于進行場地排水的地形條件；9）線路盡量避開濕陷性黃土地區不良的地質現象（如滑坡、沖溝等）發育的地段。若必須在橫坡敷設時，應注意線路上側土體的穩定性，邊坡本體的穩定性、漏斗、裂縫以及由于施工可能引起的地質條件惡化現象；10）不應在新建水庫下游較近處敷設大型重要管道。若在水庫上游通過，應考慮水庫的回水和最高洪水位對管線的影響；11）在線路通過高陡坡時，應考慮施工掃線對地貌的改變及由此對設計的影響。應盡量不改變原來的天然地形，若必須改變，則應在施工后進行恢復，盡量避開填方區；12）通過黃土地段應注意水土保持與環境保護等可能增加的工程措施。2125凍土地帶選線1）線路盡可能避開地下冰區、冰錐區、膨脹區、熱溶洞區、有飽和冰區的山坡、帶有粘質土及水分含量過高的墳狀土的山坡。應從下游一側繞過膨脹的的凸包區；2）應在植被良好的地區通過；3）丘陵地段，線路宜高不宜低，最好從緩坡的上部通過；4）河谷地段，線路宜選擇在陽面較高階地上；如果橫穿河谷，則應垂直通過；5）不良地質地段應從厚層地下冰分布的上方邊緣或從熱融滑塌體的下方以管堤方式通過；6）冰丘、冰椎地段，線路宜在其下方通過，有困難時，采用架空跨越方式通過；7）對永凍土地區，應考慮環保要求，避開植被良好的地區；2126城鎮區范圍選線1）管道通過城鎮時，應充分與規劃主管部門結合，共同確定規劃區段管道敷設路由，降低管道建設對地方規劃的影響，并獲得書面批復文件；2）盡量不穿越靠近城鎮的大塊平地中部，可選擇其邊緣，或靠近河谷、丘陵區邊緣地帶選擇線路。22西四線宏觀走向方案根據規劃資料，西氣東輸四線輸氣管道工程的資源為塔里木氣區增產的天然氣和伊犁地區生產的煤制天然氣。本管道工程的目的是將這兩大氣源的天然氣向東輸送至寧夏中衛，進而通過下游管道輸送至國內中東部、東南以及西南地區，以滿足沿線用戶的需求。本工程干線管道線路起點為伊寧首站，終點為中衛壓氣站，管線從伊寧首站出發后翻越天山，翻越天山后在西二線6閥室與西二線、三線并行敷設，經河西走廊到達中衛壓氣站。其中翻越天山段線路長165KM，其余段與西二線并行敷設（并行長度2251KM），西四線線路全長2416KM。線路宏觀走向示意見下圖。圖221西氣東輸四線線路走向示意圖23線路宏觀方案比選西四線起點為伊寧首站，終點為中衛壓氣站。線路宏觀走向上有兩個大的比選方案1）伊寧首站吐魯番聯絡站段天山北線和南線方案；2）哈密中衛段的河西走廊方案和河西走廊北線方案。以上兩個大的宏觀走向方案均與西部管道公司、規劃總院、管道設計院等單位進行了現場踏勘。下面詳細進行說明各方案的優缺點及線路基本概況。線路宏觀走向示意見下圖。輪吐支干線西四線干線西一線輪南首站吐魯番聯絡站伊寧首站中衛聯絡站圖231西氣東輸四線宏觀線路走向示意圖231伊寧首站吐魯番段天山南北線方案1）宏觀線路走向伊犁地區生產的煤制天然氣位于伊犁河谷。伊犁河谷為一狹長的盆地（東西長，南北短），該地區南側、北側、東側均為天山山區，管道若要通向東部的吐魯番，勢必要翻越天山。為克服天山的天然屏障，選擇合理可行的煤制氣外輸通道，項目組人員經過詳細的圖上分析研究并結合現場踏勘，提出南、北兩個宏觀方案進行比較。南、北兩方案的起點均為位于伊寧市西北側約8KM的英也爾鄉附近，終點為吐魯番聯絡站，路由大致走向見圖532。西一線河西走廊方案河西走廊北線天山南線天山北線中衛聯絡站伊寧首站哈密輪南首站吐魯番聯絡站圖232伊寧首站吐魯番段天山南北線方案比選示意圖北線方案管道出伊寧首站后向東敷設，經伊寧縣北側翻越北天山，管道敷設出北天山區后，在精河縣西南側的西二線6閥室附近開始與西二線以及規劃中的西三線開始并行敷設，直至吐魯番聯絡站，線路長度約7432KM，翻越北天山是本方案的難點段。具體線路走向描述如下。管道出伊寧首站后向東，經過一段山前平地及山前淺丘地貌后到達博爾博松，而后管道沿博爾博松河谷進入北天山區，河谷內大部分較寬闊，內有碎石路可通行至庫爾賽達坂，庫爾賽達坂南北寬約10KM。據現場踏勘了解到，已建成通車的精（河）伊（寧）霍（城）鐵路采取136KM長隧道通過庫爾賽達坂，博爾博松河谷內的碎石路為隧道修建時的南出口進場道路。管道敷設至庫爾賽達坂南坡后，穿越精伊霍鐵路（橋垮下通過），從鐵路隧道軸線東側的山谷爬山敷設，該山谷局部狹窄，擬采取隧道通過，隧道長約18KM。管道爬至庫爾賽達坂山頂平臺后（山頂管道經過的最高點海拔約2400M），順北坡溝谷下山進入北側山坡的阿沙勒河谷，河谷內有鐵路隧道北出口的進場道路可依托。管道順阿沙勒河谷經過尼勒克會岸、新龍口后敷設出北天山區，逐漸向東與西氣東輸二線管道會合，然后與西二線管道以及擬建的西三線管道并行敷設至吐魯番聯絡站。吐魯番聯絡站伊寧首站北天山局部比選北線方案南線方案南線方案管道出伊寧首站后向東方向敷設，主要依托G218國道敷設，沿伊犁河谷，經過伊寧、新源、那拉提，由鞏乃斯溝進入天山山區，經過鞏乃斯溝后管道進入海拔約2600M的天山高原草甸，繼續依托G218向東敷設，經過巴侖臺后，管道與G218分離，之后依托S301省道在阿拉溝內敷設，向東至吐魯番聯絡站，線路長度約為728KM。具體線路走向描述如下。管道出伊寧首站后向東，在伊寧市的北側通過，而后繼續向東在伊寧縣的南側敷設，從伊寧縣墩麻扎鎮與國道G218會合，之后管道依托G218向東敷設，依次經過鞏留縣、新源縣、那拉提后進入鞏乃斯溝，伊寧那拉提段長度約210KM，沿線主要為農田及草場，地形平坦開闊。管道由鞏乃斯溝進入天山山區，鞏乃斯溝較狹窄，溝兩側山體陡峭，溝內有鞏乃斯河，河北側為G218國道，依山而建，無管道敷設位置；溝南側分布大面積的天然林，根據現場地形看，管道只能選擇在溝南側敷設，需毀壞大量天然林，管道在鞏乃斯溝內敷設長度約50KM。管道通過鞏乃斯溝后翻山進入高山平原，山頂地勢平坦開闊，屬巴音布勒克草原北緣，該段管道依托G218向東敷設，沿線海拔約2600M，沿線依托較差，且冬季山頂積雪道路斷行，不便于管道運行維護管理。管道在巴侖臺北部與G218分離，開始順山谷敷設，該山谷內無道路依托，該段無社會依托，且需打一條約35KM的隧道通過，該段山谷長約50KM。通過該山谷后，管道與S301會合，之后依托S301向東阿拉溝內敷設，S301路況較差，局部地段被洪水沖斷，車輛通行困難；阿拉溝局部地段地表破碎，狹窄，并且南疆鐵路主要在阿拉溝內迂回通過，局部地段須隧道通過。管道敷設出阿拉溝后向東經過吐魯番盆地邊緣，最終到達吐魯番聯絡站。2）主要工程量對比伊寧首站吐魯番段天山南北線方案主要工程量對比分析見下表。表233主要工程量及可比投資比較序號項目單位北線方案南線方案備注1線路長度KM7432728平原、戈壁KM63623532地貌分段山區、溝谷KM1073753管道組焊1）D1219153X80螺旋縫埋弧焊管KM6934668含防腐層2）D1219184X80螺旋縫埋弧焊管KM49860含防腐層序號項目單位北線方案南線方案備注4主要穿越工程1）河流大中型穿越（開挖）M/次4440/144700/162）等級公路頂管穿越M/次500/71680/213）鐵路箱涵穿越M/次320/4800/104）山體隧道M/座21000/1929000/255道路工程1）新建伴行道路KM32652）整修施工道路KM1002606防護工程1）漿砌石構筑物M1610003230002）石籠護底M12200260004）混凝土擋墻M2160112007拆遷及附著物賠償1）農田KM32602）林地KM22503）草場KM1551055）高原草甸KM855可比投資億元126312743）優缺點對比分析伊寧首站吐魯番段天山南北線方案優缺點分析見下表。表234伊寧首站吐魯番段方案綜合對比方案項目北線方案南線方案線路水平長度7432KM728KM山區段長度60KM260KM優點1、經過山區段短，地貌相對簡單，地質災害少，施工相對容易、管道相對更加安全；2、經過環境敏感點段短，對自然環境的影響小；3、多條管道共用走廊，且沿線社會依托好，便于共同管理維護4、沿線控制性隧道少，工程可比投資小。1、線路長度比北線方案少近15KM。缺點1、翻越庫爾賽達坂有一定難度；2、對山上云杉林及高原草場有一定破壞；1、通過山區段長，難點分布多，施工難度大；方案項目北線方案南線方案3、線路長度比南線方案長近15KM。2、沿線經過環境敏感點長，對自然環境的影響大；3、沿線經過山區段海拔較高，冬季積雪期長，道路通行困難，運行維護難度大；4、困難地段多，施工條件及社會依托條件差，部分區域有永凍土。4）比選結論通過上述分析可知，雖然南線方案線路短15KM，但沿線存在難點眾多，從管道建設、運行維護以及工程投資方面比較均不占優勢。因此伊寧首站吐魯番段天山段路由推薦為北線方案，即主體與西氣東輸二線并行方案。232哈密中衛河西走廊北線與河西走廊方案1）宏觀線路走向目前，中國石油西一、二、三線，雙蘭線5條管道并行敷設在河西走廊中。河西走廊中分布有高速公路、國道、蘭新鐵路、330KV輸電線、750KV高壓線、光纜等線形工程。隨著管道建設項目的增多，河西走廊中存在管道占用農田地和農田地減產、管道與線形工程之間的干擾等問題。基于以上原因，我們提出了河西走廊北線方案，并與西部管道公司、規劃總院、管道設計院一起踏勘了該方案。下面詳細論述兩個方案的優缺點及線路工程概況。哈密中衛河西走廊北線與河西走廊方案宏觀走向見下圖。圖233哈密中衛河西走廊方案比選示意圖河西走廊北線方案線路起點為哈密，管道沿312國道北側向東南敷設，西一、二、三線沿312國道南側敷設，北線方案沿312國道敷設至二線的瓜州壓氣站，然后與西一、二線偏離，管道向東敷設，經鼎新、阿拉善右旗、民勤，穿越騰格里沙漠后到達中衛壓氣站。線路全長1660KM。河西走廊方案線路起點為哈密，管道沿312國道南側側向東南敷設，并行西一、二、三線、雙蘭線敷設，經河西走廊嘉峪關、酒泉、張掖、金昌、武威，終點到達中衛壓氣站。線路全長1655KM。2）地形地貌及敏感點基本概況（1）河西走廊北線方案河西走廊北線方案地形平坦，管道經過地形大部分為戈壁荒漠，沿線除了鼎新鎮、阿拉善右旗、民勤縣外基本全是無人區。管道沿線地貌照片見下圖。圖234北線方案地貌圖片圖235北線方案地貌圖片哈密鼎新段約650KM，無人區，戈壁荒漠地貌。鼎新阿拉善右旗段伴行省道S316敷設，戈壁荒漠地形，沿線無人煙。阿拉善右旗中衛段段管道從連古城保護區和騰格里保護區的試驗區通過。管道通過騰格里沙漠保護區走向方案見下圖。圖236北線通過騰格里沙漠保護區走向示意圖圖237北線通過騰格里沙漠保護區走向示意圖騰格里沙漠基本概況騰格里沙漠中國大沙漠。在阿拉善地區的東南部，介於賀蘭山與雅布賴山之間。大部屬內蒙古自治區，小部分在甘肅省。面積42,700KM216,486平方哩。沙漠內部有沙丘、湖盆、草灘、山地、殘丘及平原等交錯分布。沙丘面積占71，以流動沙丘為主，大多為格狀沙丘鏈及新月形沙丘鏈，高度多在1020公尺之間。湖盆共422個，半數有積水，為乾涸或退縮的殘留湖。中國第4大沙漠。位于阿拉善地區東南部,介于北緯3730至40，東經10220至106。面積約427104KM2。行政區劃主要屬阿拉善左旗，西部和東南邊緣分別屬于甘肅民勤、武威和寧夏的中衛市。沙漠包括北部的南吉嶺和南部的騰格里兩部分，習慣統稱騰格里沙漠。沙漠內部沙丘、湖盆、山地、平地交錯分布。其中沙丘占71,湖盆占7，山地殘丘及平地占22。在沙丘中，流動沙丘占93，余為固定、半固定沙丘。高度一般為10至20米，主要為格狀沙丘及格狀沙丘鏈，新月形沙丘分布在邊緣地區。高大復合型沙丘鏈則見于沙漠東北部,高度約50至100米。固定、半固定沙丘主要分布在沙漠的外圍與湖盆的邊緣，其上植物多為沙蒿和白刺。在流動沙丘上有沙蒿、沙竹、蘆葦、沙拐棗、花棒、檉柳、霸王等，生長較巴丹吉林沙漠為好。在沙漠西北和西南的麻崗地區還有大片麻黃，在梧桐樹湖一帶沙丘間有天然胡楊次生林，頭道湖、通湖等地，有1949年后營造的人工林。就大地形來說，屬于阿拉善高原之沖積平原，海拔1050M，在地質構造上是一個斷陷盆地，為細沙及粘土狀第四之沖積湖積物所覆蓋，其上為沖積、淤積和風積物，多為高低不等310米的流動、半固定、固定沙丘、平緩沙地及丘間低地相互交錯呈復區分布的地貌類型。黃河自南向北流經磴口縣的東南端，磴口綠州的地勢自東南向西北傾斜，海拔大體在10481053M之間。而烏蘭布和沙漠整個地勢都低于黃河水面，有引黃灌溉的條件，從而彌補了降雨少，蒸發大，干旱缺水的不利因素。且地下水埋深淺58米，淺層水資源豐富，水質良好宜于灌溉。據內蒙古河套總局勘測資料，淺層承壓、半承壓水極為豐富，有100米含水層，總儲量為57108M3，而且水質良好，是堅持排灌的優質水源。騰格里沙漠地貌照片見下圖。圖238騰格里沙漠地貌照片（2）河西走廊方案河西走廊是甘肅經濟相對發達的地區，河西嘉峪關、酒泉、張掖、金昌、武威五地市人口相對密集。河西走廊東起烏鞘嶺，西至玉門關，東西長約1,000KM，主要城市有武威、張掖、敦煌等歷史文化名城。它自古就是西北地區重要的交通要道。漢唐時的“絲綢之路”經這里通向中亞、西亞，是中西文化交流史上的一條黃金通道，不僅是昔日的古戰場，也是甘肅著名的糧倉。河西走廊又稱甘肅走廊，其南為海拔四、五千米的祁連山脈。其由一系列北西走向的高山和谷地組成，西寬東窄，由柴達木盆地至酒泉之間為最寬，約300KM。祁連山山峰海拔多在4,000米以上，最高峰疏勒南山團結1峰海拔為6,305米，這基本上接近了青藏高原大多數山峰的高度。祁連山北側和南側分別以大起大落的明顯斷裂由高山一下降至平原，北坡與河西走廊的相對高度在2,000米以上，而南坡與柴達木盆地間僅1,000多米。在祁連山4,500米以上的高山上，有著豐厚的永久積雪和史前冰川覆蓋，這些積雪和冰川在每年特定的季節融化，為這一地區大量的綠洲和耕地提供了源源不斷的源頭活水。北側則為龍首山合黎山馬鬃山（北山），絕大多數山峰海拔在2,0002,500米之間，個別高峰達到了3,600米。這里山地地形起伏，逐漸趨于平緩，可以算準平原。河西走廊介于祁連山與馬鬃山（北山）之間的狹長平地，因其位于黃河以西，故得名。河西走廊中分布有較多的環境敏感點，下面簡要說明。玉門風電場在玉門地窩堡附近，規劃有多個風電和光電項目，管線與諸多的風電場有干擾。管廊帶不能繞開，只能考慮從風電場的間隙通過。玉門風電場示意見下圖。圖239玉門風電場示意圖嘉峪關水源地嘉峪關水源地包括以下4個水源地。黑山湖水源地位于嘉峪關市西南，面積約28KM2，為市二級水源保護區，地下水埋深18M。嘉峪關水源地位于嘉峪關市西南，面積約24KM2，為市二級水源保護區，地下水埋深25M。北大河（討賴河）水源地位于嘉峪關市南，北大河與蘭新鐵路相交處與長城第一墩之間，面積約40KM2，為市二級水源保護區，地下水埋深30M。雙泉水源地位于嘉峪關市東南，面積約22KM2，為市二級水源保護區，地下水埋深30M；其中管道通過北大河水源地位置比較緊張，現有四條管道已占據了170米寬。嘉峪關水源地分布見下圖。圖2310嘉峪關水源地分布示意圖圖2311北大河水源管道通過現狀圖2）主要工程量對比哈密中衛河西走廊北線與河西走廊方案主要工程量對比分析見下表。表236主要工程量及可比投資比較序號項目單位北線方案河西走廊備注1線路長度KM16601655平原、戈壁KM162016002地貌分段山區、溝谷KM40553管道組焊1）D1219153X80螺旋縫埋弧焊管KM15001400含防腐層2）D1219184X80螺旋縫埋弧焊管KM160255含防腐層4主要穿越工程1）河流大中型穿越M/次2800/37800/82）等級公路頂管穿越M/次900/151800/303）鐵路箱涵穿越M/次160/2480/64）山體隧道M/座3500/25道路工程1）新建沙漠公路KM150路面寬度45M序號項目單位北線方案河西走廊備注2）整修施工道路KM100806防護工程1）漿砌石構筑物M1410003030007拆遷及附著物賠償1）農田KM203808可比投資億元282228113）優缺點對比分析哈密中衛河西走廊北線與河西走廊優缺點對比分析見表534。4）比選結論河西走廊北線方案優點是沿線主要為戈壁地貌，管道建設協調難度小，工程難點少。該方案的主要缺點是通過了150KM騰格里沙漠，需要修建沙漠公路。河西走廊方案便于統一運行管理維護，但中衛黃河前后山區通過難度大，需要西三線預留西四的管道位置。綜合考慮各種因素，西四管道走向暫推薦河西走廊方案。表237哈密中衛河西走廊北線與河西走廊方案綜合對比方案項目河西走廊北線方案河西走廊方案線路水平長度1660KM1655KM優點1）開辟了一條新的能源通道，對油氣輸送的安全保障有利；2）管道沿線基本為無人區，戈壁荒漠地貌，社會干擾小，管道建設、運行管理、協調難度小；3）該方案基本不占用農田地；4）管道既避開了河西走廊的農田地，又有玉門、酒泉、山丹、金昌、武威5個公路通道與河西走廊聯系起來，間距約90KM，方便了運行管理維護；1）與已建管道并行，部分站場可以考慮合建和擴建，建成后方便統一管理維護；2）管道通過了河西走廊經濟相對發達地區，社會依托條件好；缺點1）管道通過150KM的騰格里沙漠，需要修建沙漠公路，運行維護難度大；1）中衛黃河穿越管線通過難度大；2）嘉峪關水源地、黑山湖水源地預方案項目河西走廊北線方案河西走廊方案2）沿線基本為無人區，站場社會依托條件差，站內人員生活環境相對艱苦；留220米通道中通過其余管道難度大，需要考慮特殊的措施或繞行方案；3）河西走廊中公路、鐵路、高壓線等線性工程分布較多，管道建設施工干擾和協調難度大；4）河西走廊中農田地非常稀缺，管道閥室及站場占用農田地多；5）所有油氣管道都從河西走廊中通過（站場合建），能源穩定供應方面存在安全風險。24線路局部方案比選西四線管道起點伊寧首站，終點為中衛。線路除伊寧精河段翻越天山外，其余地段基本伴行西二、三線敷設。通過現場實地踏勘考察，西四管道沿線有伊寧二線6閥室段、奎屯獨山子工業園區段、頭屯河繞行