g2012-121西气东输四线预可行性研究报告.doc

1.1.1.1 分配方案结构 中卫贵阳联络线市场分配量包括沿线市场分配气量和进入中缅天然气管道气量两部分。沿线市场分配中，天水、陇南、陇西、遵义、贵阳等全部由中卫贵阳联络线供应城市，根据需求确定分配气量的用气结构。川渝地区分配气量结构，由于中卫贵阳联络线补充气量进入川渝管网后，在管网统一调配，很难确定具体用户，只能按照整体需求的结构按比例确定分配结构。沿线市场分行业逐年分配气量和 2015 年市场分配结构分别见表 4.1-7 和图 4.1-2。表1.1-1 中卫贵阳联络线沿线市场分行业逐年用气量表（108m3）项目 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 沿线 分配 气量 城市燃气 21.9 22.2 21.0 20.5 17.8 15.0 工业 23.6 23.9 22.5 21.6 18.7 15.6 化工 19.8 18.2 15.2 13.2 9.3 5.6 小计 65.3 64.3 58.8 55.2 45.7 36.2 储气库净注气 5.0 2.6 2.0 去南宁方向 69.6 69.1 62.0 58.9 64.7 70.6 总计 139.9 135.9 122.8 114.1 110.5 106.8 城市燃气33.5%工业36.1%化工30.4%图1.1-1 中卫贵阳联络线沿线市场 2015 年分配气量结构图 1.2 可承受气价分析 1.2.1 天然气及替代能源价格现状 天然气的不同应用可取得不同的经济效益，并且多数能源之间可以相互替代，用户多选择价格有优势的能源；地区发展水平的高低也影响天然气用户承受能力，一般来讲，经济发展水平高则价格承受能力高，反之则价格承受能力低。因此，天然气可承受气价的 主要市场影响因素有：一是应用的种类，二是地区经济发展水平。在可承受气价测算中，相关的能源净热值如下：天然气 34.8MJ/m3、燃料油41.8MJ/kg、液化石油气 50MJ/kg，人工煤气热值视各地情况而定。1.2.1.1 天然气价格现状 1）天然气价格结构和定价机制 中国天然气价格由出厂价、管输费和城市终端用户价组成。目前国家控制出厂价和管输费，地方政府控制城市用户气价。图1.2-1 天然气价格链图 2）天然气终端价格现状 近几年随着石油、液化石油气、煤炭等能源价格的上涨，天然气的价格也相应的有所上升。天然气终端用户的价格水平跟地区经济发展水平有很大的关系。沿线市场地区终端用户价格水平详见表 4.2-1。表1.2-1 沿线市场天然气终端用户价格现状表（元/m3）应用 低限 高限 城市燃气 1.38 2.94 工业燃料 1.25 3.56 化工 0.738 1.54 发电 1.323 2.28 1.2.1.2 替代能源价格现状 用户对天然气价格的承受能力与替代能源的价格息息相关，主要考虑的替代能源包括液化石油气、燃料油、人工煤气等。按照国际油价 80 美元/桶100 美元/桶条件下，沿线市场替代能源价格情况见表 4.2-2。表1.2-2 沿线市场替代能源价格现状表 低限 高限 液化石油气（元/t）3800 5500 燃料油（元/t）2750 4000 人工煤气（元/m3）0.50 1.30 1.2.2 终端用户可承受气价 1.2.2.1 城市燃气可承受气价 天然气用于城市燃气的可承受气价与可替代能源价格、电价和居民收入水平等因素有关。首先根据天然气拟替代的主要能源价格测算可承受气价，然后按照人均可支配收入测算居民可承受气价，最后将两者算术平均所得值作为城市燃气可承受气价。天然气用于城市燃气，将考虑主要替代人工煤气和液化石油气两种能源。依据等热值等价的原则，测算天然气替代人工煤气和液化石油气做城市燃气的可承受气价。各地区测算的可承受气价的低限在 1.61 元/m3至 2.82 元/m3之间，高限在 2.35 元/m3至 3.69 元/m3，结果见表 4.2-3、表 4.2-4。表1.2-3 按可替代能源城市燃气可承受气价测算表（陕京三线）项目名称 北京 天津 山东 低限 高限 低限 高限 低限 高限 天然气(元/m3)2.05 2.84 2.2 3.15 2.2 3.15 煤制气(元/m3)1.2 1.2 1 1 1 1 液化石油气(元/kg)5 5.60 4.5 5.8 4.5 5.8 可承受气价(元/m3)2.82 3.35 2.66 3.50 2.66 3.50 项目名称 河北 辽宁 山西 低限 高限 低限 高限 低限 高限 天然气(元/m3)2.2 2.95 2.2 3.50 1.7 2.75 煤制气(元/m3)0.9 1 0.8 1.40 0.5 1.2 液化石油气(元/kg)5.71 6.35 4.66 6.5 5.35 6.5 可承受气价(元/m3)2.69 3.24 2.64 3.69 2.06 3.25 表1.2-4 按可替代能源城市燃气可承受气价测算表（中卫贵阳联络线）项目名称 四川 重庆 贵州 甘肃 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 天然气(元/m3)1.38 2.08 1.4 2.21 1.47 2.17 煤制气(元/m3)0.6 1.05 液化石油气(元/kg)5.27 6.8 5.27 6.54 5.51 6.55 5.3 6.5 可承受气价(元/m3)1.61 2.35 1.63 2.44 2.07 2.98 2.11 2.92 根据建设部所作的全国城市燃气天然气利用规划，在我国家庭燃料费的支出一般不应超过总收入的 3%。根据川渝地区城镇居民的消费特点，人均年用气量按 100m3考虑，其他省市人均年用气量按 60 m3考虑。若按天然气可承受的高限计算，各地区人均年天然气消费支出占人均年可支配收入的比例，都远小于 2.5%，说明所测算的可承受气价均在城市居民的接受范围内。计算结果见表 4.2-5。表1.2-5 天然气消费支出与城镇居民的收入的关系 地区类别 北京 天津 山东 河北 山西 辽宁 四川 贵州 重庆 甘肃 测算可承受气价（高限）(元/m3)3.35 3.5 3.5 3.24 3.25 3.69 2.35 2.98 2.44 2.92 天然气消费支出费用(元/人年)201 210 210 194.4 195 221.4 235 178.8 244 175.2 2010 年人均年 可支配收入(元)29073 24293 19946 16263 15648 17713 15461 14143 17532 13189 占可支配收入的比例(%)0.69%0.86%1.05%1.20%1.25%1.25%1.52%1.26%1.39%1.33 在实际居民用气过程中，常与用电比较。根据不同的效率，在同等热值下，燃气价格只要低于电价的 50%，说明燃气价格有竞争力。对北京、天津、山东、河北、山西、辽宁和四川、贵州、重庆、甘肃 10 个省市的居民用电价格分别按平均价格 0.49 元/kWh、0.49 元/kWh、0.55 元/kWh、0.52 元/kWh、0.48 元/kWh、0.50 元/kWh 和 0.52 元/kWh、0.45 元/kWh、0.52 元/kWh、0.51 元/kWh 考虑。当供居民天然气价格分别低于 2.32 元/m3、2.66 元/m3、2.51 元/m3、2.32 元/m3、2.42 元/m3和 2.51 元/m3、2.18 元/m3、2.51 元/m3、2.46 元/m3时，天然气与电相比具有竞争力。具体见表 4.2-6。表1.2-6 各地区天然气价格与电价的竞争力分析 项 目 北京 天津 山东 河北 山西 辽宁 四川 贵州 重庆 甘肃 居民平均电价 元/kWh 0.49 0.49 0.55 0.52 0.48 0.5 0.52 0.45 0.52 0.51 项 目 北京 天津 山东 河北 山西 辽宁 四川 贵州 重庆 甘肃 元/GJ 136.1 136.1 152.8 144.4 133.3 138.9 144.4 125.0 144.4 141.6 可承受气价与电价比值 50%50%50%50%50%50%50%50%50%50%测算的平均可承受气价 元/GJ 68.1 68.1 76.4 72.2 66.7 69.4 72.2 62.5 72.2 70.8 元/m3 2.37 2.37 2.66 2.51 2.32 2.42 2.51 2.18 2.51 2.46 1.2.2.2 工业燃料可承受气价 工业燃料项目类型较为复杂，包括冶金、玻璃、陶瓷、建材等行业。天然气用于工业燃料的可承受气价主要与可替代能源价格等因素有关。另外如果一个工业燃料用户位于市区，还与这个城市对环境质量要求有关。天然气用于工业燃料可替代的燃料有煤炭、燃料油、LPG、轻质油、发生炉煤气、人工煤气等。在价格上，天然气与煤相比没有竞争力，若没有环保强制政策，天然气代煤的可能性不大。与 LPG 和轻质油相比，天然气价格有竞争力，若工艺上没有特殊情况，天然气完全可以置换，并有经济性。天然气与燃料油相比，价格最为敏感。多数以重油为燃料的用户决定是否用天然气置换，一个重要的因素是是否可以降低燃料成本，因为这些用户的产品成本构成中往往燃料费用占 30%左右，对燃料价格非常敏感。测算中主要考虑天然气替代燃料油，根据“等热值等价原则”测算的可承受气价见表 4.2-7。表1.2-7 天然气用于工业燃料的可承受气价测算 项目名称 北京 天津 山东 河北 辽宁 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 燃料油价格(元/t)2909 3932 3017 3935 3200 4200 3000 4042 2750 3950 焦炉煤气(元/m3)1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.6 1.1 1.1 1.4 1.5 可承受气价(元/m3)2.56 2.96 2.56 3.14 2.65 3.55 2.44 2.76 2.42 3.39 项目名称 山西 四川 重庆 贵州 甘肃 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 燃料油价格(元/t)2800 3050 3000 4000 3000 4000 3000 4000 2800 3800 焦炉煤气(元/m3)0.9 0.9 可承受气价2.11 2.32 2.5 3.3 2.5 3.3 2.5 3.3 2.11 3.13 项目名称 北京 天津 山东 河北 辽宁 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限(元/m3)1.2.2.3 天然气化工可承受气价 1）30104t/a 合成氨项目 化肥项目价格承受能力较低，按内部收益率 9%考虑，可承受气价见表 4.2-8。表1.2-8 不同合成氨价格下的天然气承受价格 FIRR（税后）9%合成氨价格（元/t）1800 2400 天然气可承受价格（元/m3）1.11 1.72 2）甲醇项目 甲醇项目价格承受能力也较低，不同甲醇价格下的天然气可承受气价见表 4.2-9。表1.2-9 不同甲醇价格下的天然气承受价格 项目 可承受气价 甲醇价格（元/t）1800 2500 天然气价格（元/m3）1.03 1.71 3）制氢项目 制氢装置为石化企业的配套装置。对于一些企业，制氢装置以天然气为原料的价格承受能力需与其它原料对比。轻油制氢装置改天然气制氢的经济预算，是以轻油制氢的原料成本价格来倒算天然气制氢的承受能力。轻油制氢装置（3104m3/h）每年消耗轻油 5.6104t，改天然气制氢后消耗天然气 0.77108m3。由于装置改动不大，因此取投资 0.3108元，根据测算结果，当轻油价格在 4200 元/t5000 元/t 时，对天然气的可承受价格为（2.663.61）元/m3。1.2.2.4 天然气发电可承受气价 天然气发电的可承受能力完全取决于电厂的上网电价。根据电厂的不同类型分为调峰电厂、热电厂等。热电联供燃气电厂，机组总热效率高于调峰电厂，可接近 70%，发电小时较长，通常在 4000h 以上，其价格承受能力取决于上网电价和热价。根据各省市的上网电价和供热价格,测算当地热电厂天然气可承受气价。调峰电厂根据新建电厂预计运行情况，假设连续 3 年的年运行时间都在 3000h 至4000h，电厂运行要想经济上可行，需要实行峰谷电价。根据目标市场的上网电价以及趋势，按照峰谷电价考虑，一般峰谷差价可达 3 倍4 倍。假定电厂年发电 3500 小时，其中 1500h 按调峰上网电价计算，2000h 按平均上网电价计算，则目标市场地区天然气发电用户的可承受气价见表 4.2-10。表1.2-10 天然气用于发电的可承受气价测算表 项目名称 北京 天津 河北 山东 四川 平均上网电价(元/kW.h)0.528 0.382 0.386 0.397 0.384 调峰上网电价(元/kW.h)0.573 0.58 0.596 0.58 供热价格(元/蒸吨)150 150 150 150 可承受气价(元/m3)1.97 1.72 1.75 1.82 1.36 1.2.3 城市门站可承受气价 1.2.3.1 城市燃气门站可承受气价 参照各地城市燃气规划，考虑到随着民用气量增加相应地城市配气费也降低的趋势，北京、天津、山东、河北、辽宁地区城市配气费取为 0.5 元/m30.6 元/m3，山西、四川、重庆、贵州、甘肃地区城市配气费取为 0.3 元/m30.4 元/m3。则城市门站价格等于终端可承受气价减去城市配气费，各地区城市燃气门站可承受气价见表 4.2-11。表1.2-11 各地区城市燃气门站可承受价表(元/m3)项目名称 北京 天津 山东 河北 辽宁 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 可承受气价 2.82 3.35 2.66 3.5 2.66 3.5 2.69 3.24 2.64 3.69 配气费 0.50.6 0.50.6 0.50.6 0.50.6 0.50.6 门站可承受气价 2.22 2.85 2.06 3 2.06 3 2.09 2.74 2.04 3.19 项目名称 山西 四川 重庆 贵州 甘肃 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 可承受气价 2.06 3.25 1.61 2.35 1.63 2.44 2.07 2.98 2.11 2.92 配气费 0.30.4 0.30.4 0.30.4 0.30.4 0.30.4 门站可承受气价 1.66 2.95 1.21 2.05 1.23 2.14 1.67 2.68 1.71 2.62 1.2.3.2 工业燃料门站可承受气价 工业燃料主要考虑支线管输费，支线管输费统一考虑为 0.2 元/m3。则门站价格等于终端可承受气价减去支线管输费，各地区工业燃料门站可承受气价见表 4.2-12。表1.2-12 各地区工业燃料门站可承受气价表(元/m3)项目名称 沿线市场 低限 高限 终端可承受气价 1.91 2.75 支线管输费 0.2 0.2 门站可承受气价 1.71 2.55 工业燃料主要考虑支线管输费，支线管输费统一考虑为 0.2 元/m3。则门站价格等于终端可承受气价减去支线管输费，各地区工业燃料门站可承受气价见表 4.2-13。表1.2-13 各地区工业燃料门站可承受气价表(元/m3)项目名称 北京 天津 山东 河北 辽宁 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 可承受气价 2.56 2.96 2.56 3.14 2.65 3.55 2.44 2.76 2.42 3.39 支线管输费 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 门站可承受气价 2.38 2.88 2.36 2.94 2.45 3.35 2.3 2.9 2.13 2.71 项目名称 山西 四川 重庆 贵州 甘肃 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 低限 高限 可承受气价 2.3 2.77 2.5 3.3 2.5 3.3 2.5 3.3 2.11 3.13 支线管输费 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 门站可承受气价 2.1 2.57 2.3 3.1 2.3 3.1 2.3 3.1 1.91 2.93 1.2.3.3 天然气化工和发电门站可承受气价 作为天然气大用户，化工用户和发电用户基本上以直供为主，其终端可承受气价可认为是门站可承受气价。1.2.3.4 综合门站可承受气价 根据各行业、地区门站可承受气价分析结果，进行综合门站可承受气价分析。分析中，考虑每年的物价增长因素，城市燃气、天然气和甲醇项目考虑 4%每年的增长，工业燃料和合成氨按固定区间不变，计算结果见表 4-24。从表中可以看出，2015 年综合门站 可承受气价为 2.22 元/m32.94 元/m3，可承受气价上限相对较高，但是其中的化工用户和发电用户承受能力远远达不到高限气价，承受能力较低。表1.2-14 综合门站可承受气价测算表(元/m3)省份 2015 年 2020 年 低限 高限 低限 高限 辽宁 2.35 3.17 2.78 3.72 北京 2.41 2.95 2.98 3.67 天津 2.49 3.13 2.86 3.49 河北 2.35 2.91 2.81 3.43 山东 2.54 3.74 2.90 4.27 山西 2.04 2.99 2.39 3.56 四川 1.92 2.51 2.24 2.91 重庆 1.96 2.55 2.30 3.00 贵州 2.23 2.86 2.68 3.35 甘肃 1.98 2.54 2.28 2.91 综合 2.22 2.94 2.62 3.46 1.3 用气不均匀性分析 1.3.1 不均匀用量分析 各类用户不均匀用量的计算与市场分配结构和各自的不均匀系数相关性很强。因此，在确定目标市场各类用户各月不均匀用气量时，首先要根据对目标市场用户的结构进行测算，然后根据确定的典型的月不均匀系数和日高峰系数对市场各类用户的用气量进行不均匀测算。经过计算，2020 年西四线配气量达到 260108m3时，去除进入中缅天然气管道的 70108m3，西四线下游市场实际分配气量为 190108m3，12 月份的市场用气量最大，为26.7108m3。具体见图 4.3-1。全年高月高日用气量达到 2.11108m3。0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 1月2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月贵州川渝甘肃河北山东山西天津北京 图1.3-1 2020 年目标市场逐月不均匀用量（108m3）1.3.2 调峰需求量预测 1）季节调峰需求量 天然气利用的季节不均匀性主要体现在冬夏季用气不平衡方面，通常表现为冬季用气量远远超过夏季用气量。根据不同用户的月不均匀用气量可以计算出用户的季节调峰气量。其中，采暖季天数按照 120 天计。以 2020 年作为典型年进行测算。通过对目标市场各地区的天然气各月的不均匀用量和高月均日用量确定每个省及直辖市的季节调峰需求量。测算中，中卫贵阳联络线管道进入中缅系统气量调峰不计入本管道；本管道气量进入陕京二、三线系统后，由于无法分出本管道具体用户，按比例统一测算。经测算，2020 年西四线进入陕京三线和中卫贵阳联络线气量为 260108m3，去除进入中缅天然气管道的 70108m3，西四线下游市场实际分配气量为 190108m3，季节调峰需求量为 31.07108m3，占市场分配总量的 16.4%。表1.3-1 西四线季节调峰需求量预测（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 合计 北京 2.72 1.65 0.72 1.11 2.79 8.99 天津 0.36 0.29 0.09 0.16 0.42 1.32 山西 0.68 0.42 0.09 0.22 0.82 2.24 山东 3.83 2.38 0.53 1.24 4.61 12.59 河北 1.32 0.94 0.25 0.51 1.56 4.58 甘肃 0.11 0.06 0.06 0.08 0.14 0.45 川渝 0.21 0.14 0.04 0.13 0.24 0.76 贵州 0.05 0.03 0.01 0.00 0.00 0.04 0.13 合计 9.27 5.91 1.80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.46 10.62 31.07 2）不可中断应急气量 由于天然气广泛应用于各大城市，涉及千家万户，属于公共事业。同时天然气的输送便利性又远不及煤炭、石油等能源。一旦出现供应中断，应急保安问题就会十分突出。因此，天然气供应必须具备稳定安全的特点，并充分考虑紧急事故发生后的应急预案。保证一定数量的不可中断应急气量，有助于大型管道的平稳安全运行。根据经验，在大型天然气供气项目中，可以根据天然气用户的种类确定不可中断应急气量。如前所述，天然气用户可以分为城市燃气、工业企业、发电和化工。根据应急预案制定原则，一般在出现供应中断等紧急事故情况下，必须优先保证城市民用、公福建筑等用气。因此，确定不可中断应急气量的原则是：在出现供应中断等紧急事故状况下，应保障至少 3 天的 90%城市燃气用气量和 50%工业企业用气量（主要是玻璃、建材等不可中断用户的用气量）。经综合测算，2020 年西四线的不可中断应急气量规模为 1.58108m3/d，持续时间取3 天。1.4 市场风险分析 1.4.1 价格风险及对策 1.4.1.1 价格风险 天然气价格是杠杆。供应价格越高，需要量越小。西四线主供气源为煤制气和塔里木上产气，气源价格将对市场开发工作造成较大影响。此外，从用户角度来看，可承受价格水平受经济发展水平、可替代能源价格水平影响。气价承受能力与国际油价密切相关，随着国际油价的波动国内燃料油、LPG 等替代能源价格的也在变化，当替代能源价格较低时，用户更多的选择替代能源，而不是天然气。参照西一线等管线情况，西四线天然气价格从总体上基本可以承受，但是对于具体省份、具体用户仍然有很大一部分难以承受。按照不同类型用户的门站可承受气价来比 较，则天然气发电用户基本无法承受，部分工业用户也难以承受，如何保证这部分用气，对于天然气市场开发和销售都是一个挑战。1.4.1.2 对策 1）尽可能选择开发高端用户，提高城市门站可承受气价 在市场开发过程中重点选择大中城市的城市燃气和以气代油等工业燃料用户，以城市燃气等高端市场和高端用户带动天然气发电等承受气价低的用户，有效地提高城市门站综合可承受气价。2）推动天然气发电价格采取峰谷价或实行气电联动机制 目标市场中北京、天津等地天然气发电所占比例较大，由于上网电价较低，气价承受能力较低，目前大多依靠地方政府补助。未来如果大量发展天然气发电，紧紧依靠地方政府补贴，显然已经不现实。考虑天然气发电有助于天然气管道安全平稳运行和调峰等，以及在环保、节能减排等方面的积极作用，对天然气发电采取峰谷价或者实行气电联动机制，提高天然气发电的气价承受能力。1.4.2 下游市场面临竞争 伴随西气东输二线、陕京二线、陕京三线、东北管网、沿海 LNG 接收站、中缅管道等一大批供气项目的实施，我国正在逐步构建“西气东输、北气南下、就近外供、海气登陆”等多气源供气格局，天然气供应量在 2011 年前后将上一个新台阶。多气源供气格局的形成、供气量在较短时间内的快速增加，在局部地区的一定时段内必将出现各气源之间互相争夺市场的现象，最为突出的是东南沿海地区进口管道气与进口 LNG 之间的竞争。目前国内天然气市场已具有利益主体和市场主体多元化、市场行为自主化及经济行为市场化等特征，市场竞争日趋激烈，各主体之间的竞争主要表现为在争夺市场占有率、提高销售额和盈利率等方面的相互抗衡。本项目目标市场范围内，每个省份都有二个以上供气商。如果本项目实施时间滞后于中海油、中石化项目投产时间，将面临市场空间被挤压的风险，市场销售将非常被动。1.4.3 当地国民经济发展速度敏感性分析 不同的目标市场拥有不同的国民经济发展速度，而不同的经济发展速度可能会在一定程度上影响天然气的使用。经济发展速度快，下游各类企业发展活跃，产品销量好，自然消耗天然气量就大些；反之，经济发展速度下降甚至出现后退，不少下游用气企业纷纷倒 闭，天然气消费量必然会出现一定程度的下降。现在我国的经济发展形势也面临着前发展速度下降的挑战与考验。经济增长速度放缓，外贸出口型企业发展势头受到影响，对于能源需求也随之急剧萎缩，天然气销售面临巨大挑战。在选择天然气下游市场时，可优先选择经济发展势头良好的地区。同时在用户选择时，可尽量选择较为刚性的需求。这些刚性需求主要包括城市燃气中的民用、公福用气，以及 CNG 汽车加气、采暖用气等。此外，诸如玻璃、建材等对天然气依赖性较强的工业燃料用户也具有较强的用气刚性，相对来讲受经济发展波动影响较小 2 管道线路工程 2.1 线路选线原则 2.1.1 基本选线原则 1）管道路由走向应根据沿线进气、供气点的位置、沿线地形、地物、工程地质条件，经多方案比选后确定；2）河流大、中型穿（跨）越工程和输气站位置的选择，应符合线路总体走向。线路局部走向可根据河流大、中型穿（跨）越工程和输气站的位置进行调整；3）管道路由应充分考虑大口径管道的施工特点，线路选择应尽量顺直、地势平缓，以缩短线路长度，减少热煨弯管用量，并尽量减少与天然和人工障碍物交叉；4）管道路由必须和沿线城市规划相结合，与现有交通、电力、通信设施保持一定距离，为管道运营创造和谐环境；5）尽量避开机场控制区、军事区、车站及其他人口密集场所，避开重点文物保护区，对国家和省市级自然保护区应尽量绕避，难以避开时，可以协商通过其实验区；6）有条件的情况下，尽量靠近或沿现有道路敷设，以便于施工和管理，在与其他现有管道并行的地段，应当保持一定的安全间距，并按照大口径管道的特点做线路优化；7）选线中始终将管道安全放在首位，管线尽量避开地质灾害严重地段，如滑坡体、崩塌、泥石流、沉陷等不良工程地质区；尽量避开矿产资源区、地震高烈度区和大型活动断裂带。避开有爆炸、火灾危险性的场所及强腐蚀性地段；8）尽量减少对自然生态环境的破坏，防止水土流失，注重自然环境和生态平衡的恢复，保护沿线人文景观，使工程建设与自然环境相协调。2.1.2 不同地区选线原则 2.1.2.1 平原地区选线 1）在平坦开阔地段尽量取直，整体上力求节省管线长度；2）重视与管道沿线各级规划主管部门的结合；3）尽可能避开人口及建筑密集区，减少不必要的拆迁；4）注意地下矿藏及文物的分布，有条件情况下尽量避开；5）处理好管线与地上及地下各类建构筑物之间的并行和交叉关系；6）对管线经过的各类保护区以绕避方案为首选，无法绕避时应与主管部门协商共同确定通过方案；7）尽量少占基本农田和林地，以减少作物的赔偿并降低对沿线生态的影响。2.1.2.2 山区选线 1）山区选线应结合地形、地质条件、山区道路状况，考虑施工的可行性和管道通过位置的稳定性；2）管线通过山区时，应尽量选择在通过山区短、坡度平缓、山型完整的地段；3）山区管线尽量选择可通行的山谷或河谷地段。若河谷宽且平坦，管线可考虑在河床低阶地敷设，一般应敷设在二阶台地以上区段，在洪水淹没区的管道应采取措施，防止管道和光缆被冲毁；若谷地地形狭窄曲折，河谷冲刷严重，或构筑物拥挤，则应另辟路线；4）若山脊线与管线走向一致且山脊较宽、顺直、上下山脊坡度较平缓，地质条件稳定时，应考虑走山脊的方案；5）线路需越岭时，当山岭高度不大，坡度较缓，具备大型管道通过条件，可选择从垭口翻越通过；6）当管道沿山区河谷绕行费用大于以隧道方式取直通过的费用时，可选用隧道方式通过；对于坡度陡、高差大、基岩完整的山岭，可考虑隧道通过；7）线路尽量避免长距离横坡敷设，若必须横坡敷设时，应选择纵坡较缓（不宜超过25）、削山开挖后岩层稳定的地带通过。管道尽量在山坡的阳面布设；8）管道应尽量避开滑坡、崩塌、危岩、泥石流、陡坡、陡坎等不良地质区，对无法避开的滑坡，首先应查明滑坡区的范围，将管道布设在该范围外，对横过泥石流的管段，应选择在泥石流动态区以外通过；9）新建伴行道路应该尽量与施工作业带结合布置；10）尽量避开密集的林带，难以避开时，应选择林带较短的地带通过。2.1.2.3 沙漠地区选线 1）尽量沿固定沙丘通过；2）半固定沙丘线路尽量选在丘坡较缓处和丘间洼地通过；3）通过移动性沙丘时，线路走向若与沙垄交叉，应垂直于沙垄在较低的垄顶直线穿 过，若与沙垄走向一致，应在垄间洼地通过；4）尽可能沿沙丘移动速度较小及沙丘起伏较小的地段通过；5）尽可能沿沙漠中古河道“走廊式”地带的背风侧地段；6）尽量沿沙漠中山前平原潜水带边缘而行。2.1.2.4 黄土地区选线 1）管线应首选在完整顺直的黄土梁上通过；2）明确线路是否通过湿陷性黄土地区，可查阅湿陷性黄土地区建筑规范中的附图或相关资料；3）现场踏勘判断场地的稳定性和湿陷性黄土的分布范围、厚度以及地面漏斗情况。4）线路尽量选择黄土湿陷性小的地方通过；5）尽量避开沟、河、谷等行洪地段；6）穿越冲沟时，应选择在岸坡稳定的位置通过，如选择冲沟尾部（非冲沟的源头）通过。若必须在发育型冲沟头通过，设计上应采取措施，限制其发育；7）线路平行河流、沟谷敷设时，应选择从设计洪水位以上的稳定阶地通过，并应注意阶地地质情况；8）线路尽量选择排水通畅、有利于进行场地排水的地形条件；9）线路尽量避开湿陷性黄土地区不良的地质现象（如滑坡、冲沟等）发育的地段。若必须在横坡敷设时，应注意线路上侧土体的稳定性，边坡本体的稳定性、漏斗、裂缝以及由于施工可能引起的地质条件恶化现象；10）不应在新建水库下游较近处敷设大型重要管道。若在水库上游通过，应考虑水库的回水和最高洪水位对管线的影响；11）在线路通过高陡坡时，应考虑施工扫线对地貌的改变及由此对设计的影响。应尽量不改变原来的天然地形，若必须改变，则应在施工后进行恢复，尽量避开填方区；12）通过黄土地段应注意水土保持与环境保护等可能增加的工程措施。2.1.2.5 冻土地带选线 1）线路尽可能避开地下冰区、冰锥区、膨胀区、热溶洞区、有饱和冰区的山坡、带有粘质土及水分含量过高的坟状土的山坡。应从下游一侧绕过膨胀的的凸包区；2）应在植被良好的地区通过；3）丘陵地段，线路宜高不宜低，最好从缓坡的上部通过；4）河谷地段，线路宜选择在阳面较高阶地上；如果横穿河谷，则应垂直通过；5）不良地质地段应从厚层地下冰分布的上方边缘或从热融滑塌体的下方以管堤方式通过；6）冰丘、冰椎地段，线路宜在其下方通过，有困难时，采用架空跨越方式通过；7）对永冻土地区，应考虑环保要求，避开植被良好的地区；2.1.2.6 城镇区范围选线 1）管道通过城镇时，应充分与规划主管部门结合，共同确定规划区段管道敷设路由，降低管道建设对地方规划的影响，并获得书面批复文件；2）尽量不穿越靠近城镇的大块平地中部，可选择其边缘，或靠近河谷、丘陵区边缘地带选择线路。2.2 西四线宏观走向方案 根据规划资料，西气东输四线输气管道工程的资源为塔里木气区增产的天然气和伊犁地区生产的煤制天然气。本管道工程的目的是将这两大气源的天然气向东输送至宁夏中卫，进而通过下游管道输送至国内中东部、东南以及西南地区，以满足沿线用户的需求。本工程干线管道线路起点为伊宁首站，终点为中卫压气站，管线从伊宁首站出发后翻越天山，翻越天山后在西二线 6#阀室与西二线、三线并行敷设，经河西走廊到达中卫压气站。其中翻越天山段线路长 165km，其余段与西二线并行敷设（并行长度 2251km），西四线线路全长 2416km。线路宏观走向示意见下图。图2.2-1 西气东输四线线路走向示意图 2.3 线路宏观方案比选 西四线起点为伊宁首站，终点为中卫压气站。线路宏观走向上有两个大的比选方案：1）伊宁首站-吐鲁番联络站段天山北线和南线方案；2）哈密-中卫段的河西走廊方案和河西走廊北线方案。以上两个大的宏观走向方案均与西部管道公司、规划总院、管道设计院等单位进行了现场踏勘。下面详细进行说明各方案的优缺点及线路基本概况。线路宏观走向示意见下图。轮吐支干线 西四线干线 西一线 轮南首站轮南首站 吐鲁番联络站吐鲁番联络站 伊宁首站伊宁首站 中卫联络站中卫联络站 图2.3-1 西气东输四线宏观线路走向示意图 2.3.1 伊宁首站-吐鲁番段天山南北线方案 1 1）宏观线路走向）宏观线路走向 伊犁地区生产的煤制天然气位于伊犁河谷。伊犁河谷为一狭长的盆地（东西长，南北短），该地区南侧、北侧、东侧均为天山山区，管道若要通向东部的吐鲁番，势必要翻越天山。为克服天山的天然屏障，选择合理可行的煤制气外输通道，项目组人员经过详细的图上分析研究并结合现场踏勘，提出南、北两个宏观方案进行比较。南、北两方案的起点均为位于伊宁市西北侧约 8km 的英也尔乡附近，终点为吐鲁番联络站，路由大致走向见图 5.3-2。西一线 河 西 走 廊 方 案 河 西 走 廊 北 线 天 山 南 线 天 山 北 线 中卫联络站中卫联络站 伊宁首站伊宁首站 哈密哈密 轮南首站轮南首站 吐鲁番联络站吐鲁番联络站 图2.3-2 伊宁首站-吐鲁番段天山南北线方案比选示意图 北线方案：北线方案：管道出伊宁首站后向东敷设，经伊宁县北侧翻越北天山，管道敷设出北天山区后，在精河县西南侧的西二线 6#阀室附近开始与西二线以及规划中的西三线开始并行敷设，直至吐鲁番联络站，线路长度约 743.2km，翻越北天山是本方案的难点段。具体线路走向描述如下。管道出伊宁首站后向东，经过一段山前平地及山前浅丘地貌后到达博尔博松，而后管道沿博尔博松河谷进入北天山区，河谷内大部分较宽阔，内有碎石路可通行至库尔赛达坂，库尔赛达坂南北宽约 10km。据现场踏勘了解到，已建成通车的精（河）伊（宁）霍（城）铁路采取 13.6km 长隧道通过库尔赛达坂，博尔博松河谷内的碎石路为隧道修建时的南出口进场道路。管道敷设至库尔赛达坂南坡后，穿越精伊霍铁路（桥垮下通过），从铁路隧道轴线东侧的山谷爬山敷设，该山谷局部狭窄，拟采取隧道通过，隧道长约1.8km。管道爬至库尔赛达坂山顶平台后（山顶管道经过的最高点海拔约 2400m），顺北坡沟谷下山进入北侧山坡的阿沙勒河谷，河谷内有铁路隧道北出口的进场道路可依托。管道顺阿沙勒河谷经过尼勒克会岸、新龙口后敷设出北天山区，逐渐向东与西气东输二线管道会合，然后与西二线管道以及拟建的西三线管道并行敷设至吐鲁番联络站。吐鲁番联络站吐鲁番联络站 伊宁首站伊宁首站 北天山局部比选 北线方案 南线方案 南线方案：南线方案：管道出伊宁首站后向东方向敷设，主要依托 G218 国道敷设，沿伊犁河谷，经过伊宁、新源、那拉提，由巩乃斯沟进入天山山区，经过巩乃斯沟后管道进入海拔约 2600m 的天山高原草甸，继续依托 G218 向东敷设，经过巴仑台后，管道与 G218 分离，之后依托 S301 省道在阿拉沟内敷设，向东至吐鲁番联络站，线路长度约为 728km。具体线路走向描述如下。管道出伊宁首站后向东，在伊宁市的北侧通过，而后继续向东在伊宁县的南侧敷设，从伊宁县墩麻扎镇与国道 G218 会合，之后管道依托 G218 向东敷设，依次经过巩留县、新源县、那拉提后进入巩乃斯沟，伊宁那拉提段长度约 210km，沿线主要为农田及草场，地形平坦开阔。管道由巩乃斯沟进入天山山区，巩乃斯沟较狭窄，沟两侧山体陡峭，沟内有巩乃斯河，河北侧为 G218 国道，依山而建，无管道敷设位置；沟南侧分布大面积的天然林，根据现场地形看，管道只能选择在沟南侧敷设，需毁坏大量天然林，管道在巩乃斯沟内敷设长度约 50km。管道通过巩乃斯沟后翻山进入高山平原，山顶地势平坦开阔，属巴音布勒克草原北缘，该段管道依托 G218 向东敷设，沿线海拔约 2600m，沿线依托较差，且冬季山顶积雪道路断行，不便于管道运行维护管理。管道在巴仑台北部与 G218 分离，开始顺山谷敷设，该山谷内无道路依托，该段无社会依托，且需打一条约 3.5km 的隧道通过，该段山谷长约 50km。通过该山谷后，管道与 S301 会合，之后依托 S301 向