田瑛 焦中良 杜艳

（中国石油天然气股份有限公司规划总院）

根据美国中央情报局《世界各国纪实年鉴》的统计，2013年全球运行的管道约为356×104km，其中，天然气输送管道约占世界管道总量的 80.5%。虽然天然气贸易中一部分采用LNG（液化天然气）方式，但是，目前天然气管道仍是输送天然气最主要的方式。全球天然气管道主要分布于北美、欧洲和前苏联地区，已形成数个跨地区和国家的供气系统，并与城市配气管网衔接，全面连接气源、储气库、发电厂和城市配气管网。

近年来，由于全球对低碳经济的强烈呼吁，以及非常规天然气——页岩气不断开发将带来巨大的天然气资源等因素，进一步刺激了未来天然气管道建设的持续快速增长。同时，全球油气供应重心持续西移，而能源消费中心由西向东转移，亚太等新兴经济体成为增长重心，这将对天然气管道建设产生深刻的影响。因此，本文将重点对美国、欧洲、俄罗斯和中亚天然气管道建设现状及发展趋势进行论述。

1 国外天然气管道建设现状

1.1 美国天然气管网概况

美国天然气干线管道总长度约 55×104km，其中，洲际管道约占70%，州内管道约占30%。管道网络化、供应多元化，基础设施完善。

自1925年开始，美国输气管道逐步发展，1931年建设的得克萨斯州潘汉德—芝加哥输气管道（全长 1 609km）是美国输气管道发展史上的里程碑。20世纪40年代中期至70年代是美国管网建设发展最快的时期，至1966年，美国本土48个州全部通气，全国的天然气网络逐步形成。自20世纪70年代开始，管网建设进入平稳发展期。

美国天然气供应来自其国内陆上与近海天然气，以及陆上长输进口天然气和海上进口LNG，形成供应的多元化。美国天然气管道网络是用于维系大多数天然气产区（包括加拿大）与销售中心及用户的“能源纽带”，其天然气管网包括：210个管道系统，其中，洲际管道系统109个；州内管道系统101个；地下储气库415座；9座LNG接收站；56座LNG工厂及46座卫星站。接气区与消费市场的管网四通八达，保障了天然气的远距离供应，配气系统建设相对成熟，较好地实现了天然气到终端用户的最后一步。美国天然气管道网络布局见图1。

图1 美国天然气管道网络布局

未来，美国的天然气管道建设仍呈快速发展趋势，主要为现有输送网络输气能力的提升，或为贯通新气田与洲际输气管网而新建的州内管段。近期，美国境内拟建天然气管道主要有阿拉斯加管道、德纳里管道、Downeast管道及Sunstone管道等。

美国天然气调峰以地下储气库调峰为主，辅之以发电和LNG调峰。目前，美国地下储气库数量位居世界第一，共有415座地下储气库，地下储气库的库容总量约为 2 277×108m3，约占全部调峰气量的 80%。美国 LNG接收站既作为天然气的补充气源，也可在气价高时用于调峰。

1.2 欧洲天然气管网概况

欧洲天然气管道干线里程为 23.47×104km，连通北非、中亚和俄罗斯。

20世纪 70年代初期，欧洲地区的天然气管道（包括配气管道）长度达到41.4×104km，占世界管网总长的18.8%。20世纪90年代后期，所占比例已攀升至24.2%。

当节点Ν离空洞越远,它的视图控制角θ就越小。当节点Ν离空洞足够远时,视图控制角θ就趋近于零。因此,当αmin=0时,凸包H的信息传输区域是整个网络。本文将信息传输区域内的节点称为空洞感知节点HAN(Hole Aware Nodes),其他节点称为盲节点BN(Blind Nodes)。

德国是欧洲天然气管网最发达的国家，其天然气管道总里程约为 7.5×104km；法国天然气管网总里程约为 3.7×104km；英国为 2.0×104km；意大利是欧洲多条天然气长输管道的终点国，同时，也是欧洲LNG接收终端较多的国家，其天然气管道总里程约3.1×104km。欧洲天然气管网布局见图2。

欧洲天然气管网为跨国、跨区域网络化。天然气管道连接着俄罗斯、中亚五国、北海地区、北非地区等，以及各国天然气消费市场。此外，欧洲还建有18座LNG接收站和各种类型的地下储气库，形成了供气来源多，并且供气可靠性和灵活性较强的大网络区域格局。

欧洲基本形成以地下储气库为主，气田调峰、小型LNG调峰、双向管道调峰、管道容量调峰和区域平衡调峰等多种方式共存的调峰模式。为了保证供气的稳定性及调峰需求，欧洲许多国家在建设天然气管道的同时，建设了地下储气库。目前，欧洲约有110座在运行的储气库，主要分布于德国、法国、意大利、英国、荷兰等国，库容总量约为 800×108m3，共有33家储气系统运营商。

图2 欧洲天然气管网布局

1.3 俄罗斯天然气管网概况

俄罗斯天然气管道干、支线长约16.83×104km，连接气田、地下储气库和城市终端用户。实行“一个网络，统一供气”。

俄罗斯统一供气系统是在原有的前苏联统一供气系统基础之上建立的。第二次世界大战期间，前苏联开始输气管道的建设，于1946年建成首条输气管道——萨拉托—莫斯科输气管道。20世纪 60年代中期以前，前苏联天然气管道多为地方性管道，长度在1 000km以内。20世纪60年代中期以后，随着西西伯利亚大天然气区的发现和投入开发，天然气生产中心向东部转移，前苏联天然气管道也随之进入大发展时期，大规模建设长距离、大口径输气管道，将天然气从西西伯利亚地区输送至欧洲部分城市和工业区，并向东欧和西方出口。至20世纪80年代，逐渐形成全国统一供气系统。目前，建立在前苏联统一供气系统之上的俄罗斯统一供气系统内包含干、支线输气管道共 16.83×104km、配气管道65.44×104km、25座地下储气库。天然气运输系统的输送能力超过7 000×108m3/a。俄罗斯天然气输送系统布局见图3。

俄罗斯天然气管道发展战略：一是，新建新开发气田接入现有统一供气系统的连接管道；二是，扩大现有输气走廊规模；三是，实现天然气运输路线多样化。

为实现俄罗斯天然气管道发展战略目标，近期，俄罗斯天然气工业公司优先发展的项目为：一是，修建北溪管道和南溪管道，新建向欧洲出口通道，摆脱对乌克兰、白俄罗斯过境的依赖；二是，修建南部走廊管道，增加俄罗斯中部、南部地区供气量，保证未来南溪管道供气量；三是，修建波瓦年科—乌赫塔和乌赫塔—托尔若克管道，将亚马尔半岛天然气接入俄罗斯统一供气管网；四是，修建格利佐维茨—维堡管道和波钦基—格利佐维茨管道，保证俄罗斯西北地区的天然气供应，同时，为北溪管道提供补充气源，待亚马尔气田供气后，波钦基—格利佐维茨管道可实现反输，向俄罗斯中部地区供气；五是，修建秋明州北部地区—托尔若克管道，保证俄罗斯西北地区的天然气供应，同时，为亚马尔—欧洲管道提供气源；六是，修建摩尔曼斯克—沃尔霍夫管道，将什托克曼气田天然气运往俄罗斯西北地区，并进一步通过北溪管道出口；七是，实施阿尔泰管道项目，保证达成商业协议后将俄气经中俄西线天然气管道向中国出口；八是，实施沿里海管道项目，将里海地区土库曼斯坦、哈萨克斯坦生产天然气运至俄罗斯；九是，改造中亚—中央系统，提高土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦天然气向俄罗斯的出口能力。

图3 俄罗斯天然气输送系统

俄罗斯约90%的天然气产自西西伯利亚，未来新的大型油气开采中心将在东西伯利亚、哈萨克斯和北极沿海大陆架。现有天然气系统是从西伯利亚和北极地区向西部和西南方向的超长距离运输体系。根据《俄罗斯东部天然气规划》，俄罗斯在远东地区将建立并发展天然气管网，以满足当地用气需求，同时，考虑向亚太地区出口及接入俄罗斯统一供气管网。目前，已经建成了用于满足哈巴罗夫斯克、滨海边疆区当地用气需求的萨哈林—哈巴罗夫斯克—海参崴天然气管道。今后，拟将该管道与萨哈共和国（雅库特）气田系统连接，为此，要修建雅库特—哈巴罗夫斯克—海参崴管道及伊尔库茨克—雅库特管道，使其天然气向中国和亚太地区出口。

1.4 中亚地区天然气管网概况

土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦是中亚地区的主要天然气生产国和输出国。其中，乌兹别克斯坦天然气管道较发达，管道总里程最长，约为13 000km，其次是哈萨克斯坦和土库曼斯坦，管道总里程分别为11 000km和8 000km。

中亚天然气出口方向主要是俄罗斯（并经过俄罗斯进一步输往西欧）、中国和伊朗。天然气出境管道有中亚—中国天然气管道（简称中亚天然气管道）A、B、C线、中亚—中央管道、布哈拉—乌拉尔管道和土库曼斯坦通往伊朗的管道。中亚天然气管道A、B线，起自土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，途径乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，止于中国新疆霍尔果斯，全长1 818km，双线并行敷设，管径1 067mm，输量300×108m3/a，于2009年底建成投产。中亚天然气管道C线与A、B线并行敷设，全长1 830km，设计输气能力250×108m3/a，设计压力9.81MPa，于2014年6月建成投产。目前，中亚天然气管道C线输气能力为 70×108m3/a，预计 2015年年底全面建成后，将达到250×108m3/a的设计输气能力，中亚天然气管道 A、B、C线输送能力共计达到 550×108m3/a。中亚—中央输气管道建设时间为1966年至1988年，主要负责将土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦天然气输往俄罗斯，然后出口至西欧。该管道系统主要由5条输气管道组成，总设计输量为 800×108m3/a，但是，由于管道已严重老化，实际输量达不到 450×108m3/a。布哈拉—乌拉尔输气管道建设时间为1965年，主要负责将乌兹别克斯坦生产的天然气输往俄罗斯。该管道系统由2条输气管道组成，总设计输量为 150×108m3/a，由于管道运行时间较长，安全状况较差，漏气现象严重，目前的实际输送能力约为70×108m3/a。土库曼斯坦通往伊朗的管道有2条，输送能力分别为80×108m3/a和60×108m3/a，向伊朗北部地区供应天然气。

为了降低对俄罗斯天然气出口的依赖，中亚 3国纷纷实施天然气出口多元化战略，规划了多条天然气管道：一是，中亚天然气管道D线。D线起于土库曼斯坦复兴气田，从新疆乌恰进入中国，线路全长 971km，设计输气量 300×108m3/a，该管道已于2014年9月开工建设，与已建成的中亚天然气管道A、B、C线形成中亚—中国天然气管网，把中亚丰富资源与中国紧密联系在一起；二是，土库曼斯坦—阿富汗—巴基斯坦—印度管道。该管道起自土库曼斯坦境内达乌列塔巴特气田，经过阿富汗、巴基斯坦，最终到达巴基斯坦、印度边境的法基尔卡，全长1 680km，设计输气量330×108m3/a，目前，正在开展前期可行性研究工作，由于所经地区形势动荡不安进展缓慢；三是，穿越里海管道（土库曼斯坦—里海—阿塞拜疆—格鲁吉亚—土耳其）。该管道全长 2 000km，设计输气量为 250×108～300×108m3/a，气源来自土库曼斯坦、哈萨克斯坦和阿塞拜疆，其目的在于建设一条绕开俄罗斯，自中亚直通欧洲的天然气管道。但是，由于土库曼斯坦、阿塞拜疆在里海划分及油气开发问题上存在严重分歧，因此，该管道一直未有进展；四是，沿里海管道（土库曼斯坦—哈萨克斯坦—俄罗斯）。该管道全长 1 700km，管道沿里海西岸向北穿过土库曼斯坦和哈萨克斯坦至俄罗斯，走向基本与中亚—中央管道 3线相同，设计输气量为 200×108m3/a，哈萨克斯坦和土库曼斯坦各提供100×108m3天然气。若该管道建设投产，哈萨克斯坦和土库曼斯坦的天然气外输则更加依赖俄罗斯，因此，近期实施的可能性不大。

2 国外天然气管道发展趋势及启示

一是，清洁低碳发展、非常规气田开发、新兴市场崛起等多种因素，促使新时期世界天然气管道持续快速发展。

全球对低碳经济的强烈呼吁，使得天然气这一清洁能源越来越受到各国政府和人民的青睐。以美国为首的页岩气、煤层气等非常规资源勘探开发技术的进步，使得全球油气供应格局和市场版图发生巨大变化，必然带来全球资源流向的大变革——未来，世界油气能源需求东移，生产西移。随着天然气时代的到来，亚太地区天然气需求将高速增长。为了满足本国天然气需求，亚洲各国相继提出了天然气长输管道建设规划。

对比世界发达国家天然气管网“初创期—发展期—成熟期”的发展规律可以判断，21世纪以来，我国天然气管道建设已步入快速发展的时期，迈入了“大管网”时代。截至2013年底，我国已经建成天然气管道总里程超过6×104km，以涩北—西宁—兰州天然气管道系统、陕西—北京天然气管道系统、西气东输管道系统、川气东送管道系统等为主干的全国性天然气管网的主体框架已经形成。目前，我国正在推动能源生产和消费革命，着力推进能源结构调整优化，逐步降低煤炭供给比重，提高天然气供给比重，大幅增加新能源、可再生能源和核电供给比重。因此，我国天然气产业正处于战略发展期，未来10年～20年将是我国天然气管道建设高峰期。

二是，跨国、跨区域管道建设是保障国家能源战略安全的必要手段。基于全球油气管网跨洲、跨国的典型特征，我国天然气管网也将顺势形成资源多源化、管道网络化、用户多样化的格局。

天然气管道不只是简单的能源输送通道，而且有着非常重大的战略意义。如，欧洲（包括前苏联）管网系统，连通北非、中亚、俄罗斯资源和欧洲各国消费市场，呈现跨国和跨区域格局；北美输气管网，通过横跨加拿大输气管道和美国的输气系统将北美的主要产气区与美国、加拿大、墨西哥的天然气用户连接起来，形成庞大的管网；中亚各国为了实现天然气多元化战略，实施了中亚—中国天然气管道跨国大口径长输管道建设。我国天然气战略通道初步构建，已经建成了中亚—中国天然气管道A、B、C线和中缅天然气管道（缅甸—中国），并且，中俄东线天然气管道建设已全面启动。但是，我国天然气管道除干线管网外，支线网络建设落后，且联络线少。未来，我国天然气管道建设的最终目标应是努力形成资源多源化、管道网络化、用户多样化的格局。

三是，随着天然气管网规模扩大，应同步发展储气调峰设施建设。

储气作为天然气产业链的重要环节，是安全平稳供气的保障，应与管道建设同步发展。若储气设施建设滞后，市场规模的扩大就将受到制约，下游用户由于得不到有效及时的供应保证，可能延迟或放弃项目建设，供应商也可能担心不能履行合同而降低开发用户的节奏，最终导致上游供应企业不能获取最大的经济效益。同时，还可能会影响安全供气，给供应企业造成严重的社会影响。另外，由于供应中断，可能给下游用户造成重大的经济损失，严重的会导致社会及政治问题。因此，天然气产业若想健康发展，不能忽视储气环节。目前，我国储气库工作气量仅占销售量的1.7%，与世界平均水平相差甚远，同时，LNG调峰受成本限制难以发挥较大作用，因此，调峰能力不足的矛盾仍很突出。我国在天然气供气结构和方式上与欧美国家相似，借鉴国外经验，储气调峰应以储气库为主，但是，同时也要考虑到我国适宜建设地下储气库的地质构造并不多，因此，在以储气库为主体的基础上，应积极发展其他储气方式。

四是，管道建设应向高压力、高钢级、大口径，以及调度灵活、数字化方向发展。

采用高压输气与高强度管材的组合是新建天然气管道的发展趋势，既可以减小管径和壁厚，同时也能降低输气成本。20世纪 50年代，世界输气管道开始了大口径、长距离输气管道建设，天然气管道输送压力由20世纪60年代的6.3MPa，发展到目前的15～20MPa，管材由X52钢级，提高到目前的X80钢级，管道最大直径已达到1 420mm。随着世界管道工业的快速发展，管道技术水平不断提高，各种新工艺、新材料、新技术、新设备不断开发应用。目前，俄罗斯正在建设的巴法连科—乌恰天然气管道设计压力11.8MPa、管径1 420mm、材质X80，输气能力为 500×108m3/a。美国规划的阿拉斯加—加拿大阿尔伯达的天然气管道设计压力 17.2MPa、管径 1 219mm、材质暂定 X80，输气能力为 450×108～590×108m3/a。

十一五以来，我国在管道建设方面取得了跨越式的发展，用了 10年的时间，完成了管道用钢从X60向X80的升级。1995年，在陕西—北京天然气管道上首次采用了X60钢级；2005年，在西气东输管道工程中成功应用了X70级管材，在冀宁联络线天然气管道上也成功应用了国产X80级管材（试验段）；2011年，西气东输管道二线采用12MPa高压力等级管道，采用X80级钢管（管径1 219mm），共使用X80钢278万t，成为我国管道建设在世界范围内的一次创举。在完成X80钢级的工业化应用后，我国正在开发研制X90、X100钢级，以及X80钢级（管径1 422mm）钢管的应用。未来，我国管道技术水平将得到进一步提升，并将继续向着高压力、大规模、大口径、高钢级方向发展。

现代长输管道向着大型化、网络化发展，输送过程控制和管理的复杂程度也相应地增加，对管道输送的安全性、可靠性和经济性的要求越来越高。通过应用计算机、SCADA（数据采集与监视控制）系统和现代通信技术，提高管道系统操作的智能化，从而保障管道安全运行。

五是，应致力于关键技术和关键设备国产化，拉动我国钢铁、制造等行业发展，避免由于过多依赖引进设备而面临政治风险。

今后，随着我国大型管道建设的推进，关键技术、材料及装备国产化已成大势所趋，一方面可降低管道备品备件费用，提高维修的及时性；另一方面有利于我国设备制造技术的提升，同时，也能拉动我国相关行业的发展。更主要的是，由于国际形势复杂多变，关键设备的国产化可以避免政治、经济因素而导致的断货等风险，从而保障国家能源供应战略安全。尽管我国一直在努力推进关键技术、材料及装备的国产化，但是，目前国产化程度却不到60%，压缩机、大型阀门等管道关键设备还存在较大的提升空间。因此，需把握好管道大发展的黄金机遇期，推动管道关键技术、材料及装备国产化工作。

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