修订说明

本次局部修订是根据《住房和城乡建设部标准定额司关于开展<城镇燃气设计规范>局部修订工作的函》（建标标函[2018]207号）的要求，由中国市政工程华北设计研究总院有限公司会同有关单位对《城镇燃气设计规范》GB50028-2006进行修订而成。

本次修订的主要内容是：按照国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发[2018]31号）的要求，补充规定城镇燃气气源能力储备的基本要求；补充规定城镇燃气气源能力储备可采用的方式；补充规定气源方（供气方）的应急供气责任和输气管道输送能力要求，修改规定解决城镇燃气逐日、逐小时用气不均匀性平衡问题的责任主体；补充规定调峰用气源能力储备规模确定和方式选择的原则；补充规定城镇燃气需气方与供气方签订供气合同的要求；补充规定气源能力储备应保证向城镇燃气输配系统可靠、按需输送并实现供气的要求；补充规定人工制气气源设计产量确定的原则；补充规定可替代气源用于气源能力储备时，其供气能力、原料储备、气质互换性、替代气源规模等相关要求；补充规定气源能力储备采用地下储气库方式时，地下和地面工程设计应符合的相关标准。

本规范中下划线表示修改的内容；用黑体字表示的条文为强制性条文，必须严格执行。

本规范由住房和城乡建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国市政工程华北设计研究总院有限公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请寄送至中国市政工程华北设计研究总院有限公司《城镇燃气设计规范》国家标准管理组（地址：天津市南开区华苑产业园区桂苑路16号，邮编：300384）。

本次局部修订的主编单位、参编单位、主要起草人和主要审查人：

《城镇燃气设计规范》GB50028-2006修订对照表

（方框部分为删除内容，下划线部分为增加内容）

中华人民共和国国家标准

城镇燃气设计规范

GB 50028 – 2006

条文说明

6.1.3A本条规定了城镇燃气应具有稳定可靠气源的基本要求，强调了气源的重要性，要求城镇燃气气源应具有一定程度的能力储备，除满足平日正常工况、调峰工况供气需要外，还应对应急工况具有一定的保障能力，适用于各种类型的城镇燃气气源。

气源能力储备的方式一般包括：设置气源富裕和备用生产能力及设施、设置储气设施、设置可替代气源、设置调峰用缓冲用户等。调峰供应包括调节季节高峰、日高峰、小时高峰等不均匀用气的情况。通常情况下，应急供应气源能力储备的规模可按现行国家标准《城镇燃气规划规范》GB/T 51098-2015规定的“3d～10d城镇不可中断用户的年均日用气量”考虑。

对于天然气气源，除了具有用于保证日常和应急供气的气源能力储备以外，还应具有一定规模用于保障国家天然气能源安全和战略需要的气源能力储备，这是政府以行政手段做出的规定，可以理解为天然气产业链上、下游协同建立的天然气能源安全储备，也可称为战略储备或社会责任储备。具体要求详见国务院2018年8月30日发布的国发[2018]31号文件《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，文件要求：“供气企业到2020年形成不低于其年合同销售量10%的储气能力。城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力，各地区到2020年形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力”。上述指标实现后我国天然气储气能力总体水平将达到全年消费总量的约16%，达到世界平均水平接近国外发达国家水平。根据资料显示，截至2015年，世界各国天然气储备量占年消费量的平均水平为12%～15%；美国已建成天然气储气库419座，储气量占年消费量的17.4%；加拿大已建成储气库55座，储气量占年消费量的20.1%；俄罗斯已建成储气库26座，储气量占年消费量的18%；德国已建成储气库46座，储气量占年消费量的30.7%；其他欧洲发达国家天然气储备能力一般也达到年消费气量的15%以上。

国发[2018]31号文件要求天然气储备规模达到的时间为2020年，具有明确的时效性，但随着经济发展和时间推移，为了赶上甚至超过发达国家水平，该指标还有进行调整提高的可能。此外，随着国家推动石油天然气管网运营机制改革，国家天然气管网公司组建在即；集约化设置的战略储备由于远离供气所在地，必须依托于天然气管网才能实现输送，管理权必将由上游集中控制。因此，当我国天然气储气规模达到最终指标并稳定后，分配给下游城镇燃气企业年用气量5%储气能力的指标，并不是必须和固定不变的；在天然气能源安全储备整体水平达标的前提下，最终的关键还是在于理顺上游向下游供气不同工况下的价格。欧美发达国家天然气产业储气调峰服务市场化程度较高，以美国为例，美国从上世纪30年代开始建设储气设施，1992年以前，储气库主要由输气管道公司和城市燃气公司建设运营，储气库的投资与运营成本计入管输费，是销售价格的组成部分，储气库不对第三方开放，1992年美国联邦能源监管委员会636号令颁布，要求州际管道公司剥离销售业务，管道、储气设施向第三方开放，保证终端配气企业能够得到公平的运输和储气服务，储气设施逐渐独立，成为第三方服务供应商。

国发[2018]31号文件“各地区到2020年形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力”的要求具有明显的行政性，责任主体是地方人民政府，因此，不适宜以技术性规范条文的形式体现。

基于上述情况，本条对于城镇燃气企业承担天然气能源安全和战略需要的气源能力储备，不直接给出具体数值要求，而是采用“还应符合国家现行相关政策规定”的表述方式，以适应政策要求调整的连续性和合理性，也保证技术标准的严谨性和科学性。

国发[2018]31号文件“城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力”的天然气储备指标中应包含城镇燃气企业所供应市场的小时调峰储气量、地方政府负责协调落实给城镇燃气企业所承担部分的日调峰储气量，其余可归为城镇燃气企业所分担的应急及战略储备量。

国家发展和改革委员会第15号令《天然气利用政策》将天然气用户划分为：“城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户”，在这几类用户中，除城市燃气用户外，其余的工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户等（即大用户）被要求承担的储气调峰责任仅为国发[2018]31号文件规定的“地方政府负责协调落实日调峰责任主体，供气企业、管道企业、城镇燃气企业和大用户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任”。

目前，向工业用户、天然气发电用户供应天然气的模式有三种。第一种是由上游管道企业与用户签订供气合同，由管道企业或用户建设连接管道实现供气；第二种是由上游管道企业与用户签订供气合同、与城镇燃气企业签订代输合同，通过城镇燃气管道代输实现供气；第三种是由上游管道企业与城镇燃气企业签订供气合同、城镇燃气企业与用户签订供气合同，通过城镇燃气管道实现供气。但不管是哪种模式，工业用户、天然气发电用户的性质和所应承担的储气调峰责任和义务应该是相同的。因此，第三种模式中工业用户、天然气发电用户的用气量不计入城镇燃气企业所承担年用气量5%储气能力指标的计算基数内是合理的。

6.1.3B本条依据国务院2018年8月30日发布的国发[2018]31号文件《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》和国家发改委、国家能源局2018年4月26日发改能源规[2018]637号文件《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》制定。

国发[2018]31号文件“（五）构建多层次储备体系”要求“建立以地下储气库和沿海液化天然气（LNG）接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统”。

发改能源规[2018]637号文件“五、重点任务（三）构建储气调峰辅助服务市场”指出：

“1、自建、合建、租赁、购买等多种方式相结合履行储气责任。鼓励供气企业、输气企业、城镇燃气企业、大用户及独立第三方等各类主体和资本参与储气设施建设运营。支持企业通过自建合建储气设施、租赁购买储气设施或者购买储气服务等方式，履行储气责任。支持企业异地建设或参股地下储气库、LNG接收站及调峰储罐项目。

2、坚持储气服务和调峰气量市场化定价。储气设施实行财务独立核算，鼓励成立专业化、独立的储气服务公司。储气设施天然气购进价格和对外销售价格由市场竞争形成。储气设施经营企业可统筹考虑天然气购进成本和储气服务成本，根据市场供求情况自主确定对外销售价格。鼓励储气服务、储气设施购销气量进入上海、重庆等天然气交易中心挂牌交易。峰谷差大的地方，要在终端销售环节积极推行季节性差价政策，利用价格杠杆“削峰填谷”。

3、坚持储气调峰成本合理疏导。城镇区域内燃气企业自建自用的储气设施，投资和运行成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。城镇燃气企业向第三方租赁购买的储气服务和气量，在同业对标、价格公允的前提下，其成本支出可合理疏导。鼓励储气设施运营企业通过提供储气服务获得合理收益，或利用天然气季节价差获取销售收益。管道企业运营的地下储气库等储气设施，实行第三方公平开放，通过储气服务市场化定价，获得合理的投资收益。支持大工业用户等通过购买可中断气量等方式参与调峰，鼓励供气企业根据其调峰作用给予价格优惠”。

城镇燃气是市政公用设施，具有明显的属地性。基于燃气易燃易爆的特性，对储气设施与周边建、构筑物的防火间距要求较高，如果采用小规模多点分散设置方式，存在规划选址困难的问题，也相对增大了安全管理风险。储气设施“遍地开花”更不符合国家政策的要求。

天然气储备常用的方式为地下储气库和LNG储罐，高压气体储罐已较少采用。地下储气库的设置必须具备适宜的地质构造，目前主要有利用枯竭油气田、利用地下盐穴、利用含水多孔地层等3种类型，受地质条件限制不可能在每个城市都兴建地下储气库；LNG接收码头的设置则必须具备岸线和港口条件；液化天然气储备基地可以在不具备地下储气库和液化天然气接收站的重点地区设置，但要具备LNG来源和运输条件，且不宜“遍地开花”。

本条给出了城镇燃气气源能力储备可采用的几种模式。对于天然气气源，根据国家相关政策要求和天然气储备设施的实际特点，从地质、岸线条件和区域性布局角度出发，对气源能力储备设置的形式提出了推荐性的要求。对于同时具备建设地下储气库和液化天然气接收站条件的地区，应在总体把握储气规模的前提下，遵循以地下储气库为主，液化天然气接收站合理、适度的原则。

重点地区的范围应根据国家相关政策要求确定。

6.1.4本条依据中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（简称《意见》）和国家发改委、国家能源局2018年4月26日发改能源规[2018]637号文件《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》制定。

《意见》“七是完善油气储备体系”规定“明确政府、供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户的储备调峰责任与义务，供气企业和管道企业承担季节调峰责任和应急责任，地方政府负责协调落实日调峰责任主体，鼓励供气企业、管道企业、城市燃气公司和大用户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任”。

发改能源规[2018]637号文件“三、基本原则”规定：“明确责任划分。供气企业和管道企业承担季节（月）调峰责任和应急责任。其中，管道企业在履行管输服务合同之外，重在承担应急责任。城镇燃气企业承担所供应市场的小时调峰供气责任。地方政府负责协调落实日调峰责任主体，供气企业、管道企业、城镇燃气企业和大用户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任”。

逐月、逐日的用气不均匀性，主要表现在采暖和节假日等日用气量的大幅度增长，其日用量可为平常的2～3倍，甚至达到10几倍，平衡这样大的变化，除了改变天然气田采气量外，国外一般采用天然气地下储气库和液化天然气储库方式。

根据天然气运行工况特点和国家相关政策要求，本条明确了城镇燃气的季节（月）调峰和应急供气由管输天然气供应的气源方（即供气企业和管道企业）承担，小时调峰由需气方（即城镇燃气企业和小时用气有波动的大用户）承担，日调峰由地方政府负责协调，由气源方（即供气企业和管道企业）、需气方（即城镇燃气企业和大用户）分别承担合同约定所分配的份额。由于本规范是工程建设技术标准，无法对地方人民政府的行政责任做出规定，因此，对于日调峰责任主体，仅以“城镇燃气逐日用气不均匀性的平衡，应由气源方与需气方根据用户、气源调节和储气方式等情况共同协商解决”的方式表述。

签订供气合同是为了明确上、下游双方在天然气供销环节的责、权、利，而且这个合同在实施中是可以根据近期变化进行调整的。为了做好对逐月、逐日的用气量不均匀性的平衡，城镇燃气企业（需气方）应充分调查研究，做好各类用户全年综合用气负荷的预测，制定逐月、逐日用气量计划，给上游企业（供气方）安排调峰供气工作提供依据。

根据经验，以天然气市场有序发展为前提，在供销双方明确约定年度供气量、分月度供气量和最大日供气量参数的情况下，利用天然气气井生产调节能力和地下储气库、液化天然气储库调节能力，能够解决需气方季节（月）、日用气不均衡问题，如果储气库距离需气方较近或者需气方位于输气管线末端，还能够解决小时用气不均衡问题。这些做法经国外的实践表明是可行的。

本条对输气管道输送能力的要求与现行国家标准《输气管道设计规范》GB50251-2015是一致的。

6.1.5本条适用于各种类型的城镇燃气气源。城镇各类用户的用气量是不均匀的，随月、日、小时而变化，平衡这种变化，需要有调峰措施（调度供气措施）。对于人工制气、液化石油气，以往城镇燃气企业一般统管气源、输配和应用，平衡用气的不均匀性由当地燃气企业统筹调度解决。在天然气来到之后，城镇燃气属于整个天然气系统的下游（需气方），长输管道为中游，天然气开采净化为上游（中游和上游可合称为城镇燃气的供气方）。上、中、下游有着密切的联系，应作为一个系统工程对待，调峰问题作为整个系统中的问题，需从全局来解决，以求得天然气系统的优化，达到经济合理的目的。

气源能力储备的方式不同，所适用的调峰类型也不同，气田生产调节和多气源调度是利用气源供应的可调节性，气田生产调节需要的时间较长，适合用于季节调峰；发展可中断用户是利用终端用气的可调节性，可中断用户并不是随时中断，也必须保证一定的连续性稳定性，适合用于季节调峰；建设可替代气源或储气设施是利用基础设施，储气设施有大有小、灵活机动，适用于季节调峰、日调峰、小时调峰；可替代气源开启需要一定的时间，适用于季节调峰、可用于日调峰；城镇燃气高压管道储气类似于高压储罐，管道长度和容量有限且肩负输送配气任务，适用于小时调峰。

基于用气城市分布、输送和运输能力及可靠性、地质和港口条件等因素影响的现实情况，本条强调调峰用气源能力储备方式的选择应因地制宜，经方案比较确定。高压罐的储气方式在很多发达国家(包括以前采用高压罐较多的原苏联)已不再建于天然气工程，应引起我们的重视。

6.1.5A本条依据中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（简称《意见》）、国务院国发[2018]31号文件《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》和国家发改委、国家能源局发改能源规[2018]637号文件《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》制定。

《意见》“三是改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”。

国发[2018]31号文件“（五）构建多层次储备体系”要求“建立以地下储气库和沿海液化天然气（LNG）接收站为主、重点地区内陆集约规模化LNG储罐为辅、管网互联互通为支撑的多层次储气系统”。

发改能源规[2018]637号文件“五、重点任务（一）加强规划统筹，构建多层次储气系统”要求“4.全面加强基础设施建设和互联互通。基础设施建设和管网互联互通两手抓，加快完善和优化全国干线管网布局，消除管输能力不足和区域调运瓶颈的制约。加快管网改造升级，协调系统间压力等级，实现管道双向输送，最大限度发挥应急和调峰能力。县级以上人民政府指定的部门要加强规划统筹和组织协调，会同相关部门保障互联互通工程实施以及储气设施就近接入输配管网，并推动省级管网与国家干线管道互联互通”。

加强输气管线互联互通是充分发挥各种调峰、应急能力必要的辅助手段，是配置各项资源的基础。2017年冬季“气荒”期间，在国家发改委、国家能源局及广东省发改委的协调下，中石油、中海油联合保供，利用广东省网将中海油南海气田和沿海LNG接收站的进口天然气“北上”置换供应中石油西气东输二线的部分用户市场，开创了“南气北送”联合保供的新模式；2018年，根据国家发改委的要求，国内输气管网完成了中贵联络线增输、陕京四线增压、广西LNG接收站与中缅管道连通、广东区域内LNG接收站与西二线连通等10项重点工程，进一步提高了天然气资源调配能力，也加强了天然气资源的调峰和应急保障能力。

本条强调了城镇燃气未设置在供气所在地的气源能力储备应具备按需输送至城镇燃气输配系统的能力，输送的方式可以是管道运输，也可以是槽车运输，以能够满足稳定供气为准则；对于设在供气所在地的气源能力储备更是必须如此保证。

6.1.5B人工制气的气源能力储备应符合本规范“满足日常供应、调峰供应、应急供应等”和“满足城镇燃气供气系统的需求”的规定。国发[2018]31号文件《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》针对的仅为天然气气源，对于人工制气气源未要求设置类似天然气气源的战略储备设施。人工制气厂站的气源能力储备通常采用设置备用制气设备的方式，人工制气厂站气源能力储备不足的部分可采用设置储气设施、设置可替代气源、设置缓冲用户等方式解决。调峰供应包括调节季节高峰、日高峰、小时高峰等不均匀用气的情况。应急供应气源能力储备的规模可按现行国家标准《城镇燃气规划规范》GB/T 51098-2015规定的3d～10d城镇不可中断用户的年均日用气量考虑。

6.1.5C城镇燃气气源种类较多，包括天然气、液化石油气、人工制气、矿井气等。我国在管输天然气大量推广使用之前，很多城市是采用液化石油气混空气作为天然气的过渡气源，被称为“代天然气”，并已积累了丰富的运行经验。经过数十年的市场化发展，液化石油气具有来源丰富、购销灵活、储运便捷的特点，当作为主力气源的天然气短缺时，采取液化石油气混空气作为天然气的替代气源，对于提高城镇燃气气源安全保障能力具有重要意义。此外，液化石油气混空气、矿井气、煤制气等相互之间都具有作为可替代气源的可能。

根据国际通用做法和经验，天然气的气源能力储备是以地下储气库为主、LNG储存为辅，因此本条对可替代气源作为天然气气源能力储备的定位是“补充”。也是基于这个定位，本规范对可替代气源占天然气气源能力储备的份额做出了限制。

6.1.5D本条对气源能力储备采用地下储气库方式时，地下和地面的具体做法做出了规定。