截至2017年底，我国长输天然气管道总里程达到7.7万km，其中，中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）所属管道占比约69%、中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）占比约8%、中国海洋石油总公司（简称中国海油）占比约7%、其他公司占比约16%，干线管网总输气能力超过2800亿m3/a。
2017年，我国新建成天然气管道主要包括中俄东线天然气管道试验段、陕京四线天然气管道（简称陕京四线）、西气东输三线天然气管道（简称西三线）中卫—靖边联络线，以及如东—海门—崇明岛、长沙—浏阳、兰州—定西等天然气管道，长度超过2000km。
我国进口天然气管道陆续开通，国家基干管网基本形成，部分区域性天然气管网逐步完善，非常规天然气管道蓬勃发展，“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局已经形成，互联互通相关工作正在全面开展。
1.1天然气进口通道
1.1.1西北天然气进口通道
2014年5月31日，中亚C线天然气管道（简称中亚C线）建成投产，该管道与已建中亚A线天然气管道（简称中亚A线）、中亚B线天然气管道（简称中亚B线）主体并行敷设，管道长度1830km，管径1219mm，设计输气能力250亿m3/a。已建中亚A线、中亚B线、中亚C线三条管道输气能力达550亿m3/a，截至2017年底，输气总量达2030亿m3。中亚D线天然气管道已完成工程设计工作，并于2014年9月在塔吉克斯坦举行了项目开工仪式，该管道设计输气能力为300亿m3/a，有望在“十四五”初建成投产。
1.1.2西南天然气进口通道
2013年7月28日，中缅天然气管道开始向我国供气。该管道为我国西南地区战略能源通道，与中缅原油管道并行敷设，干线管道起点为缅甸若开邦皎漂，入境点为云南省瑞丽市，干线管道全长为2520km，其中我国境内1727km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计输量120亿m3/a。该管道的建成投产对优化西南云贵地区能源结构、完善国家基干管网、加强管道之间互联互通、提高天然气应急保障能力具有重要意义。
1.1.3东北天然气进口通道
中俄东线天然气管道是我国东北地区第一条进口天然气管道，气源来自俄罗斯境内的恰扬金气田和科维克金气田，通过俄罗斯境内“西伯利亚力量”天然气管道输送至中俄边境。境外管道于2014年9月开工建设，2017年底已建成1300km。我国境内干线管道起自黑龙江省黑河市，止于西气东输一线天然气管道（简称西一线）上海市白鹤末站，全长超过3000km，干线管道于2017年12月13日举行了开工仪式，计划2019年底开始引进俄罗斯进口天然气。
1.1.4东南沿海天然气进口通道
截至2018年2月，我国东南沿海已建成17座LNG接收站，储罐容量812万m3，总接收能力达6340万t/a，分别由中国海油、中国石油、中国石化和部分私营企业投资建设。其中，建成最早的LNG接收站是广东大鹏LNG接收站，最新建成的LNG接收站是中国石化天津LNG接收站。各接收站建设情况详见表1。
1.2国家基干天然气管网
1.2.1西气东输管道系统
西一线干线起自新疆维吾尔自治区（简称新疆）轮南镇，止于上海市白鹤镇，长3839km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计输量170亿m3/a。2003年10月东段建成投产，2004年12月西段建成投产。
西气东输二线天然气管道（简称西二线）包括1条干线、8条支线。干线起自新疆霍尔果斯市，止于广东省广州市，长4918km，管径1219mm，设计压力12MPa，设计输量300亿m3/a。支线长约3760km。2012年底全线投产。
西三线包括1条干线和8条支线。干线西起新疆霍尔果斯市，终于福建省福州市，全长5220km，管径1219mm，设计压力12MPa，设计输量300亿m3/a。该管道西段（霍尔果斯—中卫）、东段（吉安—福州）已建成投产。
1.2.2陕京天然气管道系统
陕京一线天然气管道（简称陕京一线）干线起自陕西省靖边首站，止于北京市石景山区衙门口末站，干线长约846km，管径660mm，设计压力6.4MPa，设计输量30亿m3/a，于1997年建成投产。
陕京二线天然气管道（简称陕京二线）干线起自陕西省靖边首站，止于北京市通州区通州末站，长约980km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计输量170亿m3/a，于2005年建成投产。
陕京三线天然气管道（简称陕京三线）干线起自陕西省榆林首站，止于北京市昌平区西沙屯末站，大体并行陕京二线，长约1000km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计输量150亿m3/a，于2013年底建成投产。
陕京四线干线起自陕西省靖边首站，止于北京市顺义区高丽营末站，长约1098km，管径1219mm，设计压力12MPa，设计输量250亿m3/a，于2017年11月28日建成投产。
1.2.3川气东送天然气管道系统
川气东送天然气管道是中国石化已建最长天然气管道。干线管道起自普光首站，止于上海末站，全长1700km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计输量120亿m3/a，于2010年建成投产。
中国石油忠武天然气管道与川气东送天然气管道主体并行敷设，干线管道起自重庆市忠县，止于武汉末站，长约719km， 管径711mm，设计压力为7.0MPa，设计输量30亿m3/a，于2004年建成投产。
1.2.4联络天然气管道
冀宁联络线天然气管道（简称冀-宁线）起自陕京二线的安平分输站，终于西气东输管道系统青山分输站，全长886km，管径711～1016mm，设计压力10MPa，设计输量90亿m3/a，于2005年底建成投产。
兰州—银川联络线天然气管道（简称兰-银线）起自涩北—西宁—兰州天然气管道河口分输压气站，经西一线中卫联络站，终于银川末站。管道长度约401km，管径610mm，设计压力10MPa，设计输量35亿m3/a，于2007年7月建成投产。
中卫—贵阳联络线天然气管道（简称中-贵线）起自宁夏回族自治区中卫首站，止于贵州省贵阳末站。该管道长约1613km，管径1016mm，设计压力10MPa，设计输量150亿m3/a，于2013年10月全线建成投产。
中卫—靖边联络线天然气管道（简称中-靖线）起自西三线中卫压气站，止于陕京天然气管道系统靖边压气站，长376.57km，管径1219mm，设计压力12MPa，设计输量300亿m3/a，于2017年11月建成投产。
1.3重点区域天然气管网
1.3.1京津冀区域天然气管网
京津冀区域天然气管网主要由陕京天然气管道系统、大港—永清天然气管道系统、永清—唐山—秦皇岛天然气管道、冀-宁线、大唐煤制气管道、北京天然气管网和在建中俄东线天然气管道组成，供气能力约1100亿m3/a，可接收中亚、俄罗斯等进口天然气，也可接收新疆地区、长庆油田等国产天然气，并配套建设有LNG接收站、华北储气库群等储气调峰设施。京津冀地区天然气储运设施相对齐全，可实现气源多元化和资源多样化，为京津冀地区优化能源结构和改善空气质量奠定了基础。
1.3.2长三角区域天然气管网
长三角区域天然气管网主要包括西一线、西二线上海支干线、冀-宁线、江苏LNG外输管道、如东—海门—崇明岛天然气管道、甪直—宝钢天然气管道、南京—芜湖天然气管道、常州—长兴天然气管道、川气东送等干线管道，总供气能力约600亿m3/a，并配套建设有金坛盐穴储气库、刘庄油气藏储气库和江苏如东LNG接收站、启东LNG接收站、上海LNG接收站、浙江LNG接收站等储气调峰设施。
1.3.3珠三角区域天然气管网
珠三角区域天然气管网主要包括中国石油西二线南宁支干线、广-深支干线、香港支线等天然气管道，中国海油珠海—中山南海天然气管道、南海南屏分输站—珠海临港分输站天然气管道等天然气管道，以及广东LNG外输管道、广西LNG外输管道等天然气管道，并配套建设有广东大鹏、珠海、粤东、九丰等LNG接收站。
1.4非常规天然气管道
1.4.1煤制天然气外输管道
伊宁—霍尔果斯煤制天然气管道是我国第一条煤制气管道，于2013年8月建成投产，可将新疆伊犁地区煤制天然气通过西二线输往东部地区。
大唐克什克腾旗煤制天然气外输管道是我国第二条煤制气外输管道。该管道由两部分组成：克什克腾旗—古北口段由大唐国际建设，长约360km，管径914mm，设计压力7.8MPa，设计输量1200万m3/d；古北口—高丽营段由中国石油建设，长约130km，管径914～1016mm，设计压力7.8～10MPa。管道于2013年11月建成投产。
1.4.2页岩气外输管道
四川长宁地区页岩气管道是我国第一条页岩气外输管道，管道起自宜宾市上罗镇集气站，止于宜宾市双河乡双河集输末站，全长93.7km，管径457mm，设计压力6.3MPa，输送规模可达450万m3/d，于2014年4月建成投产。此后，第二条页岩气外输管道——威远页岩气集输干线和第三条页岩气外输管道——涪陵—王场页岩气管道分别于2014年10月、2015年4月建成投产。
1.4.3煤层气外输管道
煤层气产地主要集中于我国山西省等华北地区，目前煤层气产量相对较低，优先满足周边地区消费，多余气量外输。我国第一条煤层气外输管道是山西沁水煤层气外输管道，管道全长35km，管径610mm，设计压力6.3MPa，设计输量30亿m3/a，于2009年7月建成投产。该管道在沁水压气站与西气东输管道系统相连，将煤层气输往东部地区。此后，晋城—侯马、沁水—博爱—郑州及沁水—长治等多条煤层气外输管道陆续建成投产。
1.4.4LNG外输管道
随着我国东南沿海地区诸多LNG接收站的建成投产，大连—沈阳天然气管道、唐山LNG外输管道、如东—江都天然气管道、天津LNG外输管道、深圳—东莞—广州—佛山输气管道等配套LNG外输管道也陆续建成，实现LNG与国内主干天然气管道气源互补，增加天然气安全供应和应急保障能力。
2在建和规划重点项目
2.1新-粤-浙天然气管道
中国石化新疆煤制天然气外输管道（新-粤-浙天然气管道）包括1条干线和5条支线，管道干线起于新疆木垒首站，止于广东省韶关末站，干线全长4159km，管径1219mm，设计压力12MPa，设计输量300亿m3。该管道于2015年9月30日获中华人民共和国国家发展和改革委员会（简称国家发改委）核准，建设节奏按资源、市场落实程度由南向北、先东后西的进度分期实施。潜江—韶关段输气管道是新-粤-浙天然气管道的末端管道，也是湖南省第一条国家干线天然气管道，北起湖北省潜江市，南至广东省韶关市，途经湖北、湖南、广东
3省8市，全长856km，管径1016mm、设计压力10MPa，设计输量60亿m3/a，已于2017年9月26日开工建设，计划2020年建成投产。
2.2中俄东线天然气管道
中俄东线天然气管道是我国管径最大、压力最高、输量最大、钢级最强、涉及单位最多、国产化程度最高的天然气管道。干线管道起自黑龙江省黑河市，止于上海市白鹤末站，全长超过3000km，设计输量为380亿m3/a，设计压力12MPa，管径1422mm。该工程将按北段（黑河—长岭）、中段（长岭—永清）和南段（永清—上海）分段核准、分期建设，计划2019年10月北段投产，2020年底全线贯通。其中，黑龙江省五大连池市境内76km试验段工程已于2017年11月建设完成；2017年12月13日，随着黑河—长岭段干线管道11个标段同时开焊，中俄东线天然气管道的建设全面加快。
2.3鄂-安-沧天然气管道
中国石化鄂尔多斯—安平—沧州煤制气管道（鄂-安-沧天然气管道）气源主要为新蒙能源煤制气、汇能集团煤制气等。管道西起陕西省神木市，东至河北省沧州市，南至中原油田文23储气库，北至雄安新区，包括1条干线和5条支线。管道全长为2293km，其中干线管道长度881km，设计输量300亿m3/a，设计压力12MPa，管径1219mm。该项目已于2017年7月12日获国家发改委核准，一期工程计划于2019年建成，可将天津进口LNG、文23储气库天然气输往雄安新区；后续工程可将内蒙古自治区（简称内蒙古）、陕西、山西等地煤制气、煤层气等资源输往华北地区。
2.4蒙西煤制气外输管道
蒙西煤制气外输管道是中国海油第一条跨省天然气长输管道，包括1条干线、两条注入支线和两条分输支线。干线管道起自内蒙古杭锦旗首站，止于河北省黄骅末站，全长约1022km，设计输量300亿m3/a，设计压力12MPa，管径1219mm。该项目已纳入国家《能源发展“十三五”规划》和沿线四省市自治区“十三五”规划，并于2017年4月5日获中华人民共和国环境保护部（简称国家环保部）环评批复，于2017年7月17日通过中国海油投资决策程序。该项目整体获得国家发改委核准后，将先期建设河北省和天津市境内管道，将天津市进口LNG输往华北地区，为雄安新区清洁能源供应提供保障；后期建设山西省及内蒙古境内管道，将煤制气、煤层气等相关资源输往华北地区。
3天然气管道发展趋势
2017年5月，国家发改委、中华人民共和国国家能源局（简称国家能源局）联合发布的《中长期油气管网规划》指出，对天然气进口通道要坚持“通道多元、海陆并举、均衡发展”的原则，进一步巩固和完善西北、东北、西南和海上油气进口通道，2025年基本形成“海陆并重”的通道格局；要求2020年全国天然气长输管道长度达到10.4万km，2025年达到16.3万km，预计2030年将超过20.0万km，并形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络；要求加快东北、华北等地区地下储气库建设，到2025年实现地下储气库工作气量达到300亿m3，预计2030年将超过400亿m3。该规划指明了我国天然气管网发展方向，进一步明确了天然气管道和储气库的建设目标。未来一段时间内，我国天然气管道发展将呈现以下特点。
一是，干线管道互联互通。
目前，中国石油、中国石化、中国海油等各管输企业所属管道相对独立，互联互通力度不足，企业间应急保供能力相对较差。为贯彻落实习近平总书记关于“北方地区清洁取暖”有关指示精神，国家能源局提出加强全国天然气管网、接收站、储气库等基础设施互联互通，以及提高天然气特别是北方地区冬季天然气供应保障能力的要求，并于2017年8月将广东省管网鳌头分输站向西二线广州末站反输改造工程列为冬季天然气保供的国家重大工程。
2017年9月起，中国石油相关单位与广东省管网公司开始对相关设施进行改造，并于2017年12月9日实现了从西二线向广东省管网转供，气量达425万m3/d；16日实现了从广东省管网向西二线反输供应，气量达500万m3/d。广东省管网鳌头分输站与西二线广州末站互联，实现了中国石油管道气、中国海油海上采气、LNG多种资源的互联互通，提高了珠三角地区天然气管网互联互通和应急保障能力。2018年2月8日，国家发改委下发《国家发展改革委关于加快推进2018年天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知》，要求对陕京四线增压工程、广西LNG接收站与中缅天然气管道联通项目、蒙西煤制气管道、鄂-安-沧天然气管道等10个天然气基础设施互联互通项目加快建设进度，确保各项目按期投产，强化国内天然气互联互通串换能力，提升冬季天然气应急调峰能力。
二是，管径进一步增大，压力进一步提高，钢级进一步提升。
未来天然气管道设计和建设过程中，扩大管径、提高压力和提升钢级是进一步提高天然气管道输送能力的发展趋势。从陕京一线管径660mm、设计压力6.4MPa、管材X60，到西一线管径1016mm、设计压力10MPa、管材X70，再到西二线、西三线管径1219mm、设计压力12MPa、管材X80，我国天然气管道行业在过去20年取得了显著的发展成就。
2015年10月，在我国新疆哈密市建成了亚洲第一个管道断裂控制试验场；2015年12月成功开展了管径1422mm、管材X80直缝管爆破试验；2016年11月成功开展了管径1422mm、管材X80螺旋管爆破试验；2016年12月成功开展管径1219mm、管材X90钢管全尺寸爆破试验。在建的中俄东线天然气管道采用了管径1422mm、压力12MPa的工艺方案（试验段已完成建设）。俄罗斯新建巴法连科—乌恰天然气管道设计压力11.8MPa、管径1422mm、材质X80，输气能力达580亿m3/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1219mm、材质X80、输气能力达450亿～590亿m3/a。目前，我国正在进行超大输量天然气管道关键技术的可行性研究。
三是，关键设备和控制系统国产化。
2009年，我国启动了干线天然气管道压缩机组和大型球阀等关键设备的国产化研究工作。2013年5月，我国首套20MW电驱压缩机组在西二线高陵压气站建成投运；2016年9月，首套国产30MW燃驱压缩机组于西三线烟墩压气站建成投运。2014年正式启动了执行机构（电动、气液联动）、关键阀门（旋塞阀、止回阀、强制密封阀）、流量计（超声波、涡轮）等5大类16种管道设备国产化研发工作。
2017年5月26日，中国石油西部管道公司烟墩作业区国产阀门试验场完成了6台国产56"Class900全焊接球阀工业性测试；2017年9月14日，完成了国产56"Class900全焊接球阀对应国产执行机构的现场工业性试验；2017年6月15日，完成了油气管道流量计国产化工业性试验的现场验收。2014年7月，国产RTU（远程终端单元）阀室PLC（可编程控制器）控制系统在呼和浩特—包头—鄂尔多斯成品油管道首次使用。2017年10月30日，中国石油管道公司国产SCADA（数据采集与监视控制）系统即PCS（过程控制系统）通过专家验收。这些一系列天然气管道关键设备和控制系统国产化成果的取得，标志着我国油气管道关键设备国产化进程又迈出坚实一步。
四是，开启智能管道建设新征程。
继2003年在冀宁联络线天然气管道项目中首次提出数字化油气管道建设目标之后，中国石油于2012年启动了油气管道全生命周期管道研究。目前，油气管道基本实现了“设计数字化、施工机械化、物采电子化、管理信息化”，完成了从传统管道向数字管道的转变。为进一步整合油气管道行业已取得的研究成果，中国石油已启动智能管道建设相关研究工作，计划在新建油气管道项目中，以中俄东线天然气管道作为试点，工程设计、施工将以“全数字化移交、全生命周期管理、全智能化运营”为目标，开启智能化管道建设新征程；并且，在已建油气管道项目中，选择中缅油气管道、中俄原油管道二线等项目按照智能化管道相关标准进行相关设施配置和功能升级。待新建、已建油气管道均实现智能化要求之后，我国油气管网将全面掀开智慧管网新篇章。
4问题与建议
一是，配套储气库建设滞后。
据美国能源信息署（EIA）2016年统计数据，美国共有413座地下储气库，储气库总工作气量达1357亿m3，占当年天然气消费量7786亿m3的17.4%；俄罗斯地下储气库工作气量950亿m3，占当年天然气消费量3909亿m3的24.3%；德国和意大利工作气量分别为248亿m3和187亿m3，达到当年消费量的31.2%和29.1%；法国储气库工作气量120亿m3，可满足当年天然气消费的28.5%。据中国石油经济技术研究院发布的《2017年国内外油气行业发展报告》，截至2017年底，我国累计建成12座地下储气库（群），调峰能力达到100亿m3，调峰量约80亿m3（其中中国石油77亿m3），调峰能力占全年总消费量的4.2%，距欧美、俄罗斯等国家储气库储气比例有较大差距。
为进一步加快储气库设施的建设，建议国家相关部门明确上游供气企业、下游城市燃气企业储气设施建设主体，配套制定相关储气调峰价格政策，有效吸引多种资金，加大储气库建设力度，以提升冬季天然气调峰和应急保障能力。
二是，干线天然气管道压缩机组利用率偏低。
目前我国干线天然气管道压气站压缩机组普遍按最大输量工况进行配置，各站均设备用机组，且单台机组功率还有余量，存在压缩机组利用率偏低、日常维护工作量较大、外电基本容量费等费用较高等问题。根据中国石油已建管道统计情况，压缩机组利用率平均为37.96%，其中西一线机组利用率平均值相对较高，2006—2015年平均值为43.59%。
随着我国管网系统的逐步完善、机组可靠性的增加及调控管理水平的提升，建议进一步研究干线天然气管道压缩机组隔站备用的可行性以提高机组利用率，研究同一站内大小机组的优化配置以提高工况适应能力，研究同一站内电驱、燃驱的混合配置以降低外电基本容量费等相关运行费用。
三是，干线天然气管道联网后调运难度加大。
随着近几年我国天然气管道的快速建设，西气东输管道系统、陕京天然气管道系统等干线管道系统已初具规模，并且已建成冀-宁线、中-贵线、兰-银线、中-靖线等多条天然气联络管道，以及西北、华北、东北、长三角、珠三角和川渝地区等多个区域性天然气管网。天然气管道调运工作也由单条管道向管道系统转变，由单个管道系统向天然气管网转变，由区域性管网向国家基干管网转变。
特别是在中国石油、中国石化、中国海油等国家油气管道互联互通工程完成之后，天然气管网调气灵活性增加的同时，全国范围内多家供气企业之间管网的调运难度也将大幅增加。随着我国天然气管网和相关基础设施的进一步完善，建议进一步加大对大型管网优化运行的研究力度，保证我国天然气管网高效、平稳、节能运行。
