城镇燃气设计规范 GB50028-2006（2020年版）
从上述九个特大城市看，门站后高压输气管道一般成环状或支状分布在市区外围，其压力为2.0～4.48MPa不等，一般不需敷设压力大于4.0MPa的管道，由此可见，门站后城市高压输气管道的压力为4.0MPa已能满足特大城市的供气要求，故本规范把门站后燃气管道压力适用范围定为不大于4.0MPa。
但不是说城镇中不允许敷设压力大于4.0MPa的管道。对于大城市如经论证在工艺上确实需要且在技术、设备和管理上有保证，在门站后也可敷设压力大于4.0MPa的管道，另外门站前肯定会需要和敷设压力大于4.0MPa的管道。城镇敷设压力大于4.0MPa的管道设计宜按《输气管道工程设计规范》GB 50251并参照本规范高压A(4.0MPa)管道的有关规定执行。
6.1.3 “城镇燃气干管的布置，宜按逐步形成环状管网供气进行设计”，这是为保证可靠供应的要求，否则在管道检修和新用户接管安装时，影响用户用气的面就太大了。城镇燃气都是逐步发展的，故在条文中只提“逐步形成”，而不是要求每一期工程都必须完成环状管网；但是要求每一期工程设计都宜在一项最后“形成干线环状管网”的总体规划指导下进行，以便最后形成干环状管网。
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。本条要求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、设置可替代气源等。
调峰储备是为平衡供气和用 气 的 不 均匀性 (一般是用气不均匀性)进行的储气。用气不均匀性可划分为季节性的月不均匀性、日不均匀性和小时不均匀性，相应的调峰分为季节调峰、日调峰和时调峰。平衡日、时不均匀性所需的储气容量需要按时间过程的周期，对供气量、需气量用代数方法进行累积计算得出。
应急储备是为应对突发事件的储气。按突发事件的发生方向可划分为因供气事故(气源事故、长输管道事故或城镇管网事故)引发的应急储气需求，或由于气温骤降等外部因素引起的需气量骤变产生的应急储气需求。通常情况下，城镇燃气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 51098一2015规定的“3d一lod城镇不可中断用户的年均日用气量”考虑。
对于天然气气 源 ， 除了具有用于保证调峰供应、应急供应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需要的气源能力储备。这是政府以行政手段作出的规定，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。依靠大规模储气设施应对国际政治、经济、军事形势的变化，储气方式主要为地下储气库，辅以液化天然气接收站等。
我国天然气储备的具体政策要求详见国务院2018年8月30日发布的国发[2018]31号文件《国务院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]13 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，美国从20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。
基于上述情况，本条对于城镇燃气企业承担保障国家天然气能源安全需要的气源能力储备，未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的规定”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]13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储备量及天然气能源安全储备量。需要指出的是，城镇燃气企业分担的天然气应急储备及天然气能源安全储备，是城镇燃气企业在当前情况下为保证国家天然气能源安全做出的超出自身供气需要的特殊贡献，也带来了企业资金和运行费用的上涨，应给予一定的政策鼓励，并通过市场化运营摊销相关成本，缓解经济压力。随着时间的推移，在国家天然气储备机制和设施建设达到要求后，城镇燃气企业所承担的储备任务将会恢复到自身供气需要的范围内。
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”，并未被要求承担年用气量5%储气能力指标。
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。目前，前两种模式(直供和代输)未被要求额外承担年用气量5%储气能力指标，因此，第三种模式中与之同类型大工业用户、天然气发电用户的用气量不计人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《国务院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]13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”。“(六)强化天然气基础设施建设与互联互通”要求“根据市场发展需求，积极发展沿海、内河小型LNG船舶运输，出台LNG罐箱多式联运相关法规政策和标准规范”。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”。
构建储气 调峰辅助服务市场是石油天然气发展改革的重点内容之一，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”明确提出“自建、合建、租赁、购买等多种方式相结合履行储气责任”。对于以租赁储气库库容或LNG储罐罐容方式解决储备问题的，无论是长期租赁、短期租赁还是临时租赁，不应进行限制，充分发挥市场化作用，以符合相关政策的储备指标要求为原则。
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和地区都兴建地下储气库;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内陆地区设置，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。
政策文件提到的LNG罐箱，具有运输和周转灵活的特点，但LNG罐箱的应用尚缺少特种设备安全管理、多式联运和集中储存、终端供气应用等法规和技术标准体系的支撑，因此尚不适宜作为本规范建议采用的气源储备方式列入条文。
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)调峰和应急供气由气源方承担，小时调峰由需气方承担，日调峰由地方政府负责协调，由气源方、需气方分别承担协商约定所分配的份额。本条文中“气源方”是指向城镇燃气企业供应天然气的上游和中游企业，即与城镇燃气企业签订购销合同的气源企业和签订管输合同的管道运营企业。“需气方”指接收气源方供应天然气并向用户供气的城镇燃气企业。
国发 [2018] 13 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，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平衡，应按国家现行相关政策要求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可根据近期变化进行调整。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)，应经调查研究和资料积累，在完成各类用户全年综合用气负荷资料(含计划中缓冲用户安排)的基础上，制定逐月、逐日用气量计划，为供气合同中气量计划的确定和上游企业(气源方)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，如果地下储气库距离需气方较近或者需气方位于输气管线末端，还可以用来平衡逐小时用气量的变化，这些做法经国外的实践表明是可行的。
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，以往城镇燃气公司一般统管气源、输配和应用，平衡用气的不均匀性由当地燃气公司统筹调度解决。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气源方)。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；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苏联)已不再用于天然气工程，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)、国发[2018]31号文件《国务院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]13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气源能力储备为异地设置时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，还包括采用储备气源异地置换供应的商业化调配方式，以能够满足稳定供气为准则；对于本地设置的气源能力储备更是必须如此保证。由于储气设施的规划布局以集约化为原则，采用管道输送方式时必须以管网互联互通为基础，因此制定本条的意图也是强调“互联互通”。
6.1.5B 人工制气的气源能力储备应符合本规范“满足调峰供应、应急供应等”的规定。国发[2018]31号文件《国务院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用于保障国家能源安全的储备设施。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预留一定余量制气能力的方式，不足的部分可采用设置可替代气源、设置储气设施、设置缓冲用户等方式。本条规定与现行国家标准《人工制气厂站设计规范》GB 5 1208-2016是一致的。
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”。
6.1.5D 本条明确了城镇燃气气源能力储备采用地下储气库方式时，地下和地面设施设计应执行的相关标准规范。
6.1.6 本条规定了城镇燃气管道按设计压力的分级
1 根据现行的国家标准《管道和管路附件的公称压力和试验压力》GB1048，将高压管道分为2.5＜P≤4.0MPa和1.6＜P≤2.5MPa两档，以便于设计选用。
2 把低压管道的压力由小于或等于0.005MPa提高到小于0.01MPa。这是考虑为今后提高低压管道供气系统的经济性和为高层建筑低压管道供气解决高程差的附加压头问题提供方便。
低压管道压力提高到小于0.01MPa在发达国家和地区是成熟技术，发达国家和地区低压燃气管道采用小于0.01MPa的有：比利时、加拿大、丹麦、西德、匈牙利、瑞典、日本等；采用0.0070～0.0075MPa有英国、澳大利亚、中国香港等。由于管道压力比原先低压管道压力提高不多，故仍可在室内采用钢管丝扣连接；此系统需要在用户燃气表前设置低-低压调压器，用户燃具前压力被稳定在较佳压力下，也有利于提高热效率和减少污染。
3 城镇燃气输配系统压力级制选择应在本条所规定的范围内进行，这里应说明的是：
1) 不是必须全部用上述压力级制，例如：
一种压力的单级低压系统；
二种压力的：中压B-低压两级系统；中压A-低压两级系统；
三种压力的：次高压B-中压A-低压系统；次高压A-中压A-低压系统；
四种或四种以上压力的多级系统等都是可以采用的。各种不同的系统有其各自的适用对象，我们不能笼统地说哪种系统好或坏，而只能说针对某一具体城镇，选用哪种系统更好一些。
2) 也不是说在设计中所确定的压力上限值必须等于本条所规定的上限值。一般在某一个压力级范围内还应做进一步的分析与比较。例如中压B的取值可以在0.010～0.2MPa中选择，这应根据当地情况做技术经济比较后才能确定。
6.1 一般规定
6.1.1 本章适用于压力不大于4.0Mpa（表压）的城镇燃气（不包括液态燃气）室外输配工程的设计。
6.1.2 城镇燃气输配系统一般由门站、燃气管网、储气设施、调压设施、管理设施、监控系统等组成。城镇燃气输配系统设计，应符合城镇燃气总体规划，在可行性研究的基础上，做到远、近期结合，以近期为主，并经技术经济比较后确定合理的方案。
6.1.3 城镇燃气输配系统压力级制的选择，以及门站、储配站、调压站、燃气干管的布置，应根据燃气供应来源、用户的用气量及其分布、地形地貌、管材设备供应条件、施工和运行等因素，经过多方案比较，择优选取技术经济合理、安全可靠的方案。
城镇燃气干管的布置，应根据用户用量及其分布，全面规划，并宜按逐步形成环状管网供气进行设计。
6.1.3A 城镇燃气应具有稳定可靠的气源和满足调峰供应、应急供应等的气源能力储备。当采用天然气气源时，气源能力储备还应符合国家现行相关政策的规定。
6.1.3B 城镇燃气气源能力储备设施建设应因地制宜、合理布局、统筹规划，宜采用集中设置区域性储备设施的方式，天然气还宜符合下列规定：
1 具备地质条件时，宜采用地下储气库方式；
2 具备岸线和港口条件时，宜采用液化天然气接收站等方式；
3 在不具备建设地下储气库和液化天然气接收站条件的内陆地区，宜采用集约化布局的液化天然气储备基地方式。
6.1.4 城镇燃气采用天然气作气源时，逐月用气不均匀性平衡和应急供气应由气源方统筹调度解决；逐日用气不均匀性平衡应按国家现行相关政策要求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；逐小时用气不均匀性平衡，应由需气方设置调峰储气设施统筹调度解决。
需气方对城镇燃气用户应进行用气量预测，在各类用户全年综合用气负荷资料的基础上，制定逐月、逐日用气量计划，并与气源方协商签订供气合同，供气合同应明确供需双方的气量计划。
6.1.5 用于调峰供应的气源能力储备的规模，应根据计算月平均日用气总量、用户结构、供气和用气不均匀情况、运行稳定性和供气调度规律等因素，在充分利用气源可调量的基础上综合确定。
储备方式的选择应经方案比较，择优选取技术经济合理、安全可靠的方案；对来气压力较高的天然气输配系统宜采用管道储气的方式。
6.1.5A 气源能力储备设施与城镇燃气管网之间应设有能力和可靠性满足要求的输送系统。当气源能力储备设施设置在异地时，应采取措施保证储备气源能够可靠、按需输送至城镇燃气管网，并应实现连续、稳定供气。
6.1.5B 当采用人工制气气源时，人工制气厂站的设计产量宜按设计规模的计算月最大日用气量确定，设计产量中的基本气量和调峰气量应符合现行国家标准《人工制气厂站设计规范》GB51208 的有关规定。
6.1.5C 当城镇燃气设置可替代气源作为气源能力储备时，其供气能力及原料储备应与承担的供气和储备规模相适应。可替代气源与主气源的气质应具备满足要求的互换性。
6.1.5D 城镇燃气气源能力储备采用地下储气库方式时，地下储气库及其地面设施的设计应符合国家现行标准《地下储气库设计规范》SY/T 6848、《输气管道工程设计规范》GB 50251 及国家现行其他相关标准的规定。
6.1.6 城镇燃气管道的设计压力（P）分为7级，并应符合表6.1.6的要求。
6.1.6 城镇燃气管设计压力（表压）分级
6.1.7 燃气输配系统各种压力级别的燃气管道之间应通过调压装置相连。当有可能超过最大允许工作压力时，应设置防止管道超压的安全保护设备。
条文说明
6.1.1 城镇燃气管道压力范围是根据长输高压天然气的到来和参考国外城市燃气经验制定的。
据西气东输长输管道压力工况，压缩机出口压力为10.0MPa，压缩机进口压力为8.0MPa，这样从输气干线引支线到城市门站，在门站前能达到6.0MPa左右，为城镇提供了压力高的气源。提高输配管道压力，对节约管材，减少能量损失有好处；但从分配和使用的角度看，降低管道压力有利于安全。为了适应天然气用气量显著增长和节约投资、减少能量损失的需要，提高城市输配干管压力是必然趋势；但面对人口密集的城市过多提高压力也不适宜，适当地提高压力以适应输配燃气的要求，又能从安全上得到保障，使二者能很好地结合起来应是要点。参考和借鉴发达国家和地区的经验是一途径。一些发达国家和地区的城市有关长输管道和城市燃气输配管道压力情况如表23。
表23 燃气输配管道压力(MPa)
但不是说城镇中不允许敷设压力大于4.0MPa的管道。对于大城市如经论证在工艺上确实需要且在技术、设备和管理上有保证，在门站后也可敷设压力大于4.0MPa的管道，另外门站前肯定会需要和敷设压力大于4.0MPa的管道。城镇敷设压力大于4.0MPa的管道设计宜按《输气管道工程设计规范》GB 50251并参照本规范高压A(4.0MPa)管道的有关规定执行。
6.1.3 “城镇燃气干管的布置，宜按逐步形成环状管网供气进行设计”，这是为保证可靠供应的要求，否则在管道检修和新用户接管安装时，影响用户用气的面就太大了。城镇燃气都是逐步发展的，故在条文中只提“逐步形成”，而不是要求每一期工程都必须完成环状管网；但是要求每一期工程设计都宜在一项最后“形成干线环状管网”的总体规划指导下进行，以便最后形成干环状管网。
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。本条要求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、设置可替代气源等。
调峰储备是为平衡供气和用 气 的 不 均匀性 (一般是用气不均匀性)进行的储气。用气不均匀性可划分为季节性的月不均匀性、日不均匀性和小时不均匀性，相应的调峰分为季节调峰、日调峰和时调峰。平衡日、时不均匀性所需的储气容量需要按时间过程的周期，对供气量、需气量用代数方法进行累积计算得出。
应急储备是为应对突发事件的储气。按突发事件的发生方向可划分为因供气事故(气源事故、长输管道事故或城镇管网事故)引发的应急储气需求，或由于气温骤降等外部因素引起的需气量骤变产生的应急储气需求。通常情况下，城镇燃气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 51098一2015规定的“3d一lod城镇不可中断用户的年均日用气量”考虑。
对于天然气气 源 ， 除了具有用于保证调峰供应、应急供应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需要的气源能力储备。这是政府以行政手段作出的规定，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。依靠大规模储气设施应对国际政治、经济、军事形势的变化，储气方式主要为地下储气库，辅以液化天然气接收站等。
我国天然气储备的具体政策要求详见国务院2018年8月30日发布的国发[2018]31号文件《国务院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]13 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，美国从20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。
基于上述情况，本条对于城镇燃气企业承担保障国家天然气能源安全需要的气源能力储备，未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的规定”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]13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储备量及天然气能源安全储备量。需要指出的是，城镇燃气企业分担的天然气应急储备及天然气能源安全储备，是城镇燃气企业在当前情况下为保证国家天然气能源安全做出的超出自身供气需要的特殊贡献，也带来了企业资金和运行费用的上涨，应给予一定的政策鼓励，并通过市场化运营摊销相关成本，缓解经济压力。随着时间的推移，在国家天然气储备机制和设施建设达到要求后，城镇燃气企业所承担的储备任务将会恢复到自身供气需要的范围内。
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”，并未被要求承担年用气量5%储气能力指标。
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。目前，前两种模式(直供和代输)未被要求额外承担年用气量5%储气能力指标，因此，第三种模式中与之同类型大工业用户、天然气发电用户的用气量不计人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《国务院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]13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”。“(六)强化天然气基础设施建设与互联互通”要求“根据市场发展需求，积极发展沿海、内河小型LNG船舶运输，出台LNG罐箱多式联运相关法规政策和标准规范”。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”。
构建储气 调峰辅助服务市场是石油天然气发展改革的重点内容之一，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”明确提出“自建、合建、租赁、购买等多种方式相结合履行储气责任”。对于以租赁储气库库容或LNG储罐罐容方式解决储备问题的，无论是长期租赁、短期租赁还是临时租赁，不应进行限制，充分发挥市场化作用，以符合相关政策的储备指标要求为原则。
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和地区都兴建地下储气库;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内陆地区设置，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。
政策文件提到的LNG罐箱，具有运输和周转灵活的特点，但LNG罐箱的应用尚缺少特种设备安全管理、多式联运和集中储存、终端供气应用等法规和技术标准体系的支撑，因此尚不适宜作为本规范建议采用的气源储备方式列入条文。
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)调峰和应急供气由气源方承担，小时调峰由需气方承担，日调峰由地方政府负责协调，由气源方、需气方分别承担协商约定所分配的份额。本条文中“气源方”是指向城镇燃气企业供应天然气的上游和中游企业，即与城镇燃气企业签订购销合同的气源企业和签订管输合同的管道运营企业。“需气方”指接收气源方供应天然气并向用户供气的城镇燃气企业。
国发 [2018] 13 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，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平衡，应按国家现行相关政策要求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可根据近期变化进行调整。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)，应经调查研究和资料积累，在完成各类用户全年综合用气负荷资料(含计划中缓冲用户安排)的基础上，制定逐月、逐日用气量计划，为供气合同中气量计划的确定和上游企业(气源方)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，如果地下储气库距离需气方较近或者需气方位于输气管线末端，还可以用来平衡逐小时用气量的变化，这些做法经国外的实践表明是可行的。
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，以往城镇燃气公司一般统管气源、输配和应用，平衡用气的不均匀性由当地燃气公司统筹调度解决。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气源方)。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；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苏联)已不再用于天然气工程，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)、国发[2018]31号文件《国务院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]13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气源能力储备为异地设置时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，还包括采用储备气源异地置换供应的商业化调配方式，以能够满足稳定供气为准则；对于本地设置的气源能力储备更是必须如此保证。由于储气设施的规划布局以集约化为原则，采用管道输送方式时必须以管网互联互通为基础，因此制定本条的意图也是强调“互联互通”。
6.1.5B 人工制气的气源能力储备应符合本规范“满足调峰供应、应急供应等”的规定。国发[2018]31号文件《国务院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用于保障国家能源安全的储备设施。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预留一定余量制气能力的方式，不足的部分可采用设置可替代气源、设置储气设施、设置缓冲用户等方式。本条规定与现行国家标准《人工制气厂站设计规范》GB 5 1208-2016是一致的。
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”。
6.1.5D 本条明确了城镇燃气气源能力储备采用地下储气库方式时，地下和地面设施设计应执行的相关标准规范。
6.1.6 本条规定了城镇燃气管道按设计压力的分级
1 根据现行的国家标准《管道和管路附件的公称压力和试验压力》GB1048，将高压管道分为2.5＜P≤4.0MPa和1.6＜P≤2.5MPa两档，以便于设计选用。
2 把低压管道的压力由小于或等于0.005MPa提高到小于0.01MPa。这是考虑为今后提高低压管道供气系统的经济性和为高层建筑低压管道供气解决高程差的附加压头问题提供方便。
低压管道压力提高到小于0.01MPa在发达国家和地区是成熟技术，发达国家和地区低压燃气管道采用小于0.01MPa的有：比利时、加拿大、丹麦、西德、匈牙利、瑞典、日本等；采用0.0070～0.0075MPa有英国、澳大利亚、中国香港等。由于管道压力比原先低压管道压力提高不多，故仍可在室内采用钢管丝扣连接；此系统需要在用户燃气表前设置低-低压调压器，用户燃具前压力被稳定在较佳压力下，也有利于提高热效率和减少污染。
3 城镇燃气输配系统压力级制选择应在本条所规定的范围内进行，这里应说明的是：
1) 不是必须全部用上述压力级制，例如：
一种压力的单级低压系统；
二种压力的：中压B-低压两级系统；中压A-低压两级系统；
三种压力的：次高压B-中压A-低压系统；次高压A-中压A-低压系统；
四种或四种以上压力的多级系统等都是可以采用的。各种不同的系统有其各自的适用对象，我们不能笼统地说哪种系统好或坏，而只能说针对某一具体城镇，选用哪种系统更好一些。
2) 也不是说在设计中所确定的压力上限值必须等于本条所规定的上限值。一般在某一个压力级范围内还应做进一步的分析与比较。例如中压B的取值可以在0.010～0.2MPa中选择，这应根据当地情况做技术经济比较后才能确定。
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