管道作為天然氣最為高效的運輸途徑，在經濟活動中發揮著關鍵作用。近年來，伴隨國家管網集團的組建，我國天然氣管道建設進程加速。截至2024年末，全國長輸天然氣管道總里程已達12.9萬公里，較上一年度增加逾5000公里；預計2025年將新建2000公里，干線管網總輸氣能力將超過4600億立方米/年。與此同時，各地省級及地方管網也在加速布局，通過對區域性輸氣網絡的優化銜接，資源輸送效率得到顯著提升。然而，隨著天然氣輸氣管網長度與輸氣量的持續增長，管網輸差管理顯得尤為重要。

管網輸差指的是在天然氣輸送進程中，輸氣管網全部上載氣量與全部下載氣量之間的差值，該差值可能為正，亦可能為負。過大的管網輸差不僅會對上下游企業的經濟效益造成影響，還會給管網運營企業的資源調度和運營成本帶來不利效應。通常來講，管網輸差為正時，上載氣量大于下載氣量，如果上游和下游單位以上載點的流量計作為結算點，那么下游單位效益會受到影響；管網輸差為負時，則上游單位效益將受到影響。在輸差處理方面，國家發展改革委在2021年發布《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（暫行）》中明確規定了跨省天然氣管道的輸氣成本中包含了輸氣損耗費，因此國家管網公司將管網輸差產生的成本納入管網輸氣運行成本，并在核定管輸費時予以考量。然而，對于省級輸氣管道或地方管道來說，除政府定價的管道外，部分管道還會承接代輸業務，代輸費用大多通過雙方協商確定，管網輸差成本大多由委托輸氣的上游銷售企業、下游城市燃氣企業或直供用戶承擔，故而當輸差氣量較大時，上下游在輸差處理上往往會產生爭議，因此，輸差分析及處理工作顯得十分關鍵。

2024年上半年，重慶能源大數據中心受上游銷售企業委托，針對華北區域某地方輸氣管網的輸差問題開展調研工作。項目組實地對該單位天然氣管道輸差問題展開了全面且細致的排查與深入分析。下文將依托此項目實例，探究影響輸差的常見因素，并提出相應的應對策略。

一、調研區域基本情況

項目組通過實地勘查輸氣管網所涉上下載點的管網設施及計量系統，查閱管網與接氣場站的運行記錄，審核參與貿易結算的流量計系統檢定證書，并剖析管網歷史運行數據與流量計運行環境。依據相關國家與行業標準，對該地區管網天然氣輸差及其成因展開了全面排查與深度分析。

調研區域管網涵蓋的高壓管道（見圖1）總長度約為200千米，在輸差較大時段的輸氣量接近5億立方米，輸差率約為2.3%。沿線共有4個氣源上載點、6個下載點以及14個計量交接點。其中，上載點類型包含分輸站、處理廠和零散氣井；下載點類型包括城市燃氣公司、液化天然氣（LNG）工廠、工業用戶以及上載國家管網等；14個計量點涉及的流量計共計23個，其中參與貿易計量的有18個，類型包括超聲波流量計和渦輪流量計。

圖1 調研區域天然氣管網示意圖 

二、產生輸差的主要原因分析

調研區域的管網系地方高壓輸氣管網。經與運營人員交流，并排除管道破損放散這一因素后，確定該片區輸差產生的主要原因為計量系統誤差。此外，輸差計算方式粗放以及氣體輸送過程中的損耗亦為可能的影響因素。

（一）計量系統誤差

計量系統作為氣量統計的核心載體，其精度、選型以及維護狀況直接影響輸差的大小。該管網在計量環節所暴露的問題具有典型性，具體如下：

1. 部分流量計精度等級較低。依據《天然氣計量系統技術要求》（GB/T18603 - 2023），高壓管網貿易計量應選用精度等級為1.0級及以上的設備。經項目組實地調研并查看對應流量計最新的檢定證書，發現該片區管網中，計量點Q5、Q6和Q13處有6塊流量計的精度等級為1.5級，相較于使用1.0級的流量計，這會產生相對更大的誤差。

2. 流量計量程與實際負荷不匹配。流量計的最佳運行區間為最大量程的30% - 80%，若長期處于小流量（低于量程的30%）或超量程狀態，計量誤差將大幅增大。在該管網中，除LNG工廠用戶長期保持穩定的大流量外，其余用戶的流量計普遍存在“大馬拉小車”的情況。例如，計量點Q11對應的工業用戶，因其生產具有淡旺季特征，在淡季時常常處于小流量狀態；計量點Q4、Q13對應的均為城燃用戶，在非采暖季時流量較低。上述用戶在小流量狀態下，會導致計量誤差顯著增大。

3. 計量參數更新不及時。天然氣貿易計量需根據氣質組分（如甲烷、二氧化碳含量）實時修正壓縮因子，但該管網的氣質檢測周期為三個月，且部分站點未安裝在線色譜儀，無法動態更新壓縮因子參數，從而產生計量誤差。此外，上載點與下載點流量計示值誤差存在“正負極化”現象，部分上載點流量計小流量示值誤差呈正偏差（多計量），而部分下載點的對應示值誤差呈負偏差（少計量）。如此一來，盡管誤差均在相關標準規定的范圍內，但正負偏差疊加后，輸差量會大幅增加。

（二）輸差測算方式粗放

管網輸差測算應考量管存量變化（此變化受壓力、溫度、壓縮因子的影響）。然而，該管網在初期運用“輸差率 =（總上載量-總下載量）/總上載量×100%”這一簡易公式，既未針對不同管徑、壓力的管段開展分段核算，也未考慮因壓力波動所引發的管存量變化。以冬季調峰期為例，當管網壓力由3.8MPa提升至4.6MPa時，單段長度為10公里、管徑為DN406的管道管存量增加約9000立方米。若忽視這一變化，單日輸差核算將出現顯著偏差，月度累計偏差則會更為明顯。

（三）輸送過程損耗

高壓管網的輸送損耗主要來自設備檢修放散和管道泄漏。由于該管網的氣質潔凈度較高，日常排污量極少，并且高壓管道一旦發生泄漏，可通過壓力監測迅速察覺，因此泄漏損耗可忽略不計。不過，在每年的定期檢修維護工作中，依然存在放散損耗。為減少其中不必要的氣損，需規范作業流程。

三、針對輸差問題的處理建議

（一）計量系統升級

一是更替與加裝高精度計量裝置。優先將1.5級流量計更替為1.0級超聲波流量計，針對小流量用戶選取量程適配的計量裝置。例如，針對城市燃氣用戶，在非采暖季將其使用的大量程流量計更換為更適配的小量程流量計，以保障實際流量穩定處于流量計的最佳測量區間。

二是構建高頻次的氣質檢測與計量參數更新機制。縮短氣質組分檢測周期，由原先的三個月檢測周期調整為一個月，并依據組分報告及時同步調整流量計或修正儀參數。最優方案是在關鍵上載點安裝在線色譜儀，實時采集甲烷、二氧化碳等組分數據，自動同步更新壓縮因子。

三是對流量計示值誤差進行必要的調校維護。盡管案例中所涉流量計的檢定報告顯示示值誤差均處于合理范圍，但超半數的流量計存在量程過大的問題，且上載點流量計小流量示值誤差呈正偏差，下載點流量計小流量示值誤差呈負偏差，進而導致上下載輸差偏大。在此情形下，上下游可共同協商，必要時可委托第三方專業機構對部分重要的流量計重新進行調校維護與送檢，以確保計量結果的公正性。

（二）輸差測算方式優化

    根據該管網中主要上載點、下載點、增壓站位置，將管網劃分為多個獨立管段，每日采集各管段起點、終點壓力與溫度數據，結合氣質組分確定壓縮因子，采用“分段計算管存量+匯總核算輸差”的方式，公式優化為：“輸差率=（總上載量-總下載量-管存增加量）/（總上載量-管存增加量）×100%”。

（三）輸差氣量協商處理

在本案例中，項目組結合實際情形，提出如下處理方式：

一是開展上下游協商處理。針對超出規定輸差率的氣量部分，50%的輸差氣量由各上載點按照上載氣量占比進行分攤，另外50%由各下載點按照下載氣量占比進行分攤，并于貿易合同中明確核算標準與分攤流程，以規避糾紛產生。

二是進行與管輸公司的協商處理。在貿易計量流量計精度獲得共同認可的基礎上，借鑒國家管網與上下游企業的管輸費結算模式，與區域管輸公司展開協商，將合理輸差（經協商確定輸差率范圍）所產生的對應成本納入其管網運行成本，在核定管輸費時進行統籌考量。例如，依據歷史數據測算年均合理輸差氣量，按年度對管輸費進行微調，此舉既能減輕單方承擔成本的壓力，又能保障管輸公司主動參與輸差治理的積極性。

從項目實例可知，天然氣管網輸差雖難以避免，但可通過多種途徑避免出現過大輸差。無論是升級計量設備以減小計量系統誤差，還是細化測算方式以契合管網實際運行狀態，或是借助協商機制平衡上中下游成本分攤，這些針對性策略均為輸差治理提供了有效的解決途徑。

隨著我國天然氣管網布局的持續優化，以及智慧管網技術的逐步普及，未來輸差管控將朝著更精準、更高效的方向演進。解決輸差問題不僅是提升企業經濟效益的關鍵所在，更是保障國家能源安全、推動天然氣行業高質量發展的重要環節。唯有上中下游企業協同合作，將輸差治理納入常態化管理，方能持續降低資源損耗，實現天然氣管網的高效運行，為我國能源結構轉型提供堅實保障。