天然气基本压缩因子计算方法
一种新型天然气压缩因子数值计算方法
0. 99
1. 58
2. 59
4. 30
6. 00
9. 33
由表 3 可以看出，在对比温度为 1. 05 时，本文
计算方法与其他计算方法一样误差较大，最大误差
达到了 60% 。从压缩因子三维图可以看出，对比
温度在 1. 05 ～ 1. 10 之间时，Z 值曲面表现出了较
强的扭曲性，这也是造成各方法预测精度均较低的
近几年国内相继发现了一批高温高压天然气 田［8］。原有压缩因子计算方法适用压力范围低的 弊端逐渐暴露。石油大学郭绪强教授针对这一问 题进行了相关试验，取得了丰富的高压天然气实验 数据［9］。
将郭绪强教授发表的高压天然气实验数据与 传统天然气 压 缩 因 子 图 版［10］ 叠 加，发 现 天 然 气 压 缩因子在高压阶段具有较强的延展性，表现出了较 好的规律。利用三维绘图软件将数据进行处理，可 以发现天然气压缩因子曲面较为复杂。因此，本文 利用传统压缩因子图版与郭绪强教授发表的高压 天然气实验数据进行拟合，尝试找到高精度的能够
引言
目前使用较多的天然气压缩因子计算方法，包 括 Dranchk － Abu － Kassem 方 法 （ DAK） ［1 － 2］，Hankinson － Thomas － Phillips 方 法 （ HTP ） ［3］，Dranchuk － Purvis － Robinson 方法（ DPR） ［4］，以及由石 油大学李相方教授根据天然气压缩因子图版拟合 的李 相 方 方 法 （ LXF） 。这 些 计 算 公 式 均 是 根 据 Standing 和 KatZ 1942 年提出的压缩因子图版［5］采 用不同拟合方法拟合得到的［6］。在不同的对比压 力及对比温度下，误差均较大。根据李相方教授的 统计，各方法的最大误差均超过了 55%［7］。
AGA8—92DC计算方法天然气压缩因子计算(最漂亮的)
AGA8—92DC计算方法天然气压缩因子计算摘要：按照GB／T 17747．2—1999《天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》，采用AGA8—92DC计算方法，用VB编程计算了天然气压缩因子。
用二分法求解状态方程，精度满足工程需要。
关键词：压缩因子；AGA8—92DC计算方法；二分法1概述工作状态下的压缩因子是天然气最重要的物性参数之一，涉及到天然气的勘探、开发、输送、计量和利用等各个方面。
实测天然气压缩因子所需的仪器设备价格高，不易推广，因此计算方法发展很快，主要为经验公式和状态方程计算方法。
1992年6月26日，国际标准化组织(ISO)天然气技术委员会(TC193)及分析技术分委员会(TC193/SC1)在挪威斯泰万格(Stavanger)召开了第四次全体会议，会上推荐了两个精度较高的计算工作状态下天然气压缩因子的方程，目PAGA8-92DC方程、SGERG-88方程[1]。
随后，国际标准化组织于1994年形成了国际标准草案[2]。
AGA8-92DC方程来自美国煤气协会(AGA)。
美国煤气协会在天然气压缩因子和超压缩因子表的基础上，开展了大量研究，于1992年发表了以状态方程为基础计算压缩因子的AGA No.8报告及AGA8-92DC方程[2]。
1994年，四川石油管理局天然气研究所遵照中国石油天然气总公司技术监督局的指示，对国际标准化组织1992年挪威斯泰万格会议推荐的AGA8-92DC 方程、SGERG-88方程进行验证研究，于1996年底基本完成[2]。
1999年，四川石油管理局天然气研究院(前身为四川石油管理局天然气研究所)起草的《天然气压缩因子的计算》GB/T 17747.1～3—1999被批准、发布。
《天然气压缩因子的计算》GB/T 17747.1～3—1999包括3个部分：《天然气压缩因子的计算第1部分：导论和指南》GB/T 17747.1—1999，《天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算》GB/T 17747.2—1999，《天然气压缩因子的计算第3部分：用物性值进行计算》GB/T 17747.3—1999。
天然气压缩因子的分析及其计算
天然气压缩因子的分析及其计算谢莉莉;刘劲松【摘要】根据天然气压缩因子的2种计算方法:用摩尔组成进行计算和用物怀值进行计算编制计算机程序,并运用此程序研究天然气压缩因子与温度、压力之间的关系.【期刊名称】《上海计量测试》【年(卷),期】2011(000)005【总页数】4页(P27-30)【关键词】天然气;压缩因子;计算方法【作者】谢莉莉;刘劲松【作者单位】上海公正燃气计量站;上海公正燃气计量站【正文语种】中文0 引言天然气是重要的能源之一，随着天然气贸易量的增加，其流量计量越来越被人们重视。
在天然气流量计量中，天然气压缩因子是决定其准确与否的关键因素之一。
天然气压缩因子是实际气体状态采用理想气态方程时引入的偏差修正系数。
实际上，符合理想气态方程的理想气体是不存在的，实验表明，只有在低压高温下实际气体才可以近似被看作理想气体。
由于实际气体与理想气体的差异，使得对气体流量测量的准确性和可靠性难以评价，特别是低温、高压管道气体流量的测量，在这种情况下，管道中的被测介质就不能用理想气体状态方程进行描述。
在高压、低温下，任何气体理想状态方程都会出现明显的偏差，而且压力越高，温度越低，这种偏差就越大，因而需要引入一个压缩校正因子Z来修正气体的状态方程，如式（1）所示。
因此，天然气压缩因子Z在天然气这一重要能源计量中起着举足轻重的作用。
虽然GB/T 17747-1999《天然气压缩因子的计算》对天然气压缩因子进行了详细的描述，但是国内大部分是使用超压缩因子来计算天然气流量，对于压缩因子大多是文献上查得的或是通过图表获得。
若是用图表方式，则整个计算过程不仅费时费力，而且计算误差大，结果不准确。
而国外的进口流量计，像压缩因子等技术核心不公开，因此有必要编制一套计算程序来计算天然气压缩因子，确保天然气流量计量的准确性。
本文将介绍程序的编制简要以及运用该程序研究压缩因子与温度、压力之间的关系，并对两种方法进行比较。
1 计算程序编制天然气压缩因子的计算方法有2种：用天然气的摩尔组成进行计算和用天然气的物性值进行计算。
AGA8—92DC计算方法天然气压缩因子计算（最漂亮的）
AGA8—92DC计算⽅法天然⽓压缩因⼦计算（最漂亮的）AGA8—92DC计算⽅法天然⽓压缩因⼦计算摘要：按照GB／T 17747．2—1999《天然⽓压缩因⼦的计算第2部分：⽤摩尔组成进⾏计算》，采⽤AGA8—92DC计算⽅法，⽤VB编程计算了天然⽓压缩因⼦。
⽤⼆分法求解状态⽅程，精度满⾜⼯程需要。
关键词：压缩因⼦；AGA8—92DC计算⽅法；⼆分法1概述⼯作状态下的压缩因⼦是天然⽓最重要的物性参数之⼀，涉及到天然⽓的勘探、开发、输送、计量和利⽤等各个⽅⾯。
实测天然⽓压缩因⼦所需的仪器设备价格⾼，不易推⼴，因此计算⽅法发展很快，主要为经验公式和状态⽅程计算⽅法。
1992年6⽉26⽇，国际标准化组织(ISO)天然⽓技术委员会(TC193)及分析技术分委员会(TC193/SC1)在挪威斯泰万格(Stavanger)召开了第四次全体会议，会上推荐了两个精度较⾼的计算⼯作状态下天然⽓压缩因⼦的⽅程，⽬PAGA8-92DC⽅程、SGERG-88⽅程[1]。
随后，国际标准化组织于1994年形成了国际标准草案[2]。
AGA8-92DC⽅程来⾃美国煤⽓协会(AGA)。
美国煤⽓协会在天然⽓压缩因⼦和超压缩因⼦表的基础上，开展了⼤量研究，于1992年发表了以状态⽅程为基础计算压缩因⼦的AGA No.8报告及AGA8-92DC⽅程[2]。
1994年，四川⽯油管理局天然⽓研究所遵照中国⽯油天然⽓总公司技术监督局的指⽰，对国际标准化组织1992年挪威斯泰万格会议推荐的AGA8-92DC ⽅程、SGERG-88⽅程进⾏验证研究，于1996年底基本完成[2]。
1999年，四川⽯油管理局天然⽓研究院(前⾝为四川⽯油管理局天然⽓研究所)起草的《天然⽓压缩因⼦的计算》GB/T 17747.1～3—1999被批准、发布。
《天然⽓压缩因⼦的计算》GB/T 17747.1～3—1999包括3个部分：《天然⽓压缩因⼦的计算第1部分：导论和指南》GB/T 17747.1—1999，《天然⽓压缩因⼦的计算第2部分：⽤摩尔组成进⾏计算》GB/T 17747.2—1999，《天然⽓压缩因⼦的计算第3部分：⽤物性值进⾏计算》GB/T 17747.3—1999。
压缩因子计算
天然气压缩因子的计算气田上大多数在高压下生产，为控制其流动需要安装节流阀。
当气流经过节流阀时，气体产生膨胀，其温度降低。
如果气体温度变得足够低，将形成水合物（一种固体结晶状的冰雪物质）。
这就会导致管道和设备的堵塞。
【1】从而，在天然气的集输过程当中，不管对天然气或天然气管道进行怎样的处理，都离不开气体的三个状态参数：压力P 、体积Ｖ、温度Ｔ。
而根据真实气体状态方程PV ZnRT =可知，在确定某个状态参数的时候需要先计算一个压缩因子Ｚ。
如果能够更精确的确定压缩因子，从而确定气体的状态参数，对于研究天然气的收集、预处理和输送等问题具有重要意义。
下面简要介绍下压缩因子及其计算方法。
真实气体是实实在在的气体，它是为了区别于理想气体而引人的。
真实气体占有一定空间，分子之间存在作用力，因此真实气体性质与理想气体性质就有偏离。
压缩因子就是反映这种真实气体对理想气体的偏离程度大小。
在温度比临界温度高的多、压力很小时，偏离不太显著；反之偏离就很显著。
下面将介绍一种计算压缩因子的方法（Dranchuk-Purvis-Robinson 法）。
压缩因子的关系式如下：5635214373831()()()(1)exp()pr pr pr pr pr A A A A A Z A A T T T T A A A T =++++++++-52pr pr pr 222prpr pr ρρρρρρ （1）式中A 1到A 8都是常数，具体数据可到参考文献上查阅，ρpr 为无因次拟对比密度，它和压缩因子满足关系式： 0.27prpr pr p ZT ρ= （2）其中p pr 和T pr 分别为拟对比压力和拟对比温度。
由于式（2）为非线性方程，欲计算Z ，可采用牛顿迭代法（Newton-Raphson ）。
在已知p pr 和T pr 的情况下，需经过迭代过程求解ρpr ，其公式如下：()(1)()'()()()i pr i i pr pr i pr f f ρρρρ+=- （3）迭代求得拟对比密度ρpr ，即可易求得压缩因子。
天然气压缩因子计算
１．天然气相关物性参数计算密度计算： TZR PM m =ρ ρ——气体密度，Kg/m 3；P ——压力，Pa ；M ——气体千摩尔质量，Kg/Kmol ；Z ——气体压缩因子；T ——气体温度，K ；R m ——通用气体常数，8314.4J/Kmol·K 。
２．压缩因子计算：已知天然气相对密度∆时。
96.28M =∆ M ——天然气的摩尔质量。
∆+=62.17065.94pc T510)05.493.48(⨯∆-=pc P ;pc pr P P P = pcpr T T T =； P ——工况下天然气的压力，Pa ；T ——工况下天然气的温度，k ；P Pc —临界压力；T Tc ——临界温度。
对于长距离干线输气管道，压缩因子常用以下两式计算：668.34273.01--=prpr T P Z 320107.078.068.110241.01prpr pr pr T T T P Z ++--=对于干燥天然气也可用经验公式估算： 15.1117.0100100P Z +=标况流量和工况流量转换。
为了控制Welas 的5L/min 既 0.3立方米每小时的工况流量。
Q 2------流量计需要调节的流量值P 2------0.1MpaT 2------293.15K (20℃ )Z 2------标况压缩因子Q 1------0.3m 3/hP 1------ 工况压力（绝对压力MPa ）T 1------开尔文KZ 1-------工况压缩因子转换公式为12221211p T Z Q Q p T Z。
GB T 17747.2-1999 天然气压缩因子的计算 第2部分：用摩尔组成进行计算
０ ａ 镇６ ＭＰ ＭＰ＜ｐ ５ ａ ２５ ＜３０ ２Ｋ ＜Ｔ ５ Ｋ ２ ＭＪ ｍ－ ０ ・ ＇ ＜４ ＭＪ ＇ ＜Ｈ， ８ ＂ ｍ－
注 ２ 将本条中的高位发热量和相对密度换算为我国石油气体标准参 比条件下 的高位发热量和相对密度 ， ： 则高位 发热１ 范围为 ７９ －４． ＂ ， ２． １９ ＭＪ ＇相对密度范围为 ０５０ －． ， １ ５ ３ ｍ－ ． －０８０ ５ ０
天然气中各组分 的摩尔分数应在 以下范围以内：
— 第３ 部分： 用物性值进行计算。
附录 Ａ、 附录Ｂ 附录Ｃ 附录Ｄ是标准的附录。附录Ｅ 附录 Ｆ 附录Ｇ是提示的附录。 、 、 、 、
中华 人 民共 和 国国 家标 准
天然气压缩因子的计算 第２ 部分： 用摩尔组成进行计算
Ｎ ｔ ａ ｇｓ ａｃ ａ ｏ ｏ ｏ ｒｓｉ ｆｃｏ－ ｒｌ －Ｃ ｌ ｌ ｉｎ ｃｍｐｅｓ ｎ ｔｒ ａｕ ａ ｕｔ ｆ ｏ ａ Ｐ ｒ ２Ｃ ｌ ｌ ｉｎபைடு நூலகம்ｉｇ ｌｒ ｏ ｐ ｓｉｎ ａ ｓ ａｔ ａ ｕ ｔ ｕ ｎ ｍ ａ－ ｍ ｏｉｏ ａ ｌ ｉ ： ｃ ａｏ ｓ ｏ ｃ ｔ ｎ ｙｓ
似法是否会使计算结果变差．
摩尔分数大于 ０００ ．０ ０ ５的所有组分都必须在计算中考虑。痕量组分（ Ｃ 等） 如 Ｍ； 应按表 １中指定 的赋值组分处理。所有组分的摩尔分数之和为 １ ． １ 士０００ ０ ，
如果已知体积分数组成， 则应将其换算成摩尔分数组成， 具体换算方法见 Ｇ ／ １０２ Ｂ Ｔ ６ ０ １
ｃ ／ １７７２ ９９ Ｓ Ｔ ４ ．－１９ ７
绝对压力：
热力学温度 ：
０ ａ －１ ＭＰ ＭＰ ＜ｐ ２ ａ ＜
２ ３ ６ Ｋ镇Ｔ蕊３ ８ ３ Ｋ
天然气压缩因子的计算
天然气压缩因子的计算天然气的压缩系数计算方法可采用GB/T 17747-1999《天然气压缩因子的计算》,或AGA NX-19方程。
当为非贸易计量场合和贸易计量中符合GB/T 18603-2001《天然气计量系统技术要求》表A1准确度为C 级要求的计量装置可考虑使用AGA NX-19方程,其它应采用SGERG-88或AGA 8-92DC 方程。
本文描述AGA NX-19和SGERG-88两种计算方法。
1.用物性值进行计算天然气压缩因子的公式本计算公式参照国家标准GB/T 17747中SGERG-88公式,该计算公式使用高位发热量、相对密度和CO 2含量作为输入变量。
在GB/T 17747中,用物性值计算天然气压缩因子公式如下:21mm C B Z ρρ++= (1 /(ZRT p m =ρ (2式中有关符号表示见本文后述的符号说明。
天然气压缩因子Z 的值由方程(1、(2联解求得(1式中:天然气第二维利系数B 由方程(B1求得B x x B x B 2111212+=12++++++233222255254424332324422B x B x B x B x x +++ (B1(B1式中:CH x x =1 (B2 22N x x = (B3 23CO x x = (B4 24H x x = (B5 CO x x =5 (B6 2(1(0([2(1(b 0(11120H0011H H H H H b T b b T b T b B +++++=CH H T ]222222]2(1(0([CH H H H H T b T b b +++ (B7B 14,B 15,B 22,B 23,B 24,B 33, B 44和B 55是温度函数的二次多项式,即:2-12B B B +×+= (B91/23311130.865(B -B B = (B10(B7和(B8式中维利系数温度展开式系数b(0,b(1和b(2的数值 ij b(0 b(1 b(2 CH H0 -4.25468×10-1 2.86500×10-3 -4.62073×10-1CH H1 8.77118×10-4 -5.56281×10-6 8.81510×10-9 CH H2 -8.24747×10-7 4.31436×10-9 -6.08319×10- 12 N 2 22 -1.44600×10-1 7.40910×10-4-9.11950×10-7CO 2 33 -8.68340×10-1 4.03760×10-3 -5.16570×10-6H 244-1.10596×10-3 8.13385×10-5-9.87220×10-8 CO 55 -1.30820×10-1 6.02540×10-4 -6.44300×10-7CH+ N 2 12 y =0.72+1.875×10-5(320-T2 CH+ CO 2 13 y =-0.865CH+ H 2 14 -5.21280×10-2 2.71570×10-4-2.50000×10-7CH+ CO 15-6.87290×10-2-2.39381×10-6 5.18195×10-7N 2+ CO 2 23 -3.39693×10-1 1.61176×10-3 -2.04429×10-6N 2+ H 2 24 1.20000×10-2 0.00000 0.00000天然气第二维利系数C 由方程(C1求得1233211222444343333323323222332222232133231333C x C x C x x C x x C x C x x ++++++ (C1 (C1式中:211120001112(1(0([2(1(0(T c T c c T c T c c C H H H H H H +++++=CH H ]22222]2(1(0([CH H H H H T c T c c +++ (C2C 222,C 333,C 444,C 113,C 223和C 233是温度函数的二次多项式,即:22(1(0(T c T c c C ijk ijk ijk ijk ++= (C3维利系数温度展开式中系数c(0,c(1和c(2的数值ijk c(0 c(1 c(2CH H0 -3.02488×10-1 1.95861×10-3 -3.16302×10-6CH H1 6.46422×10-4-4.22876×10-6 6.88157×10-9CH H2 -3.32805×10-7 2.23160×10-9 -3.67713×10-12N 2 222 7.84980×10-3-3.98950×10-5 6.11870×10-8CO 2 333 2.05130×10-3 3.48880×10-5 -8.37030×10-8H 2 444 1.04711×10-3-3.64887×10-8 4.67095×10-9CH+ CH+ N 2 112 y =0.92+0.0013(T-270 CH+ CH+ CO 2 113 y = 0.92 CH+ CH+ H 2 114 y = 1.20 CH+ CH+CO1157.36748×10-3-2.76578×10-5 3.43051×10-8CH+ N 2+ N 2 122 y =0.92+0.0013(T-270 CH+ N 2+ CO 2 123 y =1.10 CH+ CO 2+ CO 2 133 y =0.92 N 2+ N 2+ CO 2 223 5.52066×10-3 -1.68609×10-5 1.57169×10-8N 2+ CO 2+ CO 2 2333.58783×10-3 8.06674×10-6 -3.25798×10-8其他非同类交互作用维利系由方程(C4求得: ijk ijk y C =3/1(kkk jjj iii C C C (C4(C4式中ijk y 由(C5~(C8给出:92.0133113==y y (C620.1114=y (C710.1123=y (C8式中符号:H ——摩尔发热量,单位:MJ ·kmol -1x ——组分的摩尔分数CH ——等价烃类 CO ——一氧化碳 CO 2——二氧化碳 H 2——氢气 N 2——氮气m ρ——摩尔密度,单位: kmol -1·m 3p ——绝对压力,单位:MPaR ——摩尔气体常数,其值为0.008314510 m 3·kmol -1K -1 T ——热力学温度,单位:K2.用AGA NX-19公式计算天然气压缩因子的方法天然气超压缩系数Fz 是因天然气特性偏离理想气体定律而导出的修正系数,其定义为1Z ZnFz =………………………………………………………(3 式中: Zn —天然气在标准参比条件下的压缩因子;Z1 —天然气在操作条件下的压缩因子。
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天然气基本压缩因子计算方法
编译：阙洪培（西南石油大学） 审校：刘廷元
这篇文章提出一个简便展开算法：任一压力-温度的基本压缩因子的输气监测计算。
这个算法中的二次维里系数来源于参考文献1。
计算的压缩因子接近AGA 8状态方程值[2]。
1 测量
在天然气工业实用计量中，压力、温度变化作为基本（或标准）条件，不仅地区间有差别，而且在天然气销售合同也有不同。
在美国，通常标准参考条件是60°F和14.73 psia。
欧洲常用的基本条件是0 ℃和101.325 kPa，而标准条件是15 ℃和101.325 kPa。
阿根廷也用15 ℃和101.325 kPa，而墨西哥则用的是20 ℃和1kg/ sq cm(绝对)。
计算真实气体的热值、密度、基本密度、基本体积、以及沃贝指数时要求已知基本条件的压缩因子。
表1是理想气体值。
表1中的理想气体值不能用于密闭输气，必须计算相应基本条件的压缩因子。
参考文献提供的一些数据表和获取基本条件压缩因子方法，基本条件只能是60°F，14.73或14.696 psia。
计算其它基本条件的压缩因子可用AGA 8 程序，但代数计算较复杂，计算机编程共有三组软件，比较耗时。
本文提出了一个展开算法，计算密闭输气基本条件（基本条件可是任何压力温度）的压缩因子。
2 压缩因子
接近外界条件时，即压力小于16 psia，截断维里状态方程（方程组中的方程1）较好地描述了天然气的体积性质。
方程1中，各符号的物理意义是：
Z = 基本条件下压缩因子
B = 二次维里系数
R = 气体常数
P = 基本条件的绝对压力
T = 温度条件的绝对压力
天然气基本压缩因子接近1，如0.99，B必然为负（图1）
方程2是混合物的二次维里系数，式中B ij = B ji为组分i和j的二次交互维里系数，B ii为纯组分i 的二次维里系数。
二次维里系数是温度的函数。
也可用方程3求B，便于手工计算。
比较适合密闭输气计算，方程3中B i的平方根为总因子，参见参考文献1，3，4。
问题的提出：表中常见60°F总因子值，而未见有其它基本温度条件的总因子值。
由此本文献出一种方法，求解任一温度的压缩因子。
本方法不用因子求和法而用了好用便于书写的二次维里系数法。
方程3假定方程4已作校正。
下面举出2例说明这种方程的用法。
甲烷（B1）和乙烷（B2）0 ℃的B因子分别为-53.28和-219.38，甲烷和乙烷混合物（B12）B因子等于B1*B2开方（方程4）或等于-108.11，而实验值为-111.86，此值很接近实际。
丙烷B3在0℃的B因子为-470，甲烷和丙烷混合物B13的 B因子（方程4）为-158，其实验值为-156［5］。
方程4是获得简化表达式方程3的关键，消除了计算过程中的可变量。
表1是纯烃和惰性气体在可测压力、温度变化范围的二次维里系数。
参考文献DIN1871中只有两个温度（0℃和30℃）的B值，据说方程5用线性内插法可得其它温度的B值。
表1中0℃和30℃以外的其它温度的B值就是方程5用线性内插法计算的，同理可推广用于任一基本温度。
表2是两种气体混合物在0℃和60℃，基本压力小于16 psia.计算的B因子。
二次维里系数（B），cc/mol 表1序号 组份 0℃ 15℃ 60°F 20℃ 30℃*
1 甲烷 -53.60 -47.35 -47.1
2 -45.27 -41.10
2 乙烷 -222.20 -200.99 -200.20 -193.92 -179.78
3 丙烷 -464.00 -415.65 -413.86 -399.53 -367.30
4 异丁烷 -828.00 -746.00 -742.96 -718.67 -664.00
5 正丁烷 -918.00 -813.00 -809.11 -778.00 -708.50
6 异戊烷 -1320.00 -1185.00 -1180.00 -1140.00 -1050.00
7 正戊烷 -1680.00 -1451.50 -1443.04 -1375.33 -1223.00
8 正已烷 -2412.00 -2096.00 -2084.15 -1989.33 -1776.00
9 正庚烷 -3810.00 -3245.00 -3224.07 -3056.67 -2680.00
10 正辛烷 -5800.00 -4850.00 -4814.81 -4533.33 -3900.00
11 氮气 -10.60 -7.40 -7.28 -6.33 -4.20
12 二氧化碳 -149.70 -134.80 -134.25 -129.83 -119.90
＊ 0℃和30℃的系数来自DIN1871，其它值用内插法求得。
实验系数 表2 序号
组份
Mole,% B i (0℃), cc/mol B(方程3) Mole,% B i (60°F), cc/mol B(方程3) 1 甲烷 90.8945 -53.6 6.6546 83.02 -47.1 5.6987 2 乙烷 5.2203 -222.2 0.7782 7.45 -200.2 1.0541 3 丙烷 1.4701 -464 0.3167 4.39 -413.9 0.8931 4 异丁烷 0.2700 -828 0.0777 0.83 743.0 0.2262 5 正丁烷 0.3900 -918 0.1182 1.08 -809.1 0.3072 6 异戊烷 0.1250 -1320 0.0454 0.31 -1180.0 0.1065 7 正戊烷 0.1000 -1680 0.0410 0.25 -1443.0 0.0950 8 正已烷 0.0700 -2416 0.0344 0.30 -2084.1 0.1370 9 正庚烷 0.0900 -3810 0.5560 0.00 -3224.1 0.0000 10 正辛烷 0.0000 -5800 0.0000 0.00 -4814.8 0.0000 11 氮气 1.0301 -10.6 0.0335 0.35 -7.3 0.0094 12 二氧化碳 0.3400 -149.7
0.0416 2.02 -134.2 0.2340 总计
100.0000
8.1968 B＝67.1868
100.00
8.7618 B＝76.7602
由方程1计算Z
R,kg/sq cm-cc/mol-k 84.784 R,kg/sq cm-cc/mol-k 12.5091 T，K
273.15 T，K
288.71 P，kg/sq cm 1.00 P，kg/sq cm 14.696 -B
-67.1868 B
-76.7602 压缩因子（Z） 0.9971 压缩因子（Z） 0.9968 Z（AGA8计算） 0.9971
Z（AGA8计算） 0.9968
压力，巴
压缩因子（Z
）。