天然气压缩因子及标准体积计算-原
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。
管输天然气贸易计量中压缩因子的计算
管输天然气贸易计量中压缩因子的计算肖迪;巩大利【摘要】管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式,压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度.国家标准GB/T 17747提供了天然气压缩因子的两种计算方法:摩尔组成法和物性值法.目前国内管输天然气压力普遍在6 MPa 以上、12 MPa以下,在这种工况条件下,物性值法计算压缩因子与摩尔组成法计算结果偏差比较大,尤其是非烃含量高(高含N2或CO2)的气体,采用物性值法更需慎重.在管输天然气贸易计量中,应采用适用范围更广,计算精度更高的摩尔组成法；物性值法是在现场增设在线物性参数测量仪器而采用的简单方法,此方法适用于无法得到气体组成且对计量准确度要求不高的情况.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2011(030)009【总页数】1页(P24)【关键词】天然气;压缩因子;摩尔组成法;物性值法【作者】肖迪;巩大利【作者单位】国家石油天然气大流量计量站;国家石油天然气大流量计量站【正文语种】中文近年来，我国天然气工业迅速发展，建设了一批管道工程项目，引进了多条跨国管道。
管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式，压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度。
国家标准《天然气压缩因子的计算（GB/T17747-1999）》规定了天然气压缩因子的两种计算方法，通过对两种方法比较，可明确各自的适用范围，确保国家和企业的合法权益。
国家标准《天然气压缩因子的计算GB/T 17747）》提供了天然气的压缩因子的两种计算方法：摩尔组成法和物性值法。
摩尔组成法也叫详细特征法（源自AGA8-92DC），采用已知天然气的详细摩尔组成和相关压力、温度计算压缩因子；物性值法，又称为总体特征法（源自SGERG-88），通过获取天然气的高位发热量、相对密度、CO2含量和N2含量中任意3个变量作为输入变量的压缩因子计算方法。
利用物性值计算压缩因子时，GB/T 17747不推荐采用N2含量作为输入变量之一，只给出了前3个变量作为输入变量时的压缩因子计算方法。
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。
天然气体积计算公式
天然气体积计算公式天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、民用和交通等领域。
在天然气的生产、输送和储存过程中，准确计算天然气的体积是十分重要的。
本文将介绍天然气体积计算的公式及其相关知识。
一、天然气体积的计算公式天然气的体积计算公式是根据理想气体状态方程得出的。
理想气体状态方程是描述气体状态的重要定律之一，由法国物理学家盖·吕萨克和爱德华·克拉普龙于18世纪末提出。
该方程可以表示为：PV = nRT其中，P表示气体的压力，V表示气体的体积，n表示气体的物质的量，R为气体常数，T表示气体的绝对温度。
在天然气的体积计算中，一般采用洛伦兹公式对天然气进行修正，该公式可以表示为：Z = 1 + B × P + C × P^2 + D × P^3其中，Z为修正系数，B、C、D为修正系数的常数，P为天然气的压力。
通过以上两个公式，可以计算出天然气的实际体积。
二、天然气体积计算的影响因素天然气体积的计算不仅仅依赖于上述的公式，还受到以下几个因素的影响：1. 压力：天然气的压力是影响天然气体积的重要因素。
随着压力的增加，天然气的体积会减小；反之，压力的减小会导致天然气的体积增大。
2. 温度：温度也是影响天然气体积的重要因素。
根据理想气体状态方程可知，温度的升高会导致天然气的体积增大，而温度的降低会导致天然气的体积减小。
3. 含气量：天然气的含气量是指单位体积内所含的天然气质量。
含气量的增加会导致天然气的体积增大，反之则会导致天然气的体积减小。
4. 组分：天然气是由多种气体组分组成的混合物，不同组分的气体在不同压力、温度下的体积变化也不同，因此组分的变化也会影响天然气的体积。
5. 地质条件：天然气储层的地质条件也会对天然气体积的计算产生影响。
例如，储层的渗透率、孔隙度等参数会影响天然气的储存和流动，从而影响天然气的体积。
三、天然气体积计算的应用天然气体积计算在天然气工业中有着广泛的应用。
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。
天然气与CNG(压缩天然气)之间的换算比例
天然气车的计算方法——CNG车气瓶加气量A（m3)= L×N×P/1000其中：L（升）=气瓶标定容积，N（个）=气瓶个数，P (大气压）=气瓶内气体压强（一般为20MPa，200个大气压）；气瓶加气量：G（Kg)= A×ρ，其中：ρ-天然气密度（0.716 Kg /m3）。
例1）车辆CNG气瓶为8×120 + 4×80L。
则加气量=（8×120 + 4×80L）×200/1000 = 256（立方米）= 256×0.716 = 183.3（kg）——LNG车气瓶加气量A（m3)= L×N×600/1000例2）车辆LNG气瓶为450L。
则加气量= 450 ×600/1000 = 270（立方米）= 270 × 0.716 = 193.3简易算法：CNG加气量（立方米）=气瓶总容积×0.2；LNG加气量（立方米）=气瓶总容积×0.6——CNG车在驾驶室的仪表板上有剩余气量显示系统——显示气瓶内的剩余气体压力为多少MPa，根据气瓶加气量计算方法：加气量（m3)=气瓶总容积L×气瓶个数N ×气瓶内气体压强P/ 1000，从而算出气瓶内还剩多少气量，提示司机及时加气。
例1）车辆CNG气瓶为8×120 + 4×80L，驾驶室仪表板上显示气瓶内剩余气体压力为5MPa。
则剩余气量=（8×120 + 4×80L）×50/1000 = 64（立方米）。
一般来说，当CNG车驾驶室仪表板上显示气瓶内的剩余气体压力为5MPa时，司机就应及时给车辆加气；当剩余气体压力为2MPa时，司机就必须给车辆加气。
定义：是指以天然气为燃料的一种气体燃料汽车（有压缩天然气CNG和液化天然气LNG）。
分类：按燃料使用状况的不同，可分为：（1）单燃料天然气汽车：发动机只使用CNG或LNG作为燃料。
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量计算公式1、第一种计算公式 Q=293.15*V*P 均/(T 均*0.101325*Z)其中V 是该管段内容积（即管段管容），Z 是压缩因子，Z=1/(1+5.072*1000000*P 均*10^1.785^C 2/T 均^3.825)， P 均=2/3[P 1+0.101325+（P 2+0.101325）2/(P 1+P 2+2*0.101325)] T 均=(T 1+T 2)/2+273.15P 1、P 2、T 1、T 2分别为管段起、终点压力和温度；C 2是天然气相对密度（注：一定周期内会有小调整）。
总管存Q n 为各分段管存的求和。
2、第二种计算公式 （1）管段管存计算公式：10001pj pj V P T Z V P T Z ⨯⨯⨯=⨯⨯式中：0V ——管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m 3) ；1V ——管段的设计管容量，单位为立方米（m 3) ，计算公式为：4V 21Ld ⨯⨯=π式中：π=3.1415926；d ——管段的内直径，单位为米（m ）；L ——管段的长度，单位为米（m ）； pj P ——管段内气体平均压力(绝对压力)，单位为兆帕（MPa ）；0T ——标准参比条件的温度，数值为293.15K ； 0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为0.9980； 0P ——标准参比条件的压力，数值为0.101325MPa ； pj T ——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K ）；1Z ——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 17747.2《天然气压缩因子的计算 第2部分：用摩尔组成进行计算》计算求得。
（2） 平均压力计算公式：12121223pj P P P P P P P ⎡⎤⨯=⨯+-⎢⎥+⎣⎦式中：1P ——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；2P ——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
（3） 平均温度计算公式：123132T T T pj ⨯+⨯=式中：1T ——管段起点气体温度，单位为开尔文（K ）；2T ——管段终点气体温度，单位为开尔文（K ）。