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管存气计算方法
如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。
2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。
城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。
由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。
(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。
——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量的两种计算公式Prepared on 22 November 2020天然气管存量计算公式1、第一种计算公式Q=*V*P 均/(T 均**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+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^，P 均=2/3[P 1++（P 2+）2/(P 1+P 2+2*]T 均=(T 1+T 2)/2+P 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：100001pj 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 21L d ⨯⨯=π 式中：π=；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；0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为；P——标准参比条件的压力，数值为；T——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K）；pjZ——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 《天然气压缩因子的计1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：式中：P——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；1P——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
2（3）平均温度计算公式：式中：T——管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；1T——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
2注:气体体积的标准参比条件是p０=，T０=。
管道内气体体积计算公式
管道内气体体积计算公式
对于直径较小、长度较长的圆筒形管道，可以使用圆筒形体积计算公式。
假设管道的直径为D，长度为L，则管道的体积可以通过以下公式计算：
V=π*(D/2)²*L
其中V是管道的体积，π是圆周率，D/2是管道的半径。
对于直径较大的管道或者管道中其中一段管道弯曲的情况，需要考虑管道的几何形状，一般可以近似为圆柱体和锥体相结合。
如果管道中存在锥体，其体积可以通过以下公式计算：
Vcone = 1/3 * π * (D1/2)² * h
其中Vcone是锥形部分的体积，D1是锥形底部的直径，h是锥形部分的高度。
如果管道是由圆柱体和锥体相连接而成的，可以将两个部分的体积相加：
Vtotal = Vcylinder + Vcone
其中Vtotal是整个管道的体积，Vcylinder是圆柱体部分的体积。
除了管道形状，管道内气体的状态也会影响体积的计算。
根据理想气体状态方程，理想气体的体积可由以下公式计算：
V=n*R*T/P
其中V是气体的体积，n是气体的物质的量，R是理想气体常量，T 是气体的温度，P是气体的压力。
综上所述，管道内气体体积的计算公式主要取决于管道的形状和气体的状态。
通过合理选择适用的公式，可以准确计算出管道内气体的体积。
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 ）。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式天然气是一种重要的能源资源，其管存量的计算对于能源行业的规划和管理至关重要。
天然气管存量计算公式是根据一系列参数和数据来估算储量的方法。
以下是常用的天然气管存量计算公式。
1. 非连续性储层的储量计算公式：储量 = A × h ×φ× S × (1 - Sw) × (1 - CGR) × (1 - TGR) / Bg其中，A为储层面积，h为有效厚度，φ为孔隙度，S为饱和度，Sw为含水饱和度，CGR为可燃气体释放率，TGR为投产率，Bg为天然气体积系数。
2. 连续性储层的储量计算公式：储量 = A × h ×φ× S × (1 - Sw) × (1 - CGR) × (1 - TGR) × N / Bg其中，N为储层平均孔隙体积。
3. 储层饱和度计算公式：S = (Vr - Vg) / Vr其中，Vr为储层孔隙体积，Vg为储层天然气体积。
天然气管存量计算公式的具体应用需要根据实际情况进行调整和修正。
在计算过程中，需要准确测量和获得各个参数的数值，包括储层面积、有效厚度、孔隙度、饱和度、含水饱和度、可燃气体释放率、投产率和天然气体积系数等。
此外，天然气管存量计算还需要考虑地质特征、生产数据、储层压力、气体性质等因素的影响。
因此，在实际应用中，需要结合地质勘探、数据分析和数学模型等多种方法，综合计算天然气管存量，以提高计算的准确性和可靠性。
总之，天然气管存量计算公式是评估天然气储量的重要工具，但其应用需要结合实际情况和多种参数的准确测量。
通过合理应用计算公式，可以更好地评估和管理天然气资源，为能源行业的发展提供科学依据。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式 The Standardization Office was revised on the afternoon of December 13, 2020
天然气管存量计算公式
（1）管段管存计算公式：100
01
pj 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：4
V 21L
d ⨯⨯=π
式中：π=；
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； 0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为； 0P ——标准参比条件的压力，数值为；
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 《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 ）。
注:气体体积的标准参比条件是p ０=，T ０=。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式
〔1〕管段管存计算公式：1000
01pj 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 21L d ⨯⨯=π 式中：π；
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；
0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为；
0P ——标准参比条件的压力，数值为；
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?天然气压缩因子的计
算 第2局部：用摩尔组成进展计算?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 〕。
注:气体体积的标准参比条件是p ０，T ０
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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 ）。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式
（1）管段管存计算公式：100
001
pj 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：4
V 21L
d ⨯⨯=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 ）。
注:气体体积的标准参比条件是p ０=0.101325MPa ，T ０=293.15K。
输气管道工艺计算
输气管道工艺计算
第11页
四、输气管道清管器相关计算
2.清管器运行距离估算式
式中: L估 —— 清管器运行距离，单位为(m)，Po=0.101325MPa,
To=293.15K；
T —— 清管器后管段内气体平均温度(K)；
Q进 —— 发清管器后累计进气量(m³)；
d —— 输气管内直径(m)；
P —— 推清管器压力，即某时刻清管器后管段内气
1/4管段。
输气管道工艺计算
3/
L
4
第2页
一、输气管道压力计算
2.管道沿线任意点气体压力计算式
式中：Px —— 管道沿线任意点气体压力(绝)(MPa)；
P1 —— 管道计算段内起点气体压力(绝)(MPa)；
P2 —— 管道计算段内终点气体压力(绝)(MPa)；
X —— 管道计算段起点至沿线任意点长度(km)；
1.影响清管器速度原因 清管器运行速度应控制在12-18km/h，才能确保清管器
速度惯性能顺利经过三通处而不被卡堵。 影响清管器速度主要原因：
球前后压力差、球在管内摩擦阻力、管内径改变、管 内杂物阻力等。而球前后压力差与推球压力源（气源量） 相关：球摩擦阻力与球过盈量和管内壁粗糙度相关；管内 杂物与施工清管质量相关。
1.管存 管存是指管道中实际储存天然气体积量，即管道储气
气体数量，是反应管道运行时压力、温度、季节、运行配 置以及运行效率综合指标，是控制管道进出气体平衡一个 主要参数。
管存与管容（与管道长度、内径等相关）、压力、温 度及压缩因子参数相关。理论上，压缩因子参数与管道输 量、压气站配置、压气站出站温度及管道地温等原因相关。
Z1.Z2——对应P1m、P2m时气体压缩系数。
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=*V*P 均/(T 均**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+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^， P 均=2/3[P 1++（P 2+）2/(P 1+P 2+2*] T 均=(T 1+T 2)/2+P 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：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=；d ——管段的内直径，单位为米（m ）； 10001pj pj V P T Z V P T Z ⨯⨯⨯=⨯⨯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； 0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为； 0P ——标准参比条件的压力，数值为；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 《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：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 ）。
注:气体体积的标准参比条件是p ０=，T ０=12121223pj P P P P P P P ⎡⎤⨯=⨯+-⎢⎥+⎣⎦。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式
（1）管段管存计算公式：1000
01pj 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 21L d ⨯⨯=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：
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：
式中：
1
T——管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；
2
T——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
注:气体体积的标准参比条件是p
０=0.101325MPa，T
０
=293.15K。
管存气计算方法
如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。
2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。
城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。
由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。
(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。
——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式天然气的管存量（Reserves）是指天然气在地下储存的总量，它是评估能源储存和开发潜力的重要指标。
天然气管存量的计算需要考虑多个因素，包括地质构造、储层特征、气体组成、地下压力和温度等。
通常情况下，天然气管存量的计算可以通过以下公式进行估算：管存量=AxhxφxSwxGixρg其中A是储集体积（储集圈面积）；h是有效厚度；φ是孔隙度；Sw是有效饱和度；Gi是地质指数；ρg是天然气的密度。
下面对于以上公式的参数进行详细解释：1.储集体积（A）是指地下储存区域的几何体积。
通过对勘探数据、地质模型和地震资料的分析，可以确定储存区域的面积。
2.有效厚度（h）是指天然气储存区域中具有可用天然气储存潜力的岩石层的厚度。
通过地质勘探和地震勘探技术，可以确定该参数。
3.孔隙度（φ）是指岩石层中的孔隙空间占总体积的比例。
通过岩石圈和物理实验可以确定该参数。
4.有效饱和度（Sw）是指天然气储存区域中天然气占据的有效体积占总体积的比例。
通过地质导航和地球物理实验技术可以确定该参数。
5.地质指数（Gi）是对天然气聚集程度的定量评价指标，是根据油气分区统计和勘探评价结果进行评估得到的。
6.天然气密度（ρg）是指天然气在地下储存状态下的密度。
一般情况下，天然气的密度可以根据温度和压力来计算。
此外，天然气管存量计算还需要考虑开发上的可采储存率和可采资源量。
可采储存率是指在天然气的储存区域内，能够经济合理地实现气体开采的比例。
可采资源量是指在已知勘探结果和工业技术条件下，经济、可行地开采和利用的天然气总量。
综上所述，天然气管存量的计算是一个综合考虑地质、物理、经济等多个因素的复杂过程。
通过以上所述的公式和参数，可以初步估计天然气储存区域的潜力和开发可行性，为后续的天然气开采和利用提供参考依据。
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*10A1.785A C 2/T 均A3.825），P 均=2/3[P 1+0.101325+ （P2+0.101325）2/（P 1+P2+2*0.101325）]T 均=（「+T2）/2+273.15P 1、P2、「、T2分别为管段起、终点压力和温度；G是天然气相对密度（注：一定周期内会有小调整）。
总管存Q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：V0二0沪丁刖乙式中：V。
管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m i）；V1 —管段的设计管容量，单位为立方米（mb，计2算公式为：V厂亠^4式中：=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；P pj ――管段内气体平均压力（绝对压力），单位为兆帕（MPa；T o ――标准参比条件的温度，数值为293.15K ；Z o――标准参比条件下的压缩因子，数值为0.9980 ；P o ――标准参比条件的压力，数值为0.101325MPa；T pj ――管段内气体平均温度，单位为开尔文（K）；Z i ――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:式中：P i――管段起点气体压力，单位为兆帕（MPa）；P2 ------------- 管段终点气体压力，单位为兆帕（MPa）（3）平均温度计算公式:T1 ――管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；T2 ――管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
注：气体体积的标准参比条件是P o =0.101325MPa T o =293.15KT1式中:3欢迎您的下载，资料仅供参考!致力为企业和个人提供合同协议，策划案计划书，学习资料等等打造全网一站式需求。
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=*V*P 均 /(T 均 **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+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^，P 均=2/3[P 1++（ P2+） 2/(P 1+P2+2*]T 均=(T1+T2)/2+P1、 P2、T1、T2分别为管段起、终点压力和温度；C2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P（1）管段管存计算公式：V0V1pj T0Z0TP01Z式中：V0——管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m3) ；3 V1——管段的设计管容量，单位为立方米（m) ，计算公式为：d2L V14式中：=；d ——管段的内直径，单位为米（m ）；L ——管段的长度，单位为米（m ）；P pj——管段内气体平均压力( 绝对压力 ) ，单位为兆帕（ MPa）；T0——标准参比条件的温度，数值为；Z0——标准参比条件下的压缩因子，数值为；P0——标准参比条件的压力，数值为；T pj——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K）；Z1——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 《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：P2P1P2pj3P1P2P P12式中： P1——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa) ；P2——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa) 。
（3）平均温度计算公式：TT21pj2T 133式中：T1T2——管段起点气体温度，单位为开尔文（——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）；K）。
注: 气体体积的标准参比条件是p０ =， T０ =。
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式
（1）管段管存计算公式：100001pj 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 21L d ⨯⨯=π 式中：π=；
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；
0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为；
0P ——标准参比条件的压力，数值为；
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 《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：
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：
式中：
1
T——管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；2
T——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
注:气体体积的标准参比条件是p
０=，T
０
=。
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有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长 输管线，可按全线计算其储气能力。
城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户 气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气 干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的 最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：
高压管道储气计算公式：
V=(Vg×To)/(Po×T)×(Pm1/Z1-Pm2/Z2) Pm1=2/3×[P1max+P2max2/(P1max+ P2max)] Pm2=2/3×[P1min +2/(P1min+ P2min)] 式中：Vg 、T 分别为管道的几何体积、管道内气体平均温度； Z1——指气体在平均压力 Pm1 时的压缩系数； Z2——气体在平均压力 Pm2 时的压缩系数； Pm1——最高平均压力，即储气结束时管道内平均压力； Pm2——最低平均压力，即储气开始时管道内平均压力； Pm1——最高平均压力，即储气结束时管道内平均压力； P1max——管道起点最高压力，即储气结束时起点压力； P2max——管道终点最高压力，即储气结束时终点压力； P1min——管道起点最低压力，即储气开始时起点压力； P2min——管道终点最低压力，即储气开始时终点压力；
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候满足短期内做为一个气源供气。 3、用户用气量是不均衡的，长输管道应满足城市的调峰需求。根据长输管道的供气能
力和压力波动，参考用户的调峰气量，参与城市管网的日、时调峰，减少城市调峰设施的建 设，合理调度，最优化利用资源。
二、天然气用量的不均匀性 在城市燃气供应系统中城市用气量随着城市民用、工业等用户的用气特点，每月、
每日、每时都在变化，高峰、低谷相差悬殊。另外还存在着发生突发事件所引起的用气短缺。 为了解决用气不均衡的矛盾，城市必须建立储气设施。
1、生产周期的不均匀 城市天然气输配系统中用户的用气量，会随季节、行业的周期生产规模和设备、人 们的日常生活习惯等因素发生波动。其中居民用气具有用气稳定，波动不大，用量较小的特 点，易于预测和调节，只要合理配置少量储气设施，城市燃气公司能够自行处理日、时调峰。 而工业用户则不同，用气量较大，在生产旺季的用气量往往是淡季的几倍以上，一般生产周 期很难预测。如果仅仅靠城市燃气系统解决，这就需要很大的投资，而且闲置率过高。这关 系到月、季度等长期的峰值调节，这是管道生产调度中首要考虑的。 2、事故的不可预测 长输管道在向城市天然气输配系统供气时，因管道、设备损坏以及无法抗拒的因素 而引起的非正常停、限气，都将直接影响下游的供气可靠性，因此需考虑气源的事故调峰。
书山有路 如何计算管道气存储能力
例题：压力在 2MPa-3MPa 之间.管径为 300,长度约 15.6KM.如何计算管内的气量.
1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000 气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米） 1MPa=10bar 一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。
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市的外围一级管网建设来调峰。 1.1、高压管道储气 长输管道有一定的储气能力，可以补偿城市用气高峰用气量。 城市天然气输配系统中的用气量是不均匀的，它是随着时间变化的，当城市燃气用
气量大于供气量时，管道压力下降，弥补供气量的不足。当城市燃气用气量小于供气量时， 管道压力上升，储存多余的天然气量。当地选择管道的起终点压力的波动范围和管道直径， 可使其具有一定的储气调峰能力。
四、管道的调峰必要性和可行性 城市天然气输配系统与气源、长输管线和城市管网供应方面的关系主要表现在城市
门站的供气条件和调峰等方面。长输管线采用的高压管道可以参与城市日、时调峰，合理分 配和调度可以实行对季度和月用气量的调峰。
1、长输管线的调峰能力 在燃气输配系统中因为用户用气时刻波动，所以需要合理配置储气调峰设施，以保证不 间断的、稳定的向用户供气，保证公司和用户的正常生产运营。 城市燃气输配系统中的日、时调峰如果有一定的储存设施可以由城市燃气公司自行解 决，长输管线不参与解决城市供气短期调峰问题。一般日用量不超过 10 万 Nm3 的城市可建 立 1—2 个 100m3 高压储罐就可以解决，但是对于用量上百万的城市就需要建立较大的储存 设施。如天津大港油田利用油田的油气层结构，建设地下储气库。进行天然气加压反注采油 储气，用于解决城市供气的季节调峰。 目前国内实现天然气供应的城市只能通过建设大量的高压球罐来解决城市用气的日、时 调峰。季节调节只能依靠长输管线和控制大的工业用户的生产周期来调节。 季节调峰问题，大多数城市受条件(资金、环境等)所限无法自行解决，因此在市场 经济的形势下，应依靠长输管线，合理处理好上下游的供应和提取的衔接，充分利用长输高 压管线的能力，实现上、中、下游资源的合理配置，共同解决城市的供气压力和调峰。
Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。
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一、天然气管道系统的分类 目前，天然气的供应主要向管道输气方向发展，由长输管道的高压管道输配系统和
城市管道输配系统组成。 “西气东输”工程的天然气管道采用高压输气技术，提供给下游各城市的天然气压
力较传统压力有很大的提高。而随着城市天然气供应规模的扩大、用户的增多，原有城市管 网的中、低压输配系统已经不能满足日常的调峰，因此，城市的天然气输配系统已经向多级 压力级的配气系统发展，逐步形成城市外围一级高压天然气输气管道、城市二级中、低压天 然气管道和高压球罐混合调峰系统，有利于满足不同用户的压力需求，同时降低城市内部输 配管网的运行压力，增加管网气量调度能力等。目前国内一些大城市输配系统已经尝试采用 多级系统，以保证满足用户的不均匀用气。
五、总结 1、西气东输等管道工程是近期国民经济发展的重点工程，在天然气的计划和提取中
应作好上下游衔接，在一定的压力波动下，可以作为一个大型的储气设施，满足下游各城市 的调峰需要。
2、长输管道供给量一般可以满足需求量，但是城市燃气系统应该有一定的储气设施建 设，以弥补可预计的天然气供应和需求量之间产生的调峰波动、以及在长输管道抢维修的时
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2、长输管线参与城市日、时调峰 天然气供应需要形成管网，以便合理调度并形成连续、稳定、安全的供气保障。天然气 供需预测表明，2010 年前后，我国除开发利用国内天然气资源外，需进口管输天然气 400 亿立方米，到 2020 年进口量将大幅增加。为此需建设输气干线，构建大量支线供气管网， 根据全国天然气输气管网的规划及建设计划，全国的天然气供应最终将形成区域化和网络 化，长输干线不仅可以解决下游城市的季节性用气不均衡问题，而且为长输管线参与城市日、 时调峰提供了可能。 3、随着城市燃气供应规模的扩大，各类用户的增多，输配系统往往需要采用三级系统(高 压、中压、低压)及多级系统(超高压、高压、中压、低压)才能满足要求。采用三级以上压 力级制有利于满足不同用户的压力需求，降低城市内部输配管网的运行压力，增加管网气量 调度能力，提高储气的经济性等。来气压力一般不低于 1.0MPa，对于多级系统，来气压力 一般不低于 2.5MPa，甚至可以高达 5.0MPa 以上。目前国外一些大城市输配系统普遍采用多 级系统，超高压城市外环管网作为满足流量输送和部分储气的需要的手段而建设。而且超高 压外环的压力级制和高压管网的压力级差一般较大。 另外，在城市燃气供应系统中，必须解决供需平衡问题，做为城市上游长输管线一般解 决城市季节不均衡和部分日用气不均衡，而城市小时用气不均衡目前主要通过城市自身解 决。建设一定规模的储气设施是解决日、时不均衡的主要手段。目前常用的储气手段是高压 球罐储气和城市高压外环储气等，主要依据上游长输管线输送压力来确定方案。 3.1、高压球罐对上游输送压力的要求 压力(P)：1.0MPa<P<1.6MPa 如压力低于 1.0MPa，将降低球罐的有效利用率，增大储罐站的投资。 3.2、城市高压外环储气对上游输送压力的要求 压力一般不低于 1.6MPa，最好高于 3.0MPa。如果来气压力高于 3.0MPa，采用高压外环 储气比高压球罐具有明显的经济性。 所以上游来气压力对城市输配系统的影响很大，城市方面希望上游长输管线能提高输送 压力。
1.2、高压储罐储气 城市天然气输配系统中的用气量随着时间变化的，当城市燃气用气量大于供气量时， 通过高压储罐来弥补供气量的不足。当城市燃气用气量小于积，可使城市燃气系统本身具有一定 的储气调峰能力。 高压储罐储气计算公式： V=Vc(P-Pc)/Po 参数说明：V——储气罐的有效储气容积(m3)；
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Vc——储气罐的几何容积(m3)； P——最高工作压力(MPa)； Pc——储气罐最低允许压力(MPa)； P0——大气压(MPa)。 2、高压管道储气与高压球罐储气的比较 由于地上储罐需要占用城市土地，单位储量基建费用和其他储气方式相比又比较高， 因此在国外的大城市中，特别是需要储气量很大的城市，已逐渐用其他方式，如地下储气库 和管道储气代替。 目前，国内制造的高压球罐最大容积为 5000 立方米，如有进口钢材，可以加工制造 1 万立方米球罐。 天然气管道运行压力起始压力 2.0Mpa，输出压力 1.0Mpa，DN1000 管道，长度为 60 公里，缓冲储存能力在 40W 方左右； 高压球罐几何容积 1000 立方米，进口压力 1.6Mpa，出口压力 0.8Mpa，储气量约为 0.8 万立方米。如果在城市输配管网中使用的话，可以降至 0.2Mpa，也就是其调峰范围在 1.4W 方左右。
(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。 由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：
式中 Q——天然气通过能力(m3/d)； (20℃，101，3kPa)
D——输气管内径(cm)； P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)； P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)； S——天然气相对密度； Tf——天然气平均绝对温度(K)； L——输气管线长度(km)； Z——天然气平均压缩因子。 (2)求储气开始时起点压力