天然气物性参数及管线压降与温降的计算
天然气输气管线温降计算
（ ｍ。 ・ Ｋ） ； Ｘ ｇ为 管壁 的导热 系 数 ， ｗ／ （ ｍ・ Ｋ） ； 为 保 温层 的导热 系 数 ， Ｗ／ （ ｍ・ Ｋ） ； ｄ为 确定 总传 热 系
响、 长期稳 定运 行等 优 点 ， 所 以在 输油 管道 工程 中得
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ４ 一Ｏ ５ 一ｌ ８
２ ０ １ ４ 年第 １ ４ 期
桑子 龙
天 然 气 输 气 管 线 温 降 计 算
４ ． ４ 各 参数 对 温 降 的影响及 比较
Байду номын сангаас
７ １
数 的计 算 直 径 ， ｍ， 当ａ 。 ＞＞ａ 时 ， ｄ取 ｄ ３ ； 当 ≈ ａ ２ 时， ｄ取 （ ｄ ＋ｄ 。 ） ／ ｚ ； 当ｏ 【 １ ＜ ＜ａ ｚ时 ， ｄ取 ｄ １ ［ 川 。
输 的温降 提供 了思 路 。 １ 物理模 型
式中 ， Ｐ Ｑ为输 气管 道计 算 段起 点压 力或 上游 压 缩 机 站 的 出站 压 力 ， ＭＰ ａ ； Ｐ Ｚ为 输气 管 道 计算 段 终
点 压力或 下 游压缩 机 站 的进站 压力 ， ＭＰ ａ ］ 。
３ 管道 内天 然气 热 力计 算
３ ． １ 总 传 热 系数
埋 地管 道 的传 热 过 程 由 ３部分 组 成 ： ① 气体 至 管 壁 的放热 ； ②管壁、 保 温 层等 Ｎ 层 的传热 ； ③管 道 至 周 围土壤 的传 热 。总传 热 系数 的计算 公式 为
一 十 ＋ 麦 ｌ ｍ ｎ ８ ２ 十 ￣ １ ｉ － ｍ ｎ 毫 五 ＋ 十 ｏ 一 ￣ ２ ｄ ３ （ ３ ）
关键 词 ： 天然气； 温降计 算 ； 输 气管 道 中 图分类号 ： Ｔ Ｅ９ ７ ３ ． １ 文 献 标识 码 ： Ａ 文 章编号 ： １ Ｏ ｏ ６ —７ ９ ８ １ （ ２ ０ １ ４ ） １ ４ 一Ｏ Ｏ ７ ０ 一Ｏ ２
天然气管道计算
一、天然气计量原理及计算方法测量原理：天然气流经节流装置时，流速在孔板处形成局部收缩，从而使流速增加，静压力降低，在孔板前后产生静压压差，气流的流速越大，孔板前后产生的差压越大，从而可通过测量差压来衡量天然气流经节流装置的流量大小。
（注：这种测量流量的方法是以能量守恒定律和流动连续性方程为基础的。
）1、天然气流量的计算方法1）公式引用SY/T6143—1996 标准Q n= A s CEd2F G∑F z F T√p1△p其中：Q n——体积流量Nm3/h 标准状态：0.101325MpaA s——计量系数 1.145X10-2C——流出系数0.6E——渐进速度系数 1d——孔板开孔直径F z——超压缩因子 1.1F G——相对密度系数 1.1∑——可膨胀性系数 1F T——流动温度系数 1经过推导和实践中运用，找出各个系数与本站输气计量中的关系。
推导出了经验公式，简便了运算，便于掌握。
输气站流量计算经验公式：Q n = 8.4×10-3d2√p1△p注意：（1）上述公式系数取值要精确，计算误差在5%左右。
（2）天然气计量中对孔板上端面，锐角等要求较严格，孔板必须经检验合格方可使用。
（3）上述公式是对于确定的孔板可推出孔板的测量范围。
如反过来，知道了一定的流量，也可算出需要多大的孔板。
2、输气管线储气量的计算输气管线储气量的计算（引用《输气管道设计与管理》）Q储= VT0/P0T（P1m/Z1-P2m/Z2）式中：Q储——管道的储气量m3V——管道的容积m3V=53275.56 m3（轮库输气管线长192.4km、管径610mm、壁厚7—8mm）T0——293.15kP0——0.101325MpaP1m P2m——分别为计算管内气体的最高、最低平均压力（绝压）MPa，一般P2m为0。
Z1Z2——对P1m P2m气体压力下的压缩系数。
（Z1=Z2）T——气体的平均温度k注：上式可作为压力P1降到P2可有多少m3的天然气计算式。
天然气物性参数及管线压降与温降的计算
整个计算过程的公式包括三部分：一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二．天然气水合物的形成预测模型 三．注醇量计算方法一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 天然气分子量标准状态下，1kmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量，简称分子量。
∑=ii M y M(1) 式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ；y i —气体第i 组分的摩尔分数；M i —气体第i 组分的分子量，kg/kmol 。
天然气密度混合气体密度指单位体积混合气体的质量。
按下面公式计算： 0℃标准状态∑=i i M y 14.4221ρ (2) 20℃标准状态∑=i i M y 055241.ρ (3) 任意温度与压力下∑∑=ii ii V y M y ρ(4)式中 ρ—混合气体的密度，kg/m 3；ρi —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3； y i —i 组分的摩尔分数；M i —i 组分的分子量，kg/kmol ； V i —i 组分摩尔容积，m 3 /kmol 。
天然气密度计算公式gpMW ZRTρ= (5)天然气相对密度天然气相对密度Δ的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密度之比。
aρρ∆=(6) 式中 Δ—气体相对密度；ρ—气体密度，kg/m 3； ρa —空气密度，kg/m 3，在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3；在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96，固有28.96M∆=(7) 假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系式表示天然气的相对密度28.96gg ga a pMW MW MW RT pMW MW RT∆===(8) 式中 MW a —空气视相对分子质量；MW g —天然气视相对分子质量。
天然气的虚拟临界参数任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时，无论压力增加到多大，都不能使气体液化。
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=。
天然气基本物理量计算公式
天然气基本物理量计算公式天然气是一种重要的能源资源，其基本物理量的计算是天然气开发和利用过程中的重要环节。
天然气的基本物理量包括压力、温度、体积、质量等，针对不同的物理量，有相应的计算公式。
本文将分别介绍天然气压力、温度、体积和质量的计算公式及其应用。
一、天然气压力的计算公式。
天然气的压力是指天然气分子对容器壁的撞击力，通常用帕斯卡（Pa）或千帕（kPa）来表示。
天然气压力的计算公式为：P = nRT/V。
其中，P表示天然气的压力，n表示天然气的摩尔数，R为气体常数，T表示天然气的绝对温度，V表示天然气的体积。
在实际应用中，可以根据天然气的摩尔数、温度和体积来计算天然气的压力，从而为天然气的输送和储存提供参考数据。
二、天然气温度的计算公式。
天然气的温度是指天然气分子的平均动能，通常用摄氏度（℃）或开尔文（K）来表示。
天然气温度的计算公式为：T = PV/nR。
其中，T表示天然气的温度，P表示天然气的压力，V表示天然气的体积，n表示天然气的摩尔数，R为气体常数。
通过这个计算公式，可以根据天然气的压力、体积和摩尔数来计算天然气的温度，为天然气的加工和利用提供重要参数。
三、天然气体积的计算公式。
天然气的体积是指天然气所占据的空间大小，通常用立方米（m³）或升（L）来表示。
天然气体积的计算公式为：V = nRT/P。
其中，V表示天然气的体积，n表示天然气的摩尔数，R为气体常数，T表示天然气的绝对温度，P表示天然气的压力。
通过这个计算公式，可以根据天然气的摩尔数、温度和压力来计算天然气的体积，为天然气的储存和运输提供重要数据。
四、天然气质量的计算公式。
天然气的质量是指天然气中所含的化学元素的质量总和，通常用千克（kg）或吨（t）来表示。
天然气质量的计算公式为：m = nM。
其中，m表示天然气的质量，n表示天然气的摩尔数，M表示天然气的摩尔质量。
通过这个计算公式，可以根据天然气的摩尔数和摩尔质量来计算天然气的质量，为天然气的生产和利用提供重要数据。
燃气管道 压降计算
燃气管道压降计算
燃气管道的压降计算是工程设计中非常重要的一部分，它涉及到管道内流体的流动特性、管道材料、管道尺寸、流体性质等多个因素。
压降是指流体在管道中由于管道摩擦、弯头、阀门等元件的阻力而产生的压力损失。
在进行压降计算时，需要考虑以下几个方面：
首先，需要确定流体的流量、流速和流体的性质，包括密度、粘度等参数。
这些参数将直接影响到压降的计算。
其次，需要考虑管道的材质和尺寸，包括管道的直径、长度、壁厚等参数。
这些参数将影响到管道内的摩擦阻力。
另外，管道中的附件，如弯头、阀门、管道变径等也会对压降产生影响，需要对这些附件进行适当的修正计算。
在进行压降计算时，可以采用Darcy-Weisbach公式或者其他流体力学公式进行计算。
同时，也可以借助计算机辅助工具进行精确的压降计算。
此外，还需要考虑流体在管道中的流动状态，如层流或湍流状态，这将影响到压降的计算方法和结果。
最后，需要根据实际工程要求和安全标准，对计算得到的压降结果进行合理的评估和校核，以确保管道系统的安全稳定运行。
综上所述，燃气管道的压降计算涉及到多个因素，需要综合考虑流体性质、管道参数、流动状态等多个方面的因素，以确保计算结果的准确性和可靠性。
天然气管道输送 输气管道热力计算
第四章输气管道的热力计算第一节输气管道的温度变化规律1 温降基本公式由能量方程推导温降公式。
稳定流动的能量方程：忽略高差和速度变化的影响，则：另外由热力学知识可知：因此：dxdQg dx dv v dx dPP h dx dTT h T P −=++⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂+⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂θsin dxdQdx dP P h dx dTT h T P −=⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂+⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂hP T P T T h P h ⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂−=⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂dxdQdx dP P T T h dx dTT h h P P −=⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂−⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂1 温降基本公式由于：则：dQ 表示单位质量气体在单位管长上的热量损失，由传热学关系可知：因此：令则：非齐次线性微分方程，其通解为：ihP P D P T C T h =⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂=⎟⎠⎞⎜⎝⎛∂∂dQdP D C dT C i P P −=−dxM T T D K dQ )(0−=πdTC dPD C dx M T T D K P i P −=−)(0πP MC D K a π=dxdPD T T a dx T T d i =−+−)()(00∫−−+=−dxe dx dP D e Ce T T axi ax ax 0，所以：(4-10)效应时下降得快。
所谓节流效应，就是气体在不与外界进行热交换的情况下，其本身的冷却现象。
输气管道沿线压力逐渐降低，气体不断膨胀，气体由于x=0时，T=T Q ，所以：(4-10)公式分析：（1）公式中最后一项是考虑焦耳—汤姆逊效应的影响，焦耳—汤姆逊效应也叫节流效应，这一项是小于零的，说明考虑节流效应后温度比不考虑节流效应时下降得快。
所谓节流效应，就是气体在不与外界进行热交换的情况下，其本身的冷却现象。
输气管道沿线压力逐渐降低，气体不断膨胀，气体分子间的距离增大，从而必须消耗能量来克服分子间的引力，在外界不补充能量的情况下，这个能量就由气体本身供给，从而使气体本身冷却。
台南气田参考2
台南气田井号台南5 管线计算0. 天然气物性参数C 1C 2C 3C 4N 2CO 298.510.100.080.001.380.00相对密度临界温度 K 临界压力 MPa(a)压缩因子0.5603189.56504.61900.86411. 管径计算压力MPa(a)温度 o C流量 Nm 3/d 3.0050.002000000内径初算 mm 选定外径 mm 9.00计算壁厚 mm 14.0实际流速 m/s 每米管线重量 kg 2. 管线温降计算管线长度 m 5000.003. 节流计算节流前温度 o C7.41天然气定压比热 kj/kmol.K 焦耳-汤姆逊效应系数 o C/MPa 节流后温度 o C -8.514. 管线压降计算起点温度 oC末点温度 oC 5038.630.060015.92f(Tr,Pr)节流后压力 MPa(a)4.132146.57-2508.0038.63管线末点温度 o C温度计算系数组成 (mol%)11.236.91选定壁厚 mm449初选流速 m/s5.00天然气PVT参数工作状态下流量 m 3/s6.6080E-01流量系数末点压力 MPa(a)377设计压力 MPa(a)1.5000124.4683总传热系数 w/m 2.K管线起点温度 o C5.9400选 定 参 数0.20起点压力 MPa(a)6.000.246769142节流前压力 MPa(a)5.94001.1199环境温度 o C。
供热管网压降温降计算
1.1.1 压降、温降计算公式根据《动力管道手册》压降计算公式：)(10)(10215.11232H H Ld L d w p -++⨯=∆ρλρ式中：1.15——安全系数；p ∆——介质沿管道内流动总阻力，Pa ；L ——为管道直线长度m ；Ld ——为管道局部阻力当量长度m ；W ——蒸汽管道平均流速m/s ；d ——管道内径mm ；ρ——蒸汽介质平均密度kg/m 3；λ——管道摩擦阻力系数，根据管道绝对粗糙度K 值选择，对过热蒸汽管道，按管道绝对粗糙度K=0.1mm 取用；H2-H1——管道终端与始端的高差，m 。
根据《设备及管道绝热设计导则》GB/T8175-2008 单层保温的管道单位热损失计算公式：Do Di Do In Ta T R R Ta T q ∙+-=+-=αλαπ21)(21 W/m.h 式中：T ——设备和管道的外表面温度（℃），T 应取管道蒸汽介质的平均温度即221t t T +=；t1——管道始端蒸汽温度℃；t2——管道终端蒸汽温度℃；Ta ——环境温度，根据工程情况定℃；R1——保温层热阻 对管道（m.K ）/W ；对平面：(m 2.K)/W ； R2——保温层表面热阻 对管道（m.K ）/W ；λ——保温材料制品在平均温度下导热系数W/（m.K ）； Do ——保温层外径 m ；Di ——保温层内径 m ；α——保温层外表面与大气的换热系数 W/（m 2.K ），w 36α+= GB/T8175-2008规范推荐.K W/m .α26311= 此时风速w 为3.5m/s 。
管径计算是按照正常负荷计算管径，同时以最大负荷及最小负荷校核计算后综合选取的。
天然气计算
数值 1
1550 10.7639
1.196
0.00064516 0.0929 0.8361 0.999998 143.995 1295.955
0.006944438 0.999966 8.99969679 0.000771611 0.111108 0.9999756
259000 401450000 2787850.1
0.447 1.6092 1.4665176 87.99195 0.9998943 0.8688786
参数名称
输气管道的效率系数 输气管道内直径 输气管道计算起点压力 输气管道计算终点压力 管道内壁绝对粗糙度 煤气运动黏度 输气管道计算管段长度
气体的相对密度 压力平方差/km 管道计算流量
输气能力
参数名称
输气管道的效率系数 输气管道内直径 输气管道计算起点压力 输气管道计算终点压力 气体压缩系数 气体平均温度 输气管道计算管段长度 气体的相对密度
t0
管道起点原油温度 管道外直径
一般不高于原油初馏点 t1 D1
管道终点原油温度
t2
原油的重量流量
qm
L段内原油在平均温度下的
比热容
c
热油管道的总传热系数
K
热油管道的安全起输量计算
qm
管道中心最冷月平均地温
t0
管道起点原油温度
一般不高于原油初馏点 t1
m
0C 0C 0C m m kg/s
J/(kg.0C) W/(m2.0C
符号 Pas cp kgf.s/m2 bdl.s/ft2 lbf.s/ft2 lbf.h/ft2
运动粘度
二次平方米/秒 厘斯托克斯 二次平方英寸/秒 二次平方英尺/秒 二次平方英寸/小时 二次平方米/小时
天然气物性参数(新)
2.1 天然气临界参数计算2.1.1 天然气平均分子量天然气是混合气体，分子量不是一成不变的，其平均分子量按Key 规则计算: g i i M y M =∑ （2.1） 式中 M g —天然气的平均分子量kg/mol ；M i 、y i —天然气中i 组分的分子量和摩尔分数。
2.1.2 天然气的相对密度首先假定空气和天然气都取同一标准状态，天然气的相对密度可用下式表示：28.9729g g g g g air air M M M r M ρρ===≈（2.2） 式中 r g —天然气的相对密度；g ρair ρ—同一标准状态下，天然气、空气的密度kg/m 3；g M air M —天然气、空气的平均分子量kg/mol 。
2.1.3 拟临界压力P PC 和拟临界温度T PC① 组分分析方法pc i ci p y p =∑pc i ci T yT =∑（2.3） g i i M y M =∑式中 ci p —— 天然气组分i 的临界压力(绝),MPa ；ci T —— 天然气组分i 的临界温度,(273+t)°K 。
② 相关经验公式方法在缺乏天然气组分分析数据的情况下，可引用Standing 在1941年发表的相关经验公式对于干气2pc 2pc 4.6660.1030.2593.31817g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.4）对于湿气2pc 2pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.5）也可以用下面经验关系式进行计算 对于干气pc pc pc pc 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.6）对于湿气pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.7）注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO 2 、H 2S 等可以用Wichert 和Aziz 修正。
燃气管道压降计算公式
燃气管道压降计算公式
燃气管道的压降是指气体在管道内流动时，由于摩擦、阻力等因素而引起的压力降低。
燃气管道的压降计算公式可以通过以下方式进行估算：
1.管道阻力计算公式：
管道阻力可通过DarcyWeisbach公式进行估算，其计算公式如下：
ΔP=f*(L/D)*(ρ*v^2)/2
其中，ΔP为压降，f为摩擦系数，L为管道长度，D为管道直径，ρ为气体密度，v为气体流速。
2.进口和出口压降计算：
燃气管道在进口和出口处也会存在压降，可以通过以下公式进行计算：
ΔP_in=(ρ*v^2_in)/2
ΔP_out=(ρ*v^2_out)/2
其中，ΔP_in为进口压降，ΔP_out为出口压降，v_in为进口处气体流速，v_out为出口处气体流速。
3.总压降计算：
燃气管道的总压降可以通过将上述三部分压降相加得到：
ΔP_total=ΔP+ΔP_in+ΔP_out
需要注意的是，上述公式仅为近似计算，实际情况会受到多种因素的影响，如管道材质、流体性质、管道形状等，因此在实际工程中，还需考虑更多的因素并结合实际情况进行综合计算。
同时，为确保安全运行，燃气管道的设计、施工和维护应符合相关标准和规范。
天然气压力梯度和温度梯度计算公式
天然气压力梯度和温度梯度计算公式
天然气压力梯度和温度梯度是两个重要的物理参数，在石油和天然气行业中具有广泛应用。
下面我将介绍这两个参数的计算公式。
1. 天然气压力梯度计算公式：
天然气压力梯度是指单位长度内天然气压力的变化量。
它可以通过以下公式计算：
压力梯度 = (R × T × Z) / (V × P)
其中，
R 是气体常数，
T 是绝对温度，
Z 是天然气压缩因子，
V 是天然气体积，
P 是天然气压力。
2. 温度梯度计算公式：
温度梯度是指单位长度内温度的变化量。
它可以通过以下公式计算：
温度梯度= (ΔT) / (ΔZ)
其中，
ΔT 是温度变化量，
ΔZ 是长度变化量。
需要注意的是，在实际应用中，天然气压力梯度和温度梯度的计算通常还会考虑到其他因素，如地球引力、地形等，以提高计算的准确性。
总结起来，天然气压力梯度和温度梯度是通过特定的公式计算得出的重要物理参数。
它们在石油和天然气行业中对于天然气的运输、储存和开采等环节起着重要的作用。
了解并正确计算这两个梯度可以帮助我们更好地理解天然气在不同条件下的行为，并为相关工程和决策提供科学依据。
天然气物性参数
2.1 天然气临界参数计算2.1.1 天然气平均分子量天然气是混合气体，分子量不是一成不变的，其平均分子量按Key 规则计算: g i i M y M =∑ （2.1） 式中 M g —天然气的平均分子量kg/mol ；M i 、y i —天然气中i 组分的分子量和摩尔分数。
2.1.2 天然气的相对密度首先假定空气和天然气都取同一标准状态，天然气的相对密度可用下式表示：28.9729g gggg a i r a i rM MMr Mρρ===≈（2.2） 式中 r g —天然气的相对密度；g ρair ρ—同一标准状态下，天然气、空气的密度kg/m 3；g M air M —天然气、空气的平均分子量kg/mol 。
2.1.3 拟临界压力P PC 和拟临界温度T PC① 组分分析方法p c i c ip y p =∑ p c i ci T yT =∑（2.3） g i i M y M =∑式中 ci p —— 天然气组分i 的临界压力(绝),MPa ；ci T —— 天然气组分i 的临界温度,(273+t)°K 。
② 相关经验公式方法在缺乏天然气组分分析数据的情况下，可引用Standing 在1941年发表的相关经验公式对于干气2pc 2pc 4.6660.1030.2593.31817g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.4）对于湿气2pc 2pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.5）也可以用下面经验关系式进行计算 对于干气pc pc pc pc 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.6）对于湿气pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.7）注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO 2 、H 2S 等可以用Wichert和Aziz 修正。
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整个计算过程的公式包括三部分：一. 天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二. 天然气水合物的形成预测模型 三. 注醇量计算方法.天然气物性参数及管线压降与温降的计算 20 C 标准状态1y i M i24.055任意温度与压力下Y i M i式中厂混合气体的密度，P —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3; y i — i 组分的摩尔分数； M i —i组分的分子量， V i —i 组分摩尔容积， 天然气密度计算公式pMW gZRT天然气相对密度天然气相对密度△的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密 度之比。
天然气分子量标准状态下，Ikmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量,Y i M iM式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ; y i —气体第i 组分的摩尔分数；M —气体第i 组分的分子量，kg/kmol天然气密度混合气体密度指单位体积混合气体的质量。
0 °C 标准状态按下面公式计算:1 22.414y i M i简称分子量。
(1)kg/m 3；kg/kmol；⑹式中 △—气体相对密度；厂气体密度，kg/m 3；p —空气密度，kg/m 3,在 P o =1O1.325kPa, T o =273.15K 时，p =1.293kg/m 3;在 P o =1O1.325kPa T O =273.15K 时，p =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96,固有28.96假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系 式表示天然气的相对密度天然气的虚拟临界参数任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时, 无论压力增加到多大，都不能使气体液化。
可以使气体压缩成液态的这个极限温 度称为该气体的临界温度。
当温度等于临界温度时，使气体压缩成液体所需压力 称为临界压力，此时状态称为临界状态。
混合气体的虚拟临界温度、虚拟临界压 力和虚拟临界密度可按混合气体中各组分的摩尔分数以及临界温度、临界压力和 临界密度求得，按下式计算。
T cY i T ci i(9) P cY i P cii(10) cY i ci(11)i式中T c —混合气体虚拟临界温度，K ；P c —混合气体虚拟临界压力（绝），Pa ；P —混合气体虚拟临界密度，kg/m 3 ；T ci —i 组分的临界温度，K ；P ci —i 组分的临界压力（绝），Pa ； P —i 组分的临界密度，kg/m 3；y i —i 组分的摩尔分数。
天然气的对比参数式中 pMW jRT pMW aRTMW a —空气视相对分子质量；MW g —天然气视相对分子质量。
MW g MW a MW g28.96 (8)(21)式中 K ij —天然气的交互作用参数;天然气的压力、温度、密度与其临界压力、临界温度和临界密度 之比称为天然气对比压力、对比温度和对比密度。
P P r - (12) P cT r -(13) T cr —(14)c式中 P r —气体对比压力；T r —气体对比温度；P —气体对比密度。
天然气压缩系数对于理想气体，在所有状态下都有 P RT 。
对于实际气体，引入一个修正 系数以使得P Z RT(15)式中Z 叫做压缩系数，它表示实际气体与理想气体的偏离程度。
对于理想气 体，在所有状态下Z 的值都为I 。
对于实际气体，Z 是状态函数。
关于天然气压缩因子的计算，主要采用 Pon g-Robi nso n 方程：RTa(T)V b V (V b) b(V b)(16)式中n na(T)X j XjQa j i j )0.5(1 K j )i 1 j 1nbxbj 1a i0.45724空P er(17)(18)(19)m iRT Crb 0.0788 erP er0.51 m 1 T ri0.37464 1.54220.26992 2(20)(22)p er —组分i 的气体临界压力； T er —组分i 的气体临界温度； T r —组分i 的对比温度； 3i —组分i 的偏心因子。
由方程(16)可得到关于Z 的方程天然气的粘度计算公式根据天然气所处压力、温度条件下的密度和标准状态下的相对密度△，可按 下式计算天然气粘度1 52.415 7.770.1844 T .C10122.4 377.58 1.8T天然气的导热系数计算公式气体碳氢化合物的导热系数随温度或压力的升高而增大，确定气体导热系数 可按查图法和计算法确定。
若压力较低时，混合气体的导热系数按下式计算1 3 y i iM iZ 3(1 B)Z 2A 3B 2 2B Z AB B 2 B 3aP A —2十2R T BbP天然气质量疋压比热容混合物质量定压热容RTC P0 y i CPi(23) (24) (25)(26)yC exp x -1000x 2.57 0.27811063.6 Ty 1.110.04x(27) (28) (29)(30)1 3y i M i(31)式中 —混合气体的导热系数， W/(m-K)；入一混合气体i 组分的导热系数，W/(m ・i式中 C p°—理想气体混合物质量定压热容，kJ/(kg K)；y i —组分i 的摩尔分数。
y i —混合气体i 组分摩尔分数；M i —混合气体i 组分的分子量，kg/kmol 。
低压单组分气体的导热系数在低压下，对于甲烷、环烷烃、芳香烃2.04746 105C p MT rT r 1r对于其它碳氢化合物及其它的对比温度范围64.60104 1014.52T rT c 16M 12)23c式中—气体的导热系数，W/(m ・K);T r —气体对比温度；C P —气体质量定压热容，J/(kg K ); T c —气体临界温度，K ; P c —气体临界压力，MPa ； M —气体分子量，kg/kmol 。
温度对导热系数的影响2273 C TT C 273 式中 —气体在T 时的导热系数，W/(m - K);力一气体在273K 时的导热温度，W/(m -K); C —与气体性质有关的无因次实验系数，见表 4-1 对混合气体，还可按下式计算T 2式中 X T 1)—温度为T 1时混合气体导热系数，W/(m ・K);X T 2)—温度为T 2时混合气体导热系数，W/(m ・K); y i —混合气体i 组分摩尔分数A(T 1)—温度为T 1时i 组分气体导热系数，W/(m -K); A(T 2)—温度为T 2时i 组分气体导热系数，W/(m -K)。
(32)(33)(34)(35)(36)T 1压力对气体导热系数的影响在高压下，单组分气体导热系数可根据对比密度p进行计算P<0.5 时0 rZ 2.69654 4 0.535 r10 e r 1(37) 0.5< p<2.0 时0 rZ 2.5197210 4e0-67 r 1.069(38) 2.0< p<2.8 时0 rZ 5.7467310 5e"55r 2.016(39)式中p—气体对比密度；力一低压气体导热系数，W/(m・K);厂高压下气体密度，kg/m3;—高压下气体导热系数，W/(m -K)；Z c—临界压缩系数。
公式(36)~(39)也适应高压混合气体导热系数的计算。
此时，公式中各量为混合气体对应参数。
计算气体导热系数步骤如下：(1) 由公式(32)或(33)计算低压气体各组分在273K时的导热系数。
(2) 由公式(34)或(35)计算低压气体各组分在给定温度下的导热系数。
(3) 由公式(31)计算低压混合气体在给定温度下的导热系数。
⑷按公式(37)~(39)计算混合气体在所需温度和压力下的导热系数。
天然气管流的温降根据能量守恒定律和气体动力学理论，可建立一元气流的能量方程，即q v2v2v u gz — v h gz (40)x t 2 x 2若忽略高程并设流动为稳定流，则式(7-5)可改写为dT dp (41)T p dx p T dx dx式中h—气流的焓，J/kg。
引入定压比热c p和焦耳一汤姆逊系数D i后上式可表示为C p dT C pD i dp q由热量平衡关系可得dx管段上的热量损失为式中K—管道的总传热系数, W/(m2 K)。
联立式(42)和(43)K D(T T。
)M dx CpGdp C p dT(42)(43)(44)(49)i(50)对上式积分可得管道x 处的温度为式中 a=K n D/(Mc p )。
关于焦耳一汤姆逊系数 P1T亍 1cpp 2 _P PT式中 D i —焦耳一汤姆逊系数，K/Pa ；;C P —质量定压热熔，J/(Kg • K); P —压力，Pa ； T —温度，K ;P —密度，kg/m 3 V —比容，m 3/ kg 。
总传热系数K 指当的温差为1 C 时，单位时间内通过单位传热面积所传递的 热量。
对于埋地管道，管道散热的传热过程由三部分组成， 即气流至管壁的放热, 钢管壁、沥青绝缘层或保温层的热传导和管外壁至周围土壤的传热。
在稳定传热 的情况下，已在管内外建立了稳定的温度场时，热平衡关系可表示为：2 •D仃yT o)iD(T y T bJ—(TwT b(ii))2 D w(T b (ii) T o)In D j 1 / D j(47)式中 D —计算直径，m ，对于保温管道，可取保温层内外直径的平均值; D i 、D i+i —钢管、绝缘层及保温层的内外径， m ； •—与上述的层相应的导热系数，W/(m -K); T bi —钢管内壁的温度，C ；T bi 、T b (ii )—钢管、绝缘层及保温层的内外壁的温度，C ；1—油流至管内壁的放热系数， 2— 油流至管内壁的放热系数，整理后则有流体至管内壁换热系数 a 可按下列准则方程求得Nu D i0.80.43Nu 0.02i Re PrT(x) T o (T Q T 0)eax(45)G i 的计算，有热力学关系式可知起计算式为Di(46)W/(m 2K)； W/(m 2Di d i iii . D i i In2 i d id 2 2(48)(54)式中入一土壤的导热系数；h o —管道埋深(管道轴线至地面)土壤 入 s /[W • (m )-1] 融化状态 冻结状态粗砂(1~2mm)密实的 1.74~1.35 1.98~1.35 松散的1.351.92 细砂和中砂(0.25~1mm)密实的2.44 2.5 松散的2.15 2.3 亚砂土、亚粘土、粉状 土、融化土 1.39~1.62 1.74~2.32 粘土0.93~1.391.39~1.74天然气管流的压降在天然气管流中流动时的能量方程可以根据流体力学理论建立起来，即dp dv 2v g sin ---------- vdx dxD 2式中 p —管道内的压力，Pa ；p —气流的密度，kg/m 3；v —管道内气流速度，m/s ；9-管道的倾角； L 气流摩阻系数，无量纲因数。