天然气压缩系数对照表 (2)
气体的压缩系数
什么是气体的压缩系数？发布时间：10-01-30 来源：点击量：5037 字段选择：大中小什么是气体的压缩系数？答：气体压缩系数Compressibilitycoefficient，也称压缩因子Compressibilityfactor。
是实际气体性质与理想气体性质偏差的修正值。
通常用Z表示，Z=Pv/RT＝Pv m/R u T；Z也可以认为是实际气体比容v(v actual)对理想气体比容v ideal的比值；Z＝v actual/v ideal；v ideal＝RT/P。
其中，P是气体的绝对压力；v m是摩尔体积；R u是通用气体常数；R=R u/M；R是气体的摩尔气体常数；T是热力学温度。
Z偏离1越远，气体性质偏离理想气体性质越远。
Z在实际气体状态方程中出现。
凡在气体流量的计算中必然要考虑压缩系数。
在压力不太高、温度较高、密度较小的参数范围内，按理想气体计算能满足一般工程计算精度的需要，使用理想气体状态方程就可以了，此时压缩系数等于1。
但是在较高压力、较低温度或者要求高准确度计算，需要使用实际气体状态方程，在计量气体流量时由于要求计算准确度较高，通常需要考虑压缩系数。
随着对气体状态方程准确度要求提高，在百余年来实际气体状态方程出现了许多不同形式，对压缩系数也有不同的表述。
比较有名的是范德瓦尔状态方程和维里状态方程。
求得压缩系数的方法：1)查表法，对比态参数在图表上查得。
已有的图表是通过试验对不同气体测得P、v、T（分别是压力、比容、温度）数据和相应的临界参数P c、v c、T c、计算得到对比参数P r、v r、T r绘制的Z--P r、v r图。
Z c是固定的，如图1，Z C固定为0.27。
图1 通用气体压缩系数,纵坐标Z，横坐标是P r-式中，P c是临界压力，T c是临界温度，随物质不同而不同；对比压力P r、对比温度T r根据测量的压力、温度和临界压力、温度计算；P r=P/P c；T r=T/T c；z c 为临界点处实际气体的压缩因子，称为临界压缩因子。
石油烃类压缩系数表
石油烃类压缩系数表全文共四篇示例，供读者参考第一篇示例：石油烃类是一类化学结构相似的有机分子，通常是碳氢化合物，它们在石油和天然气中广泛存在。
石油烃类主要包括烷烃、烯烃和芳香烃等多种类别。
在石油和天然气的生产、储运和利用过程中，需要对石油烃类的性质进行准确的描述和计算，其中石油烃类的压缩系数是一个重要的物理性质参数。
在石油烃类的压缩系数表中，通常列出了不同类型石油烃类在不同温度和压力下的压缩系数。
压缩系数是石油烃类在受压情况下密度的相对变化率，是描述其在压缩过程中体积变化的一个重要参数。
了解和掌握石油烃类的压缩系数对于在石油勘探开发、储运等领域具有重要的意义，可以帮助工程师和科研人员计算石油烃类在不同条件下的性质，指导相关工程设计和实际操作。
以烷烃为例，烷烃是石油烃类中最简单的一类，由碳和氢原子组成，分子中只有单键，没有双键和环状结构。
烷烃主要包括甲烷、乙烷、丙烷等，它们在石油和天然气中占有很大的比例。
在石油烃类的压缩系数表中，通常列出了不同碳数和分子结构的烷烃在不同温度和压力下的压缩系数。
对于石油烃类的压缩系数表，其数据来源于实验室测定和理论计算。
实验室测定是通过实际取样和试验得到的数据，可以确保所得到的压缩系数值较为准确。
而理论计算是基于物质的结构和性质，通过数学模型和计算方法推导得到的数据，可以辅助实验结果进行验证和分析。
石油烃类的压缩系数受到温度和压力等因素的影响，通常随着温度的升高和压力的增大而减小。
在实际应用中，需要根据具体的工艺条件和环境要求，选取合适的压缩系数数据进行计算和分析。
石油烃类的不同类型和组分在压缩系数上也存在一定的差异，需要针对不同情况进行分别处理。
石油烃类的压缩系数表是石油和天然气领域的重要参考资料，它提供了石油烃类在不同条件下的压缩系数数据，为相关工程设计和实际操作提供了重要的参考依据。
通过对石油烃类的压缩系数表的学习和了解，可以更好地掌握石油和天然气的性质，促进石油工业的发展和应用。
天然气换算表（最全版！！！）
天然气换算表（最全版）一、天然气介绍天然气是指埋藏在地下的可燃气体，主要成分为甲烷(CH4)。
天然气形式主要有四种：气田气由气井采出的可燃气体称为纯天然气或气田气。
它的主要成分是甲烷（CH4），约占90%以上，此外还含有少量的乙烷（C2H6），丙烷（C3H8），硫化氢（H2S）,一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2）等，热值约为 38MJ/Nm3。
凝析气田气凝析气田气是指在开采过程中有较多C5及C5以上的石油轻烃馏分可凝析出来，但是没有较重的原油同时采出的天然气。
其主要成分除含有大量的甲烷（CH4）外，还含有2%-5%的C5及C5以上碳氢化合物，热值约46MJ/Nm3。
石油伴生气石油伴生气是指在开采过程中与液体石油一起开采出来的天然气，是采油时的副产品。
它的主要成分也是甲烷，约占70%-80%左右，还含有一些其它烷烃类，以及CO2，H2，N2等。
热值约为42MJ/Nm3。
煤矿矿井气煤矿矿井气是指从井下煤层中抽出的煤矿矿井气，是采煤的副产品。
实际上它是煤层气与空气的混合气。
其主要成分是甲烷（CH4）和氮气（N2），此外还含有O2和CO等。
值得注意的是，矿井气只有当CH4含量在40%以上才能作为燃气供应，CH4体积组分在40%—50%时，矿井气热值约为17MJ/Nm3。
另外，天然气除了常规的气态形式存在于管道当中外，还可以经过加工，变成LNG和CNG。
LNG当天然气在大气压下，冷却至约-162℃时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。
LNG无色.无味.无毒且无腐蚀性，天然气液化是一个低温过程，在温度不超过临界温度（-82摄氏度），对气体进行加压0.1MPa以上，液化后其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右，热值为52MMBtu/t，（百万英热单位/吨）（.52×108cal）。
CNG压缩天然气(Compressed Natural Gas,简称CNG)是天然气加压(超过3,600磅/平方英寸)到20-25MPa，再经过高压深度脱水并以气态储存在容器中。
天然气基本压缩因子计算方法
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。
石油烃类压缩系数表
石油烃类压缩系数表
石油烃类是指石油中的各种碳氢化合物，包括烷烃、烯烃、芳烃等。
而压缩系数是描述气体或液体在不同压力和温度下密度变化的物理量。
石油烃类的压缩系数表可以用于工程设计、化工生产等领域，以帮助工程师和科研人员进行相关计算和实验。
在石油烃类的压缩系数表中，通常会列出不同种类的烃类化合物（比如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等）在不同压力和温度下的压缩系数数据。
这些数据可以帮助工程师和研究人员在实际工程和实验中准确地预测和计算石油烃类在不同条件下的物性和行为。
石油烃类的压缩系数表通常是基于实验数据整理而成的，可以在化工手册、石油工程手册、热力学参考书籍等专业文献中找到。
此外，一些专业的化工工程软件和数据库中也会包含这些数据，供工程师和研究人员使用。
需要注意的是，使用石油烃类的压缩系数表时，要确保所使用的数据来源可靠，并且要根据具体情况进行适当的修正和调整。
此外，由于石油烃类的种类繁多，不同的压缩系数表可能会包含不同范围和类型的数据，因此在使用时要选择与实际情况相符的数据进
行参考和计算。
总之，石油烃类的压缩系数表对于工程设计和科研实验具有重要的参考价值，能够帮助工程师和研究人员更准确地预测和计算石油烃类在不同条件下的物性和行为。
在实际应用中，需要结合可靠的数据来源并进行适当的修正和调整，以确保计算结果的准确性和可靠性。
天然气压缩因子及标准体积计算
天然气压缩因子及标准体积计算天然气压缩因子及标准体积计算导语：天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、民用和交通领域。
在储存和运输过程中，天然气往往会受到压缩或膨胀的影响。
为了更准确地计量天然气的数量，我们需要了解天然气压缩因子和标准体积的概念，并掌握相关的计算方法。
一、天然气压缩因子的概念天然气的体积与压力、温度以及成分有关，而天然气的压缩因子则是描述天然气体积变化的重要参数。
压缩因子是指实际天然气体积与理论天然气体积之间的比值。
天然气在不同压力和温度下的压缩因子是不同的，通常用Z表示。
当Z=1时，说明天然气符合理想状态，即PV=ZnRT，其中P是天然气的压力，V是天然气的体积，n是物质的摩尔数，R是气体常数，T是天然气的温度。
当Z小于1时，说明天然气存在压缩，体积变小；当Z大于1时，说明天然气存在膨胀，体积变大。
二、天然气压缩因子的计算方法天然气压缩因子的值受到很多因素的影响，如压力、温度、天然气的成分和田间条件等。
常见的计算方法有实验法和经验法。
实验法是通过实验测定压缩因子的值。
实验室通常使用高精度的实验装置，将天然气在不同压力和温度下进行测量，并计算出相应的压缩因子。
这种方法准确度高，但时间成本较高，不适合大规模应用。
经验法是通过统计数据建立的数学模型来计算压缩因子。
常用的经验法有很多，如Dranchuk-Abou-Kassem (DAK)模型、Peng-Robinson (PR)模型等。
这些模型基于一定的假设和实验数据，通过计算方程以及相似物性参数，预测天然气的压缩因子。
经验法计算速度较快，适用于大规模计算，但存在一定的误差。
三、标准体积的概念和计算标准体积是指天然气在标准条件下的体积，常用单位是立方米（m³）。
标准条件一般指标准大气压（101.325千帕）和摄氏度为15℃（或20℃）的状态。
天然气的实际体积与标准体积之间存在一定的关系，可以通过压缩因子进行计算。
标准体积与实际体积之间的关系可以用以下公式表示：V_std = V_actual * Z * (P_std / P_actual) * (T_actual / T_std)其中，V_std是标准体积，V_actual是实际体积，Z是压缩因子，P_std和P_actual分别是标准压力和实际压力，T_actual和T_std分别是实际温度和标准温度。
天然气压缩系数计算
天然气压缩系数计算天然气压缩系数是一个重要的物理参数，它描述了天然气在压缩过程中体积变化的程度。
在石油天然气的开采、储存和运输过程中，了解和计算天然气的压缩系数对于技术人员具有重要的指导意义。
首先，我们来了解一下什么是天然气的压缩系数。
天然气是一种可燃气体混合物，主要成分是甲烷(CH4)。
在常规条件下，天然气的体积与压力成反比，即压力越高，体积越小。
天然气压缩系数则是用来描述这种压力和体积之间的关系的物理量，通常用字母Z表示。
天然气的压缩系数与温度和压力有关。
随着温度的升高，压缩系数会下降；随着压力的升高，压缩系数会增加。
压缩系数的计算公式如下所示：Z = PV / RT其中，Z表示压缩系数，P表示压力，V表示体积，R表示气体常数，T表示温度。
通过测量或计算压缩系数，我们可以进一步了解天然气在不同条件下的体积变化情况。
天然气压缩系数的计算对于天然气工程领域具有重要的指导意义。
首先，它可以帮助工程师们了解天然气储量的变化情况。
通过测量地下储气库中天然气的压缩系数，可以推算出储气库中存储的天然气量。
这对于储气库的规划和管理至关重要。
其次，天然气压缩系数的计算对于天然气的运输也非常重要。
在长距离管道输送过程中，天然气会经历压缩和脉动，对管道的设计和管道压力的控制提出了要求。
根据天然气的压缩系数，工程师可以确定所需的管道直径和压力设定，以确保天然气的安全运输。
此外，天然气压缩系数的计算还可以用于天然气的流量计算。
在煤层气开采和油气田开发过程中，天然气的流量是一个重要的指标。
通过测量天然气的压缩系数，可以准确计算出天然气的流量，为天然气的评估和开发提供依据。
综上所述，天然气压缩系数的计算对于天然气工程领域具有重要的指导意义。
它不仅可以帮助我们了解天然气在不同条件下体积的变化情况，还可以在天然气储存、运输和开发等方面提供科学的依据。
通过进一步研究和应用天然气压缩系数，我们可以更好地利用和管理天然气资源，促进能源的可持续发展。
天然气压缩因子的计算
C = x13C111 + 3x12 x2C112 + 3x12 x3C113 + 3x12 x4C114 + 3x12 x5C115 + 3x1 x22C122 + 6x1 x2 x3C123
+ 3x1 x32C133+ x23C222 + 3x22 x3C223 + 3x2 x32C233 + x33C333 + x43C444
226.29 Ft = 99.15+211.9Gr-Kt
KP = (Xc— 0.392Xn)×100
Kt =(XC+1.681Xn) ×100
式中： P 1 — 为流量计实测表压力值，MPa ；
t1 — 天然气流过节流装置时实测的气流温度，单位为：℃
Gr — 天然气真实相对密度（应小于 0.75）；
附表 1：用 SGERG-88 计算的压缩因子表格，表内数据按天然气相对密度为 0.581，二氧化 碳摩尔分数为 0.006，氢气摩尔分数为 0，高位发热量为 40.66MJ·m—3 计算。
温度℃ Zn/Zg 绝对压力（MPa）
0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50 6.00 6.50 7.00 7.50 8.00
天然气压缩因子的计算
(C4)
(C5) (C6) (C7) (C8)
2．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
天然气换算表（最全版！！！）
天然气换算表（最全版）一、天然气介绍天然气是指埋藏在地下的可燃气体，主要成分为甲烷(CH4)。
天然气形式主要有四种：气田气由气井采出的可燃气体称为纯天然气或气田气。
它的主要成分是甲烷（CH4），约占90%以上，此外还含有少量的乙烷（C2H6），丙烷（C3H8），硫化氢（H2S）,一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2）等，热值约为 38MJ/Nm3。
凝析气田气凝析气田气是指在开采过程中有较多C5及C5以上的石油轻烃馏分可凝析出来，但是没有较重的原油同时采出的天然气。
其主要成分除含有大量的甲烷（CH4）外，还含有2%-5%的C5及C5以上碳氢化合物，热值约46MJ/Nm3。
石油伴生气石油伴生气是指在开采过程中与液体石油一起开采出来的天然气，是采油时的副产品。
它的主要成分也是甲烷，约占70%-80%左右，还含有一些其它烷烃类，以及CO2，H2，N2等。
热值约为42MJ/Nm3。
煤矿矿井气煤矿矿井气是指从井下煤层中抽出的煤矿矿井气，是采煤的副产品。
实际上它是煤层气与空气的混合气。
其主要成分是甲烷（CH4）和氮气（N2），此外还含有O2和CO等。
值得注意的是，矿井气只有当CH4含量在40%以上才能作为燃气供应，CH4体积组分在40%—50%时，矿井气热值约为17MJ/Nm3。
另外，天然气除了常规的气态形式存在于管道当中外，还可以经过加工，变成LNG和CNG。
LNG当天然气在大气压下，冷却至约-162℃时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。
LNG无色.无味.无毒且无腐蚀性，天然气液化是一个低温过程，在温度不超过临界温度（-82摄氏度），对气体进行加压0.1MPa以上，液化后其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右，热值为52MMBtu/t，（百万英热单位/吨）（.52×108cal）。
CNG压缩天然气(Compressed Natural Gas,简称CNG)是天然气加压(超过3,600磅/平方英寸)到20-25MPa，再经过高压深度脱水并以气态储存在容器中。
天然气换算表（最全版！！！）
天然气换算表（最全版）一、天然气介绍天然气是指埋藏在地下的可燃气体，主要成分为甲烷(CH4)。
天然气形式主要有四种：气田气由气井采出的可燃气体称为纯天然气或气田气。
它的主要成分是甲烷（CH4），约占90%以上，此外还含有少量的乙烷（C2H6），丙烷（C3H8），硫化氢（H2S）,一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2）等，热值约为 38MJ/Nm3。
凝析气田气凝析气田气是指在开采过程中有较多C5及C5以上的石油轻烃馏分可凝析出来，但是没有较重的原油同时采出的天然气。
其主要成分除含有大量的甲烷（CH4）外，还含有2%-5%的C5及C5以上碳氢化合物，热值约46MJ/Nm3。
石油伴生气石油伴生气是指在开采过程中与液体石油一起开采出来的天然气，是采油时的副产品。
它的主要成分也是甲烷，约占70%-80%左右，还含有一些其它烷烃类，以及CO2，H2，N2等。
热值约为42MJ/Nm3。
煤矿矿井气煤矿矿井气是指从井下煤层中抽出的煤矿矿井气，是采煤的副产品。
实际上它是煤层气与空气的混合气。
其主要成分是甲烷（CH4）和氮气（N2），此外还含有O2和CO等。
值得注意的是，矿井气只有当CH4含量在40%以上才能作为燃气供应，CH4体积组分在40%—50%时，矿井气热值约为17MJ/Nm3。
另外，天然气除了常规的气态形式存在于管道当中外，还可以经过加工，变成LNG和CNG。
LNG当天然气在大气压下，冷却至约-162℃时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）。
LNG无色.无味.无毒且无腐蚀性，天然气液化是一个低温过程，在温度不超过临界温度（-82摄氏度），对气体进行加压0.1MPa以上，液化后其体积约为同量气态天然气体积的1/600，LNG的重量仅为同体积水的45%左右，热值为52MMBtu/t，（百万英热单位/吨）（.52×108cal）。
CNG压缩天然气(Compressed Natural Gas,简称CNG)是天然气加压(超过3,600磅/平方英寸)到20-25MPa，再经过高压深度脱水并以气态储存在容器中。
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。
天然气流量计算、摩擦阻力计算、无缝钢管壁厚计算表表
计算长度 L(Km)
288.15 终点压力
P1kPa
#DIV/0! 流量
Q(m3/h)
0.01 98.00 2122.0
2.50 300.00 10394.0
293.00 #DIV/0!
293.00 #DIV/0!
#DIV/0!
293.00 #DIV/0! 288.15 #DIV/0!
1.27*(10^10) *B17*(A17^2 )*0.7431*F17 *1/(((C17D17)^5)*273. 16)
20.00 293.00 0.9 50.00 293.00 0.8
钢管壁厚计算
t<120℃时，温 度折减系数为 1
计算结Leabharlann 请输入以下数值果壁厚计算
管道外径
焊缝系数 温度折减系 钢材屈服强 地区类别
(mm) 设计压力(MPa) φ
数
度
系数
壁厚δ (mm)
711.00
2.00
1.00
1.00
360.00
0.30 6.583
城镇燃气输送压力分级
高压A
00..84<<PP≤≤1.6 0.8
中压A 中压B
0.2<P≤0.4 0.005<P≤ 0.2
低压
注：以上P为 MPa
P≤0.005
温度
293 288.15
锅炉
206 256.4
商业
664
16.55249522
920.4
585
240
160
160
ΔP 82.8 14.7
计算流量 Q(m3/h)
106.00 4000.00
起点压力 P1kPa 105.00 450.00
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：M g 八y i M i （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:”- g >»> g M g「gg订r M air2 8. 9 7 29式中r g—天然气的相对密度；订订ir —同一标准状态下，天然气、空气的密度kg/m3；M g M air —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 p i y i P ciT pc八yT id （2.3）M g 八％M i式中P ci―― 天然气组分i的临界压力（绝）,MPa；T ci ―― 天然气组分i的临界温度，（273+t）° K 0②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Sta nding在1941年发表的相关经验公式对于干气也可以用下面经验关系式进行计算 对于干气P p c =4.8815-0.3861 g T pc =92.2222 176.6667 g g_ 0.7P pc =4.7780-0.2482 g T pc =92.2222 176.6667 gg::: 0.7对于湿气P pc =5.1021-0.6895 g T pc = 132.2222 176.6667 g g_ 0.7P pc =4.7780-0.2482 g T pc =106.1111 152.2222 gg：： 0.7注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃 CO 2、H 2S 等可以用和Aziz 修正。
修正常数的计算公式为：P pc =4.7546-0.2102 g 0.03 g -1.1583 10’ \23.0612 10’ H 2ST pc =84.9389 188.4944 g -0.9333 g -1.4944 \22.1.4 拟对比压力P pr 和拟对比温度T pr 的计算对比参数就是指某一参数与其应对应的临界参数之比：即对于湿气P pc =4.666 0.103 g -0.25 g 2T pc =93.3181 g -7 gP pc =4.8680.356 g -39.7 g 2T pc =103.9 183.3 g -39.7 g 2(2.4)(2.5)(2.6)(2.7)Wichert(2.8)P P pc (2.9)T2.2天然气的偏差因子Z 计算天然气偏差因子Z 的计算是指在某一压力和温度条件下，同一质量气体的真实体积 与理想体积之比值。
天然气聚烯管道等级与最大允许工作压力对照表。
天然气多烯管道等级和最大允许工作压力对照表。
1、长距离输气管道压力：一般在4～10Mpa
2、城市输配管道压力(表压)分为7个压力等级：
(1)高压A燃气管道压力为2.5<P≤4.0MPA< p>
(2)高压B燃气管道压力为1.6<P≤2.5MPA< p>
(3)次高压A燃气管道压力为0.8<P≤1.6MPA< p>
(4)次高压B燃气管道压力为0.4<P≤0.8MPA< p>
(5)中压A燃气管道压力为0.2<P≤0.4MPA< p>
(6)中压B燃气管道压力为10KPa<P≤0.2MPA< p>
(7)低压燃气管道压力为P<10KPa
城市天然气输配管道压力等级
天美时燃气设备2013年在广州成立太仓机械，子公司是在天美时30多年积累的技术背景、遍布全国的售后服务体系以及代理国际知名燃气设备的品牌优势下发展起来的。
广州太仓机械作为生产基地，是集调压箱、燃气输配设备研发、设计、生产为一体的工贸企业。
城镇燃气压力分级
2.3.2 城镇燃气输配系统的压力等级制 （1）一种压力的一级系统； （2）两种压力的两级系统； （3）3种压力的3级系统； （4）4种压力的多级系统； 注：1、城镇蒲设压力大于1.6MPa的超高压燃气管时，按天然气输气管道工程设计规范 执行。 2、燃气输配系统各种压力级制的燃气管之间应通过调压装置相连。 用户室内燃气管道的最高压力(表压MPa) 最高压力 0.8 0.4 0.2 0.2 ＜0.01
各种燃气的热工特性 低热值 理论干烟 Qd(MJ／ 气Vy m3) Qd／Vy (kcal／ (m3／ m3) m3) 104.7(2 4.2(100 25 5000) 0) 40.5(96 4.2(100 9.7 80) 0) 35.8(85 4.2(100 8.5 50) 0) 17.4(41 4.8(100 3.6 50) 0) 13.6(32 4.5(100 3 41) 0)
燃气用户 工业用户(大于 0.8MPa设备除外) 商业及工 业用户(中 压进户) A
B 居民用户(中压进户) 商业和居民用户(低 压进户)
低压燃气管道允许的阻力损失(Pa) 从建筑物引入管至管 燃气种类 道末端阻力损失(Pa) 单层建筑 多层建筑 人工煤气 200 300 天然气 300 400 液化石油 400 500 气
燃气种类
液化石油 气 石油伴生 气 天然气 炼焦煤气 上海城市 煤气