压缩因子计算公式

压缩因子计算公式：z=AP2+BP+C。A、B、C是某范围内温度和压力的系数压力为绝对压力。

压缩因子：

1、压缩因子Z是理想气体状态方程用于实际气体时必须考虑的一个校正因子，用以表示实际气体受到压缩后与理想气体受到同样的压力压缩后在体积上的偏差。

2、压缩因子是指当给溶剂施加压力时，该溶剂可以被压缩的程度。压缩因子越大，说明该溶剂越容易被压缩。压缩因子的正确设置对于二元泵能否精密准确工作非常重要。

3、天然气偏差系数又称压缩因子，是指在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。

标方的换算

天然气标况体积换算公式和普通气体的不一样的，必须符合中国石油天然气总公司发布的标准SY/T6143-1996。气体的气态方程式 Qn=Zn/Zg?(Pg+Pa)/Pn?Tn/Tg?Qg 式中：Qn——标准状态下的体积流量（Nm3/h） Zn——标准状态下的压缩系数 Zg——工作状态下的压缩系数 Pg——表压（KPa） Pa——当地大气压（KPa） Pn——标准大气压（101.325KPa） Tn——标准状态下的绝对温度（293.15K） Tg——介质的绝对温度（273.15+t）K t ——被测介质的摄氏温度（℃） Qg——未经修正的体积流量（m3/h）注：对于天然气，Zn/Zg=Fz2，Fz称为超压缩因子，按中国石油天然气总公司的标准SY/T6143-1996中的公式计算。如果用户需要对天然气流量进行压缩因子修正时，用户应提供以下数据：天然气的真实相对密度（0.550≤Gr≤0.750）天然气中二氧化碳的摩尔分数（Mc≤0.15）天然气中氮气摩尔分数（Mn≤0.15）天然气真实相对密度Gr的确定天然气真实相对密度定义为相同状态下天然气密度与干空气密度之比，Gr为标准状态下的真实相对密度，其值按下式计算： Gr=Za/Zn*Gi (1) 式中：Gi——天然气的理想相对密度，其值按公式（2）计算； Za——干空气在标准状态下的压缩因子，其值为0.99963； Zn——天然气在标准状态下的压缩因子，其值按公式（3）计算。 Gi=∑J=1nXjGij (2) 式中：Xj——天然气j组分的摩尔分数，由气分析给出； Gij——天然气j组分的理想相对密度，由附录中查取； n——天然气组分总数，由气分析给出。 Zn=1–(∑J=1nXj√bj)2+0.0005(2XH–XH2) (3) 式中：√bj——天然气j组分含量的求和因子，由附录中查取； XH——天然气中氢气含量的摩尔系数，由气分析给出。这一公式同样适合差压流量计、气体超声波流量计的标况体积换算。更多资料请与上海洪柯自动化仪表有限公司联系。其换算公式如下：工作状态下的流量： Qf=QN×[0.10132×(273.15+T)]÷[(P+0.10132)×273.15] m3/h 标准状态下（0℃、latm）: QN=Qf×[(P+0.10132)×273.15]÷[0.10132×(273.15+T) Nm3/h 标况流量和工况流量的区别：

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。GB/T 17747.1等效采用ISO 12213—1：1997《天然气压缩因子的计算导论和指南》。GB/T 17747.2等效采用ISO 12213-2：1997《天然气压缩因子的计算用摩尔组成进行计算》，给出了用已知的气体的详细的摩尔组成计算压缩因子的方法，目PAGA8—92DC计算方法。GB/T 17747.3等效采用ISO 12213-3：1997《天然气压缩因子的计算用物性值进行计算》，给出了用包括可获得的高位发热量(体积基)、相对密度、C02含量和H2含量(若不为零)等非详细的分析数据计算压缩因子的方法，即SGERG-88计算方法。笔者在输气管道和城镇高压燃气管道水力计算中，按照GB/T 17747.2采用AGA8-92DC计算方法进行天然气压缩因子计算，效果良好。本文对其中的一些问题进行探讨，受篇幅所限，一些内容文中适当省略，详见GB/T 17747.2。 2AGA8—92DC方法的计算过程 2.1已知条件、待求量、计算步骤 2.1.1已知条件按照GB／T 17747．2的要求，以CH4、N2、CO2、C2H6、C3H8、H2O、H2S、H2、

压缩因子

物理化学 -> 1.6.3 压缩因子图三、压缩因子图荷根（Hougen）和华特生（Watson）测定了许多气体有机物质和无机物质压缩因子随对比温度和对比压力变化的关系，绘制成曲线，所得关系图称为"普遍化压缩因子图"。见图1-14。当实际气体的临界压力p c和临界温度T c的数据为已知，可将某态下的压力p和温度T换算成相应的对比压力p r和对比温度T r，从图中找出该对比态下的压缩因子Z。再由下式计算气体的摩尔体积V m： (1-38) 图1-14 压缩因子Z随p r及T r变化关系当然，计算并不仅限于体积。上式形式简单，计算方便，并可应用于高温高压，作为一般估算，准确定基本上可以满足，在化工计算上常驻采用。一般说来，对非极性气体，准确度较高（误差约在 5% 以内）；对极性气体，误差大些。但对 H2、He、Ne 则为例外，这三种气体，根据经验采用以下修正公式： (1-77)

所得结果更准确。为进一步提高计算方法的准确性，常需引入更多的参数，最常用的是三参数法。需要时读者可参阅有关专著，在此不赘述。〔例3〕试用压缩因子图法计算 573K 和 20265kPa 下甲醇的摩尔体积。甲醇的临界常数：T c=513K，p c=7974.3kPa。〔解〕由图1-14查出T r=1.12，p r=2.54 时，Z=0.45 实验值为 0.114dm3，误差为 7.5%。用理想气体状态方程式计算，V m=0.244dm3! 而用范德华方程式计算， V m=0.126dm3。可见此法不仅方便，且较准确。〔例4〕一容积为 3dm3的钢筒内容有 3.20kg 的甲烷，室温为 273.4K。试求钢筒中气体的压力。已知甲烷T c=191.1K，p c=4640kPa。〔解〕或p r=3.26Z 在T r附近，作p c=3.26Z直线交T r于Z=0.76 处（参考图1-15），此Z值即为同时满足T r=1.43 和 p r=3.26Z的对应态的压缩因子值，以之代入公式

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+273.15 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：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=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 [此文档可自行编辑修改，如有侵权请告知删除，感谢您的支持，我们会努力把内容做得更好]

天然气压缩因子计算及影响因素分析

天然气压缩因子计算及影响因素分析作者：王春生徐玉建田明磊董国庆徐畅陈钊来源：《当代化工》2015年第06期

摘要：天然气长输管道首端与末端之间往往会出现输差，输差是影响输气成本的一个最关键的因素。针对出现的输差问题，以天然气组分为基础，以压缩因子作为突破口，通过着重理解天然气压缩因子的解法与改进来得到控制输差。以BWRS方程为重点，通过Excel求得方

程系数，然后从中解出气体密度，再代入气体状态方程中求得压缩因子。通过对天然气压缩因子的求解，得到影响压缩因子的主要因素，从而修正到天然气输量，以便减少输差。关键词：输差;压缩因子;BWRS方程;影响因素中图分类号：TQ 018 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）06-1408-04 Calculation of Natural Gas Compressibility Factor and Its Influence Factors WANG Chun-sheng1，XV Yu-jian1，TIAN Ming-lei1，DONG Guo-qing1，XV Chang1，CHEN Zhao2 （1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318，China; 2. 7th China Petroleum Engineering&Construction Corp， Shandong Qingdao 266300，China） Abstract： Measurement shortage will often arise between the head and the end of nature gas pipeline which is a vital important influencing factor of transmission cost. Regarding to the phenomenon of measurement shortage， we focused on the compressibility factor and tried to solve the problem by optimizing the calculation method of the compressibility factor so that the phenomenon can be well control. On the basis of BWRS equation， first equation coefficients were obtain by Excel， then the gas density was calculated with these coefficients， finally all these results were put into the gas state equation to obtain the compressibility factor. By solving the gas compressibility factor， its main influencing factors were determined， which could help to correct the throughput of natural gas to keep measurement shortage to the minimum. Key words： Measurement shortage; Compressibility factor; BWRS equation; Influence factor 天然气与其他能源材料，例如煤炭和石油相比-天然气的热值较高，利用率较高，并且对环境的污染很小。当下，国家大力提倡使用清洁能源，天然气成为能源的主流已成为不争的事实。然而在天然气输送过程中往往会出现输差现象，而这一现象除了降低管道输送过程中的经济效益外，还会带来一些安全隐患。因此，如何提高对管道运输过程中的输差的控制成为当下一个重要问题。本文以庆哈管线为研究实例，针对庆哈管线存在输差现状，开展研究。结合现场数据，逆推相应管段管存量的计算误差，以及气体组成对压缩因子的影响。最后综合研究成果及数据结论，了解其他因素的影响。制定具有实际效果的的可行性解决方案，从而指导现场生产实践，最终达到显著改善庆哈输气管线输差的目标。 1 压缩因子

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+273.15 P 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：V 0二 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 =293.15K T1 式中: 3

实际烟气量计算公式

实际烟气量计算公式烟气量计算是工业生产中常见的一个问题，特别是在环境保护领域中，烟气排放量的计算是评估废气处理设备性能、控制废气排放的重要依据。下面我们将介绍一种常用的烟气量计算方法。烟气量计算的公式根据烟气的体积、温度、压力和组分进行计算。通常使用的公式如下： Q = (V * P * Z) / (R * T) 其中，Q表示烟气量，单位为标准体积（常用的单位为立方米或者标准立方米）；V表示烟气的体积，单位为实际体积；P表示烟气的压力，单位为帕；Z表示烟气的压缩因子；R表示气体常量；T表示烟气的温度，单位为开尔文。要计算烟气量，首先需要测量烟气的体积、温度和压力。通常，烟气体积可以通过流量计、涡轮流量计或者面积速度乘以管道横截面积进行测量；温度可以通过温度计或者热电偶进行测量；压力可以通过压力计进行测量。对于烟气的压缩因子Z，它是指在一定温度和压力下，实际气体与理想气体的体积比。这个值可以通过气体性质表或者计算软件进行查询或者计算得出。气体常量R是一个固定值，通常使用的是理想气体常量，其值约为

8.314 J/(mol·K)。通过将测得的烟气体积、温度、压力和压缩因子带入公式，即可计算出烟气量。需要注意的是，在计算过程中要保持单位的一致性，确保各个参数的量纲相同。另外，由于烟气的组分可能包含多种气体，对于复杂的组分情况，可以使用烟气分析仪进行测量，然后将测得的各个组分浓度带入公式进行计算。除了上述介绍的方法，还有其他一些烟气量计算的方法，如利用质量守恒原理进行计算等。不同的计算方法适用于不同的情况，需要根据具体的实际情况选择合适的方法进行计算。通过烟气量计算公式，我们可以计算出烟气的实际体积。这对于评估废气处理设备性能、控制废气排放具有重要意义。在实际应用中，我们需要测量烟气的体积、温度和压力，并根据压缩因子和气体常量进行计算。同时需要注意单位的一致性和测量精度的要求。希望通过本文的介绍，能够对烟气量计算有一个初步的了解。