本标准规定了天然气、含人工掺合物的天然气和其他类似混合物仅以气体状态存在时的压缩因子计算方法。 GB/T 17747.1-1999 天然气压缩因子的计算 第1部分：导论和指南 GB/T17747.1-1999 标准下载解压密码：www.bzxz.net

GB/T17747.11999
本标准等效采用ISO12213-1：1997《天然气压缩因子的计算导论和指南》。在技术内容和编写格式上与ISO12213-1：1997完全-致。本标准取消了原标准的附录C。本标准中高位发热量和相对密度采用的参比条件同我国石油气体所采用的标准参比条件不同，为方便使用，在5.1.1和5.1.4增加了注5和注6。《天然气压缩因子的计算》标准包括以下3个部分：第1部分（即GB/T17747.1）：导论和指南；第2部分（即GB/T17747.2）：用摩尔组成进行计算；第3部分（即GB/T17747.3）：用物性值进行计算。本标准是第1部分（GB/T17747.1）：导论和指南。本标准的附录A是标准的附录。
本标准的附录B是提示的附录。
本标准由原中国石油天然气总公司提出。本标准由石油工业天然气专业标准化技术委员会归口并负责解释。本标准起草单位：中国石油天然气集团公司四川石油管理局天然气研究院。本标准主要起草人：罗勤、陈良、曾文平、许文晓、富朝英、陈荣松。34
GB/T 17747. 1--1999
ISO前言
ISO（国际标准化组织）是各国家标准化机构（ISO成员）组成的世界性的联合会。制定国际标准的工作通常由ISO技术委员会完成。对技术委员会提出的项目感兴趣的每个成员都有权参加。与ISO保持联系的各政府或非政府的国际性组织也可以参加此项工作。所有电工技术方面的标准化工作，ISO与IEC(国际电工委员会)保持密切的合作。由技术委员会通过的国际标准草案交各成员进行表决投票，要求至少有75%的成员同意，才能作为国际标准正式发布。
国际标准ISO12213-1是由天然气技术委员会ISO/TC193下的“天然气分析”分委员会制定的。ISO12213《天然气压缩因子的计算》标准包括以下3个部分：一第1部分：导论和指南；
第2部分：用摩尔组成进行计算；第3部分：用物性值进行计算。
附录A是标准的附录。附录B和附录C是提示的附录。312
1范围
中华人民共和国国家标准
天然气压缩因子的计算
第1部分：导论和指南
Natural gas-Calculation of compression factor-Part 1:Introduction and guidelinesGB/T 17747. 11999
eqv ISo 12213-1:1997
本标准规定了天然气、含人工掺合物的天然气和其他类似混合物仅以气体状态存在时的压缩因子计算方法。
《天然气压缩因子的计算》标准包括3个部分。第1部分包括导论和为第2部分和第3部分所描述的计算方法提供的指南。第2部分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，又称为AGA8-92DC计算方法。第3部分给出了用包括可获得的高位发热量（体积基）、相对密度、CO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，又称为SGERG-88计算方法。两种计算方法主要应用于正常进行输气和配气条件范围内的管输干气，包括交接计量或其他用于结算的计量。通常输气和配气的操作温度为263～338K（约一10～65℃），操作压力不超过12MPa。在此范围内，如果不计包括相关的压力和温度等输入数据的不确定度，则两种计算方法的预期不确定度大约为±0. 1%。
注1；本标准中所用的管输气术语是指已经过处理而可用作工业、商业和民用燃料的气体所采用的简明术语。在5.1.1中为使用者提供了管输气的一些量化准则，但不作为管输气的气质标准。GB/T17747.2所提供的AGA8-92DC计算方法也适用于更宽的温度范围内和更高的压力下，包括湿气和酸气在内的更宽类别的天然气，例如在储气层或地下储气条件下，或者在天然气汽车（NGV）应用方面，但不确定度增加。
GB/T17747.3所提供的SGERG-88计算方法适用于N2、CO,和C2H。含量高于管输气中常见含量的气体。该方法也可应用于更宽的温度和压力范围，但不确定度增加。在规定条件下，气体温度必须处于水露点和烃露点之上，两种计算方法才是有效的。GB/T17747.2和GB/T17747.3给出了使用AGA8-92DC和SGERG-88计算方法所需要的全部方程和数值。经验证的计算机程序见GB/T17747.2—1999、GB/T17747.31999的附录B。2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB/T11062-1998天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法（neqISO6976：1995）GB/T172911998石油液体和气体计量的标准参比条件（neqISO5024）GB/T17747.2--1999天然气压缩因子的计算第1部分：用摩尔组成分析进行计算(eqv ISO 12213-2:1997)
GB/T 17747.3—1999
天然气压缩因子的计算第2部分：用物性值进行计算(eqvISO12213-3:1997)
国家质量技术监督局1999-05-17批准1999-12-01实施
3定义
GB/T 17747. 1—1999
本标准采用下列定义。文中出现的符号所代表的含义及数值和单位见附录A。3.1压缩因子compression factor;压缩性因子compressibility factor;Z因子Z-factor,z在规定压力和温度下，任意质量气体的体积与该气体在相同条件下按理想气体定律计算的气体体积的比值：
Z=Vm（真实)/Vm（理想）
Vm（理想）RT/p
Z(p,T,y) = pV.(真实)/(RT)
式中：p-绝对压力；
T——热力学温度；
（3）
-—表征气体的一组参数（原则上，可以是摩尔全组成，或是一组特征的相关物化性质，或者是两者的结合）；
Vm—气体的摩尔体积；
R——摩尔气体常数，与单位相关，Z——压缩因子，无量纲，值通常接近于1。3.2密度density,
见GB/T11062—1998中2.3。
3.3摩尔组成molarcomposition
用摩尔分数或摩尔百分数表示的均勾混合物中每种组分的比例。给定体积的混合物中i组分的摩尔分数；是i组分的摩尔数与混合物中所有组分的总摩尔数(即所有组分摩尔数之和)之比。1摩尔任何化合物所含物质的量等于以克为单位的相对摩尔质量。相对摩尔质量的推荐值见GB/T11062。
对于理想气体，摩尔分数或摩尔百分数与体积分数或体积百分数值完全相等。对真实气体，两者般不是精确相等。
3.4摩尔发热量molar calorific value;摩尔热值molar heating value,H1摩尔气体在空气中完全燃烧所释放的热量。在燃烧反应发生时，压力P1保持恒定，所有燃烧产物的温度降至与规定的反应物温度相同的温度，并且除燃烧生成的水在温度t下全部冷凝为液态外，其余所有燃烧产物均为气态。
摩尔发热量仅包含天然气中的烃类部分，即对不可燃及情性组分（主要是Nz、CO2和He)和其他可燃组分(如 Hz和 CO)不予考虑。燃烧参比条件：温度t为298.15K（25℃），压力p为101.325kPa。3.5高位发热量(体积基）superior calorific value （volumetric basis）;总发热量total calorific val-ue,H.
单位体积的气体在空气中完全燃烧所释放的热量。在燃烧反应发生时，压力P1保持恒定，所有燃烧产物的温度降至与规定的反应物温度相同的温度，并且除燃烧生成的水在温度t下全部冷凝为液态外，其余所有燃烧产物均为气态。高位发热量包含天然气中所有可燃组分。燃烧参比条件：温度t为298.15K（25℃），压力p1为101.325kPa。体积计量参比条件：温度t2为273.15K(0℃），压力pz为101.325kPa。注2:GB/T17747.3--1999附录D给出换算因子，能使在其他的计量参比条件和燃烧参比条件，包括石油气体标准参比条件（见GB/T17291)下测得的高位发热量和相对密度，换算为GB/T17747.3所给出计算方法中使用的输入数据。
3.6相对密度relative density，d见GB/T11062—1998中2.4。
相对密度包含天然气中所有组分。GB/T 17747. 1-1999
注3：干空气的标准组成见GB/T11062--1998的表B2。体积计量参比条件（见注2）：温度t2为273.15K（0℃C），压力p2为101.325kPa。3.7压缩因子的预期不确定度uncertaintyof a predictedcompression factor，土△Z95%置信水平下真值（未知)的置信区间，即(Z一△Z)～（Z+△Z)。不确定度既可用绝对值，也可用百分数表示。
4方法原理
AGA8-92DC和SGERG-88计算方法所使用的方程是基于这样的概念：任何天然气容量性质均可由组成或一一组合适的、特征的可测定物性值来表征和计算。这些特性值和压力、温度一起用作计算方法的输入数据，
气体混合物的容量性质可直接从分子发生作用（撞的数目和类型推导出，从这个意义上讲，能够清楚地判明混合物中每种分子的成分及其在整个混合物中的比例的方法，在某种程度上比其他方法更为重要。
GB/T17747.2给出的AGA8-92DC计算方法要求对气体进行详细的摩尔组成分析。该分析包括摩尔分数超过0.00005的所有组分。所有组分的摩尔分数之和应等于1±0.0001。对典型的管输气，分析组分包括碳数最高到C，或C的所有烃类及N2、CO2和He。对含人工掺合物的天然气，H2、CO和C,H,也是重要的分析组分。对更宽类别的天然气,H,O蒸气和H,S等也是分析组分。该计算方法使用的方程是AGA8详细特征方程，表示为AGA8-92DC方程。该方程是美国气体协会（AGA）于1992年发表的AGA8号报告《天然气和其他烃类气体的压缩性和超压缩性》中提出的压缩因子计算用状态方程。
GB/T17747.3给出的SGERG-88计算方法用高位发热量和相对密度两个特征的物理性质及CO2的含量作为输入数据。
注4：原则上可使用高位发热量、相对密度、CO，含盘和N2含量中任意三个变量计算压缩因子。这些计算方法从本质上讲是等效的。但本标准推荐使用由前面三个变量组成的计算方法。该计算方法尤其适用于无法得到完全的气体摩尔组成的情况，它的优越之处还在于计算相对简单。对含人工掺合物的气体，需要知道H2的含量。该计算方法使用的方程是SGERG-88方程。该方程是欧洲气体研究集团（GERG）于1991年发表的GERGTM5技术报告《天然气和类似混合物压缩因子计算选择方法一现场用简化的GERG维利方程》中提出的立足于天然气物性的压缩因子计算用状态方程。已用大容量、高精度（士0.1%）的压缩因子实验测定数据库（其中多数可溯源到相关的国际计量标准），对AGA8-92DC和SGERG-88计算方法进行了评价。两种计算方法在输气和配气压力及温度范围内性能基本相等。
5指南
5.1管输天然气
5.1.1管输气
管输气主要由CH4组成（摩尔分数大于0.70），高位发热量通常为30~45MJ·m-3,其中N2和（O2是主要的稀释物（各自的摩尔分数最高为0.20）。管输气中C,H（摩尔分数最高为0.10)、C;Hg、C,H1o、C.H12和更高碳数烃类的含量，随碳数增加呈现降低趋势。管输气中的He,C.H。和C,H：等微量组分，摩尔分数一般低于0.001。含人工掺合物的天3.1.
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然气，H2和CO各自的摩尔分数最高为0.10和0.03,同时还可能含少量C,H.。没有其他的如湿气、酸气中存在的组分(H,O蒸气、H,S和O,)以大于痕量的含量存在。管输气中还不应存在气溶胶、液体或颗粒物。管输气中微量和痕量组分应按GB/T17747.2的规定处理。上述定义的管输气并不排除在管线中输送含其他组分的天然气。使用本标准所允许的管输气组成范围见表1。表1允许的管输气的组成范围
主要组分
微量和痕量组分
总的未确定组分
C,H。
C:Hie和更高碳数烃类
摩尔分数
≤0. 000 5
≤0.00015
≤0.000 5
≤0.0002
≤0.0001
注5：将本条中的高位发热量换算为我国石油气体标准参比条件下的高位发热量，则管输气高位发热量范围为27. 95~41. 93 MJ - m-3.
5.1.2输配计量
本标准主要用于管输气输配中的压缩因子计算。输气和配气的条件范圈如下：263K≤T338K
0 MPa在以上条件范围内，GB/T17747.2和GB/T17747.3给出的AGA8-92DC和SGERG-88计算方法是等效的。
5.1.3用摩尔组成进行计算（AGA8-92DC计算方法）该计算方法用于已获得详细摩尔组成分析数据的任何管输气。分析组分包括：CH4、N2、CO2、CO、H2、He、C,H。、C,Hg、C,H10o、C,H12、C.Hi4和直至C1o的更高碳数烃类（若摩尔分数大于0.0005）。对表1后部分确定的微量和痕量组分，必须确认其含量在表中所示的范围内。对任何不可忽略含量的其他微量和痕量组分，应按GB/T17747.2的有关规定处理。在5.1.2提供的条件范围内用该方法计算的压缩因子值，同根据发热量、相对密度和CO2含量计算得到的压缩因子值等效。
该计算方法可在对组成进行定期或半连续测定的所有场合应用。5.1.4用物性值进行计算（SGERG-88计算方法），3
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该计算方法可用于高位发热量30～45MJ·m-3,相对密度0.55～0.80，并已知COz和H含量的任何管输天然气。
在5.1.2提供的条件范围内用该方法计算的压缩因子值，同根据摩尔组成全分析计算得到的压缩因子值等效。
该计算方法可在对高位发热量H.和相对密度d进行定期或连续测定的所有场合应用。注6：将本条中的高位发热量和相对密度换算为我国石油气体标准参比条件下的高位发热量和相对密度，则SGERG-88计算方法适用的高位发热量范围为27.95～41.93MJ·m-3,相对密度范围为0.550~0.800。5.1.5人造气体
GB/T17747.2给出的AGA8-92DC计算方法和GB/T17747.3给出的SGERG-88计算方法均不宜用于人造气体的压缩因子计算，这是因为此类气体含有大量的典型天然气中不存在的化学物质，或不符合典型天然气的组分含量比例（现5.2.3）。当人造气体的组成与天然气可能的组成相近，所有组分的含量均在5.1.1给出的浓度范围内，而且C.以上的烃类或者没有，或者其含量随碳数增加有规律地降低，此时上述两种计算方法均可应用于人造气体。从不含C。以上烃类的角度看，液化天然气属于此类人造气体范畴。此外，SGERG-88计算方法可用于H2含量不超过规定浓度限的、含焦炉煤气的天然气；但该方法不能用于未经稀释的焦炉煤气。5.1.6预期不确定度
如果对所有相关的输入变量均给定精确的值，则在5.1.1规定的管输气组成和物性值范围及5.1.2规定的输配压力和温度范围内，用GB/T17747.2和GB/T17747.3给出的计算方法计算压缩因子时，预期不确定度为±0.1%。唯一的例外是对N，摩尔分数大于0.15或COz摩尔分数大于0.09(相应的上限为0.20)的气体，仅当前者压力不大于10MPa，后者压力不大于6MPa时，GB/T17747.3给出的SGERG-88计算方法的预期不确定度才为士0.1%。
输入变量的任何不确定度都会使计算结果产生更大的不确定度。计算结果对输入变量准确度的敏感度主要取决于：
a）每个输入变量的量值；
b）每个输入变量相对其他输入变量值的自由度。多数情况下，计算结果对所有输入变量的最大敏感度是在最大压力（12.MPa)和最低温度（263K）下得到的。
表2中列出的各输入变量的无关联不确定度，会对压力为6MPa，温度在263～338K范围内的压缩因子计算结果产生约土0.1%的附加不确定度。表2A2<0：1%所允许的输入变量不确定度输入变量
高位发热量
相对密度
情性组分的摩尔分数
TH,和 rco
允许的不确定度
±0. 06 MJ -'m-3
±0. 001 3
±0. 02 MPa
±0. 000 5
±0.000 3
±0. 000 1
选择计算方法不仅应考虑适宜的输入变量形式，而且要考虑输入变量的准确度。在不清楚仪器准确317
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度是否足够的情况下，使用者应在所关心的最高压力和最低温度下，对典型的气体样品进行压缩因子计算，以便得到相对于所有输入变量微小独立偏差的敏感度。5.1.7更宽范围的压力和温度
AGA8-92DC和SGERG-88计算方法在5.1.2给出的压力和温度范围以外使用时，准确度降低。AGA8-92DC计算方法外推使用比SGERG-88计算方法更准确。在正常输气和配气条件范围以外应用时，一般优先选择AGA8-92DC计算方法。AGA8-92DC8方法计算的预期不确定度很大程度上取决于气体的组成和所关心的温度、压力条件。G13/T17747.2对在任何选定条件下AGA8-92DC计算方法的预期不确定度做了进一步的评述。在更宽范围的压力和温度下，压缩因子计算的不确定度有时几乎与在天然气输气和配气条件范围内进行压缩因子计算的不确定度一一样小。但在温度和压力极限条件下，压缩因子计算的不确定度将会非常大。由于缺乏高准确度实验数据，要估计此不确定度值是相当困难的。5.2其他的气体及应用bZxz.net
5.2.1引言
需要知道压缩因子的流体并不都是管输天然气。例如，未处理（井口）或部分处理的天然气，般不在5.1.1所规定管输气范围内。人造气体也不在其范围内。对此类气体只要加上某些限制以及增加不确定度，仍可使用GB/T17747.2和GB/T17747.3所描述的方法计算压缩因子。此类气体-般不会送至最终的用户，对大多数要求计算压缩因子的应用，其压力和温度是落在5.1.2规定范围之内的。当放宽允许的压力、温度和组成范围时，明确的计算指南(以及计算不确定度)是难以给出的。5.2.2非烃含量高的气体、Cz以上烃类含量高的气体某些供配气用的天然气中，N2.CO2.C,H。或更高碳数烃类的含量超过了计算不确定度士0.1%所要求的含量范围。本标准中，如果气体中N2的摩尔分数超过0.15，或CO，摩尔分数超过0.05，这种气体就称为“非烃含量高的气体”；如果C,H。摩尔分数超过0.10,或C:H。及其以上组分的摩尔分数超过0.035，这种气体就称为“C以上烃类含量高的气体”。GB/T17747.2和GB/T17747.3所推荐的计算方法均可应用于非烃含量高的气体和C2以上烃类含量高的气体，但计算的预期不确定度会有所增加。例如，GB/T17747.3给出的SGERG-88计算方法用于N，摩尔分数不大于0.50,CO，和C2H。摩尔分数各自为0.18和0.13的天然气，当压力在最高至10MPa的范围内时，计算不确定度在士0.2%以内。以组分的摩尔分数为函数，在GB/T17747.2和GB/T17747.3用图示法详细估算了两种方法的计第不确定度，图中在宽的温度范围内，以压力分别对N2、CO2、C,H。和C.H：的摩尔分数作图，预期不确定度则作为一个参数示出。此图示法最大的问题是缺乏高准确度实验数据。5.2.3湿气和酸气
此类气体是由不符合管输气要求的气体组成，其中包括管输气不希望有的气体组分。此类气体般可能是未处理（井口）或部分处理的天然气，可能含有大大超过5.1.1列出组分含量的H,0蒸气（此类气体称为“湿气”）、H,S（此类气体称为“酸气”)和O2，也许还含有微量的COS，以及处理流体的蒸气，如甲醇和乙二醇等。
只要不希望有的组分仅限于H,O蒸气、H,S和O2，则GB/T17747.2给出的AGA8-92DC计算方法适用于任何此类气体，但是预期不确定度显著增加。GB/T17747.3给出的SGERG-88计算方法不能用于此类气体。
5.2.4人造气体
人造气体包括如下两种不同种类：a）种是人造天然气或天然气代用品，其组成和性质与天然气相似。b）第二种是实际使用中作为替代或提高天然气效能的气体，其组成不同于天然气。在a）情况下，如果组成与可能的天然气无差别，则GB/T17747.2和GB/T17747.3给出的计算方31
GB/T 17747. 1-1999
法周样适用，而且不确定度不会有所增加（见5.1.5）。然而，实际上几乎不可能有这种情况。更常见的情况是，即使人造气体含有恰当比例的惰性组分和低碳数烃类，但其不含天然气特有的尾烃组分，雨可能含有少量但影响很大的非烃组分。此情况对预期不确定度所产生的影响是难以估计的。属于情况b)的人造气体包括城市煤气、（未稀释的)焦炉气和液化石油气-空气混合物等，这些气体中没有-种组成与天然气相似（虽然液化石油气-空气混合物可与天然气互换使用）。GB/T17747.3给出的SGERG-88计算方法不适用于F这类气体，可使用GB/T17747.2给出的AGA8-92DC计算方法，但预期不确定度极难估计。
5.2.5预期不确定度小结
图1对GB/T17747.2和GB/T17747.3推荐计算方法的预期不确定度作了小结。对不同含量的N，、C)。和（H：以压力和摩尔分数作直方图，给出了以下3种情况下计算的预期不确定度：a）处于输气和配气正常压力和温度范围（温度263~338K，压力012MPa）内的管输气；b）在输气和配气正常温度范围内，而压力处于更宽范围（最大值为30MPa）的管输气；c）温度263～338K，压力0～30MPa的更宽组成范围的气体（N，摩尔分数最高至0.50,CO，摩尔分数最高至0.30.C,H。摩尔分数最高至0.20）。绘制此直方图所依据的更详细信息见GB/T17747.2—1999和GB/T17747.3—1999的附录E。涉及温度和压力要范围以外的计算性能信息见GB/T17747.2—1999和GB/T17747.3—1999的图1。to.1%
±0.1%～±0.2%±0.2%~±0.5%翻±0.5%～~±3%系h..
[）用摩尔组成进行计算的AGA8-92DC方法；S用物性值进行计算的SGERG-88方法；Ico
（a）：管输气（温度263～338K，压力012MPa）；(b）：管输气（温度263~338K，压力12~30MPa）；S
（c）：更宽组成范围的气体（温度263～338K，压力0~30MPa）rc,He
图1GB/T17747.2和GB/T17747.3规定计算方法的预期不确定度5.2.6相关性质的计算
rcghie
本标准的主要目的是计算压缩因子，但也可用GB/T17747.2和GB/T17747.3所描述力法计算319
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天然气流体的其他性质。摩尔密度pm是摩尔体积Vm(真实)的简单倒数，如果已知Z(p，T)，摩尔密度Pm就能从方程（1)和（2)计算得到。摩尔密度pm与平均摩尔质量M(相对分子质量）相乘，可得到质量密度p,而平均摩尔质量M可由表征流体特性的摩尔组成计算得到。如果不知道流体摩尔组成，则质量密度可由管输条件和标准状态下的压缩因子与相对密度及已知的标准状态下干空气的质量密度来计算［见GB/T17747.3—1999方程（B42)]。符号
相对密度
摩尔发热量
高位发热量
摩尔质量
绝对压力
GB/T17747.1—1999
附录A
（标准的附录）
符号和单位
摩尔气体常数
热力学温度
摩尔体积
组分i的摩尔分数
一组性质
压缩因子
压缩因子的预期不确定度
95%的置信水平）
质量密度
摩尔密度
附录B
0.008 314 510
（提示的附录）
计算机程序
MJ · kmol-1
MJ?m-3
kg?kmol-1
MJ - kmol-1K
m2·kmol-1
kg·m-3
kmol ·m-3
四川石油管理局天然气研究院已按《天然气压缩因子的计算》标准，采用VB编程语言，在中文WINDOWS95平台下编制了压缩因子计算软件。经验证研究证明该软件与ISO12213中描述的计算程序等效。该软件可从天然气专业标准化技术委员会秘书处获得。351
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