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。该计算方法是用已知的气体的详细的摩尔分数组成和相关压力、温度计算气体压缩因子。 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 GB/T17747.2-1999 标准下载解压密码：www.bzxz.net

GB/T 17747.2-- 1999
本标准等效采用ISO12213-2：1997《天然气压缩因子的计算用摩尔组成进行计算》。本标准在技术内容上和编写格式与ISO12213-2:1997完全致。本标准取消了国际标准中的附录F、附录G。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有所差别，为方便使用，在4.4.1和4.4.2增加了注2和注3。《天然气压缩因子的计算》标准包括以下3个部分：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》。本标准是第2部分（GB/T17747.2-1999）：用摩尔组成进行计算。
本标准的附录A、附录B、附录C、附录D是标准的附录。本标准的附录E是提示的附录。
本标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。52
GB/T 17747.2—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ISO12213-2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：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、附录 B、附录 C、附录 D是标准的附录。 附录 E、附录 F、附录 G 是提示的附录。353
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2部分：用摩尔组成进行计算
Natural gas--Calculation of compression factor-Part 2:Calculation using molar-composition analysisGB/T 17747.21999
eqvISo12213-2:1997
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。该计算方法是用已知的气体的详细的摩尔分数组成和相关压力、温度计算气体压缩因子。该计算方法又称为AGA8-92DC计算方法，主要应用于在输气和配气正常进行的压力p和温度T范围内的管输气，计算不确定度约为士0.1%。也可在更宽的压力和温度范围内，用于更宽组成范围的气体，但计算结果的不确定度会增加（见附录E)。有关该计算方法应用范围和应用领域更详细的说明见GB/T17747.1。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/T3102.3—1993力学的量和单位GB/T3102.4-1993热学的量和单位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/T17747.1-1999天然气压缩因子的计算第1部分：导论和指南（eqvISO12213-1:1997）3定义
相关于本标准的所有定义见GB/T17747.1。文中出现的符号所代表的含义及单位见附录A。4计算方法
4.1原理
AGA8-92DC计算方法所使用的方程是基于这样的概念：管输天然气的容量性质可由组成来表征和计算。组成、压力和温度用作计算方法的输人数据。该计算方法需要对气体进行详细的摩尔组成分析。分析包括摩尔分数超过0.00005的所有组分。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，以及N2、CO2和He。对其他气体，分析需要考虑如H,O蒸气、HzS和C,H.等组分。对人造气体,H，和CO也可能是重要的分析组分。4.2AGA8-92DC方程
AGA8-92DC计算方法使用AGA8详细特征方程（下面表示为AGA8-92DC方程，见GB/T17747.1)；该方程是扩展的维利方程，可写作：国家质量技术监督局1999-05~17批准3.3.1
1999-12-01实施
式中Z-
Z=1+Bpm
压缩因子；
第二维利系数；
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C: (b, - c,k,ptn)pexp(- Cnpt)pm—摩尔密度(单位体积的摩尔数)，对比密度；
basCnn
常数，见表B1；
温度和组成的函数的系数。
对比密度P同摩尔密度pm相关，两者的关系由下式给出：p,= KpmWww.bzxZ.net
式中：K
混合物体积参数。
摩尔密度表示为：
βm = p/(ZRT)
式中：p+
绝对压力；
R-—摩尔气体常数;
T—热力学温度。
压缩因子Z的计算方法如下：首先利用附录B给出的相关式计算出B和C,（n13～58)。然后通过适当的数值计算方法，求解联立方程(1)和(3)得到βm和Z。计算程序流程见图B1。4.3输入变量
AGA8-92DC计算方法要求输人的变量包括绝对压力、热力学温度和摩尔组成。摩尔组成是以摩尔分数表示下列组分:N、CO,、Ar、CH4、C,H。、CHg、n-C,H1o、i-C,H1o、n-C,H12、i+C,H12、C.H14、C,H16、C.H1gC,H20、Ci.H22、Hz、CO、H2S、He、O2 和 H2O。注1：如果 C,H1e、C.H1s、C,H2o.C1.H2摩尔分数未知，允许用 Ct表示总的摩尔分数。应进行敏感度分析，以检验此近似法是否会使计算结果变差。
摩尔分数大于0.00005的所有组分都必须在计算中考虑。痕量组分（如C,H等）应按表1中指定的赋值组分处理。所有组分的摩尔分数之和为 1士0.000 1。如果已知体积分数组成，则应将其换算成糜尔分数组成，具体换算方法见GB/T11062。表 1微量和痕量组分一览表
微量和痕量组分
C,H4、C,H2
丙烯、丙二烯
丁烯、丁二烯
新皮烷、戊烯、苯、环戊烷
C。同分异构体、环己烷、乙苯、二甲苯C,同分异构体、环庚烷、甲苯
Cs同分异构体
C。同分异构体
C1o同分异构体和更高碳数烃类
4.4应用范围
4.4.1管输气
AGA8-92DC计算方法对管输气的应用范围如下：指定赋值组分
n-C,Hio
n-CgHi2
n-C,Hi
n-CloH22
绝对压力：
热力学温度：
高位发热量：
相对密度：
GB/T17747.2—1999
0 MPa263KT≤338K
30 MJ·m-3≤H≤45 MJ·m3
0.55≤d≤0.80
注2：将本条中的高位发热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，则高位发热量范围为27.95~41.93MJ·m3，相对密度范围为0.550~0.800。天然气中各组分的摩尔分数应在以下范围以内：CH.:
C,Hia:
C,H16:
C.His和更高碳数烃类：
0. 7≤rcH,≤1. 00
0≤≤0.20
0≤ro,≤0.20
0≤rc,H0.10
0≤zc,H≤0.035
0≤c,H≤0. 015
0≤xc,H2≤0. 005
0≤xc,H,≤0. 001
0≤xc,H≤0. 000 5
0≤c0. 000 5
0≤xH,≤0. 10
0≤xco≤0.03
0αH0.005
0≤xH,o≤0. 000 15
所有摩尔分数大于0.00005的组分都不可忽略。微量和痕量组分见表1，并按指定的赋值组分处AGA8-92DC计算方法仅适用于单相气态（高于露点）混合物在操作压力和操作温度下压缩因子计4.4.2
更宽的应用范围
超出4.4.1所给出范围的应用范围如下：绝对压力：
热力学温度：
高位发热量：
相对密度：
0 MPa225K≤T≤350K
20 MJ·m-3≤H,≤48 MJ·m-3
0.55≤d≤0.90
注3：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，则更宽的高位发热量范围为18.64~44.73MJ·m-3，相对密度范围为0.550~0.900。天然气中主要组分摩尔分数允许范围如下：CH4:
0.50≤cCH,≤1.00
0≤xco,≤0.30
0≤c,H,≤0.20
0xc,hg0.05
0≤H,≤0.10
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管输气中微量和痕量组分含量范围见4.4.1。在超出以上范围应用时，AGA8-92DC方法的计算性能见附录E。
4.5不确定度
4.5.1管输气压缩因子计算的不确定度AGA8-92DC计算方法在4.4.1给出的管输气应用范围（温度为263～350K，压力最大为12MPa）内，计算结果的不确定度为士0.1%（见图1)。当温度高于290K,压力在最大为30MPa的范围内时，计算结果的不确定度也为士0.1%。o
AGA8-92DC方程
A AZ≤±0.1%
B ±0.1%～±0.2%
C ±0. 2% ~ ±0. 5%
温度T.K
图1压缩因子计算的不确定度范围给出的不确定度范围仅适合于满足下面条件的天然气和类似气体：a，≤0.20、cco,≤0.20、ac,H≤0.10、2H≤0.10.30MJ.m3≤H.≤45MJ·m-3.0.55≤d≤0.80)温度低于263K时，仅当压力在最高至10MPa的范围内，计算结果的不确定度才能保持在±0. 1%内。
不确定度水平是通过将天然气压缩因子计算值与实验值数据库相比较而得到的。另外还同由称量法配制的模拟天然气混合物的压缩因子实验数据作了详细比较。用于试验本计算方法的两个数据库中实验测定值的不确定度在士0.1%以内。4.5. 2更宽的应用范围压缩因子计算的不确定度超出4.4.1给出气质范围的气体压缩因子计算的预期不确定度见附录E。4.5.3输人变量不确定度的影响
表2列出的是相关输人变量的典型不确定度值，这些值可在最优操作条件下获得。根据误差传播分析，输入变量的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士0.1%的附加不确定度。当压力大于6MPa时，附加不确定度会更大，且大致与压力成正比例增加。
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表2相关输人变量的典型不确定度值输人变量
绝对压力
热力学温度
情性组分的靡尔分数
H,和 co
4.5.4结果的表述
绝对不确定度
±0.02MPa
± 0. 000 5
±0, 000 3
压缩因子和摩尔密度计算结果应保留至小数点后四位或五位，同时给出压力和温度以及所使用的计算方法（GB/T17747.2，AGA8-92DC计算方法）。验证计算机程序时，压缩因子计算结果应给出更多的位数。
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附录A
（标准的附录）
符号和单位
常数（表B1）
第二维利系数
混合物交互作用系数［方程（B1)和方程(B2)常数（表B1)
常数（表B1）
与温度和组成相关的系数
组分i的特征能量参数（表B2）
组分j的特征能量参数（表B2）
第二维利系数的二元能量参数
第二维利系数的二元能量交互作用参数（表B3)混合物高温参数
组分i的高温参数（表B2）
组分j的高温参数（表B2)
常数（表B1）
混合物定位参数
组分i的定位参数（表B2）
组分i的定位参数（表B2）
二元定位参数
二元定位交互作用参数（表B2）常数（表B1)
高位发热量
体积参数
组分i的体积参数（表B2)
组分j的体积参数（表B2）
二元体积交互作用参数（表B3）常数（表B1）
靡尔质量
m\.kmol-1
MJ? m-3
(m2. kmol-1)1/3
(m2.kmol-1)/3
(m2. kmol-1)1/3
kg·kmol-1
B1概述
GB/T 17747. 2—1999
组分讠的摩尔质量
气体混合物的组分数
整数(1～58）
绝对压力
四极参数
组分i的四极参数
组分j的四极参数
常数（表B1)
气体常数（=0.008314510)
组分1的偶极参数（表B2）
组分j的偶极参数（表B2)
常数（表B1）
热力学温度
混合物能量参数
混合物二元能量交互作用参数（表B3）常数（表B1)
组分i的组合参数（表B2)
组分j的组合参数（表B2)
常数（表B1)
组分i在气体混合物中的摩尔分数组分在气体混合物中的摩尔分数压缩因子
质量密度
气体的对比密度
摩尔密度
附录B
(标准的附录）
AGA8-92DC计算方法描述
kg *kmol-1
MJ·kmol-i.K'1
kg·m-3
kmol · m-3
计算气体混合物压缩因子Z使用4.2给出的AGA8-92DC方程。本附录将详细描述用AGA8-92DC方程进行压缩因子计算的有关方法和计算机执行程序，并给出必要的常数值。验证计算机程序用360
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的压缩因子数据见附录C。如果计算机程序能够得到与附录C中数据相等的计算结果,则可使用。B2AGA8-92DC计算方法的计算机执行程序B2.1计算概述
B2.1.1输人热力学温度T，绝对压力p和混合物中各组分的摩尔分数αi;注B1：当压力和温度用非MPa和K的其他单位表示时，必须分别换算成以MPa和K表示的值；有关换算因子见GB/T3102.3—1993和GB/T3102.4—1993以及附录D。B2.1.2计算状态方程系数B和C，（n13～58)，两者均取决于T和zs；B2.1.3利用改写的状态方程，迭代求解摩尔密度Qm，以得到压力P；B2.1.4当由B2.1.3计算出的压力与B2.1.1的输人压力，在规定的收敛范围内（如1×10-6)相一致时，即得到压缩因子计算值。
计算程序流程见图B1。
输人T、、
计算状态方程系数
B和C; (n=13～58)
求解密度
lp(计算)一p(输人)I
输出 Z= p/(pmRT)
不成立
图B1AGA8-92DC计算方法的程序流程图B2.2计算步骤
B2.2.1输人绝对压力P、热力学温度T和天然气混合物中各组分的摩尔分数T;；B2.2.2根据B2.2.1中输人的热力学温度T和天然气组分摩尔分数xt，计算与组成和温度有关的状态方程系数B和C\（n=13～58)；第二维利系数B按方程(B1)计算：B
>,a,T-
ax,Bm,E(K,K,)*
·（B1）
Bm, - (G, + 1 - gn)s.(QQ, + 1 -- q)\(FIFy + 1 - f,)\.(S,S, + 1 - sn)\(WW, + 1 -- wn)\(B2)
二元参数E,和G,由方程(B3)和(B4)计算：E, = E(E,E,)%
G = Gi(G:+G,)/2
注 B2：除了表 B3中给出的 E;和 G;外，所有其他二元交互作用参数 E;和 G的值都是 1. 0。系数C（n13～58)由方程(B5)计算：C: = a,(G + 1 - g,)(Q? + 1- qn)\(F + 1 - f.).U\T-·(B3)
·（B4)
（B5）
用以下共形求解混合方程计算混合物参数U、G和Q；二重加和时，i从1～N-1,变化，而相对每个i值，j从il～N变化。
GB/T 17747.2—1999
- 1)(EE,)%
1)(G; + G)
欢曲迎迎品
·(B6 )
***(B7 )
++ee+++++e(B8)
***(B9)
注B3：除了表B3给出的K，,E;，G和U,外，所有其他的二元交互作用参数K，E，G和U,的值都为1.0。表B2中H2的 F(H2)=1. 0,而其他组分的 F,值都为 0,水的W(H2O)=1. 0,而其他组分的W:值都为 0。B2.2.3在压缩因子Z的计算中，气体的组成;、热力学温度T和绝对压力力都是已知的，问题在于要用表示压力力的状态方程来计算靡尔密度pm。将定义压缩因子Z的方程（1)代人方程（3)（见4.2)，获得压力的状态方程（B10)：
p = PmRT[1 + Bpm -
c, (bn— cnknpt)prexp( cnpt)] ....( Bio)n-13
方程(B10)用标准状态方程密度检索法求解。由于已获得压力p的表达式[方程(B10)],则求解摩尔密度Pm使计算出的压力与输人的压力两者的差值在预先设定的范围(如1×10-6)以内。对比密度p,通过混合物体积参数K与摩尔密度Pm相关联[见4:2中方程(2)]。混合物体积参数K由方程（B11)计算：N-1N
α;x;(K, - 1)(K,K,)
***+*+*由*+++++-( B11 )
(-1 j=*1
注B4；求和时，下标i指的是气体混合物中第；个组分；下标3指的是气体混合物中第个组分N指的是混合物中的组分数。单重求和中,i是 1～N间的整数值。例如,对含 12个组分的混合物,N12,单重求和中将有 12项，二重求和中i从1～N-1变化，而相对每一个i值，j从i十1～N变化。例如，对含12个组分的混合物，如果K的值都不为1.0，则二重求和将有66项。由于许多K,的值都为1.0,因此对许多天然气混合物，二重求和中非零项的数目很少。除了表B3给出的K,外，所有其他的K,的值都为1.0。B2.2.4求出摩尔密度Pm后，利用压力、温度、摩尔密度和靡尔气体常数计算压缩因子。Z = p/(pmRT)
密度β可由方程(B13)计算：
p= Mpm
式中，M根据方程（B14计算：
密度值应保留至小数点后第三位。表B1
0. 153 832 600
1.341 953 000
2. 998 583 000
0. 048 312 280
0. 375 796 500
-1. 589 575 000
0.053588470
状态方程参数
（B12）
·(B13)
+**(B14 )
GB/T 17747.21999
表B1（续）
0.886 594 630
-0. 710 237 040
—1.471722000
1.321 850 350
0. 786 659 250
2.291290X10-9
0. 157 672 400
-0.436 386 400
-0.044081590
-0.003 433 888
0. 032 059 050
0.024 873550
0. 073 322 790
- 0. 001 600 573
0. 642 470 600
-0. 416 260 100
—0.066899570
0. 279 179 500
0. 696605 100
-0.002860589
- 0. 008 098 836
3.150547000
0. 007 224 479
- 0. 705 752 900
0.534979200
33—0.079314910
34-1. 418 465 000
35-5. 999 05×10-1
0.105 840 200
0.034317290
--0. 007 022 847
0. 024 955 870
0.042968180
0.746545300
—0. 291 961 300
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