碳酸盐岩富含CO2天然气压缩因子计算方法评价

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、

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

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。 问题的提出：表中常见60°F总因子值，而未见有其它基本温度条件的总因子值。由此本文献出一种方法，求解任一温度的压缩因子。 本方法不用因子求和法而用了好用便于书写的二次维里系数法。 方程3假定方程4已作校正。下面举出2例说明这种方程的用法。

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。 ∑=i i 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 055 241.ρ (3) 任意温度与压力下 ∑∑= i i i i 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 g pM W ZRT ρ= (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。 a ρρ?= (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 28.96 M ?= (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 28.96g g g a a pM W M W M W RT pM W M W 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。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。 ∑=i ci i c T y T (9) ∑ =i ci i c P y P (10) ∑= i ci i c y ρρ (11) 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 ； ρc —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 ； ρci —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 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。 c r P P P = (12) c r T T T = (13)

压缩因子计算

天然气压缩因子的计算 气田上大多数在高压下生产，为控制其流动需要安装节流阀。当气流经过节流阀时，气体产生膨胀，其温度降低。如果气体温度变得足够低，将形成水合物 （一种固体结晶状的冰雪物质）。这就会导致管道和设备的堵塞。【1】从而，在天 然气的集输过程当中，不管对天然气或天然气管道进行怎样的处理，都离不开气体的三个状态参数：压力P 、体积Ｖ、温度Ｔ。而根据真实气体状态方程PV ZnRT =可知，在确定某个状态参数的时候需要先计算一个压缩因子Ｚ。如果能够更精确的确定压缩因子，从而确定气体的状态参数，对于研究天然气的收集、预处理和输送等问题具有重要意义。下面简要介绍下压缩因子及其计算方法。 真实气体是实实在在的气体，它是为了区别于理想气体而引人的。真实气体占有一定空间，分子之间存在作用力，因此真实气体性质与理想气体性质就有偏离。压缩因子就是反映这种真实气体对理想气体的偏离程度大小。在温度比临界温度高的多、压力很小时，偏离不太显著；反之偏离就很显著。下面将介绍一种计算压缩因子的方法（Dranchuk-Purvis-Robinson 法）。 压缩因子的关系式如下： 563521437383 1()()()(1)exp()pr pr pr pr pr A A A A A Z A A T T T T A A A T =++++++++-52pr pr pr 222 pr pr pr ρρρρρρ （1） 式中A 1到A 8都是常数，具体数据可到参考文献上查阅，ρ pr 为无因次拟对比密 度，它和压缩因子满足关系式： 0.27pr pr pr p ZT ρ= （2） 其中p pr 和T pr 分别为拟对比压力和拟对比温度。 由于式（2）为非线性方程，欲计算Z ，可采用牛顿迭代法（Newton-Raphson ）。在已知p pr 和T pr 的情况下，需经过迭代过程求解ρpr ，其公式如下： ( )( 1)()'( )() ()i pr i i pr pr i pr f f ρρρρ+=- （3） 迭代求得拟对比密度ρpr ，即可易求得压缩因子。【2】 参考文献： [1] 曾自强，张育芳.天然气集输工程.北京：石油工业出版社，2001.1 [2] 严铭卿，廉乐明.天然气输配工程.北京：中国建筑工业出版社，2005.32

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 .天然气物性参数及管线压降与温降的计算 20 C 标准状态 1 y i M i 24.055 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 g ZRT 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 i M 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 22.414 y 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 c Y i T ci i (9) P c Y i P ci i (10 ) c Y 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 j RT pMW a RT MW 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 g 28.96 (8)

天然气压缩因子计算

１．天然气相关物性参数计算 密度计算： T ZR PM m =ρ ρ——气体密度，Kg/m 3； P ——压力，Pa ； M ——气体千摩尔质量，Kg/Kmol ； Z ——气体压缩因子； T ——气体温度，K ； R m ——通用气体常数，8314.4J/Kmol·K 。 ２．压缩因子计算： 已知天然气相对密度?时。 96 .28M =? M ——天然气的摩尔质量。 ?+=62.17065.94pc T 510)05.493.48(??-=pc P ;pc pr P P P = pc pr T T T =； P ——工况下天然气的压力，Pa ；T ——工况下天然气的温度，k ；P Pc —临界压力；T Tc ——临界温度。 对于长距离干线输气管道，压缩因子常用以下两式计算： 668.34273.01--=pr pr T P Z 320107.078.068.110241.01pr pr pr pr T T T P Z ++-- = 对于干燥天然气也可用经验公式估算： 15.1117.0100100P Z +=

标况流量和工况流量转换。为了控制Welas 的5L/min 既 0.3立方米每小时的工况流量。 Q 2------流量计需要调节的流量值 P 2------0.1Mpa T 2------293.15K (20℃ ) Z 2------标况压缩因子 Q 1------0.3m 3/h P 1------ 工况压力（绝对压力MPa ） T 1------开尔文K Z 1-------工况压缩因子 转换公式为 12221211 p T Z Q Q p T Z

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

Matlab编程天然气压缩因子计算模型

1程序目的 利用AGA8-92DC模型计算天然气的压缩因子，该程序主要应用于在输气和配气正常进行的压力P和温度T围的管输气的压缩因子计算 2数学模型：AGA8-92DC模型 2.1模型介绍 此模型是已知气体详细的摩尔分数组成和相关压力、温度来计算气体压缩因子。 输入变量包括绝对压力、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：CO 2、N 2 、H 2 、CO、CH 4 、C 2 H 6 、C 3 H 8 、 i-C 4H 10 、n-C 4 H 10 、i-C 5 H 12 、n-C 5 H 12 、n-C 6 H 14 、n-C 7 H 16 、n-C 8 H 18 。 2.2 模型适用条件 绝对压力：0MPa＜P＜12MPa 热力学温度：263K≤T≤338K 高位发热量：30MJ·m-3≤H S ≤45 MJ·m-3 相对密度：0.55≤d≤0.80 天然气中各组分的摩尔分数应在以下围： CH4：0.7≤x CH4 ≤1.0 N2：0≤x N2 ≤0.20 CO2：0≤x CO2 ≤0.20 C2H6：0≤x C2H6 ≤0.10 C3H8：0≤x C3H8 ≤0.035 C4H10：0≤x C4H10 ≤0.015 C5H12：0≤x C5H12 ≤0.005 C6H14：0≤x C6H14 ≤0.001 C7H16：0≤x C7H16 ≤0.0005 C8H18和更高碳数烃类： C8H18：0≤x C8H18 ≤0.0005 H2：0≤x H2 ≤0.10

CO ：0≤x CO ≤0.03 如果已知体积分数组成，则应将其换算成摩尔分数组成。所有摩尔分数大于0.00005的组分都不可忽略。 2.3 模型描述 2.3.1 已知条件 绝对压力P 、热力学温度T 、组分数N ； 各组分的摩尔分数，i = 1～N ； 查附表1、2、3得到的以下数据： 58种物质的状态方程参数，， ，，，，，，， ； 14种识别组分的特征参数，，，，，，， ； 14种识别组分的二元交互作用参数， ， ， 。 2.3.2 待求量 压缩因子 Z 2.3.3 计算步骤 a) 第二维利系数B 的计算： 318 *2 111 B (K K ) n N N u n i j ij i j n i j a T x x B -====∑∑∑ 11*2 2(G 1g )(1)(F F 1f )(S S 1s )(WW 1w )n n n n n g q f s w nij ij n i j n i j n i j n i j n B QQ q =+-+-+-+-+-二元参数E ij 和G ij ，由以下两式计算： 1* 2 (E E )ij ij i j E E = *()/2 ij ij i j G G G G =+ b) 计算系数，n = 13～58 *2(1)()(1)n n n n n g q f u u n n n n n C a G g Q Q q F f U T -=+-+-+- 用以下方程求解混合方程，计算混合物参数U ，G ，Q 。 555 25 22 11 11 (2(1)())i i ij N N N i i j i i j U x E U E E -===+=+-∑∑∑ 1 *1 11 2(1)()N N N i i i j ij i j i i j i G x G x x G G G -===+=+-+∑∑ ∑

天然气流量计算公式

（1）差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据，根据节流原理，当流体流经节流件时（如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等），在其前后产生压差，此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中，因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为： 式中， qf 为工况下的体积流量， m3/s ； c 为流出系数， 无量钢； β =d/D ， 无量钢； d 为工况下孔板径， mm

D 为工况下上游管道径， mm ； ε 为可膨胀系数，无 量钢； Δ p 为孔板前后的差压值， Pa ； ρ 1 为工况下流体的密度， kg/m3 。 对于天然气而言，在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为： 式中， qn 为标准状态下天然气体积流量， m3/s

As 为秒计量系数，视采用计量单位而定， 此式 As=3.1794×10 -6 ； c 为流出系数； E 为渐近速度系数； d 为工况 下孔板径， mm ； FG 为相对密度系数， ε 为可膨胀系数； FZ 为超压缩因子； FT 为流动湿度系数；

为孔板上游侧取压孔气流绝对静压， MPa ； Δ p 为气流流经 孔板时产生的差压， Pa 。 差压式流量计一般由节流装置（节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管 路） 和差压计组成， 对工况变化、 准确度要求高的场合则需配置压力计 （传感器 或变送器）、温度计（传感器或变送器）流量计算机，组分不稳定时还需要配置 在线密度计（或色谱仪）等。 （ 2 ）速度式流量计

天然气压缩因子的计算 第3部分：用物性值进行计算(标准状态：现行)

I C S75.060 E24 中华人民共和国国家标准 G B/T17747.3 2011 代替G B/T17747.3 1999 天然气压缩因子的计算 第3部分:用物性值进行计算 N a t u r a l g a s C a l c u l a t i o no f c o m p r e s s i o n f a c t o r P a r t3:C a l c u l a t i o nu s i n gp h y s i c a l p r o p e r t i e s (I S O12213-3:2006,MO D) 2011-12-05发布2012-05-01实施中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局

G B/T17747.3 2011 目次 …………………………………………………………………………………………………………前言Ⅰ1范围1………………………………………………………………………………………………………2规范性引用文件1…………………………………………………………………………………………3术语和定义1………………………………………………………………………………………………4计算方法1…………………………………………………………………………………………………附录A(规范性附录)符号和单位6 ………………………………………………………………………附录B(规范性附录)S G E R G-88计算方法描述9 ………………………………………………………附录C(规范性附录)计算示例17 ………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………附录D(规范性附录)换算因子18附录E(资料性附录)管输气规范21 ………………………………………………………………………附录F(资料性附录)更宽范围的应用效果24 ……………………………………………………………

天然气高压物性参数

2 计算方法介绍 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： 28.97 29g g g g g a i r a i r 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 PC ① 组分分析方法 p c i c i p y p =∑ p c i ci T y T =∑ （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 2 pc 4.6660.1030.2593.31817g g g g p T γγγγ=+-=+- （2.4） 对于湿气 2pc 2 pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g g p 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 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7 g g g g g g p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.6） 对于湿气 pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7 g g g g g g 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。修正常数的计算公式为: ()() () ()() 2222 2 22pc pc 4.75460.21020.03 1.158310 3.06121084.9389188.49440.9333 1.4944g CO N H S g CO N p T γφφφγφφ--=-+-?+?=+-- (2.8) 2.1.4 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 pr pc p p p = Pr pc T T T = （2.9）

带压缩因子的粒子群算法

主程序： %------基本粒子群优化算法（Particle Swarm Optimization）----------- %------名称：带压缩因子的粒子群优化算法（PSO） %------作用：求解优化问题 %------说明：全局性，并行性，高效的群体智能算法，提高解的精度 %------初始格式化-------------------------------------------------- clear all; clc; format long; %------给定初始化条件---------------------------------------------- %c1=1.4962; %学习因子1 c1=3; c2=2; %c2=1.4962; %学习因子2 w=0.7298; %惯性权重 MaxDT=100; %最大迭代次数 D=6; %搜索空间维数（未知数个数） N=20; %初始化群体个体数目 eps=10^(-6); %设置精度(在已知最小值时候用) phi=c1+c2; if phi<=4 disp('c1与c2的和必须大于4! '); xm=NaN; fv=NaN; return; end %------初始化种群的个体(可以在这里限定位置和速度的范围)------------ for i=1:N for j=1:D x(i,j)=randn; %随机初始化位置 v(i,j)=randn; %随机初始化速度 end end %------先计算各个粒子的适应度，并初始化Pi和Pg---------------------- figure(3) for i=1:N P(i)=fitness2(x(i,:)); y(i,:)=x(i,:); end Pg=x(N,:); %Pg为全局最优 for i=1:(N-1) if fitness2(x(i,:))

天然气高压物性参数计算

摘要 天然气的压缩因子、体积系数、压缩系数、粘度等高压物性参数随气藏压力和温度的变化而变化,定量描述和预测这些参数的变化规律具有十分重要的实际意义。通过电脑程序将天然气高压物性的相关经验公式转变为程序计算，能够很快的得到计算结果以及对计算结果的图形分析，通过最后的图形分析我们能很直观的看出高压物性参数之间的关系，有利于确定合理的开发速度和规模，节省投资，将资金投向回报率高的方案上。 本文中首先介绍了天然气高压物性参数的相关经验及半经验公式，再利用excelVBA 实现公式的程序计算，只要输入原始数据，点击相应的高压物性计算按钮就能得到计算结果，数据分析窗体能够自动输出高压物性与相关参数的图形。 关键字：高压物性偏差系数粘度压力温度

ABSTRACT Gas compressibility factor, volume factor, compressibility, viscosity and other physical parameters with high pressure gas reservoir pressure and temperature changes, quantitatively describe and predict the variation of these parameters has a very important practical significance. Through a computer program related to the physical properties of high pressure natural gas into a program to calculate the empirical formula, can quickly get the results and the calculation results of the graphical analysis, graphical analysis through the last we can see the pressure very intuitive relationship between the physical parameters will help determine a reasonable pace and scale of development, reduce investment, high return on the capital investment program on. This paper first introduces the gas pressure in the physical parameters relevant experience and semi.empirical formulas to achieve reuse excelVBA program calculates the formula, as long as the input raw data, click on the appropriate button to be able to calculate the physical properties of high pressure to get results, analysis of data form can be automatically output pressure properties and related parameters graphics. Keywords: PVT variation ；coefficient of viscosity；pressure ；temperature ；coefficient of volume.

天然气压缩因子、压力、温度对计量的影响

天然气压缩因子、压力、温度对计量的影响 摘要：天然气计量系统中压力、温度、压缩因子等参数的准确性及变化对计量结果准确度有直接的影响，在国际贸易交接过程中，密切关系着国家的经济效益。为了确保天然气计量的准确性，探索天然气压缩因子、压力、温度对其计量过程产生的影响，本文通过对不同气源、不同组分的天然气进行分析计算，通过建立数学计算公式，逐个分析了天然气压缩因子、甲烷含量、气体组分及工况条件对天然气计量准确性的影响程度。通过分析表明：压缩因子及压力、温度等工况条件对压缩机的计量均存在一定的影响，尤其在各参数的影响均正向便宜时，其误差是巨大的，对贸易交接过程中的经济利益也存在较大的不公平。 关键词：超声波流量计、色谱、压力、温度、体积量 文献标识码：A （前言）随着国家能源结构的调整，天然气境外资源的引进对保障天然气供应，保障中国能源安全，促进节能减排，优化能源消费结构，推动国际能源合作互利共赢具有重大意义。目前，多条境外管线的逐步建立，与国外进行天然气贸易交接过程中计量结果的准确性逐渐显示出其重要性。西气东输二线年设计输送能力达300亿标方，随着西气东输三线、西气东输四线的建立输量会与日俱增，在如此大量国际贸易交接的局面下，其数据的准确性对国家经济利益存在巨大的影响，因此本文主要研究分析天然气压缩因子、压力、温度对计量的影响，找出最佳的运行状态，以实现经济效益最大化的目标。 如果年输量为300亿标方，由于设备准确度引入的误差可达约4亿标方，如果按照2元/标方的价格购买天然气，则可产生8亿的经济误差。 3 结论 从以上的数据可以看出准确测量流量计处的压力、温度及压缩因子，对降低输差提高经济效益有很大的作用。为了进一步减小设备方面造成的经济损失，建议设备使用单位在参照GB/T18603配备相应的计量设备同时根据业务情况可以适当的选用准确度等级较高的设备，在使用过程中定期核查设备的计量准确情况，通过检定、校准及定期检查设备等手段保证设备的准确度，必要时建议对设备各检测点逐点修正，加强计量设备的期间核查对提高计量准确度和实现经济效益最大化的目标有至关重要的作用。 参考文献 [1] 国家标准GB/T 18604-2001.用气体超声波流量计测量天然气流量.北京：中国标准出版社，2002年8月第一版. [2] 国家标准GB/T 18603-2001.天然气计量系统要求. 北京：中国标准出版社，2002年8月第一版.

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 a i r a i r 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 PC ① 组分分析方法 p c i c i p y p =∑ p c i ci T y T =∑ （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 2 pc 4.6660.1030.2593.31817g g g g p T γγγγ=+-=+- （2.4） 对于湿气 2pc 2 pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g g p 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 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7 g g g g g g p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.6） 对于湿气 pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7 g g g g g g 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。修正常数的计算公式为: ()() () ()() 2222 2 22pc pc 4.75460.21020.03 1.158310 3.06121084.9389188.49440.9333 1.4944g CO N H S g CO N p T γφφφγφφ--=-+-?+?=+-- (2.8) 2.1.4 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 pr pc p p p = Pr pc T T T = （2.9）

空气的压缩因子

表2.2.2空气的压缩系数 常见气体的临界值（273.15K 101325Pa）： 气体临界温度K 临界压力MPa 临界密度Kg/Nm3 氢气33.3 1.297 31.015 甲烷191.05 4.6407 162 乙烷305.45 4.8839 210 乙烯282.95 5.3398 220 丙烷368.85 4.3975 226 丙烯364.75 4.7623 232 正丁烷425.95 3.6173 225 异丁烷407.15 3.6578 221 正戊烷470.35 3.3437 232 氧-118.6℃5.043 压缩系统数因压力及温度不同而不同，可以大致计算出来 组分101.325kPa,273.15K 101.325kPa,293.15K 相对密度 理想发热量绝对密度压缩因子求和因子理想发热量绝对密度压缩因子求和因子Hs(kJ/m3) Hi(kJ/m3) ρ(kg/m3) Z Hs(kJ/m3) Hi(kJ/m3) ρ(kg/m3) Z d

氢气12789 10779 0.0899 1.0006 11889 10051 0.0838 1.0006 0.0696 氮气1.2498 0.9995 0.0224 1.1646 0.9997 0.0173 0.9672 二氧化碳1.9635 0.9932 0.0670 1.8296 0.9946 0.0595 1.5195 一氧化碳12618 12618 1.2497 0.9993 0.0265 11763 11763 1.1644 0.9996 0.0200 0.9671 氧气1.4276 0.9990 0.0316 1.3302 0.9993 0.0265 1.1048 甲烷39829 35807 0.7157 0.9976 0.0490 37033 33356 0.6669 0.9982 0.0424 0.5539 硫化氢26141 23130 1.5203 0.9884 0.1077 23393 21555 1.4166 0.9911 0.0943 1.1765 氩气1.7823 0.9990 0.0316 1.6607 0.9993 0.0265 1.3792 水（气态）0.8038 0.9680 0.1790 0.7489 0.9720 0.1670 0.6220