天然气压缩因子计算
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。
管输天然气贸易计量中压缩因子的计算
管输天然气贸易计量中压缩因子的计算肖迪;巩大利【摘要】管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式,压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度.国家标准GB/T 17747提供了天然气压缩因子的两种计算方法:摩尔组成法和物性值法.目前国内管输天然气压力普遍在6 MPa 以上、12 MPa以下,在这种工况条件下,物性值法计算压缩因子与摩尔组成法计算结果偏差比较大,尤其是非烃含量高(高含N2或CO2)的气体,采用物性值法更需慎重.在管输天然气贸易计量中,应采用适用范围更广,计算精度更高的摩尔组成法；物性值法是在现场增设在线物性参数测量仪器而采用的简单方法,此方法适用于无法得到气体组成且对计量准确度要求不高的情况.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2011(030)009【总页数】1页(P24)【关键词】天然气;压缩因子;摩尔组成法;物性值法【作者】肖迪;巩大利【作者单位】国家石油天然气大流量计量站;国家石油天然气大流量计量站【正文语种】中文近年来，我国天然气工业迅速发展，建设了一批管道工程项目，引进了多条跨国管道。
管输天然气的贸易结算经常采用体积计量和能量计量两种方式，压缩因子作为计算参数直接影响到计量准确度。
国家标准《天然气压缩因子的计算（GB/T17747-1999）》规定了天然气压缩因子的两种计算方法，通过对两种方法比较，可明确各自的适用范围，确保国家和企业的合法权益。
国家标准《天然气压缩因子的计算GB/T 17747）》提供了天然气的压缩因子的两种计算方法：摩尔组成法和物性值法。
摩尔组成法也叫详细特征法（源自AGA8-92DC），采用已知天然气的详细摩尔组成和相关压力、温度计算压缩因子；物性值法，又称为总体特征法（源自SGERG-88），通过获取天然气的高位发热量、相对密度、CO2含量和N2含量中任意3个变量作为输入变量的压缩因子计算方法。
利用物性值计算压缩因子时，GB/T 17747不推荐采用N2含量作为输入变量之一，只给出了前3个变量作为输入变量时的压缩因子计算方法。
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：5635214373831()()()(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 222prpr 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，ρpr 为无因次拟对比密度，它和压缩因子满足关系式： 0.27prpr 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。
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范围内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：CO2、N2、H2、CO、CH4、C2H6、C3H8、i-C4H10、n-C4H10、i-C5H12、n-C5H12、n-C6H14、n-C7H16、n-C8H18。
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≤HS≤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范围内：CH4：0.7≤xCH4≤1.0N2：0≤xN2≤0.20CO2：0≤xCO2≤0.20C2H6：0≤xC2H6≤0.10C3H8：0≤xC3H8≤0.035C4H10：0≤xC4H10≤0.015C5H12：0≤xC5H12≤0.005C6H14：0≤xC6H14≤0.001C7H16：0≤xC7H16≤0.0005C8H18和更高碳数烃类：C8H18：0≤xC8H18≤0.0005H2：0≤xH2≤0.10CO ：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X i ，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a n ，b n ， c n ，k n ，u n ，g n ，q n ，f n ，s n ，w n ； 14种识别组分的特征参数M i ，E i ，K i ，G i ，Q i ，F i ，S i ，W i ；14种识别组分的二元交互作用参数E ij ∗，U ij ，K ij ，G ij ∗。
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王春生;徐玉建;田明磊;董国庆;徐畅;陈钊【摘要】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 compressibilityfactor 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.%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。
用于计量的天然气压缩因子计算方法比较[1]
![用于计量的天然气压缩因子计算方法比较[1]](https://img.taocdn.com/s3/m/9987d237a32d7375a41780a2.png)
N G03 0. 25 0. 60 96. 50 1. 75 0. 40 0. 10 0. 10 0. 10 0. 10 0. 10
N G04 0. 56 0. 52 94. 53 0. 96 1. 55 0. 30 0. 79 0. 22 0. 19 0. 24 0. 14
N G05 N G062)
第 20 卷第 5 期 天 然 气 工 业 集输工程
用于计量的天然气压缩因子计算方法比较
张 福 元3
(西南油气田公司天然气计量检测中心)
张福元. 用于计量的天然气压缩因子计算方法比较. 天然气工业 ,2000 ;20 (5) :73～76 摘 要 天然气压缩因子或超压因子计算结果的准确性直接影响天然气流量计量的准确性 。当前国内天然 气计量界广泛使用 A GANX219〔1〕,A GA8 号报告 , ISO 1221321997 三种天然气压缩因子计算方法标准 。文章研究了 这三种天然气压缩因子计算方法标准 ,并编写了 N GZCWIN 天然气压缩因子计算软件 ,通过对不同气样和不同温 度 、压力条件的计算 ,比较了三种计算方法的差别 ,并对这些计算方法的应用范围和不确定度提出了看法 。 主题词 天然气 计量 压缩系数 计算 方法 分析
表 2 A GA8 号报告和 ISO 12213 的适用范围
项 目
A GA8 号报告
ISO 12213
管输范围 扩展范围 管输范围 扩展范围
压 力 (MPa) 0～12 0～280 0～12 0～651)
温 度 ( ℃) - 8～65
相对密度
0. 554 ～0. 87
高位发热量 18. 7 (MJ/ m3) ～45. 1
天然气压缩因子计算方法简介
1. A GA8 号报告 在 A GA8 号报告 1994 年版中〔2〕,提供了以组成
氢气压缩因子计算公式
氢气压缩因子计算公式一种天然气压缩因子计算方法，其特征在于：包括如下步骤：1)确定管道内的天然气气质；2)在管道内采样得到所述天然气气质的气质温度t和气质压力p，其中t的范围为0℃～60℃，p的范围为50KPa～4000KPa；3)根据公式z＝s1t2+s2pt+s3t+s4p+c得到天然气压缩因子z，其中s4是由天然气气质决定的参量，c是常数，s1＝A1s4+B1，s2＝A2s4+B2，s3＝A3s4+B3，其中A1、B1、A2、B2、A3、B3均为常数。
为了使得天然气压缩因子的计算误差最小，s1＝9.707×10-2s4-2.944×10-7，s2＝-8.115×10-3s4+3.136×10-8，s3＝-5.007s4+3.214×10-5，由此z＝(9.707×10-2s4-2.944×10-7)t2+(-8.115×10-3s4+3.136×10-8)pt+(-5.007s4+3.214×10-5)t+s4p+0.9986。
系数s4通过如下步骤得到：1)首先利用现有的天然气压缩因子公式计算出所述天然气气质温度在选定的标准气质温度，标准气质压力p0下的标准天然气压缩因子值z0；2)将计算得到的标准天然气压缩因子值z0以及对应的标准气质压力p0与标准气质温度t0代入系数s4的计算公式而得到：与现有技术相比，本发明的优点在于：适用于家用燃气流量计算，能精确、高效的计算出当下的天然气压缩因子，运用到当下主流的气体流量计当中，能提高工作效率。
附图说明图1为本发明的计算方法的流程图。
具体实施方式以下结合附图实施例对本发明作进一步详细描述。
一种天然气压缩因子计算方法，考虑到实际的应用，选取气质温度的主要变化范围为0℃至60℃，气质压力的主要变化范围为50KPa至4000KPa的环境下，提供一种简易的天然气压缩因子计算公式，克服AGA8号报告中提出的AGA8-92DC方程存在的求解繁琐的问题，并以现行的AGA8-92DC方程为基准，将本发明公式计算结果的相对误差控制在0.5％以内。
天然气压力梯度和温度梯度计算公式
天然气压力梯度和温度梯度计算公式
天然气压力梯度和温度梯度是两个重要的物理参数，在石油和天然气行业中具有广泛应用。
下面我将介绍这两个参数的计算公式。
1. 天然气压力梯度计算公式：
天然气压力梯度是指单位长度内天然气压力的变化量。
它可以通过以下公式计算：
压力梯度 = (R × T × Z) / (V × P)
其中，
R 是气体常数，
T 是绝对温度，
Z 是天然气压缩因子，
V 是天然气体积，
P 是天然气压力。
2. 温度梯度计算公式：
温度梯度是指单位长度内温度的变化量。
它可以通过以下公式计算：
温度梯度= (ΔT) / (ΔZ)
其中，
ΔT 是温度变化量，
ΔZ 是长度变化量。
需要注意的是，在实际应用中，天然气压力梯度和温度梯度的计算通常还会考虑到其他因素，如地球引力、地形等，以提高计算的准确性。
总结起来，天然气压力梯度和温度梯度是通过特定的公式计算得出的重要物理参数。
它们在石油和天然气行业中对于天然气的运输、储存和开采等环节起着重要的作用。
了解并正确计算这两个梯度可以帮助我们更好地理解天然气在不同条件下的行为，并为相关工程和决策提供科学依据。
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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。