天然气压缩因子
天然气计量中压缩因子的修正
表 1 天然气色谱分析数据 分析项目
结果
N2
CO2
CH4
C2H6
体积组成/%
C3H8 i-C4H10
n-C4
i-C5
n-C5
C6+ 相对分子质量
温度/K
压力/MPa
密度（20 益）（/ g·cm-3）
相对密度
高热值（20 益）（/ kJ·m-3）
工况下水露点/益
备注：密度及高热值均在 101.32 kPa 下测定
3.684 34.429 54.964 3.451 1.835 0.372 0.428 0.129 0.073 0.635 27.740
306 5.4 1.241 9 0.9611 2.716伊104 -12.8
第一作者简介：韩彬 男 1986 年生 硕士研究生 工程师 研究方向：石油化工设备
第6期
韩彬，等：天然气计量中压缩因子的修正
·19·
为பைடு நூலகம்便于计量，流量计读数一般通过内部组态
换算为标准参比条件下的数据进行输出，标准参比
条件规定为：绝对压力为 101.325 kPa，温度为 20
℃，干基[3]。标准参比条件下的瞬时体积流量按公式
关键词 天然气计量 超声流量计 压缩因子 中图分类号 TE 8
近年来，随着国家环保要求日趋严格，煤炭消耗 受到越来越多的限制，天然气在我国能源战略中的 地位逐步凸显，东海、南海的油气田项目逐渐增多。 由于海底地质情况复杂，生产中天然气组分和生产 工况与设计组分和设计工况会有较大差别，而平台 外输流量计则是依据设计组分和设计工况进行选型 安装的。这就造成了外输天然气计量出现问题，生产 方无法掌握可靠数据。
第一节 天然气的高压物理性质
第一节天然气的高压物理性质一、名词解释。
1.天然气视分子量（gas apparent molecular weight）：(gas relative density ): 2.天然气的相对密度g3.天然气的压缩因子Z(gas compressibility factor) ：4.对应状态原理(correlation state principle) ：5.天然气压缩系数Cg（gas compressive coefficient）：6.天然气体积系数Bg(gas formation volume factor)：二．判断题。
1．体系压力愈高，则天然气体积系数愈小。
（）2．烃类体系温度愈高，则天然气压缩因子愈小。
（）3．体系压力越大，天然气等温压缩率越大。
（）4．当二者组分相似，分子量相近时，天然气的粘度增加。
（）5．压力不变时，随着温度的增加，天然气的粘度增加。
（）6．天然气水合物形成的有利条件是低温低压。
（）7．温度不变时，压力增加，天然气体积系数减小。
（）8．温度不变时，压力增加，天然气分子量变大。
（）9. 当压缩因子为1时，实际气体则成为理想气体。
（）三．选择题。
1.理想气体的压缩系数与下列因素有关A.压力B.温度C.体积D.组成( )2.在相同温度下，随着压力的增加，天然气压缩因子在低压区间将在高压区间将A.上升，上升B.上升，下降C.下降，上升D.下降，下降( )3.对于单组分烃，在相同温度下，若C原子数愈少，则其饱和蒸气压愈其挥发性愈A.大，强B.小，弱C.小，强D.大，弱( )4.地层中天然气的密度地面天然气的密度。
A.小于B.等于C.大于D.视情况定( )5.通常用来计算天然气体积系数的公式为A.Bg=Cg(273+t)/293PB.Bg=V地下/ V地面C.Bg=Z(273+t)/293PD.Bg= V地面/ V地下( )6.天然气压缩因子Z＞1说明天然气比理想气体压缩，Z＜1说明天然气比理想气体。
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： TZR 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 T510)05.493.48(⨯∆-=pc P ;pc pr P P P = pcpr 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--=prpr T P Z 320107.078.068.110241.01prpr 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------0.1MpaT 2------293.15K (20℃ )Z 2------标况压缩因子Q 1------0.3m 3/hP 1------ 工况压力（绝对压力MPa ）T 1------开尔文KZ 1-------工况压缩因子转换公式为12221211p T Z Q Q p T Z。
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
０ ａ 镇６ ＭＰ ＭＰ＜ｐ ５ ａ ２５ ＜３０ ２Ｋ ＜Ｔ ５ Ｋ ２ ＭＪ ｍ－ ０ ・ ＇ ＜４ ＭＪ ＇ ＜Ｈ， ８ ＂ ｍ－
注 ２ 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 ， ： 则高位 发热１ 范围为 ７９ －４． ＂ ， ２． １９ ＭＪ ＇相对密度范围为 ０５０ －． ， １ ５ ３ ｍ－ ． －０８０ ５ ０
天然气中各组分 的摩尔分数应在 以下范围以内：
— 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。 、 、 、 、
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
Ｎ ｔ ａ ｇｓ ａｃ ａ ｏ ｏ ｏ ｒｓｉ ｆｃｏ－ ｒｌ －Ｃ ｌ ｌ ｉｎ ｃｍｐｅｓ ｎ ｔｒ ａｕ ａ ｕｔ ｆ ｏ ａ Ｐ ｒ ２Ｃ ｌ ｌ ｉｎபைடு நூலகம்ｉｇ ｌｒ ｏ ｐ ｓｉｎ ａ ｓ ａｔ ａ ｕ ｔ ｕ ｎ ｍ ａ－ ｍ ｏｉｏ ａ ｌ ｉ ： ｃ ａｏ ｓ ｏ ｃ ｔ ｎ ｙｓ
似法是否会使计算结果变差．
摩尔分数大于 ０００ ．０ ０ ５的所有组分都必须在计算中考虑。痕量组分（ Ｃ 等） 如 Ｍ； 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 ． １ 士０００ ０ ，
如果已知体积分数组成， 则应将其换算成摩尔分数组成， 具体换算方法见 Ｇ ／ １０２ Ｂ Ｔ ６ ０ １
ｃ ／ １７７２ ９９ Ｓ Ｔ ４ ．－１９ ７
绝对压力：
热力学温度 ：
０ ａ －１ ＭＰ ＭＰ ＜ｐ ２ ａ ＜
２ ３ ６ Ｋ镇Ｔ蕊３ ８ ３ Ｋ
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。
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。
天然气压缩因子的计算
天然气压缩因子的计算天然气的压缩系数计算方法可采用GB/T 17747-1999《天然气压缩因子的计算》,或AGA NX-19方程。
当为非贸易计量场合和贸易计量中符合GB/T 18603-2001《天然气计量系统技术要求》表A1准确度为C 级要求的计量装置可考虑使用AGA NX-19方程,其它应采用SGERG-88或AGA 8-92DC 方程。
本文描述AGA NX-19和SGERG-88两种计算方法。
1.用物性值进行计算天然气压缩因子的公式本计算公式参照国家标准GB/T 17747中SGERG-88公式,该计算公式使用高位发热量、相对密度和CO 2含量作为输入变量。
在GB/T 17747中,用物性值计算天然气压缩因子公式如下:21mm C B Z ρρ++= (1 /(ZRT p m =ρ (2式中有关符号表示见本文后述的符号说明。
天然气压缩因子Z 的值由方程(1、(2联解求得(1式中:天然气第二维利系数B 由方程(B1求得B x x B x B 2111212+=12++++++233222255254424332324422B x B x B x B x x +++ (B1(B1式中:CH x x =1 (B2 22N x x = (B3 23CO x x = (B4 24H x x = (B5 CO x x =5 (B6 2(1(0([2(1(b 0(11120H0011H H H H H b T b b T b T b B +++++=CH H T ]222222]2(1(0([CH H H H H T b T b b +++ (B7B 14,B 15,B 22,B 23,B 24,B 33, B 44和B 55是温度函数的二次多项式,即:2-12B B B +×+= (B91/23311130.865(B -B B = (B10(B7和(B8式中维利系数温度展开式系数b(0,b(1和b(2的数值 ij b(0 b(1 b(2 CH H0 -4.25468×10-1 2.86500×10-3 -4.62073×10-1CH H1 8.77118×10-4 -5.56281×10-6 8.81510×10-9 CH H2 -8.24747×10-7 4.31436×10-9 -6.08319×10- 12 N 2 22 -1.44600×10-1 7.40910×10-4-9.11950×10-7CO 2 33 -8.68340×10-1 4.03760×10-3 -5.16570×10-6H 244-1.10596×10-3 8.13385×10-5-9.87220×10-8 CO 55 -1.30820×10-1 6.02540×10-4 -6.44300×10-7CH+ N 2 12 y =0.72+1.875×10-5(320-T2 CH+ CO 2 13 y =-0.865CH+ H 2 14 -5.21280×10-2 2.71570×10-4-2.50000×10-7CH+ CO 15-6.87290×10-2-2.39381×10-6 5.18195×10-7N 2+ CO 2 23 -3.39693×10-1 1.61176×10-3 -2.04429×10-6N 2+ H 2 24 1.20000×10-2 0.00000 0.00000天然气第二维利系数C 由方程(C1求得1233211222444343333323323222332222232133231333C x C x C x x C x x C x C x x ++++++ (C1 (C1式中:211120001112(1(0([2(1(0(T c T c c T c T c c C H H H H H H +++++=CH H ]22222]2(1(0([CH H H H H T c T c c +++ (C2C 222,C 333,C 444,C 113,C 223和C 233是温度函数的二次多项式,即:22(1(0(T c T c c C ijk ijk ijk ijk ++= (C3维利系数温度展开式中系数c(0,c(1和c(2的数值ijk c(0 c(1 c(2CH H0 -3.02488×10-1 1.95861×10-3 -3.16302×10-6CH H1 6.46422×10-4-4.22876×10-6 6.88157×10-9CH H2 -3.32805×10-7 2.23160×10-9 -3.67713×10-12N 2 222 7.84980×10-3-3.98950×10-5 6.11870×10-8CO 2 333 2.05130×10-3 3.48880×10-5 -8.37030×10-8H 2 444 1.04711×10-3-3.64887×10-8 4.67095×10-9CH+ CH+ N 2 112 y =0.92+0.0013(T-270 CH+ CH+ CO 2 113 y = 0.92 CH+ CH+ H 2 114 y = 1.20 CH+ CH+CO1157.36748×10-3-2.76578×10-5 3.43051×10-8CH+ N 2+ N 2 122 y =0.92+0.0013(T-270 CH+ N 2+ CO 2 123 y =1.10 CH+ CO 2+ CO 2 133 y =0.92 N 2+ N 2+ CO 2 223 5.52066×10-3 -1.68609×10-5 1.57169×10-8N 2+ CO 2+ CO 2 2333.58783×10-3 8.06674×10-6 -3.25798×10-8其他非同类交互作用维利系由方程(C4求得: ijk ijk y C =3/1(kkk jjj iii C C C (C4(C4式中ijk y 由(C5~(C8给出:92.0133113==y y (C620.1114=y (C710.1123=y (C8式中符号:H ——摩尔发热量,单位:MJ ·kmol -1x ——组分的摩尔分数CH ——等价烃类 CO ——一氧化碳 CO 2——二氧化碳 H 2——氢气 N 2——氮气m ρ——摩尔密度,单位: kmol -1·m 3p ——绝对压力,单位:MPaR ——摩尔气体常数,其值为0.008314510 m 3·kmol -1K -1 T ——热力学温度,单位:K2.用AGA NX-19公式计算天然气压缩因子的方法天然气超压缩系数Fz 是因天然气特性偏离理想气体定律而导出的修正系数,其定义为1Z ZnFz =………………………………………………………(3 式中: Zn —天然气在标准参比条件下的压缩因子;Z1 —天然气在操作条件下的压缩因子。
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。