天然气压缩因子计算及影响因素分析
天然气流量计量影响因素及对策
天然气流量计量影响因素及对策摘要：在我国当前的能源结构中，清洁能源的占比越来越提高。
其中，最显著的是天然气能源，而且天然气已经是大多数城市使用最多的能源，并且应用在日常生活的各个方面。
近年来天然气的用户开发已经达到了饱和状态，而当前天然气公司的重点应该以提高自身运营规模为主。
而对当前天然气流量进行计量，可以为天然气公司的日常经营提供一些数据上的支持，从而来进一步的为制定政策奠定数据上的基础。
因此在本文中对当前天然气流量计量中的影响因素进行了分析，并提出了相应的改进对策，从而来提高了计量结果的准确度。
关键词：天然气，流量计量，影响因素，对策1.影响天然气体流量计计量准确性的主要因素1.1测量器件自身的影响，影响计量数据的准确对当前天然气流量计量仪表计量中发现，有50%的流量仪表在计量上的误差，还有2%的仪表时不计量的情况，还有2% 的是流量计在极小范围内不进行计量等以及3%是流量计量仪表出现故障。
再者在对流量计量仪表的维修过程中可以看出，一些轴承磨损情况非常严重、叶轮形状出现变形以及一些元器件出现老化的情况，进一步严重着影响着涡轮流量计的计量准确度。
此外，还有管道所运输的天然气中含有一些细微的杂质，进一步加快了测量仪表的老化。
更重要的是涡轮流量计在所使用的环境中，温度，湿度相对较高，同时也加快了测量仪表的老化情况。
1.2 流量计未及时修正1.2.1 流量计仪表系数自身的变化在当前大多数流量计仪表系数指的是所测量的天然气自身的体积与测量零部件所产生信号之间的对应关系，其中在气体涡轮流量计中，流量计仪表系数与叶轮和轴承的精确度有着非常大的关系。
但是在实际加工的过程中，或者存在一些误差，导致每一个流量计仪表的系数存在一些细微的偏差。
此外，经过长时间的使用，流量计仪表中的叶轮会发生变形和老化，轴承出现磨损，进一步也影响着仪表系数的准确度。
在使用一定时间后，流量计的仪表系数就会出现偏差，如果没有及时进行检查并修订仪表系数，就会导致流量计在测量时测量的误差加大。
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。
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。
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。
天然气压缩因子及标准体积计算
天然气压缩因子及标准体积计算天然气压缩因子及标准体积计算导语：天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业、民用和交通领域。
在储存和运输过程中，天然气往往会受到压缩或膨胀的影响。
为了更准确地计量天然气的数量，我们需要了解天然气压缩因子和标准体积的概念，并掌握相关的计算方法。
一、天然气压缩因子的概念天然气的体积与压力、温度以及成分有关，而天然气的压缩因子则是描述天然气体积变化的重要参数。
压缩因子是指实际天然气体积与理论天然气体积之间的比值。
天然气在不同压力和温度下的压缩因子是不同的，通常用Z表示。
当Z=1时，说明天然气符合理想状态，即PV=ZnRT，其中P是天然气的压力，V是天然气的体积，n是物质的摩尔数，R是气体常数，T是天然气的温度。
当Z小于1时，说明天然气存在压缩，体积变小；当Z大于1时，说明天然气存在膨胀，体积变大。
二、天然气压缩因子的计算方法天然气压缩因子的值受到很多因素的影响，如压力、温度、天然气的成分和田间条件等。
常见的计算方法有实验法和经验法。
实验法是通过实验测定压缩因子的值。
实验室通常使用高精度的实验装置，将天然气在不同压力和温度下进行测量，并计算出相应的压缩因子。
这种方法准确度高，但时间成本较高，不适合大规模应用。
经验法是通过统计数据建立的数学模型来计算压缩因子。
常用的经验法有很多，如Dranchuk-Abou-Kassem (DAK)模型、Peng-Robinson (PR)模型等。
这些模型基于一定的假设和实验数据，通过计算方程以及相似物性参数，预测天然气的压缩因子。
经验法计算速度较快，适用于大规模计算，但存在一定的误差。
三、标准体积的概念和计算标准体积是指天然气在标准条件下的体积，常用单位是立方米（m³）。
标准条件一般指标准大气压（101.325千帕）和摄氏度为15℃（或20℃）的状态。
天然气的实际体积与标准体积之间存在一定的关系，可以通过压缩因子进行计算。
标准体积与实际体积之间的关系可以用以下公式表示：V_std = V_actual * Z * (P_std / P_actual) * (T_actual / T_std)其中，V_std是标准体积，V_actual是实际体积，Z是压缩因子，P_std和P_actual分别是标准压力和实际压力，T_actual和T_std分别是实际温度和标准温度。
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。
天然气流量计量中压缩因子影响探讨(油气计量论文)
编号：天然气流量计量压缩因子影响探讨张秋萍中国石化仪征化纤股份有限公司设备管理部联系电话：*************电子邮箱：************************二○一四年五月天然气流量计量压缩因子影响探讨张秋萍（仪征化纤股份有限公司设备管理部江苏仪征211900）摘要：通过分析天然气流量计量原理，利用文献资料提供的实验数据，结合理论研究结论，得出天然气压缩因子的影响因素有：工况压力、温度及气体组份，定性并部分定量给出了这些因素对压缩因子及计量值的影响,探讨了天然气流量计量的最佳解决方案。
关键词：压缩因子工况压力工况温度气体组份计量误差To investigate the influence of compressibility factor of naturalgas flow meteringZhang quipping(Equipment management department of Yizheng Chemical Fibre Co.，Ltd.，Yizheng Jiangsu211900)Abstract:Through the analysis of natural gas flow measurement principle, the experimental data provided by the literature, combined with the theoretical research conclusions, obtained the influencing factors of natural gas compression factor: working pressure, temperature and gas composition, qualitative and quantitative given the impact of these factors on the compression factor and the value of measurement, discusses the optimal solution of natural gas flow measurement.Keywords: compression factor working pressure working temperature gas composition measurement error.一、引言目前，国内天然气作为一种重要的清洁能源越来越多地被应用，管输天然气的贸易结算大都采用换算到标准状态（1个标准大气压、20℃）下的标况体积流量。
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天然气压缩因子计算及影响因素分析作者：王春生徐玉建田明磊董国庆徐畅陈钊来源：《当代化工》2015年第06期摘要：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。
针对出现的输差问题，以天然气组分为基础，以压缩因子作为突破口，通过着重理解天然气压缩因子的解法与改进来得到控制输差。
以BWRS方程为重点，通过Excel求得方程系数，然后从中解出气体密度，再代入气体状态方程中求得压缩因子。
通过对天然气压缩因子的求解，得到影响压缩因子的主要因素，从而修正到天然气输量，以便减少输差。
关键词：输差;压缩因子;BWRS方程;影响因素中图分类号：TQ 018 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）06-1408-04Calculation of Natural Gas Compressibility Factor and Its Influence FactorsWANG Chun-sheng1，XV Yu-jian1，TIAN Ming-lei1，DONG Guo-qing1，XV Chang1，CHEN Zhao2（1. Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318，China;2. 7th China Petroleum Engineering&Construction Corp， Shandong Qingdao 266300，China）Abstract： 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 compressibility factor 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.Key words： Measurement shortage; Compressibility factor; BWRS equation; Influence factor天然气与其他能源材料，例如煤炭和石油相比-天然气的热值较高，利用率较高，并且对环境的污染很小。
当下，国家大力提倡使用清洁能源，天然气成为能源的主流已成为不争的事实。
然而在天然气输送过程中往往会出现输差现象，而这一现象除了降低管道输送过程中的经济效益外，还会带来一些安全隐患。
因此，如何提高对管道运输过程中的输差的控制成为当下一个重要问题。
本文以庆哈管线为研究实例，针对庆哈管线存在输差现状，开展研究。
结合现场数据，逆推相应管段管存量的计算误差，以及气体组成对压缩因子的影响。
最后综合研究成果及数据结论，了解其他因素的影响。
制定具有实际效果的的可行性解决方案，从而指导现场生产实践，最终达到显著改善庆哈输气管线输差的目标。
1 压缩因子压缩因子对天然气计量起着至关重要的作用[1]。
在日常生产实验中，我们对天然气的各项参数进行计算时，往往将其看成是理想气体来适应状态方程的需要。
但是在实际中，理想状态的气体是不存在的，因此我们便需要一个纠正系数，来对我们计算的结果进行修正，使计算结果更具有准确性更接近于实际情况，而这个修正系数，便是压缩因子Z，如下面的公式所示：（1）压缩因子在天然气的各项计算当中起着至关重要的作用，特别是对天然气的计量方面。
因此压缩因子的准确与否对天然气各项参数的计算具有决定性的作用。
常规计算压缩因子的方法有通过气体压缩因子图得出的方法、通过实验求取的方法、SK 图版法、AGA8-92DC计算法以及用BWRS方程求解压缩因子[2，3]。
2 用BWRS方程求解压缩因子2.1 BWRS方程的基本理论BWRS状态方程是一个多参数状态，其基本形式为[4]：（2）式中： P —压力，kPa;T—温度，K;ρ—密度，kmol/m3 ;Rm—通用气体常数，为8.314 3 kJ/（kmol·K）。
由式（2）可得，压缩因子为：（3）由气体状态方程p=ZρRT可得：Z=p/（ρRT）（4）上述式中，A0，B0，C0，D0，E0，a，b，c，d，ɑ，γ为状态方程得11个参数。
可以根据临界温度Tci、临界密度ρci以及偏心因子wi之间的关系式来求得纯组分的11个参数，其关系式如下所示：（5）式中Ai，Bi为通用常数（i=1，2，3，...，11）见表1。
表1 通用常数Ai和Bi的值Table 1 Universal constant value of Ai and Bi当所求目标为混合物时，BWRS采用下式进行计算：（6）式中：yi—气相或液相混合物中第i组分的摩尔分数;Kij—为第i，j组分间交互作用系数（Kij=Kji）。
Kij为和理论混合物的偏差，偏差随着Kij值的怎大而增大，对于相同组分，Kij=0。
2.2 压缩因子的求解首先，通过计算得出气体常数以及天然气分子量[5]，之后运用式（5）求出流体中各个纯组分所对应的11个参数值：A0i，B0i，C0i，D0i，E0i，ai，bi，ci，di，αi，γi接着由式（6）混合物的混合规则，求得流体混合物对应的11个参数：A0，B0，C0，D0，E0，a，b，c，d，α，γ。
将已知压力p，温度T代入（3）中计算出气体的密度。
可以将式（3）改为以下形式以便于求解，求解时运用弦截法。
（7）弦截法迭代公式为：（8）即为：（9）弦截法求解需设两个初值，可设ρ1=0，ρ2=p/（RT）。
3 基本概况以庆哈输气管线的数据为例，输入气体组分，纯物质的临界温度，临界压力，偏心因子，分子量，气体通用常数Aj，Bj基础数据，输入二元交互系数Kij，计算BWRS方程中所需的各纯组分所对应的11个参数值：A0i，B0i，C0i，D0i，E0i，ai，bi，ci，di，αi，γi 如表2，其中xi为摩尔比。
计算天然气混合物对应的11个参数，即待解方程的所有参数：A0，B0，C0，D0，E0，a，b，c，d，α，γ 。
根据Excel与公式可知需先计算j变量的和，再计算i变量的和。
根据BWRS方程计算气体密度。
我们假定T=303.15 K，压力p=4 000 kPa，则BWRS方程的系数为A=2 520.389 1，B=-131.91，C=10.852，D=3.685，E=0.005 51，求得气体压缩密度为：ρ=1.714969 kmol/m3Z=p/（ρRT）=4 000/（1.714969×8.314×303.15）=0.9254现场中采用的Z=1，修正了（1-0.9254）/1×100%=7.46%根据公式（10）就可以减少管道储气量计算误差。
4 计算分析4.1 温度对压缩因子的影响从可以发现影响压缩因子的主要因素是温度，随着温度的升高，压缩因子逐渐接近于1 如图1。
图1 压缩因子随温度的变化Fig.1 Compression factor variation with temperature4.2 压力对压缩因子的影响压力与压缩因子成正比例关系如图2。
图2 压缩因子随压力变化曲线Fig.2 Compression factor variation with pressure curve4.3 天然气组成对压缩因子的影响由于天然气的主要成分是甲烷，所以主要探究甲烷含量与压缩因子的关系，如图3，甲烷含量越大，压缩因子越接近于1。
图3 压缩因子随甲烷含量变化曲线Fig.3 Compression factor variation with methane content4.4 管存量及输配率随压缩因子的变化分析假设管道直径Φ711×12.5（15），管道长度为70 km，理想管存为=3.14×[（711-25）/1000/2]2×3.14×7000/4=25 859 m3。
标准压力P0为101.325 kPa，标准温度T0为293.15 K，末端压力P按4 000 kPa，末端温度T按303.15 K。
则由公式 V储=V×P×T0/（P0×T×Z）知V×P×T0/（P0×T）为一常数，即987 169.28。
所以可以得到压缩因子对管存量的影响：采用修正后的压缩因子，管存量的到了相当大的改善，如图4。
图4 压缩因子对管存量的影响Fig.4 Influence of compression factor on the tube stock图5 压缩因子对输配率的影响Fig.5 Influence of compression factor on the distribution rate未修正的压缩因子为1，即V储=987 169.28 m3。
修正后的压缩因子为0.925 4，得到：V储=1 066 748.73 m3由于损耗量=总进气量-管存量-总外输量，而损耗率=总损耗量/总进气量×100%。
可见，管存量增大，损耗量便减小了，进而损耗率减小，又输配率=100%-损耗率，所以输配率得到提高如图5阴影部分（表2）。