天然气压缩系统的工艺设计
第八节天然气（伴生气）压缩系统的工艺设计
一、压缩机系统的工艺设计
在海上，天然气作为一次开采（气井）或伴生开采（油井）被采出。天然气可通过管线输送到陆上，或用作气举（生产）、注气（保持油藏压力）或作为平台燃料。一般地，要把采出的气进行压缩，使压力增至可用的水平。天然气（伴生气）压缩机在油气田中主要用于三个目的：低压气的回收、天然气的中间过程的加压和外输气的输送。本节将讨论压缩机的类型、它们在海上油气工业中的应用，以及压缩机的工艺计算。设计人员可用这些资料选择特定用途的压缩机的型式和确定压缩机的工艺参数。关于天然气（伴生气）压缩系统中的其它设备，例如洗涤器、中间冷却器、加热器等设备的设计，参见其它相关章节。
1．伴生气处理
由油气分离系统分离出来的天然气（伴生气），不同程度地携带着液体（油和水），会使管道或设备造成故障，尤其在冬季，水结冰会阻塞管道。除去液体后的干燥天然气，可以用作燃料气、密封气、吹扫气，或压缩外输，多余的送入火炬系统烧掉。
伴生气处理实例如图2-3-79所示。
图2-3-79为涠12-1PUQ平台伴生气处理工艺流程图，系统由段塞流捕集器、气洗涤器、一级压缩机、一级冷却器、气分离器、二级压缩机、二级冷却器、进口洗涤器、三甘醇接触塔、三甘醇再生器和换热器组成。伴生气来源于涠10-3油田和涠12-1油田原油处理系统，在涠12-1平台经处理达到要求后部分供给透平机作燃料使用，大部分外输至涠州终端。
从涠10-3A平台来的伴生气经清管球接收器旁通进入段塞流捕集器，伴生气在海底管线流动过程中，由于压力和温度的下降，将有凝析油析出，伴生气在进入段塞流捕集器后，进行气液两相分离，分离出来的液体排到闭式排放罐，分离出来的气则与来自涠12-1低压处理系统伴生气一起进入气洗涤器。经一级压缩机压缩增压和一级冷却器冷凝后，再与来自涠12-1高压处理系统伴生气一起进入二级压缩机压缩增压和二级冷却器冷凝。从二级压缩机出来的天然气经过进口涤气器后，进入三甘醇接触塔中，高纯度的贫甘醇和湿气逆向充分接触，从塔下部到上部，通过8级塔盘后，天然气同贫甘醇在接触中逐渐失去水分，变成干燥的气体最后从塔顶出来，而贫甘醇则吸收了相当于它本身重量的4.2%的水分后变成富甘醇，从塔下部流出去再生器。
图2-3-79 涠12-1PUQ平台伴生气处理系统
2
2．典型活塞式压缩机的工艺流程
典型活塞式压缩机的工艺流程如图2-3-80所示。每级压缩机分为一个撬块，各撬块都有入口涤气罐、压缩机、出口冷却器及出口涤气罐等。在控制方面各撬块又包括入口压力循环控制、放空、关停及控制面板等。涠12-1平台伴生气处理压缩机即为活塞式两级压缩机组，参见图2-3-79涠12-1 PUQ平台伴生气处理系统．
图2-3-80 典型两级压缩流程图
3．典型离心式压缩机流程
一般的离心式压缩机组都没有中间冷却器，其多级叶片都装在同一壳体内。和活塞式压缩机一样，离心式压缩机组都装有入口和出口涤气罐、出口冷却器、入口循环压力控制及放空控制等。所不同的是离心式压缩机特有的防喘振控制系统，其典型流程如图2-3-81所示。图2-3-82为崖13-1海上平台离心式压缩机组流程图。
喘振
图2-3-81 离心压缩机防喘振控制流程图
对于特定性质的气体和特定形状的离心叶轮，其每级的最大压缩比是有限度的。在某一固定的转速下，有一个最高的工作压力，在此压力下有一个相应的最低流量。当离心式压缩机的入口流量小到一定范围，出口压力会升高，使压缩比超过某一个特定的值时，被压缩的气体就发生喘振，即高压气流从叶轮的周沿流回到叶轮的中心。在发生喘振时，压缩机转子的轴向和径向的振动加剧而导致压缩机的损坏。为了避免喘振的发生，必须使压缩机的工作点离开喘振点，通常采用循环的方法，将压缩机出口的一部分气体经冷却后返回压缩机入口。
二、压缩机的工艺计算 1．理想气体的压缩过程 1) 等温压缩
气体在等温压缩过程中，温度始终保持不变，应满足
常数==2211V p V p （2-3-49）
在等温压缩过程中，所消耗的理论功率为
εln 0167.011V p N = （2-3-50）
式中：N ——功率，kW ；
1p ——吸入压力，kPa ；
1V ——吸入状态下的体积流量，m 3/min ；
ε ——压缩比，12/p p =ε；
2p ——压缩机排气压力，kPa 。
气体在等温压缩中，功率消耗最小。等温压缩虽然在实际上并不存在，但可以作为一种有用的理论分析方法。
2) 绝热压缩
在绝热压缩过程中，气体同外界没有热交换，此时有
常数==k k V p V p 2211 （2-3-51）
图2-3-83 烃类气体的绝热指数
图2-3-82 崖13-1离心式压缩机组流程图（干气）
喘振
式中：k ——绝热指数，对理想气体 v
p C C k =
；
p C ——气体的比定压热容，kJ/（kg ·℃）；
v C ——气体的比定容热容，kJ/（kg ·℃）；
1p 、2p ——符号说明同式（2-3-50）。
气体的绝热指数k 和温度有关，常压下，各种常用气体在不同温度下的绝热指数k 可由有关数据手册查得。烃类气体的k 值可由图2-3-83和图2-3-84查知。
烃类气体的绝热指数随温度的升高而降低，计算时应该选用出入口平均温度下的绝热指数。混合气体的绝热指数可按下式计算：
∑-=-1
11
i i k y k （2-3-52） 式中：k ——混合气体的绝热指数；
i k ——i 组分的绝热指数； i y ——气体i 组分的摩尔分数；
绝热压缩时，压缩终温为：
k
k T T 1
12-=ε （2-3-53）
式中：1T ——压缩机吸气温度，K ；
2T ——压缩机排气温度，K 。
绝热压缩过程中所消耗的理论功率为：
)1(1
0167.011
1--=-k
k k k V p N ε （2-3-54）
图2-3-84 烃类气体的绝热指数
式中符号同式（2-3-50）
3) 多变压缩。
在多变压缩过程中，气体和外界有热交换，此时有
常数==m
m
V p V p 2211 （2-3-55） 式中：m 为多变指数，多变指数m 与绝热指数k 之间有如下关系
1
1--=k
k m m
p η （2-3-56）
式中：p η——多变效率。
多变压缩的压缩终温可按下式计算： m
m T T 112-=ε （2-3-57）
多变压缩的理论功率消耗可按下式计算：
p
m
m m m
V p N ηε
)
1(10167.0111--=
- （2-3-58）
式中符号同前。
2．压缩机的排气温度、功率和中间冷却 1) 压缩机的排气温度
（1） 往复式活塞压缩机。往复式活塞压缩机的排气温度可按绝热公式计算：
k
k T T 1
12-=ε
（2-3-59）
2T 也可由图2-3-85查得。
图2-3-85 压缩机排气温度计
（2） 离心式压缩机。离心式压缩机的排气温度按多变压缩计算： m
m T T 112-=ε
（2-3-60）
2T 也可由图2-3-85查得，只要将图2-3-85中的绝热指数k 用多变指数m 代替即可。
2) 压缩机的功率
（1） 往复式压缩机。往复式压缩机的理论功率可按下式计算
]1[1
0167.01
11--=-k k a k k
V p N ε （2-3-61）
()()
2112
11a a p p a --=
ε （2-3-62）
式中a ε为包括进、排气阀压力损失在内的往复式压缩机实际压缩比，1a 和2a 由图2-3-86查得。图2-3-86是根据空气以及密度接近空气的气体，对活塞平均线速度为3.5m/s 的机器作出的，当气体的密度不同或活塞速度不同时，应考虑修正。当活塞平均速度改变时，图中的a 值按下式修正：
2
5.3??
?
??='m C a a （2-3-63）
式中：m C ——压缩机的活塞速度，m/s 。
图2-3-86 不同压力下的相对压力损失系数
当气体的密度和空气相差较远时，a 值按下式修正：
3
2
293.1??
? ??='ρa a （2-3-64）
式中：ρ——实际气体的密度，1.293为空气的密度值。
往复式压缩机的实际功率消耗s N 可按下式计算 c
g s N
N ηη=
（2-3-65）
式中：g η——机械效率，大中型压缩机g η为0.9~0.95，小型压缩机g η为0.85~0.9； c η——传动效率，皮带传动c η为0.96~0.99，齿轮传动c η为0.97~0.99，直联c η为1.0。 选择原动机的功率d N 时，应考虑留10%~25%的裕量，即s s d N N N 25.1~10.1=。
（2） 离心压缩机。
① 多变能量头。对压缩机来说，能量头的概念相当于泵的扬程的概念。离心压缩机的多变能量头按下式计算：
????
??????-???? ??-=-111
12
1m m p p p ZRT m m h （2-3-66） 式中：p h ——多变能量头，kg ?m/kg ； Z ——压缩系数；
R ——气体常数，847.9kg ?m/（kg ?K ）
； 1p 、2p ——进、出口压力，kPa;
② 马赫数。马赫数是气流速度和气体音速的比值，按下式计算：
1
2gkRT u M h =
（2-3-67）
式中：h M ——马赫数；
2u ——叶轮圆周速度，m/s ；
k ——气体绝热指数；
g ——重力加速度，9.81m/s 2；
R ——气体常数，847.9 kg ?m/（kg ?k ）
； 1T ——气体入口温度，K 。
在给定介质的情况下，叶轮转速越高则马赫数越大。马赫数的变化会对离心压缩机的性能产生很大影响，是压缩机设计中的一个重要参数。
③ 离心压缩机的功率。离心压缩机的功率用以下方法计算。 理论功率：
p
m m p p m m V p N η??????????-???? ??-=-1
10167.01
1211 （2-3-68）
式中：p η——多变效率。
离心压缩机的实际消耗功率（s N ）为：
c
g s N
N ηη?=
（2-3-69）
g η为机械效率，一般遵从下列原则：
N>2000kW g η=97%~98% N=1000~2000kW g η=96%~97% N<1000kW g η=94%~96%
c η为传动效率，直拉接传动c η=1.0；用齿轮增速箱传动时，c η=0.93~0.98。
3) 压缩机的中间冷却。
当工艺上要求的压缩比很大时，需要进行中间冷却。第一段压缩后的气体经过冷却后，再进入第二段压缩，这样可以降低气体出口温度，减少功率消耗。对于往复式压缩机，采用中间冷却可以避免气缸温度过高，超过润滑油的闪点。对于离心压缩机，随着各级进口温度的升高会使各级压缩比下降。因此，一般在压缩比较大时，都采用中间冷却。
采用多段压缩后，当压缩机的各段入口温度相同以及各段压缩比相同时，压缩机的理论消耗功率如下。
（1） 绝热压缩。
]1[1
0167.01
11--??=?-k B k k k
V p B F N ε （2-3-70） 式中：F ——中间冷却器压力损失校正系数，对于二段压缩，F =1.08；三段压缩，F =1.10；
B ——压缩段数；
ε——总压缩比。
（2） 多变压缩
p
k
B k k k V p B F N ηε]
1[10167.01
11--??=-?- （2-3-71）
式中符号同前，p η为多变率。
3．真空气体压缩计算 1) 温升
真实气体的绝热指数v p C C k /≠。真实气体的压缩遵从以下关系：
t
T k k T T 1
12-=ε
（2-3-72）
常数==k k v v V p V p 2211 （2-3-73）
式中，T k 称为温度绝热指数，v k 称为容积绝热指数。温度绝热指数T k 可由图2-3-87根据常压下的绝热指数k 及对比温度、对比压力查得。v k 和T k 及k 的关系可由图2-3-88查得。
2) 功率
绝热压缩时，理论功率为：
图2-3-88 k v 和k T 及k 关系图
图2-3-87 温度绝热指数k T 计算图
1
2
11112)1(1
0167.0Z Z Z k k V p N T
T k k T T
+?
--=-ε
（2-3-74） 多变压缩时，理论功率为：
1
2
1
11
112)1(10167.0Z Z Z k k V p N P T T k k T T +?--=--ηε （2-3-75） 式中：1Z ——压缩机进口状态下的压缩系数；
2Z ——压缩机出口状态下的压缩系数。
4．压缩比
压缩比是压缩机排气压力与压缩机吸入压力之比。通常用于单级压缩机，但也可用
于多级压缩机。
12/p p =ε
式中：
=ε压缩比
P 2 = 压缩机排气压力，kPa P 1 = 压缩机吸入压力，kPa 5. 压缩机分级
压缩机的各基本部件（不考虑类型），受操作条件所限。在操作条件超过了单级范围时（即轮或汽缸），就需要进行多级压缩处理，即，为达到所要求的压力，增加两或更多的级数。
确定压缩机级数的界限依压缩机的类型而定，但最主要的界限如下： A ． 出口温度——各类压缩机
B ． 容积效率——往复式机器（影响压缩比）
C ． 节省动力的需要性（带中间冷却的多级，降低动力）
D ． 机械载荷——往复式机器
E ． 叶轮转动速度——（机械应力和气体马赫数） 6．活塞式压缩机级数的选择
设压缩机组的级间冷却为理想冷却，级间无压力损失，此时所需的功率就是最小。在这种理想情况下每级压缩比的选择由以下理论公式求得：
()N t s /1εε= （2-3-76）
式中：s ε——理论上最优的单级压缩比；
t ε——总压缩比； N ——级数。
每级最好设计成单独的压缩机，每级的压缩量都单独作计算，从第一级的实际进气量算起，一级一级往下算，其间要考虑到级间的压力损失，级间冷却、凝析液析出后气体体积的收缩量，最后得到压缩机的各级功耗和总功耗。由于温度过高和连杆的负载，每级压缩机的压缩比很少有大于4的。
三、压缩机的类型和选用 1．压缩机分类
压缩机按工作原理可区分为：容积型、速度（动力）型和热力型，基本类型如图2-3-89所示，在容积型压缩机中，气体压力的提高是由于压缩机气体的体积受压缩小，使单位体积内气体分子的密度增加所致。在速度型压缩机中，气体的压力是由气体分子的速度转化而来，即先使气体分子得到一个很高的速度，然后在固定元件中使一部分速度能转化为气体的压力能，喷射器是热力型压缩机，它采用高速气体或蒸汽的喷射携带向内流动的气体，然后在扩压器中把混合物的速度能转化为气体的压力能。
油田常用的压缩机为往复式压缩机（reciprocating compressor ）、螺杆压缩机（screw compressor ）和离心式压缩机（centrifugal compressor ）。其中往复式压缩机由电动机或天然气发动机驱动；螺杆式压缩机由电动机驱动；离心式压缩机由燃气轮机或电机驱动。
往复式、螺杆式和离心压缩机的一般使用范围如图2-3-90所示。
往复式压缩机用于进气流量约为300m 3/min 以下，特别适用于小流量、高压力的场合，通常每级最大压缩比为3：1到4：1
。高的压缩比能引起容积效率和机械效率的下降，压缩机的
图2-3-90 压缩机的使用范围
图2-3-89 压缩机的基本类型
排气温度也限制了压缩比的提高，因机械方面的原因通常限制温度在180~205℃以下，天然气压缩机对排气温度有要求，所选压缩机的每级压缩比一般不大于4：1。其特点是效率高，耐久可靠，压力范围宽，流量调节方便，但结构复杂，体积庞大，振动大，维修工作量大，吸排气阀易磨损，零部件更换频繁。
离心式压缩机用于进气流量为14.6~5660m3/min，其壳体分为水平和垂直剖分两种。按排量分为小排量（~254m3/min）、中排量（254.8~991m3/min）和大排量（单进口时991~5097.6m3/min）。每级的最高压力受出口温度的限制（205~232℃）。其优点是排量大，结构简单紧凑，振动小，操作灵活，易于实现自控；缺点是效率较低。
螺杆式压缩机是容积型压缩机的一种，分为干式和喷油螺杆式压缩机两种，喷油螺杆式压缩机最高排出压力可达5MPa。
2．压缩机及其驱动机的选用
1)气体性质对压缩机选用的要求
(1)安全问题。天然气压缩机压缩介质是烃类气体的混合物，表2-3-42列出了主要组分的爆炸极限。因此，安全问题比较突出。天然气所处压力、温度越高，则爆炸范围越大，特别是压力影响很显著。随着压力的增高，爆炸下限差不多保持不变，而上限却大大增加。
防止压缩机或管道内形成爆炸性混合物的措施是避免产生死角，压缩机开车前应置换气体。死角处置换可能不够充分，有可能在局部形成爆炸性混合物。
表2-3-42 天然气主要组分的爆炸极限
(2)气体性质的影响。在天然气集输过程中，气体组成和性质往往会发生变化，所选机组对气体组成应有较大的适应能力。一般应给出一定的组成变化范围，选用离心式压缩机时更应注意，否则将因气体分子量和绝热指数等参数的显著变化，对压缩机产生严重的影响。
(3)压缩过程中的液化问题。天然气在压缩过程中可能会有部分液化，因此应注意凝液的分离和排除。对于往复式压缩机，为了避免撞缸事故，压缩机的各级气缸余隙容积都应略大一些，凝液多的情况下出口阀应放在气缸下部，防止凝液积聚。同时曲轴箱应注意适当的密封，以防液化后的气体渗漏到曲轴箱内，降低润滑油的闪点和粘度。
对于喷油螺杆式压缩机，应根据气体组成规定最低的排气温度，以免有气体液化而稀释润滑油。一旦润滑油被稀释，必须重新恢复润滑油性质。
选用离心式压缩机时，轴密封油中可能漏入气体而被稀释，为此系统中应有脱气分离器。为提高脱气效率，脱气器上应配备有电或蒸汽加热器以及搅拌器、抽气措施等。
(4)排气温度的限制。天然气组成主要是烷烃，为了减少油蒸气碳化和着火的危险，排气温度宜在140℃以下；目前部分压缩机厂家的产品出口温度可达150℃。
2)压缩机的选型原则
在选用压缩机时，首先满足工艺要求，主要有以下几方面：
(1)压缩介质对压缩机提出的要求，包括能否允许介质有少量的泄漏，能否允许被润滑油污染以及排气温度限制等；
(2)压缩机的排气量；
(3)压缩机的出入口压力。
在满足上述工艺要求的前提下，如果有几种类型的压缩机可供选择，再进一步对各种压缩机作选型比较。选型比较时，一般可参考：
(1)高压和超高压压缩时，一般采用往复式压缩机。但是随着工业装置向大型化方向发展，压缩机的排气量越来越大，选用离心式压缩机所具有的优点会增加，应考虑选择大型机组。
(2)离心式压缩机具有输气量大而连续，运转平稳，机组外形尺寸小，重量轻，占地面积小，设备的易损部件少，使用期限长，维修工作量小，气体不会被润滑油污染等优点。对于气量较大，且气量波动幅度不大，排气压力为中、低压的情况宜选用离心式压缩机。且应根据油田生产特点，选用专为油田生产用的离心式压缩机。
(3)由于速度型压缩机是先使气体得到动能
g
u
2
2
，然后再把动能转化为压力能，因而相
对空气密度小的气体，要得到同样的压缩比，必须使气体的速率更高才行，同时损耗又会增加，因此用离心式压缩机压缩低分子量的气体是不利的。但在高压下由于气体的密度增加，分子量小的缺点得以克服。
(4)当流量较小时，应选用往复式压缩机或螺杆式压缩机。
(5)喷油螺杆式压缩机由于兼有往复式和离心式压缩机的许多优点，可调范围宽，操作平稳，不但在制冷工业上有很大实用价值，而且在天然气集输和加工工业上也逐渐得到应用。
无油螺杆压缩机除气量调节、单级压缩比低等不如喷油螺杆压缩机外，也具有上述特点，而且可以处理湿气，是很有实用价值的机组。
(6)往复式压缩机采用多台安装，一般为3~4台，以便万一某台机组检修时，不致严重影响装置的生产。离心式压缩机一般不考虑备用机型。
3)驱动机的类型与选用
用来带动压缩机驱动机的有蒸汽轮机、柴油机、燃气轮机、电动机和燃气发动机等几种，蒸汽轮机一般是在有蒸汽的工厂中使用，柴油机主要在小型的移动式压缩机上使用。
(1)电动机
在燃气发动机和燃气轮机被广泛应用之前，使用电动机较多，电动机既可驱动往复式压缩机，也可驱动离心式压缩机，在容易获得电源，且电价便宜的地方目前仍有使用。它的优点明显；如：结构紧凑，投资省（总投资只相当于装备燃气轮机压缩站的1/2~2/3），可以选到任意大小的电动机，操作简单，运转平稳，寿命长（可达150000h），安装维修费用低，工作可靠性高。不足是调速困难，同步电机本身不能变速，要通过一套变速装置来实现增速或减速，变速装置要适应压缩机的负荷变化，进行无级变速则相当困难。
对压缩时具有爆炸危险的气体，选用电动驱动方式时应注意电动机要有防爆性能。防爆电动机的选型必须符合使用场地爆炸危险等级要求。
(2)燃气发动机
燃气发动机的基本原理与汽油机相同，只是燃料改成天然气而已，其优点是热效率高（约35%~37%），燃料气消耗低（0.25~0.3m3kW·h），可直接和往复式压缩机连接而不需变速，调节方便。缺点是机器笨重，结构复杂，安装和维修费用高，辅助设备繁杂，运行振动大，噪音大，单机功能比燃气轮机小，不好与离心式压缩机相匹配，因此只宜在压缩比要求高时用来驱动往复式压缩机。
(3)燃气轮机
燃气轮机是由蒸汽轮机演变过来的，它们的作用原理都是把气体的内能转化成机械能，只不过蒸汽轮机的工质——蒸汽由外界供给，而燃气轮机的工质——燃烧后的气体是由燃气轮机本身的燃烧室所产生。燃气轮机能把气体内能直接转化成使机器旋转的机械能，所以具有比其他类型的热机更简单的结构，更小的重量和体积。另外，气温较低时功率反而增大，这正和用气需求的季节变化相适应，由于不需要冷却机组本身，只需少量冷却水冷却润滑油，适合缺少水源的地区使用；燃气轮机转速高，可和离心式压缩机直接连接，辅助设备较燃气发动机少，且易于实现自动控制，其缺点是热效率低，没有废热利用的小型机一般在26%以下，有废热利用的可达26%~30%。
参考文献：
1．《炼油设备工艺设计资料—-压缩机工艺计算》（石油化学工业部石油化工规划设计院组织编写，石油化学工业出版社）
2．《海上采油工程手册》（石油工业出版社）
3．《天然气地面工程》（石油工业出版社）
4．《天然气工程手册》（石油工业出版社）
5．《油田油气集输设计技术手册》（石油工业出版社）
6.《海上油气工程设计实用手册》（海洋石油开发工程设计公司/渤海石油工程设计公司/南海东
部石油公司翻译出版）（美国雪夫龙公司）
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,:)) 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 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. 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） 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天然气高压物性参数计算
天然气压缩因子、压力、温度对计量的影响
天然气物性参数(新)
空气的压缩因子