AGA8—92DC计算方法天然气压缩因子计算(最漂亮的)
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。
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。
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。
天然气计量中物性计算方法适用性探讨
标准研究/StandardResearch天然气计量中物性计算方法适用性探讨连子超1杨妮2李学成3许佳4代晓雨5吴萍4(1.华北油田公司华港燃气集团;2.中国石油西南油气田公司华油公司重庆凯源石油天然气有限责任公司;3.国家石油天然气管网集团北方管道大庆输油气分公司;4.国家管网集团山东省分公司德州作业区;5.中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院地面工程设计所)摘要:针对目前天然气体积计量中面临的物性参数计算问题,在GB/T 17747.2—2011和ISO 20765-2:2015的基础上,采用Matlab 软件建立AGA8-92DC 和GERG-2008状态方程天然气物性求解程序,以相对偏差(RD)和平均相对偏差(ARD)为评价指标,评估了两种方程在计算不同种类天然气物性上的准确性。
结果表明,在管输天然气压力0~10MPa、温度280~320K 的范围内,AGA8-92DC 和GERG-2008状态方程的计算结果准确度一致,ARD 均为0.03%;对于含重烃天然气,压力小于30MPa、温度250~500K 的范围内,GERG-2008状态方程的计算表现更优,压力大于30MPa,部分温度范围内AGA8-92DC 状态方程的计算表现更优;AGA8-92DC 状态方程和GERG-2008状态方程分别在计算高含硫天然气和液化天然气物性上具有优越性,但当含硫量和重烃含量较大时,偏差会显著增大。
研究结果可为天然气计量工作的持续推进提供实际参考。
关键词:天然气计量;AGA8-92DC 方程;GERG-2008方程;压缩因子;物性计算方法DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2024.01.014Research on the adaptability of physical property calculation method in natural gas measurementLIAN Zichao 1,YANG Ni 2,LI Xuecheng 3,XU Jia 4,DAI Xiaoyu 5,WU Ping 41Huagang Gas Group of Huabei Oilfield Company2Huayou Company Chongqing Kaiyuan Oil &Gas Co.,Ltd.,Southwest Oil and Gas Field Company,CNPC3Daqing Oil and Gas Transmission Company of North Pipeline Co.,Ltd.,PipeChina 4Dezhou Operation Area of Shandong Company,PipeChina5Surface Engineering Design of Engineer Technology Research Institute of Tuha Oilfield,CNPCAbstract:At present,based on GB/T 17747.2—2011and ISO 20765-2:2015,faced with the cal-culation problem of physical property in the volumetric measurement of natural gas,the Matlab soft-ware is used to establish the natural gas physical property solving programs for AGA8-92DC and GERG-2008equation of ing relative deviation (RD)and average relative deviation (ARD)as evaluation indexes,the accuracy of the two equations in calculating the physical properties of differ-ent kinds of natural gas is evaluated.The results show that when the pressure of pipeline natural gas ranges from 0MPa to 10MPa and the temperature ranges from 280K to 320K,the accuracy of AGA8-92DC and GERG-2008equation of state is consistent and ARD is 0.03%.For natural gas con-taining heavy hydrocarbon,the GERG-2008equation of state is performed better when the pressure is less than 30MPa and the temperature is ranges from 250K to 500K while the calculation performance of AGA8-92DC equation is better when the pressure is greater than 30MPa and some temperature第一作者简介:连子超,2018年毕业于河北工业大学(工商管理专业)省任丘市万丰佳园小区,062550。
压缩因子计算公式
压缩因子计算公式
压缩因子计算公式:z=AP2+BP+C。
A、B、C是某范围内温度和压力的系数压力为绝对压力。
压缩因子:
1、压缩因子Z是理想气体状态方程用于实际气体时必须考虑的一个校正因子,用以表示实际气体受到压缩后与理想气体受到同样的压力压缩后在体积上的偏差。
2、压缩因子是指当给溶剂施加压力时,该溶剂可以被压缩的程度。
压缩因子越大,说明该溶剂越容易被压缩。
压缩因子的正确设置对于二元泵能否精密准确工作非常重要。
3、天然气偏差系数又称压缩因子,是指在相同温度、压力下,真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。
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。
天然气压缩因子计算及影响因素分析
W A NG C h u n — s h e n g ,XVY u - j i a n ,T I A N Mi n g — l e i ,DO NG G u o — q i n g ,X VC h a n g ,C HE NZ h a o
用于计量的天然气压缩因子计算方法比较
用于计量的天然气压缩因子计算方法比较
张福元
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2000(020)005
【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AGANX-19[1],AGA8号报告,ISO 12213-1997三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NGZCWIN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。
【总页数】4页(P73-76)
【作者】张福元
【作者单位】西南油气田公司天然气计量检测中心
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.碳酸盐岩富含CO2天然气压缩因子计算方法评价 [J], 胡紫薇;聂延波
2.AGA8-92DC计算方法天然气压缩因子计算 [J], 李丹华;姜东琪
3.超高压天然气压缩因子计算方法及其在气井压力计算中的应用 [J], 管虹翔
4.基于气体组成的天然气压缩因子计算方法 [J], 梁光川;左果
5.基于CPA状态方程的高压含硫天然气压缩因子计算方法研究 [J], 罗召钱; 李旭成; 杜诚; 余相君
因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
一种新型天然气压缩因子数值计算方法
一种新型天然气压缩因子数值计算方法
管虹翔;段国喜;齐桃;李伟;李伟超
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2011(018)002
【摘要】天然气压缩因子是天然气重要的物性参数之一,传统计算方法对于高压天然气的计算存在较大误差.综合利用传统压缩因子图版与高压天然气压缩因子实验数据进行拟合,得到了同时适用于中低压及高压范围的天然气压缩因子计算公式.计算显示在低压段平均误差为3.3%,在高压段平均误差为2.5%.将这一公式应用于气井压力的计算中,取得了较高的计算精度.
【总页数】4页(P85-88)
【作者】管虹翔;段国喜;齐桃;李伟;李伟超
【作者单位】中海油研究总院,北京,100027;中海油天津分公司,天津,300452;中海油研究总院,北京,100027;中海油研究总院,北京,100027;中海油研究总院,北
京,100027
【正文语种】中文
【中图分类】TE31
【相关文献】
1.碳酸盐岩富含CO2天然气压缩因子计算方法评价 [J], 胡紫薇;聂延波
2.AGA8-92DC计算方法天然气压缩因子计算 [J], 李丹华;姜东琪
3.超高压天然气压缩因子计算方法及其在气井压力计算中的应用 [J], 管虹翔
4.基于气体组成的天然气压缩因子计算方法 [J], 梁光川;左果
5.基于CPA状态方程的高压含硫天然气压缩因子计算方法研究 [J], 罗召钱; 李旭成; 杜诚; 余相君
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天然气计量标准体系:参数测定
Байду номын сангаас
3 标准参比条件下物性参数测定标准
标准参比条件下的物性参数有发热量、密度、相对 密度及沃泊指数,与计量和质量指标有关。测量方法有 直接测定和计算的间接测定2种方法。直接测定方法由 于受现场条件的影响,准确度不高;随着计算机技术的 发展,把在实验室条件下获得的准确数据进行研究、处 理后,开发的计算方法的准确度比现场直接测定高。 3.1 国内外直接测定方法标准有: 1) ISO 15971:2008 Natural gas - Measurement of properties - Calorific value and Wobbe index(天然 气 - 参数测量 – 发热量和沃泊指数)。 2) ASTM D4891-1989(2006) Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion (化学计量燃 烧法确定天然气发热量的试验方法 )。
硫化氢, mol%
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说明:D:AGA8-92DC方法;S:SGERG-88方法;1: 管输气(温度263K~338K,压力0 MPa~12 MPa); 2: 管输气(温度263K~338K,压力12 MPa~30 MPa),3: 更宽组成范围的气体(温度温度263K~338K,压 力0 MPa~30 MPa);4: 预期不确定度≤±0.1%;5: 预期不确定度:±0.1%~±0.2%;6: 预期不确定度: ±0.2%~±0.5%;7: 预期不确定度:±0.5%~±3.0%。 2018/8/13 16
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天然气压缩因子的计算
C = x13C111 + 3x12 x2C112 + 3x12 x3C113 + 3x12 x4C114 + 3x12 x5C115 + 3x1 x22C122 + 6x1 x2 x3C123
+ 3x1 x32C133+ x23C222 + 3x22 x3C223 + 3x2 x32C233 + x33C333 + x43C444
226.29 Ft = 99.15+211.9Gr-Kt
KP = (Xc— 0.392Xn)×100
Kt =(XC+1.681Xn) ×100
式中: P 1 — 为流量计实测表压力值,MPa ;
t1 — 天然气流过节流装置时实测的气流温度,单位为:℃
Gr — 天然气真实相对密度(应小于 0.75);
附表 1:用 SGERG-88 计算的压缩因子表格,表内数据按天然气相对密度为 0.581,二氧化 碳摩尔分数为 0.006,氢气摩尔分数为 0,高位发热量为 40.66MJ·m—3 计算。
温度℃ Zn/Zg 绝对压力(MPa)
0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50 5.00 5.50 6.00 6.50 7.00 7.50 8.00
天然气压缩因子的计算
(C4)
(C5) (C6) (C7) (C8)
2.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
用于计量的天然气压缩因子计算方法比较[1]
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
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。
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 ∗。
天然气基本压缩因子计算方法(最全)word资料
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。
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。
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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、CO、O2、i−C4H10、n−C4H10、i−C5H12、n−C5H12、n−C6H14、n−C7H16、n−C8H18、n−C9H20、n−C10H22、He、Ar共21种组分的摩尔分数表示气体的组成。
如果C7H16、C8H18、C9H20、C10H22摩尔分数未知,允许用C6+表示总的摩尔分数。
应进行敏感度分析,以检验此近似法是否会使计算结果变差。
在输入摩尔组成时,将各组分按上述顺序排列(CH4、N2、...),输入摩尔分数值,合值为 1 。
若不存在某组分,则其摩尔分数值为0 。
以最后一个摩尔分数不为0的组分来计算组分数。
例如,某天然气的已知摩尔组成见表1,则输入数据见表2,组分数为15。
表1 某天然气的已知摩尔组若已知体积分数组成,则将其换算成摩尔分数组成,具体换算方法见GB /T 11062--1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》。
标准名称中的“沃泊指数”现称为“华白数”。
需要注意的是,GB/T 11062中体积分数到摩尔分数的换算方法与一些技术专著不同。
相比而言,国家标准比技术专著的权威性更强,因此,若基础数据(如摩尔质量、体积发热量)、计算方法(如密度、相对密度的计算)在国家标准中已有规定,那么,应优先执行国家标准。
2.1.2 已知条件为:a) 绝对压力P 、热力学温度T 、组分数N ; b) 各组分的摩尔分数X i ,i = 1~N ;c) 可查GB /T 17747.2附录B 中表B1、B2、B3得到的数据:● 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 ;● 21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 ;● 21种识别组分的二元交互作用参数E ij ∗,U ij ,K ij ,G ij ∗ 。
2.1.3 待求量:压缩因子 Z 。
2.1.4 计算步骤a) 计算第二维利系数B(1个值);b) 计算系数C n ∗,n = 13~58,共46个值; c) 计算混合物体积参数K(1个值); d) 形成压力的状态方程;e) 解压力的状态方程,求得压缩因子Z 。
2.2 计算第二维利系数B二元参数E ij ,G ij 的计算式为:E ij =E ij ∗(E i E j )12式(1) G ij =G ij ∗(G i +G j )2⁄式(2)除了GB /T 17747.2附录B 中表B3中给出的E ij ∗,U ij ,K ij ,G ij ∗外,所有其他二元交互作用参数E ij ∗,U ij ,K ij ,G ij ∗的值都是1.0 。
B nij ∗的计算公式为:B nij ∗=(G ij +1−g n )g n∙(Q i Q j +1−q n )q n∙(F i 12F j 12+1−f n )f n∙(S i S j +1−S n )S n∙(W i W j +1−W n )W n式(3)B 按照式(4)计算:B =∑a n T−u n18n=1∑∑x i x j B nij ∗Nj=1N i=1E ij u n (K i K j )32 式(4)2.3 计算系数C *nC n ∗(n =13∼58)由式(5)计算: C n ∗=a n (G +1−g n )g n ∙(Q 2+1−q n )q n ∙(F +1−f n )f n ∙U u n T −u n 式(5)式(5)中的U,G,Q,F 只与天然气的组成有关,按式(6)~(9)计算:U 5=[∑x i E i 52Ni=1]2+2∑∑x i x j (U ij 5−1)(E i E j)52Nj=i+1N−1i=1式(6)G =∑x i G i +2∑∑x i x j (G ij ∗−1)(G i +G j )Nj=i+1N−1i=1N i=1式(7) Q =∑x i Q i Ni=1式(8) F =∑x i 2F i Ni=1式(9)2.4 计算混合物体积参数KK 按下式计算:K 5=[∑x i K i 52Ni=1]2+2∑∑x i x j (K ij 5−1)(K i K j)52Nj=i+1N−1i=1式(10)2.5 形成压力的状态方程GB /T 17747.2中式(3)变形为:p m Z −p (RT )=0式(11) 式中p m ----摩尔密度,kmol m 3⁄R----摩尔气体常数,MJ (kmol ·K)⁄,取8.31451×104 MJ (kmol ·K)⁄GB /T 17747.2附录B 中式(B10)变形为:ρm [1+Bρm −ρr ∑C n ∗18n=13+∑C n ∗(b n −c n k n ρr kn )ρr bn exp(−c n ρr kn )58n=13]−pRT=0 式(12)将GB /T 17747.2中式(2)代入式(12)并展开 得:ρm+Bρm2−ρm2K3∑C n∗18n=13+∑C n∗(b n−c n k n K3k nρm k n)K3b nρm b n exp(−c n K3k nρm k n) 58n=13−pRT=0整理得:ρm+(B−K3∑C n∗18n=13)ρm2+∑C n∗K3b n(b n−c n k n K3k nρm k n)ρm b n exp(−c n K3k nρm k n) 58n=13−p RT=0式(13)令:A1=B−K3∑C n∗18n=13A2n=C n∗K3b nA3n=c n k n K3k nA4n=c n K3k n则式(13)变形为:ρm+A1ρm2+∑A2n(b n−A3nρm k n)ρm b n exp(−A4nρm k n)58n=13−pRT=0式(14)2.6解方程,求得压缩因子Z2.6.1方程曲线的形状将式(14)左边用f(ρm)表示,通过计算,得到若干( ρm ,f(ρm))数对,进行描点,得到方程曲线的形状,见下图。
图:方程曲线的形状2.6.2求解方法的确定式(14)是一个超越方程,求解方法有二分法、牛顿法、近似牛顿法等。
经分析,方程解的区间可以确定,采用二分法比较简捷。
2.6.3求解步骤1)给出方程解的区间(a,b)对一般的p 、T 条件,Z 必然处于0.45和1.2之间。
因此,取:a =p (1.2RT )⁄=0.833p (RT )⁄b =p (0.4RT )⁄=2.5p (RT )⁄2) 对有根区间取中值c =(a +b )2⁄,计算f (ρm )的值f (c )由式(11)、(14)可得出:cZ −p (RT )⁄=f (c ) 式(15)由式(15)可得:Z =[f (c )+p (RT )⁄]c ⁄ 式(16) 令:p cal =cZRT式中p cal ----由Z 得出的压力的计算值,MPa若| p −p cal |<1.0×10−6,则达到精度,输出Z ,计算结束;否则,继续下一步3)。
3) 若f (c )>0,则将c 赋值给b ;否则,将c 赋值给a 。
转向步骤2) 。
3 算例用VB 编程进行计算,气体组成采用GB/T17747.2附录C 中表C1中1~6号气样的摩尔组成,将计算结果与附录C 中表C2给出的结果进行对比,见表3。