天然气物性参数计算

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。

天然气高压物性参数计算

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ABSTRACTGas 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.重庆科技学院本科生毕业设计目录目录摘要 (I)ABSTRACT (II)1 绪论 (1)1.1国内外天然气高压物性参数计算发展历史 (1)1.2国内天然气分布 (2)1.3天然气高压物性参数计算的意义 (2)2 计算方法介绍 (4)2.1天然气临界参数计算 (4)2.1.1 天然气平均分子量 (4)2.1.2 天然气的相对密度 (4)2.1.3 拟临界压力P PC和拟临界温度T PC (4)2.1.4 拟对比压力P Pr和拟对比温度T Pr的计算 (5)2.2天然气的偏差因子Z计算 (6)2.2.1 Pong.Robinson方程法 (6)2.2.2 Cranmer方法 (7)2.2.3 DPR法 (7)2.2.4 DAK法 (8)2.2.5 平均值法 (9)2.3天然气压缩因子计算 (9)2.4天然气体积系数计算 (10)2.5天然气膨胀系数的计算 (10)2.6天然气的粘度计算 (10)2.6.1 Lee关系式 (11)2.6.2 Dempsey关系式 (11)3 EXCELVBA程序计算 (13)3.1VBA简介 (13)3.2界面设计 (13)3.3操作步骤 (14)3.3.1 原始数据 (15)3.3.2 拟临界压力、温度，拟对比压力、温度的计算 (16)3.3.3 天然气高压物性的计算 (17)3.3.4 图形分析 (22)3.3.5 数据查询 (25)4 结论 (26)参考文献 (27)致谢 (28)1重庆科技学院本科生毕业设计 1 绪论1 绪论1.1 国内外天然气高压物性参数计算发展历史天然气高压物性参数计算问题早在20世纪40年代就有人提出了。

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1y i M i24.055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 gZRT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 iM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 22.414y 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。

天然气(气体计算方程)

天然气是多组分的混合气体，本身没有一个分子式，因此不能象纯气体那样，由分子式算出其恒定的分子量。天然气的分子量是人们假想的分子量，规定把在0℃、760mmHg、体积为22.4L的天然气所具有的重量定义为该天然气的分子量，叫相对视分子量。
n
Mg yi Mi
i1
M g ¡ 天然气相对视分子量 yi ¡ 天然气个组分的摩尔分数 M i ¡ 组分i的分子量
三、天然气的视临界参数天然气在临界点的温度和压力称为视临界参数，即视临界温度和视临界压力。由于多组分特点，只有实验方法可以直接测得天然气的视临界参数，间接方法有Kay混合规则方法和经验公式 1）Kay方法若天然气由k种组分组成，则视临界参数为
k
p c y i p ci
i 1 k
pc ¡ 天然气的视临界压力， Mpa Tc ¡ 天然气的视临界温度， K yi ¡ 天然气组分 i的摩尔分数 pci ¡ 天然气组分 i的临界压力， Mpa Tci ¡ 天然气组分 i的临界温度， K
非烃气体（少量）
硫化氢（H2S）硫醇（RSH）硫醚（RSR）二氧化碳（CO2）一氧化碳（CO）氮（N2）水汽（H2O）
稀有气体（微量）
氦（He）氩（Ar）等。
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¡ 1 天然气的组成和相对视分子量及天然气的视临界参数二、天然气的相对视分子量
¡ 1 天然气的组成和相对视分子量及天然气的视临界常数一、天然气的组成在常温常压下，1-5个碳原子的烃类为气体，即天然气。
天然气是指在不同地质条件下生成、运移，并以一定的压力储集在地层中的气体。大多数气田的天然气是可燃性气体，主要成分是气态烃类，并含有少量的非烃气体。烃类气体

天然气压缩因子的计算

－2.50000×10－7 5.18195×10－7 －2.04429×10－6 0.00000
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

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。

天然气计量标准体系：参数测定

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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%
14
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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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天然气物性参数(新)

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 gg air air 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 PC① 组分分析方法pc i ci p y p =∑pc i ci T yT =∑（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 2pc 4.6660.1030.2593.31817g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.4）对于湿气2pc 2pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g gp 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 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+<（2.6）对于湿气pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7g g g g gg 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。

LNG热物性参数的计算

上海煤气 2019年第4期〈〈 1LNG 热物性参数的计算同济大学机械与能源工程学院罗洋周伟国贾云飞摘要：液化天然气(LNG)是多元混合物，其热物性参数的计算不能按照理想状态处理。

引入各参数相应混合规则，分别介绍了LNG 导热系数、动力黏度、密度及定压比热容的计算方法，并且以某气源为例，用Matlab 编程计算出不同温度下LNG 的这四种基本热物性参数，并和HYSYS 的计算结果进行了比较，结果表明该计算方法可行。

关键词：LNG 热物性参数计算天然气液化后的体积约为同质量气态天然气体积的1/625，大大节省了储存空间及运输成本，具有明显的经济优势和发展潜力。

天然气在其液态状态输送过程中，其热物性参数会随着温度和压力的变化而不断变化。

较为准确的热物性参数是天然气在液化、换热和运输等环节流程模拟及动态分析的基础，同时也是提高流程模拟分析准确性的关键。

本文主要针对LNG 导热系数λ、动力黏度µ、密度ρ和定压比热容Cp 四个热物性参数的计算方法进行总结和验证。

1 混合物热物性计算方法天然气是多元混合物，分子之间的尺寸、形状和极性等存在较大差异，分子间相互作用与纯物质中同种分子间的相互作用存在本质上的差别，如果用纯组分热物性、摩尔分数以及分子量等参数建立函数关系计算混合物热物性，则忽略了各组分之间分子作用力，导致计算出现偏差；并且方程中一些参数值或参数的关联式仅适合于纯物质，用状态方程处理混合物体系时，离不开方程中有关参数的混合规则；其次，对于某些组分的热物性参数数据缺乏时，只能采用估算值进行计算，使得计算值和实测值偏差较大。

天然气作为混合物，需要综合考虑各组分之间的相互作用对于整体效应的影响。

由此需要引进混合规则，根据对应态原理，混合物可以看作具有一套按一定规则求出的假临界参数、性质均一的虚拟的纯物质，其对应的物性参数需要通过混合规则求出。

由于这种假想参数强烈依赖于混合物的成分，因此完全由实验确定是非常困难的。

天然气物性参数(新)

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 air air 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 PC① 组分分析方法pc i ci p y p =∑pc i ci T yT =∑（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 2pc 4.6660.1030.2593.31817g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.4）对于湿气2pc 2pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g gp 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 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.6）对于湿气pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7g g g g gg 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。

1天然气主要物性

–对理想气体ｃｇ＝１／Ｐ，单位：１／ＭＰａ，例Ｐ＝20MPa，cｇ＝？ –思考题：理想气体ｃｇ和实际气体ｃｇ谁大？
六、天然气体积系数１、定义： –相同数量的天然气在地下条件下的体积与其在标准条件下的体积之比。 –两个特定状态，与过程无关 –Ｂg<<１ , ２、计算式单位：m3／sm3
–标准条件:Psc=0.101325MPa, Tsc=293.15K
υ = m3/Kg
g
比容
–υ = Vm/Mg = 1/ρ
３、两个气体常数
(1)、通用气体常数 – 定义式：
P Vm R T
P MP a TK m3 Vm Kmol
MP am R Kmol K
3
–Ｒ的数值： • 公制标准状态
0.101325 22.4 MPa m R 0.008314 273.15 Kmol K
第一章
天然气的主要物性参数
在油层物理基础上拓宽、提高。一、天然气
1、天然气
–烃类气体：CnH2n+n：C1、C2、……、C6、C7+， –非烃类气体：H2S、CO2、N2、 He、H2O等的混合气体。 • 空气：N2、O2、Ar
2、天然气组成
–质量组成ω i=mi/Σ mi –摩尔组成yi=ni/Σ ni –体积组成yi=Vi/Σ Vi –有小数和百分数两种表示。例如：C1＝0.5， C1＝50％
–ｂ与气体种类有关。
４、应用举例
g
MgP 1 zRT
air
(1)、标准态下空气密度： ρ
= 1.205 kg/m3 = 1.205ｒg kg/m3
(2)、标准态下天然气密度：ρ
sc
四、天然气的偏差系数 1、PVT实验测定，恒温恒质膨胀试验 2、Standing & Katz 系数图概念：

天然气气田井天然气-水合物抑制剂(乙二醇)加注设计计算

3.5
实每际米流管速线重m量/s kg
2. 管线温降计算
3.84 4.9054
环境温度 oC
管线起点温度 oC
总传热系数 w/m2.K 管线长度 m
0 温度计算系数
30.51 管线末点温度 oC
1.5000
5000.00
1.570944137
6.34
3. 节流计算
节流前压力 MPa(a)
节流前温度 oC
46.3688
11.12
天然气PVT参数
压力MPa(a) 6.5
温度 oC 18
流量 Nm3/d 工作状态下流量 m3/s
50000
8.4631E-03
选定参数
流量系数 0.20
初选流速 m/s 5.00
内径初算 mm
Байду номын сангаас
51
选定外径 mm
60
设计压力 MPa(a)
8.00
计算壁厚 mm
2.83
选定壁厚 mm
0. 天然气物性参数
南八仙气田井号天然气设计计算
组成 (mol%) 相对密度
C1 98.51 临界温度 K
C2
临0界.1压0力 MPa(a)
C3 0.08 压缩因子
C4
N2
0.00
1.38
定压比热 kj/kmol.k
CO2 0.00 比热校正
0.5603
189.5650
4.6190
0.8641
1. 管径计算
7.00 必须降低的冰点温度 oC
255
析出水量 kg/d
水中乙二醇浓度 w%
34 用量(70%) kg/d
4.39

天然气物性参数

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 gggg a i r a i rM MMr Mρρ===≈（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 PC① 组分分析方法p c i c ip y p =∑ p c i ci T yT =∑（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 2pc 4.6660.1030.2593.31817g g g gp T γγγγ=+-=+- （2.4）对于湿气2pc 2pc 4.8680.35639.7103.9183.339.7g g g gp 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 4.88150.386192.2222176.66670.74.77800.248292.2222176.66670.7g g g g gg p T p T γγγγγγ=-=+≥=-=+< （2.6）对于湿气pc pc pc pc 5.10210.6895132.2222176.66670.74.77800.2482106.1111152.22220.7g g g g gg 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。

高压天然气热物性计算及在数值模拟中的应用

第52卷第11期辽宁化工 Vol.52，No.11 2023年11月 Liaoning Chemical Industry November，2023基金项目： 2022年辽宁省应用基础研究计划项目（项目编号：2022JH2/101300077）。

收稿日期： 2023-11-06高压天然气热物性计算及在数值模拟中的应用王钰甜1，石国立1，张英明1，梁津宁2，张静2*（1. 辽宁伏尔甘天然气销售有限公司，辽宁沈阳 110178；2. 沈阳化工大学，辽宁沈阳 110142）摘要：天然气在调压过程中随着温度和压力降低，管道局部产生冰堵现象。

不同压力和温度工况下天然气的黏度、导热率和比热容等热物性参数均发生较大变化，势必对换热过程产生较大影响。

为防止冰堵现象的发生，对不同工况下高压天然气的热物性参数进行整合计算。

将天然气的热物性参数用作定义数值模拟的流体材料，计算结果与现场实验获得的数据基本吻合。

提出的高压气体整合物性计算方案为数值模拟计算参数和天然气工程预测提供技术支撑。

关键词：高压；天然气；热物性；整合计算；数值模拟中图分类号：TQ015.2 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2023）11-1660-04在天然气的调压过程中，天然气的温度和压力都发生了变化。

随着温度和压力的降低，天然气内极少量的水蒸气甚至发生了相态变化，产生局部冰堵问题[1-3]。

冰堵问题对生产的危害十分巨大，会造成安全隐患。

天然气水合物的形成直接导致冰堵的产生，预防冰堵的根本是阻止天然气水合物的形成。

精确计算不同工况下天然气的热力学参数可以有效预防冰堵现象的发生，为天然气调压输送过程提供安全保证[4-5]。

目前对天然气的热物性计算主要集中在多组分流程模拟研究，流程模拟的准确性很大程度上取决于物性数据的精度。

张镨等利用物性值法计算天然气在多种工况下的压缩因子，提出准确计算天然气热物性参数是可靠性设计的前提和保障[6]。

天然气物性参数(新)

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:M g y i M i（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：gM g M g M g（2.2）r gM a i r 2 8. 9 7 2 9a i r式中r g—天然气的相对密度；g air—同一标准状态下，天然气、空气的密度 kg/m 3；M g M air—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 PC① 组分分析方法p p c yipc iT p c y T i ci（2.3）M g yiMi式中p ci——天然气组分 i 的临界压力 (绝),MPa；T ci——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ppc4.666 0.1030.252ggTpc93.3 181 g 72g对于湿气ppc4.868 0.35639.7 2gg T pc 103.9 183.339.7 2gg也可以用下面经验关系式进行计算对于干气p pc 4.8815 0.3861 gT pc 92.2222 176.6667 ggppc4.7780 0.2482 gTpc92.2222 176.6667 gg对于湿气（2.4）（2.5）0.7（2.6）0.7p pc 5.1021 0.6895 gT pc 132.2222 176.6667 g gppc4.7780 0.2482 gTpc106.1111 152.2222 gg0.7（2.7）0.7注意：上式是对于纯天然气适用，而对于含非烃CO 2 、2等可以用WichertH S和 Aziz 修正。

基于AGA8和AGA10的天然气物性参数计算的软件设计

基于AGA8和AGA10的天然气物性参数计算的软件设计作者：陈玉洁沈昱明来源：《软件》2020年第09期摘要：根据美国燃气协会（AGA）发表的AGA No.8及AGA No.10报告中提出的计算方程，采用向量法、机械求积法等对AGA推荐算法进行了优化;并通过MATLAB编程，计算了天然气物性参数，包括：压缩性系数、比热、声速、等熵指数、焓和熵;分析了AGA8中天然气压缩性系数随压力与温度的变化关系。

测试结果表明，计算误差低于0.0003‰，优化后程序运行平均耗时仅150 ms左右。

关键词： MATLAB;天然气;物性参数;AGA8-92DC方程;AGA10;优化算法中图分类号： TP391.75 文献标识码： A DOI：10.3969/j.issn.1003-6970.2020.09.027本文著录格式：陈玉洁，沈昱明. 基于AGA8和AGA10的天然气物性参数计算的软件设计[J]. 软件，2020，41（09）：9699+132【Abstract】： According to the calculation equations proposed in the AGA No. 8 and AGA No.10 reports issued by the American Gas Association （AGA）， the AGA recommendation algorithm was optimized using the vector method and the mechanical quadrature method; and the physical properties of natural gas was calculated through MATLAB， including compressibility factor， heat capacity， speed of sound， isentropic index， enthalpy and entropy; the relationship between the compressibility factor of natural gas in AGA8 and the pressure and temperature was analyzed. The test results show that the calculation error is less than 0.0003‰， and the average running time of the optimized program is only about 150 ms.【Key words】： MATLAB; Natural gas; Physical properties; AGA8-92DC equation; AGA10; Optimization0 引言天然氣物性参数，特别是压缩性系数的精确度，对天然气流量计量影响巨大[1]。