本发明涉及天然气流量计量，尤其是一种天然气压缩因子计算方法。
背景技术：
随着天然气工业的飞速发展，特别是输气管网的大规模建设，用于贸易计量的天然气流量仪表日益增多，其工作压力不断提高，流量范围也不断增大。天然气流量计量是多参数、多组分气体的连续测量，其量值测量具有不可回复性，其测量准确度受众多因素影响。
只有在低压、高温下实际气体才可以近似被看作理想气体，由于实际气体与理想气体的差异，使得对气体流量测量中的精确度和可靠性难以评价，特别是低温、高压管道气体流量的测量。在这种情况下，管道中的被测气质就不能用理想气体状态方程来进行描述和处理。
实际气体与理想气体的这种偏差，可以采用PV与RT的比值来说明，这个比值被称为压缩因子，压缩因子的定义为：在规定压力和温度下，任意质量气体的体积与该气体在相同条件下按理想气体定律计算的气体体积的比值。压缩因子以字母Z来表示，如果Z＞1，则在相同的温度和压力下实际气体的体积大于等量的理想气体的体积；如果Z＜1，则在相同的温度和压力下实际气体的体积小于等量理想气体的体积。
计算压缩因子有多种方法，美国燃气协会发表的AGA8报告，通过气体组分来计算天然气及其他相关烃类气体的压缩因子，AGA8-92DC方法就是其中一种非常重要的方法，该计算方法较为繁琐，设计多次求偏导数以及积分计算，同时由于气体流量计的成本控制，流量计内置的单片机核心计算能力一般，面对高强度、高频率的计算要求时效率低下。
技术实现要素：
本发明所要解决的技术问题是针对上述现有技术存在的问题，提供一种简单、快捷又准确的天然气压缩因子计算方法。
本发明解决上述技术问题所采用的技术方案为：一种天然气压缩因子计算方法，其特征在于：包括如下步骤：
1)确定管道内的天然气气质；
2)在管道内采样得到所述天然气气质的气质温度t和气质压力p，其中t的范围为0℃～60℃，p的范围为50KPa～4000KPa；
3)根据公式z＝s1t2+s2pt+s3t+s4p+c得到天然气压缩因子z，其中s4是由天然气气质决定的参量，c是常数，s1＝A1s4+B1，s2＝A2s4+B2，s3＝A3s4+B3，其中A1、B1、A2、B2、A3、B3均为常数。
为了使得天然气压缩因子的计算误差最小，s1＝9.707×10-2s4-2.944×10-7，s2＝-8.115×10-3s4+3.136×10-8，s3＝-5.007s4+3.214×10-5，由此z＝(9.707×10-2s4-2.944×10-7)t2+(-8.115×10-3s4+3.136×10-8)pt+(-5.007s4+3.214×10-5)t+s4p+0.9986。
系数s4通过如下步骤得到：
1)首先利用现有的天然气压缩因子公式计算出所述天然气气质温度在选定的标准气质温度，标准气质压力p0下的标准天然气压缩因子值z0；
2)将计算得到的标准天然气压缩因子值z0以及对应的标准气质压力p0与标准气质温度t0代入系数s4的计算公式而得到：
与现有技术相比，本发明的优点在于：适用于家用燃气流量计算，能精确、高效的计算出当下的天然气压缩因子，运用到当下主流的气体流量计当中，能提高工作效率。
附图说明
图1为本发明的计算方法的流程图。
具体实施方式
以下结合附图实施例对本发明作进一步详细描述。
一种天然气压缩因子计算方法，考虑到实际的应用，选取气质温度的主要变化范围为0℃至60℃，气质压力的主要变化范围为50KPa至4000KPa的环境下，提供一种简易的天然气压缩因子计算公式，克服AGA8号报告中提出的AGA8-92DC方程存在的求解繁琐的问题，并以现行的AGA8-92DC方程为基准，将本发明公式计算结果的相对误差控制在0.5％以内。
具体地，天然气压缩因子z是关于气质温度与气质压力的二次多项式，其中只含有一个待标定系数s4，公式的形式为：z＝s1t2+s2pt+s3t+s4p+c。其中p是待测天然气的气质压力，t是待测天然气的气质温度，系数c是与待测天然气气质无关的常数项，系数s4是与待测天然气气质有关的量。进一步说明，系数s1、s2、s3均可用与系数s4有关的线性关系式表示，s1＝A1s4+B1，s2＝A2s4+B2，s3＝A3s4+B3，其中A1、B1、A2、B2、A3、B3均为常数。
为了使得天然气压缩因子的计算误差最小，在本实施例中，c＝0.9986，s1＝9.707×10-2s4-2.944×10-7，s2＝-8.115×10-3s4+3.136×10-8，s3＝-5.007s4+3.214×10-5。
系数s4的确定可通过以下方式：在气质组成成分已知的条件下，利用美国燃气协会8号报告AGA8提出的AGA8-92DC方程计算在特定气质压力p0与特定气质温度t0下的天然气压缩因子大小z0，将计算得到的z0以及对应的p0、t0代入下式中便可得到s4系数的值。
因此，本发明计算方法的具体形式为：
z＝(9.707×10-2s4-2.944×10-7)t2+(-8.115×10-3s4+3.136×10-8)pt+(-5.007s4+3.214×10-5)t+s4p+0.9986
实施例一
以美国燃气协会8号报告所提到的气样1为例，该气样的主要成分摩尔百分比见附表1。
表1各种气质主要成分摩尔百分比(％)
同时，得到针对于该气样1的压缩因子计算公式的流程可见图1：
1)首先利用美国燃气协会8号报告提出的AGA8-92DC方程计算出在气质温度t0为10℃，气质压力p0为1000KPa下的标准天然气压缩因子值z0。(计算z0时，选取其他的气质温度与气质压力作为标准参考值也均可)，得到天然气压缩因子值z0＝0.97744；在此步骤中，也可以用其他天然气压缩因子计算方法得到标准天然气压缩因子值z0；
2)将计算得到的天然气压缩因子值z0以及对应的气质压力p0与气质温度t0代入系数s4的计算公式：
从而计算得到系数s4＝-2.478×10-5；
3)确定了系数s4的值后，将系数s4代入本发明公式中修正压缩因子计算公式：
z＝(9.707×10-2s4-2.944×10-7)t2+(-8.115×10-3s4+3.136×10-8)pt+(-5.007s4+3.214×10-5)t+s4p+0.9986
由此，便可以得到针对于气样1的压缩因子计算公式，即：
z＝-2.699×10-6t2+2.324×10-7pt+1.562×10-4t-2.478×10-5p+0.9986
此时，为了验证得到关于气样1的压缩因子计算公式的可行性，可进行相关的误差分析。在选取一系列气质温度与气质压力情况下，以美国燃气协会8号报告AGA8提出的AGA8-92DC方程的计算结果为基准，计算本发明公式的相对误差大小。具体情况可见表2。
表2气样1计算比较
实施例二
为了进一步说明本发明的可行性，这里又选取了5种美国燃气协会8号报告所提到的气样，这5种气样的具体成分摩尔百分比可见表1。
首先对不同气样的压缩因子值进行采样，考虑到压缩因子的实际应用，故取气质温度从0℃至60℃变化，5℃为步长；气质压力取从50KPa到2000KPa变化，取其中50KPa至300KPa以50KPa为步长，300KPa至2000KPa以200KPa为步长，利用AGA8报告中提出的AGA8-92DC方程对5种气样进行不同气质温度与气质压力下的压缩因子值采样。由于数据采样点比较多，表3至表7分别截取了5种气样在一部分采样点上的压缩因子值。
同时，通过图1的步骤，确定对应于不同气样的压缩因子计算公式(这里我们选择特定气质压力为1000KPa，特定气质温度为10℃)。根据得到的公式计算上述5种气样在各个采样点上的压缩因子值，同样由于数据采样点较多，表3至表7分别截取了5种气样在一部分采样点上的压缩因子值。
以现行的AGA8报告提出的AGA8-92DC方程为基准，得到通过该方程的压缩因子值计算结果z1，并计算出本发明提出的天然气压缩因子计算公式的计算结果z2。并根据相对误差计算公式计算得到对应的相对误差大小。
表3至表7分别截取了5种气样在一部分采样点上的相对误差大小，可见相对误差均控制在了0.5％以下，证明发明公式具有较强的可行性。
表3气样2计算比较
表4气样3计算比较
表5气样4计算比较
表6气样5计算比较
表7气样6计算比较
上文中例举了一组系数s1、s2、s3，而系数s1、s2、s3还可以有其他替代方案，满足相对误差均控制在0.5％以下的要求：如
s1＝9.711×10-2s4-2.931×10-7
s2＝-8.125×10-3s4+3.105×10-8
s3＝-5.018s4+3.178×10-5
z＝(9.711×10-2s4-2.931×10-7)t2+(-8.125×10-3s4+3.105×10-8)pt+(-5.018s4+3.178×10-5)t+s4p+0.9986
又如：
s1＝9.7×10-2s4-2.955×10-7
s2＝-8.114×10-3s4+3.139×10-8
s3＝-4.998s4+3.229×10-5
z＝(9.7×10-2s4-2.955×10-7)t2+(-8.114×10-3s4+3.139×10-8)pt+(-4.998s4+3.229×10-5)t+s4p+0.9986
又如：
s1＝9.696×10-2s4-3.056×10-7
s2＝-8.11×10-3s4+3.184×10-8
s3＝-5.000s4+3.283×10-5
z＝(9.696×10-2s4-3.056×10-7)t2+(-8.11×10-3s4+3.184×10-8)pt+(-5.000s4+3.283×10-5)t+s4p+0.9986