天然气音速计算方法技术

本发明专利技术公开了一种天然气音速计算方法，天然气音速为v，其特征在于：计算天然气音速简化公式为：v＝s

Sonic calculation method of natural gas

The invention discloses a method for calculating the sonic speed of natural gas, wherein the sonic speed of natural gas is V, and is characterized in that the simplified formula for calculating the sonic speed of natural gas is: v = s

【技术实现步骤摘要】
天然气音速计算方法
本专利技术涉及天然气流量计量，尤其是一种天然气音速计算方法。
技术介绍
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。现有的计算天然气音速方法主要是根据美国燃气协会发表的AGA10号报告中提出的计算公式来计算的，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。
技术实现思路
本专利技术所要解决的技术问题是针对上述现有技术存在的问题，提供一种计算简单而高效的天然气音速计算方法。本专利技术解决上述技术问题所采用的技术方案为：一种天然气音速计算方法，天然气音速为v，其特征在于：计算天然气音速的公式为：v＝s1t2+s2pt+s3p+s4t+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，s1、s2是常数，s3＝Ac+B，s4＝A1c+B1，其中A、B、A1、B1均为常数，c是由待测天然气气质决定的参量。为了使得天然气音速的计算误差最小，s1＝-1.128×10-3，s2＝5.8398×10-5，s3＝1.26×10-5c-1.018×10-2，s4＝1.814×10-3c-4.139×10-2，由此v＝-1.128×10-3t2+5.8398×10-5pt+(1.26×10-5c-1.018×10-2)p+(1.814×10-3c-4.139×10-2)t+c。系数c通过如下步骤得到：1)首先利用现有的天然气音速计算公式计算出待测天然气气质在选定的标准气质温度t0，标准气质压力p0下的标准天然气音速值v0；2)将计算得到的标准天然气音速值v0、对应的标准气质压力p0与标准气质温度t0代入系数c的计算公式而得到系数c：与现有技术相比，本专利技术的优点在于：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音速，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为天然气音速计算流程图。具体实施方式以下结合附图实施例对本专利技术作进一步详细描述。一种天然气音速计算方法，考虑到城镇燃气管道的真实工作环境，气质温度的主要变化范围为-20℃至60℃，气质压力的主要变化范围为50KPa至2000KPa的环境下，因此，本专利技术的计算方法所涉及到的气质温度与气质压力均在上述所提及的变化范围之内。本专利技术的计算方法可以克服AGA10号报告中提出的天然气音速计算公式存在的求解繁琐的问题，并以现行的AGA10报告提出的天然气音速计算方式为基准，将本专利技术计算结果的相对误差控制在0.5％以内。具体地，天然气音速v是关于气质温度与气质压力的二次多项式：v＝s1t2+s2pt+s3p+s4t+c其中系数s1、s2是与气质无关的常数项，系数c是与气质有关的参量，p是气质压力(可测得)，t是气质温度(可测得)，而系数s3、系数s4均可用与系数c有关的线性关系式表示，上述公式中只有一个待定标量c。s3＝Ac+B，s4＝A1c+B1，其中A、B、A1、B1均为常数。为了使得天然气音速的计算误差最小，系数s1为常数项，且值为s1＝-1.128×10-3；系数s2为常数项，且值为s2＝5.8398×10-5；系数s3可以用系数c的线性表达式表示，该式为：s3＝1.26×10-5c-1.018×10-2；系数s4可以用与系数c有关的线性关系式来表示，系数s4的计算公式为：s4＝1.814×10-3c-4.139×10-2，只与待标定量c有关。而系数c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10号报告AGA10提出的音速计算公式计算在任一气质压力p0与任一气质温度t0下的天然气音速大小v0，将计算得到的v0以及对应的p0、t0代入下式中便可得到c的值：因此，本专利技术公式的具体形式为：v＝-1.128×10-3t2+5.8398×10-5pt+(1.26×10-5c-1.018×10-2)p+(1.814×10-3c-4.139×10-2)t+c实施例1：以美国燃气协会10号报告所提到的气质GulfCoast例，该气质的主要成分摩尔百分比见表1。表1各种气质主要成分摩尔百分比同时，得到针对于该气质的音速计算公式的流程可见图1：1)首先利用美国燃气协会AGA10号报告提出的天然气音速计算公式计算出在标准气质温度t0为20℃，标准气质压力p0为1000KPa下的标准天然气音速值v0(计算v0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)，得到标准天然气音速值v0＝430.104514m/s；在此步骤中，也可以用其他天然气音速计算方法得到标准天然气音速值v0；2)将计算得到的标准天然气音速值v0以及对应的标准气质压力p0与标准气质温度t0代入系数c的计算公式：从而计算得到系数c＝419.1554；3)确定了系数c的值后，将系数c代入本专利技术公式中修正音速公式：v＝-1.128×10-3t2+5.8398×10-5pt+(1.26×10-5c-1.018×10-2)p+(1.814×10-3c-4.139×10-2)t+c便可以得到针对于气质GulfCoast的音速简化计算公式，即：v＝-1.128×10-3t2+5.8398×10-5pt-4.898×10-3p+0.7190t+419.1554此时，为了验证得到关于气质GulfCoast的音速简化计算公式的可行性，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10号报告AGA10提出的计算公式为基准，计算本专利技术的相对误差大小。具体情况可见表2。表2气质GulfCoast计算比较实施例2：为了进一步说明本专利技术的可行性，这里又选取了3种美国燃气协会10号报告所提到的气质，即Amarillo、HighN2、HighCO2，这三种气质的具体成分摩尔百分比可见表1。首先对3种天然气的音速值进行采样，考虑到城镇燃气管道的真实工作环境，故取气质温度从-20℃至60℃变化，5℃为步长；气质气压取从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AGA10报告中提出的音速计算公式对3种气质进行不同气质温度与气质压力下的音速值采样。由于数据采样点比较多，表3～表5分别截取了3种气质在一部分采样点上的音速值。同时，通过图1所示的步骤，利用AGA10报告提出的音速计算公式计算出20摄氏度、1000Kpa下不同天然气的音速值v0，从而确定对应于不同气质的音速计算公式。根据得到的公式分别计算上述3种气质在各个采样点上的音速值，同样由于数据采样点较多，表3～表5分别截取了3种气质在一部分采样点上的音速值。以AGA10报告提出的天然气音速计算方法为基准，得到通过AGA10报告计算出的音速值v1，并计算出本专利技术提出的天然气音速简化计算公式的计算结果v2。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气质Amarillo计算比较表4气质HighN2计算比较表5气质HighC本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种天然气音速计算方法，天然气音速为v，其特征在于：计算天然气音速简化公式为：v＝s

【技术特征摘要】
1.一种天然气音速计算方法，天然气音速为v，其特征在于：计算天然气音速简化公式为：v＝s1t2+s2pt+s3p+s4t+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，s1、s2是常数，s3＝Ac+B，s4＝A1c+B1，其中A、B、A1、B1均为常数，c是由待测天然气气质决定的参量。2.如权利要求1所述的天然气音速计算方法，其特征在于：s1＝-1.128×10-3，s2＝5.8398×10-5，s3＝1.26×10-5c-1.018×10-2，s4＝1.814×10-3c-4.139×10-2，由此v＝-1.128×10-3t2+5.8398×10-5pt+(1.26×10-5c-1.018×10-2)p+(1...

【专利技术属性】
技术研发人员：杨鸣，汤旭东，曾宇乾，倪佳能，
申请(专利权)人：宁波大学，
类型：发明
国别省市：浙江,33