ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

ГОСТ 30319.2-96
Группа Б19

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение коэффициента сжимаемости

Natural gas. Methods of calculation of physical properties.
Definition of compressibility coefficient

ОКС 75.060

ОКСТУ 0203

Дата введения 1997-07-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским центром стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) Госстандарта России, фирмой "Газприборавтоматика" акционерного общества "Газавтоматика" РАО "Газпром"

ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации

2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 9-96 от 12 апреля 1996 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование государства

Наименование национального органа
по стандартизации

Азербайджанская Республика
Республика Армения
Республика Белоруссия
Республика Грузия
Республика Казахстан
Киргизская Республика
Республика Молдова
Российская Федерация
Республика Таджикистан

Туркменистан
Украина

Азгосстандарт
Армгосстандарт
Белстандарт
Грузстандарт
Госстандарт Республики Казахстан
Киргизстандарт
Молдовастандарт
Госстандарт России
Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации
Главгосинспекция Туркменистана
Госстандарт Украины

3 ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.2-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

ВНЕСЕНО Изменение N 1, принятое Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 22 от 06.11.2002). Государство-разработчик Россия. Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 N 167-ст введено в действие на территории РФ с 01.06.2004 и опубликовано в ИУС N 8, 2004 год

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 8, 2004 год

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий стандарт устанавливает четыре метода определения коэффициента сжимаемости природного газа: при неизвестном полном компонентном составе природного газа (два метода) и известном компонентном составе.

Стандарт устанавливает предпочтительные области применения каждого метода по измеряемым параметрам (давление, температура, плотность природного газа при стандартных условиях и компонентный состав природного газа), однако не запрещает использование любого из методов и в других областях.

Допускается применять любые другие методы расчета коэффициента сжимаемости, однако погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этим методам не должна превышать погрешностей, приведенных в настоящем стандарте (см. 3.2.1).

Используемые в настоящем стандарте определения и обозначения приведены в соответствующих разделах ГОСТ 30319.0.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения.

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

3.1. Общие положения

Коэффициент сжимаемости вычисляют по формуле

, (1)

где и - фактор сжимаемости соответственно при рабочих и стандартных условиях.

Рабочие условия характеризуются такими давлениями и температурами, которые определяются измерениями в процессе добычи, переработки и транспортирования природного газа. Давление и температура при стандартных условиях приведены в ГОСТ 30319.0.

3.2. Методы расчета коэффициента сжимаемости

3.2.1. Пределы применимости методов расчета и погрешности расчета коэффициента сжимаемости

В таблице 1 приведены общие результаты апробации методов расчета и область их применения. Апробация проведена на обширном массиве высокоточных экспериментальных данных о факторе сжимаемости природного газа [1-12].

Таблица 1 - Результаты апробации и область применения методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа

Метод расчета	Область применения и погрешность метода расчета				Отклонения от экспериментальных данных
	Область применения	, кг/м	, МПа	Погреш- ность , %	, %	, %
NX19 мод.	32, МДж/м40 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0	<0,70	<3	0,12	-0,02	+0,07	-0,09
			3-7	0,18	-0,01	+0,37	-0,10
			>7	0,41	0,17	+0,59	-0,08
		0,70-0,75	<3	0,13	0,01	+0,14	-0,13
			3-7	0,29	0,12	+0,46	-0,15
			>7	0,42	0,27	+0,66	-0,12
		>0,75	<3	0,20	0,05	+0,41	-0,13
			3-7	0,57	0,24	+1,06	-0,25
			>7	1,09	0,34	+1,65	-0,40
		0,74-1,00 (смеси с HS)	0,1-11	0,15	-0,02	+0,09	-0,10
УС GERG-91 мод.	20, МДж/м48 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0	<0,70	<3	0,11	0,01	+0,13	-0,04
			3-7	0,15	0,02	+0,51	-0,06
			>7	0,20	0,03	+0,63	-0,06
		0,70-0,75	<3	0,12	-0,01	+0,08	-0,17
			3-7	0,15	-0,02	+0,11	-0,43
			>7	0,19	0,02	+0,16	-0,34
		>0,75	<3	0,13	0,01	+0,26	-0,12
			3-7	0,15	-0,01	+0,15	-0,30
			>7	0,19	0,01	+0,65	-0,31
		0,74-1,00 (смеси с HS)	0,1-11	2,10	-0,66	+0,06	-3,10
УС AGA8-92DC	20, МДж/м48 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0	<0,70	<3	0,10	-0,01	+0,03	-0,06
			3-7	0,11	-0,01	+0,15	-0,06
			>7	0,12	0,02	+0,19	-0,04
		0,70-0,75	<3	0,12	-0,01	+0,08	-0,18
			3-7	0,15	-0,03	+0,11	-0,43
			>7	0,19	0,01	+0,16	-0,37
		>0,75	<3	0,12	0,01	+0,25	-0,11
			3-7	0,15	-0,02	+0,24	-0,24
			>7	0,17	0,01	+0,31	-0,17
		0,74-1,00 (смеси с HS)	0,1-11	1,30	-0,38	+0,06	-1,88
УС ВНИЦСМВ	20, МДж/м48 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0	<0,70	<3	0,11	-0,04	+0,01	-0,10
			3-7	0,12	-0,04	+0,05	-0,11
			>7	0,12	-0,01	+0,06	-0,14
		0,70-0,75	<3	0,12	-0,03	+0,08	-0,17
			3-7	0,15	-0,02	+0,11	-0,33
			>7	0,18	0,02	+0,13	-0,27
		>0,75	<3	0,13	-0,01	+0,25	-0,11
			3-7	0,15	-0,01	+0,18	-0,25
			>7	0,24	-0,01	+0,28	-0,33
		0,74-1,00 (смеси с HS)	0,1-11	0,36	0,10	+0,54	-0,24
Примечания: 1 При использовании методов расчета NX19 мод. и УС GERG-91 мод. высшую удельную теплоту сгорания () вычисляют по формуле (52) ГОСТ 30319.1. 2 При использовании методов расчета УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ плотность газа при стандартных условиях () вычисляют по формуле (16) ГОСТ 30319.1, а высшую удельную теплоту сгорания () - по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять по формуле (52) ГОСТ 30319.1).

Погрешность данных не превышает 0,1%.

Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода и количества рекомендуется применять:

1) модифицированный метод NX19 мод. - при распределении газа потребителям;

2) модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] - при транспортировании газа по магистральным газопроводам;

3) уравнение состояния ВНИЦСМВ - при добыче и переработке газа.

Метод NX19 мод. и уравнение состояния GERG-91 мод. могут быть использованы при неизвестном полном компонентном составе природного газа, расчет по этим методам не требует применения ЭВМ.

Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВ может быть осуществлен только при наличии ЭВМ и известном полном компонентном составе природного газа, при этом должны быть выдержаны следующие диапазоны концентраций компонентов (в мол. %):

метан 65-100

пропан 3,5

азот 15

сероводород 30

остальные 1

этан 15

бутаны 1,5

диоксид углерода 15

(УС ВНИЦСМВ) и 0,02 (УС AGA8-92DC)

В области давлений (12-30) МПа и температур (260-340) К для расчета коэффициента сжимаемости допускается применять уравнения состояния GERG-91 мод. и AGA8-92DC. Погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа в указанной области давлений и температур составляет для уравнения GERG-91 мод. - 3,0 % [14], для уравнения AGA8-92DC - 0,5 % [15].

Выбор конкретного метода расчета коэффициента сжимаемости допускается определять в контракте между потребителем природного газа и его поставщиком с учетом требований настоящего стандарта.

В таблице 1 приняты следующие обозначения:

1) - систематическое отклонение от экспериментальных данных

; (2)

2) - максимальное отклонение в -й точке экспериментальных данных

, (3)

где и - соответственно расчетный и экспериментальный коэффициенты сжимаемости;

3) - погрешность расчета коэффициента сжимаемости по ИСО 5168 [16]

, (4)

где - стандартное отклонение, которое вычисляется из выражения

, (5)

- погрешность экспериментальных данных (0,1%).

Погрешность расчета коэффициента сжимаемости приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2.2. Модифицированный метод NX19мод.

В соответствии с требованиями стандарта Германии [17] расчет фактора сжимаемости по модифицированному методу NX19 мод. основан на использовании уравнения следующего вида

, (6)
где , (7)
, (8)
, (9)
, (10)
. (11)

Корректирующий множитель в зависимости от интервалов параметров и вычисляют по формулам:

при и

, (12)

при и

, (13)

при и

, (14)

где .

Параметры и определяются по следующим соотношениям:

, (15)

, (16)

где и - псевдокритические значения давления и температуры, определяемые по формулам (48) и (49) ГОСТ 30319.1, а именно:

, (17)

. (18)

В формулах (17), (18) вместо молярных долей диоксида углерода и азота допускается применять их объемные доли ( и ).

Коэффициент сжимаемости природного газа вычисляют по формуле (1), при этом фактор сжимаемости при рабочих условиях рассчитывают по формулам (6)-(18) настоящего стандарта, а фактор сжимаемости при стандартных условиях - по формуле (24) ГОСТ 30319.1.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2.3. Модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.

Европейская группа газовых исследований на базе экспериментальных данных, собранных в [12], и уравнения состояния вириального типа [18], разработала и опубликовала в [13, 14] УС

, (19)

где и - коэффициенты УС;

- молярная плотность кмоль/м.

Коэффициенты уравнения состояния определяют из следующих выражений

(20)

(21)

где - молярная доля эквивалентного углеводорода

, (22)

(23)
(24)
(25)
(26)
(27)
(28)
(29)
(30)
(31)

(32)
(33)

В формулах (23), (27) рассчитывают по выражению

(34)

где - молярная масса эквивалентного углеводорода, значение которой определяется из выражения

(35)

В выражении (35) молярную долю эквивалентного углеводорода () рассчитывают с использованием формулы (22), а фактор сжимаемости при стандартных условиях () рассчитывают по формуле (24) ГОСТ 30319.1, а именно

(36)

После определения коэффициентов уравнения состояния (19) и рассчитывают фактор сжимаемости при заданных давлении (, МПа) и температуре (, К) по формуле

(37)

где

(38)

(39)
(40)
(41)
(42)
(43)

Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле (1), а именно

. (44)

Фактор сжимаемости при стандартных условиях рассчитывают по формуле (36).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2.4. Уравнение состояния AGA8-92DC

В проекте стандарта ISO/TC 193 SCI N 62 [15] Американской Газовой Ассоциацией для расчета фактора сжимаемости предложено использовать уравнение состояния

(45)

где и - коэффициенты УС;

- молярная плотность, кмоль/м.

Константы УС (45) приведены в таблице А.1.

Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитываются по формуле (12) ГОСТ 30319.1.

Приведенную плотность определяют по формуле

(46)

Параметр вычисляют по формуле (53).

Коэффициент УС рассчитывают из следующих соотношений:

(47)

(48)

где - количество компонентов в природном газе.

Константы и характерные параметры компонентов в формулах (47), (48) приведены соответственно в таблицах А.1 и А.2.

Бинарные параметры и параметры рассчитывают с использованием следующих уравнений:

(49)

(50)

(51)
(52)
(53)
(54)

(55)

где - параметры бинарного взаимодействия, которые даны в таблице А.3. Параметры бинарного взаимодействия, которые не приведены в этой таблице, а также при , равны единице.

Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (45) необходимо определить плотность при заданных давлении (, МПа) и температуре (, К).

Плотность из УС (45) определяют по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

1) начальную плотность определяют по формуле

(56)

где приведенное давление вычисляют из выражения

(57)

2) плотность на -м итерационном шаге определяют из выражений

(58)
(59)

где рассчитывают из УС (45) при плотности на итерационном шаге (, т.е. при , а безразмерный комплекс определяют из выражения

(60)

при этом ;

4) критерий завершения итерационного процесса

, (61)

если критерий (61) не выполняется, то необходимо продолжить итерационный процесс, начиная с пункта 2) алгоритма.

После определения фактора сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по формуле (1) рассчитывают коэффициент сжимаемости.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2.5. Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

Во Всероссийском научно-исследовательском центре стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) для расчета фактора сжимаемости природного газа разработано уравнение состояния

(62)

где - коэффициенты УС;

- приведенная плотность;

- приведенная температура;

- молярная плотность, кмоль/м;

и - псевдокритические параметры природного газа.

Коэффициенты УС определяются по формуле

(63)

где - обобщенные коэффициенты УС, которые приведены в таблице Б.1.

Псевдокритические параметры природного газа и его фактор Питцера вычисляют по формулам:

- псевдокритическую плотность

(64)
где (65)

- псевдокритическую температуру

(66)
где (67)
(68)

- фактор Питцера

(69)
где (70)

В соотношениях (64) - (70) - число основных компонентов природного газа (метана, этана, пропана, н-бутана, и-бутана, азота, диоксида углерода, сероводорода).

Критические параметры компонентов , их молярная масса и факторы Питцера приведены в таблице Б.2, а параметры бинарного взаимодействия - в таблицах Б.3 и Б.4.

Если заданный компонентный состав природного газа включает кроме основных другие компоненты (но не более 1% в сумме), то молярные доли этих компонентов прибавляют к соответствующим долям основных компонентов следующим образом:

- ацетилен и этилен к этану;

- пропилен к пропану;

- углеводороды от н-пентана и выше к н-бутану;

- прочие компоненты к азоту.

Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319.1.

Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (62) необходимо определить плотность при заданных давлении (, МПа) и температуре (, К).

Плотность из УС (62) определяют по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

1) начальную плотность определяют по формуле

(75)*

где приведенное давление вычисляют из выражений

(76)
(77)

а псевдокритические плотность (), температуру () и фактор Питцера () рассчитывают по формулам (64), (66) и (69);

____________________

* Формулы 71-74 исключены Изменением N 1. - .

2) плотность на -м итерационном шаге определяют из выражений

(78)
(79)

где рассчитывают из УС (62) при плотности на итерационном шаге , т.е. при , а безразмерный комплекс определяют из выражения

(80)

4) критерий завершения итерационного процесса

, (81)

если критерий (81) не выполняется, то необходимо продолжить итерационный процесс, начиная с пункта 2) алгоритма.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4 ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (), температуру (), плотность при стандартных условиях () и состав () измеряют с определенной погрешностью. Перечисленные параметры являются исходными данными для расчета коэффициента сжимаемости.

В соответствии с рекомендациями ИСО 5168 [16] погрешность расчета коэффициента сжимаемости, которая появляется в связи с погрешностью измерения исходных данных, определяют по формуле

, (82)

где - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных;

- погрешность измерения параметра исходных данных;

; (83)

(84)

В формулах (82) - (84):

- условное обозначение -го параметра исходных данных ();

- среднее значение -го параметра в определенный промежуток времени (сутки, месяц, год и т.д.);

- максимальное и минимальное значение -го параметра в определенный промежуток времени;

- количество параметров исходных данных.

При вычислении частных производных по формуле (83) коэффициенты сжимаемости и рассчитывают при средних параметрах и параметрах и соответственно. Рекомендуется выбирать .

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) рассчитывают по выбранному рекомендуемому методу расчета при средних параметрах .

Дл

я методов:

1) NX19 мод. и УС GERG-91 мод. - = 5 и параметрами исходных данных являются давление, температура, плотность при стандартных условиях, молярные доли азота и диоксида углерода;

2) УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ - = 2 + ( - количество компонентов) и параметрами исходных данных являются давление, температура и молярные доли компонентов природного газа, причем для УС ВНИЦ СМВ учитываются молярные доли только основных компонентов газа.

Общую погрешность расчета коэффициента сжимаемости определяют по формуле

(85)

где - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, которая для каждого метода приведена в 3.2.1.

Для методов NX19 мод. и УС GERG-91 мод. допускается рассчитывать погрешность по формуле

(86)

где и - погрешность измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициенты и в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости , определяются по следующим выражениям (см. формулы (34) - (38) или (39) - (43) ГОСТ 30319.1):

- при расчете по методу NX19 мод.

(87)

(88)
(89)
(90)
(91)

- при расчете по методу GERG-91

(92)
(93)
(94)
(95)
(96)

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5 ПРОГРАММНАЯ И ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

Расчет коэффициента сжимаемости природного газа по указанным в стандарте методам реализован на ПЭВМ, совместимых с IBM PC/AT/XT, на языке программирования ФОРТРАН-77. Листинг программы приведен в приложении В.

В приложениях Г и Д приведены примеры расчета соответственно коэффициента сжимаемости и погрешности вычисления коэффициента сжимаемости, которая вызвана погрешностью определения исходных данных.

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(обязательное)

ТАБЛИЦЫ КОНСТАНТ И ПАРАМЕТРОВ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ АGА8-92DС

Таблица А.1

Константы уравнения состояния АQА8-92DС


1	0,153832600	1	0	0	0,0	0	0	0
2	1,341953000	1	0	0	0,5	0	0	0
3	-2,998583000	1	0	0	1,0	0	0	0
4	-0,048312280	1	0	0	3,5	0	0	0
5	0,375796500	1	0	0	-0,5	1	0	0
6	-1,589575000	1	0	0	4,5	1	0	0
7	-0,053588470	1	0	0	0,5	0	1	0
8	2,29129Е-9	1	1	3	-6,0	0	0	1
9	0,157672400	1	1	2	2,0	0	0	0
10	-0,436386400	1	1	2	3,0	0	0	0
11	-0,044081590	1	I	2	2,0	0	1	0
12	-0,003433888	1	1	4	2,0	0	0	0
13	0,032059050	1	1	4	11,0	0	0	0
14	0,024873550	2	0	0	-0,5	0	0	0
15	0,073322790	2	0	0	0,5	0	0	0
16	-0,001600573	2	1	2	0,0	0	0	0
17	0,642470600	2	1	2	4,0	0	0	0
18	-0,416260100	2	1	2	6,0	0	0	0
19	-0,066899570	2	1	4	21,0	0	0	0
20	0,279179500	2	1	4	23,0	1	0	0
21	-0,696605100	2	1	4	22,0	0	1	0
22	-0,002860589	2	1	4	-1,0	0	0	1
23	-0,008098836	3	0	0	-0,5	0	1	0
24	3,150547000	3	1	1	7,0	1	0	0
25	0,007224479	3	1	1	-1,0	0	0	1
26	-0,705752900	3	1	2	6,0	0	0	0
27	0,534979200	3	1	2	4,0	1	0	0
28	-0,079314910	3	1	3	1,0	1	0	0
29	-1,418465000	3	1	3	9,0	1	0	0
30	-5,99905Е-17	3	1	4	-13,0	0	0	1
31	0,105840200	3	1	4	21,0	0	0	0
32	0,034317290	3	1	4	8,0	0	1	0
33	-0,007022847	4	0	0	-0,5	0	0	0
34	0,024955870	4	0	0	0,0	0	0	0
35	0,042968180	4	1	2	2,0	0	0	0
36	0,746545300	4	1	2	7,0	0	0	0
37	-0,291961300	4	1	2	9,0	0	1	0
38	7,294616000	4	1	4	22,0	0	0	0
39	9,936757000	4	1	4	23,0	0	0	0
40	0,005399808	5	0	0	1,0	0	0	0
41	0,243256700	5	1	2	9,0	0	0	0
42	0,049870160	5	1	2	3,0	0	1	0
43	0,003733797	5	1	4	8,0	0	0	0
44	1,874951000	5	1	4	23,0	0	1	0
45	0,002168144	6	0	0	1,5	0	0	0
46	-0,658716400	6	1	2	5,0	1	0	0
47	0,000205518	7	0	0	-0,5	0	1	0
48	0,009776195	7	1	2	4,0	0	0	0
49	-0,020487080	8	1	1	7,0	1	0	0
50	0,015573220	8	1	2	3,0	0	0	0
51	0,006862415	8	1	2	0,0	1	0	0
52	-0,001226752	9	1	2	1,0	0	0	0
53	0,002850906	9	1	2	0,0	0	1	0

Таблица А.2

Характерные параметры компонентов

Компонент	Молярная масса	Характерные параметры
			, м/кмоль
Метан	16,0430	151,3183	0,4619255	0,0	0,0	0,0
Этан	30,0700	244,1667	0,5279209	0,079300	0,0	0,0
Пропан	44,0970	298,1183	0,5837490	0,141239	0,0	0,0
н-Бутан	58,1230	337,6389	0,6341423	0,281835	0,0	0,0
и-Бутан	58,1230	324,0689	0,6406937	0,256692	0,0	0,0
Азот	28,0135	99,73778	0,4479153	0,027815	0,0	0,0
Диоксид углерода	44,0100	241,9606	0,4557489	0,189065	0,69	0,0
Сероводород	34,0820	296,3550	0,4618263	0,088500	0,0	0,0
н-Пентан	72,1500	370,6823	0,6798307	0,366911	0,0	0,0
и-Пентан	72,1500	365,5999	0,6738577	0,332267	0,0	0,0
н-Гексан	86,1770	402,8429	0,7139987	0,432254	0,0	0,0
н-Гептан	100,2040	427,5391	0,7503628	0,512507	0,0	0,0
н-Октан	114,2310	450,6472	0,7851933	0,576242	0,0	0,0
Гелий	4,0026	2,610111	0,3589888	0,0	0,0	0,0
Моноксид углерода	28,0100	105,5348	0,4533894	0,038953	0,0	0,0
Кислород	31,9988	122,7667	0,4186954	0,021000	0,0	0,0
Аргон	39,9480	119,6299	0,4216551	0,0	0,0	0,0
Вода	18,0153	514,0156	0,3825868	0,332500	0,0	0,0

Таблица А.3

Параметры бинарного взаимодействия

Компоненты		Параметры бинарного взаимодействия

Метан	Азот	0,971640	0,886106	1,003630
	Диоксид углерода	0,960644	0,963827	0,995933	0,807653
	Пропан	0,996050	1,023960
	Моноксид углерода	0,990126
	и-Бутан	1,019530
	н- Бутан	0,995474	1,021280
	и-Пентан	1,002350
	н-Пентан	1,003050
	н-Гексан	1,012930
	н-Гептан	0,999758
	н-Октан	0,988563
Азот	Диоксид углерода	1,022740	0,835058	0,982361	0,982746
	Этан	0,970120	0,816431	1,007960
	Пропан	0,945939	0,915502
	Моноксид углерода	1,005710
	и-Бутан	0,946914
	н-Бутан	0,973384	0,993556
	и-Пентан	0,959340
	н-Пентан	0,945520
	н-Гексан	0,937880
	н-Гептан	0,935977
	н-Октан	0,933269
Диоксид углерода	Этан	0,925053	0,969870	1,008510	0,370296
	Пропан	0,960237
	Моноксид углерода	1,500000	0,900000
	и-Бутан	0,906849
	н-Бутан	0,897362
	и-Пентан	0,726255
	н-Пентан	0,859764
	н-Гексан	0,766923
	н-Гептан	0,782718
	н-Октан	0,805823
Этан	Пропан	1,035020	1,080500	1,000460
	и-Бутан		1,250000
	н-Бутан	1,013060	1,250000
	и-Пентан		1,250000
	н-Пентан	1,005320	1,250000
Пропан	н-Бутан	1,004900

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)

ТАБЛИЦЫ КОЭФФИЦИЕНТОВ И ПАРАМЕТРОВ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ВНИЦ СМВ

Таблица Б.1

Обобщенные коэффициенты уравнения состояния ВНИЦ СМВ


1	0	6,087766·10	-7,187864·10
2	0	-4,596885·10	1,067179·10
3	0	1,149340·10	-2,576870·10
4	0	-6,075010·10	1,713395·10
5	0	-8,940940·10	1,617303·10
6	0	1,144404·10	-2,438953·10
7	0	-3,457900·10	7,156029·10
8	0	-1,235682·10	3,350294·10
9	0	1,098875·10	-2,806204·10
10	0	-2,193060·10	5,728541·10
1	1	-1,832916·10	6,057018·10
2	1	4,175759·10	-7,947685·10
3	1	-9,404549·10	2,167887·10
4	1	1,062713·10	-2,447320·10
5	1	-3,080591·10	7,804753·10
6	1	-2,122525·10	4,870601·10
7	1	1,781466·10	-4,192715·10
8	1	-4,303578·10	1,000706·10
9	1	-4,963321·10	1,237872·10
10	1	3,474960·10	-8,610273·10
1	2	1,317145·10	-1,295347·10
2	2	-1,073657·10	2,208390·10
3	2	2,395808·10	-5,864596·10
4	2	-3,147929·10	7,444021·10
5	2	1,842846·10	-4,470704·10
6	2	-4,092685·10	9,965370·10
7	2	-1,906595·10	5,136013·10
8	2	4,015072·10	-9,576900·10
9	2	-1,016264·10	2,419650·10
10	2	-9,129047·10	2,275036·10
1	3	-2,837908·10	1,571955·10
2	3	1,534274·10	-3,020599·10
3	3	-2,771885·10	6,845968·10
4	3	3,511413·10	-8,281484·10
5	3	-2,348500·10	5,600892·10
6	3	7,767802·10	-1,859581·10
7	3	-1,677977·10	3,991057·10
8	3	3,157961·10	-7,567516·10
9	3	4,008579·10	-1,062596·10
1	4	2,606878·10	-1,375957·10
2	4	-1,106722·10	2,055410·10
3	4	1,279987·10	-3,252751·10
4	4	-1,211554·10	2,846518·10
5	4	7,580666·10	-1,808168·10
6	4	-1,894086·10	4,605637·10
1	5	-1,155750·10	6,466081·10
2	5	3,601316·10	-5,739220·10
3	5	-7,326041·10	3,694793·10
4	5	-1,151685·10	2,077675·10
5	5	5,403439·10	-1,256783·10
1	6	9,060572·10	-9,775244·10
2	6	-5,151915·10	2,612338·10
3	6	7,622076·10	-4,059629·10
1	7	4,507142·10	-2,298833·10

Таблица Б.2

Физические свойства компонентов природного газа, используемые
в уравнении состояния ВНИЦ СМВ

Компоненты	Химическая формула	Молярная масса	Критические параметры				, кг/м	Фактор Питцера
			, МПа	, кг/м	, К
Метан	СН	16,043	4,5988	163,03	190,67	0,2862	0,6682	0,0006467
Этан	СН	30,070	4,88	205,53	305,57	0,2822	1,2601	0,1103
Пропан	СН	44,097	4,25	218,54	369,96	0,2787	1,8641	0,1764
н-Бутан	н-СН	58,123	3,784	226,69	425,40	0,2761	2,4956	0,2213
и-Бутан	и-СН	58,123	3,648	225,64	407,96	0,2769	2,488	0,2162
Азот	N	28,0135	3,390	315,36	125,65	0,2850	1,16490	0,04185
Диоксид углерода	СО	44,010	7,386	466,74	304,11	0,2744	1,8393	0,2203
Сероводород	НS	34,082	8,940	349,37	373,18	0,2810	1,4311	0,042686
Примечания: 1 Плотность (), температура () в критической точке и фактор Питцера () отличаются от литературных данных и применимы для уравнения состояния ВНИЦ СМВ. 2 - плотность -го компонента при стандартных условиях

Таблица Б.3

Параметры бинарного взаимодействия


	СН	СН	СН	н-С Н	и-С Н	N	СО	НS
СН	0,0	0,036	0,076	0,121	0,129	0,060	0,074	0,089
СН	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,106	0,093	0,079
СН	-		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
н-СН	-	-	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
и-СН	-	-	-	-	0,0	0,0	0,0	0,0
N	-	-	-	-	-	0,0	0,022	0,211
СО	-	-	-	-	-	-	0,0	0,089
НS	-	-	-	-	-	-	-	0,0

Таблица Б.4

Параметры бинарного взаимодействия


	СН	СН	СН	н-СН	и-СН	N	СО	НS
СН	0,0	-0,074	-0,146	-0,258	-0,222	-0,023	-0,086	0,0
СН	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
СН	-		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
н-СН	-	-	-	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
и-СН	-	-	-	-	0,0	0,0	0,0	0,0
N	-	-	-	-	-	0,0	-0,064	0,0
СО	-	-	-	-	-	-	0,0	-0,062
НS	-	-	-	-	-	-	-	0,0

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(рекомендуемое)

ЛИСТИНГ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА
СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

C **************************************************************
C * *
C * Программа расчета коэффициента сжимаемости природного газа *
C * (основной модуль) *
C * *
C **************************************************************
IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
CHARACTER*26 AR(25)
DIMENSION PI(100),TI(100),ZP(100,100)
COMMON/P/P/T/T/RON/RON/YI/YC(25)/Z/Z/NPR/NPR
DATA AR/' метана (CH4)',' этана (C2H6)',' пропана (C3H8)',
*' н-бутана (н-С4Н10)',' и-бутана (и-С4Н10)',' азота (N2)',
*' диоксида углерода (С02)',' сероводорода (H2S)',
*' ацетилена (С2Н2)',' этилена (С2Н4)',' пропилена (СЗН6)',
*' н-пентана (н-С5Н12)',' и-пентана (и-С5Н12)',
*' нео-пентана (нео-С5Н12)',' н-гексана (н-С6Н14)',
*' бензола (С6Н6)',' н-гептана (н-С7Н16)',' толуола (С7Н8)',
*' н-октана (н-C8H18)','н-нонана (н-C9H20)',
*' н-декана (н-С10Н22)',' гелия (Не)','водорода (Н2)',
*' моноксида углерода (СО)',' кислорода (02)'/
200 WRITE(*,100)
CALL VAR(NVAR)
IF (NVAR.EQ.5) GO TO 134
WRITE(*,100)
100 FORMAT(25(/))
WRITE(*,1)
1 FORMAT(' Введите исходные данные для расчета.'/)
IF(NVAR.LE.2) THEN
WRITE(*,'(A\)')
*' Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа, в кг/куб.м '
READ(*,*)RON
WRITE(*,53)
53 FORMAT(' Введите 0, если состав азота и диоксида углерода',
*' задан в молярных долях'/
*' или 1, если состав этих компонентов задан',
*' в объемных долях '\)
READ(*,*)NPR
IF(NPR.EQ.0)WRITE(*,3)
3 FОRМАТ(' Значение молярной доли, в мол %')
IF(NPR.EQ.1) WRITE(*,33)
33 FORMAT(' Значение объемной дoли, в об %')
WRITE(*,'(A\)') ' азота (N2)
READ(*,*)YA
YA = YA/100.
WRITE(*,'(A\)') ' диоксида углерода (CO2)'
READ(*,*)YY
YY = YY/100.
ELSE
WRITE(*,35)
35 FORMAT(' Введите 0, если состав задан в молярных долях'/
*, или 1, если состав задан в объемных долях '\)
READ(*,*)NPR
IF(NPR.EQ.0)WRITE(*,3)
IF(NPR.EQ.1) WRITE(*,33)

DO 5 I=1,25
WRITE(*,'(A\)')AR(I)
READ(*,*)YC(I)
5 YC(I) = YC(I)/100.
ENDIF
WRITE(*,'(A\)')
*' Введите количество точек по давлению:'
READ(*,*)NP
WRITE(*,'(A\)')
*' Введите количество точек по температуре: '
READ(*,*)NT
WRITE(*,'(A\)')
*' Введите значения давлений в МПа: '
READ(*,*)(PI(I),I=1,NP)
WRITE(*,'(A\)')
*' Введите значения температур в К: '
READ(*,*)(TI(I),I=1,NT)
WRITE(*,'(A\)')
*' Ввод исходных данных завершен. '
P=.101325D0
Т=293.15D0
ICALC=1

GO TO (10,20,30,40) NVAR
10 CALL NX19(YA,YY)
ZN=Z

GO TO 50
20 CALL GERG2(ICALC,YA,YY)
ZN=Z

GO TO 50
30 CALL AGA8DC(ICALC)
ZN=Z

GO TO 50
40 CALL VNIC(ICALC)
ZN=Z
50 CONTINUE
IF(Z.EQ.0D0)THEN
CALL RANGE(NRANGE)
IF(NRANGE) 134,134,200
ENDIF
ICALC=2
NTS=0

DO 7 I=1,NP
P=PI(I)

DO 7 J=1,NT
T=TI(J)
IF(NVAR.EQ.1) CALL NX19(YA,YY)
IF(NVAR.EQ.2) CALL GERG2(ICALC,YA,YY)
IF(NVAR.EQ.3) CALL AGA8DC(ICALC)
IF(NVAR.EQ.4) CALL VNIC(ICALC)
IF(Z.NE.0D0) NTS=NTS+1
ZP(I,J)=Z/ZN
7 CONTINUE
IF(NTS.EQ.0) THEN
CALL RANGE(NRANGE)
IF(NRANGE) 134,134,200
ELSE
I=1
9 IS=0

DO 11 J=1,NT
IF(ZP(I,J).EQ.0D0)
IS=IS+1
11 CONTINUE
IF(IS.EQ.NT) THEN
IF(I.NE.NP) THEN

DO 13 J=I,NP-1
PI(J)=PI(J+1)

DO 13 K=1,NT
13 ZP(J,K)=ZP(J+1,K)
ENDIF
NP=NP-1
ELSE
I=I+1
ENDIF
IF(I.LE.NP) GO TO 9
J=1
15 JS=0

DO 17 I=1,NP
IF(ZP(I,J).EQ.0D0) JS=JS+1
17 CONTINUE
IF(JS.EQ.NP) THEN
IF(J.NE.NT)THEN

DO 19 I=J,NT-1
TI(I)=TI(I+1)

DO 19 K=1,NP
19 ZP(K,I)+ZP(K,I+1)
ENDIF
NT=NT-1
ELSE
J=J+1
ENDIF
IF(J.LE.NT) GO TO 15
CALL TABL(YA,YY,PI,TI,ZP,NP,NT,NVAR,AR)
ENDIF

GO TO 200
134 STOP
END
SUBROUTINE VAR(NVAR)
WRITE(*,1)
1 FORMAT(//
*10X,' Расчет коэффициента сжимаемости природного газа'//
*10Х,' ------------Метод расчета------------------------------'/
*10X,' '/
*10X,' 1. Модифицированный метод NX19 '/
*10X,' '/
*10X,' 2. Уравнение состояния GERG-91 '/
*10X,' '/
*10X,' 3. Уравнение состояния AGA8-92DC '/
*10X,' '/
*10X,' 4. Уравнение состояния ВНИЦ СМВ '/
*10X,' '/
*10X,'--------------------------------------------------------'/)
WRITE(*,5)
5 FORMAT(/,3X,
*'Введите порядковый номер метода расчета или 5 для выхода в ДОС',
*\)
READ(*,*)NVAR
RETURN
END
SUBROUTINE RANGE(NRANGE)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/Z/Z
WRITE(*,1)
1 FORMAT(//
*' Выбранная Вами методика при заданных параметрах "не работает" '/
*' Продолжить работу программы ? 0 - нет, 1 - да '\)
READ(*,*)NRANGE
RETURN
END
SUBROUTINE TABL(YA,YY,PI,TI,ZP,NP,NT,NVAR,AR)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
CHARACTER*26 AR(25),FNAME
CHARACTER METH(4)*31,A*6,LIN1(5)*9,LIN2(5)*9,LIN3(6)*9,LIN4*9,
*AT(6)*28
CHARACTER*70 F,FZ(11,2)
DIMENSION PI(100),TI(100),ZP(100,100),ZPP(6)
COMMON/RON/RON/YI/YC(25)/NPR/NPR
DATA METH/
*'(модифицированный метод NX19)',
*'(уравнение состояния GERG-91)',
*'(уравнение состояния AGA8-92DC)',
*'(уравнение состояния ВНИЦ СМВ)'/
DATA LIN1/5*'______'/,LIN2/5*'______'/,LIN3/6*'_______'/,
*LIN4/'____'/,А/'_'/
DATA AT/
*' Т,К',' Т,К',' Т,К',' Т,К',
*' Т,К',' Т,К'/
DATA FZ/
*'(3X,F5.2,2X,6(3X,F6.4))','(3X,F5.2,5X,A6,5(3X,F6.4))',
*'(3X,F5.2,2X,2(3X,A6),4(3X,F6.4))','(3X,F5.2,2X,3(3X,A6),
*3(3X,F6.4))',
*'(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(3X,F6.4))','(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),
*3X,F6.4)',
*'(3X,F5.2,2X,5(3X,F6.4),3X,A6)','(3X,F5.2,2X,4(3X,F6.4),
*2(3X,A6))',
*'(3X,F5.2,2X,3(3X,F6.4),3(3X,A6))','(3X,F5.2,2X,2(3X,F6.4),
*4(3X,A6))',
*'(3X,F5.2,5X,F6.4,5(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.4,5(3X,F6.4))',
*'(3X,F9.6,1X,A6,5(3X,F6.4))','(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(3X,F6.4))',
*'(ЗХ,F9.6,1X,A6,2(3X,A6),3(3X,F6.4))','(3X,F9.6,1X,A6,3(3X,A6),
*2(3X,F6.4))',
*'(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),3X,F6.4)','(3X,F9.6,1X,F6.4,4(3X,F6.4),
*3Х,A6)',
*'(3X,F9.6,1X,F6.4,3(3X.F6.4),2(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.4),
*2(ЗX,F6.4),3(ЗX,A6))',
*'(3X,F9.6,1X,F6.4,3X,F6.4,4(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.4,5(3X,A6))'/
22 WRITE(*,44)
44 FORMAT(//' Устройство вывода результатов расчета ?,')
WRITE(*,'(A\)')
*' 0 - дисплей, 1 - принтер, 2 - файл на диске '
READ(*,*)NYST
IF(NYST.EQ.0) OPEN(1,FILE='CON')
IF(NYST.EQ.1) OPEN(1,FILE='PRN')
IF(NYST.EQ.2) WRITE(*,'(A\)')' Введите имя файла '
IF(NYST.EQ.2) READ(*,'(A)')FNAME
IF(NYST.EQ.2) OPEN(1,FILE=FNAME)
IF(NYST.EQ.0) WRITE(*,100)
100 FORMAT(25(/))
IF(NYST.EQ.1) PAUSE
*' Включите принтер, вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> '
WRITE(1,88)METH(NVAR)
88 FORMAT(
*13Х,'Коэффициент сжимаемости природного газа.'/
*18Х,А31/)
NW=3
IF(NVAR.LE.2)THEN
WRITE(1,1)RON
1 FORMAT(' Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа ',F6.4,' кг/куб.м')
NW=NW+1
IF(YA.NE.0D0.OR.YY.NE.0D0) THEN
IF(NPR.EQ.0) WRITE(1,3)
3 FORMAT(' Содержание в мол.%')
IF(NPR.EQ.1) WRITE(1,33)
33 FORMAT(' Содержание в об.%')
NW=NW+1
IF(YA.NE.0D0) THEN
WRITE(1,5)AR(6),YA*100.
5 FORMAT(2(A26,F7.4))
NW=NW+1
ENDIF
IF(YY.NE.0D0) THEN
WRITE(1,5)AR(7),YY*100.
NW=NW+1
ENDIF
ENDIF
ELSE
IF(NPR.EQ.0) WRITE(1,3)
IF(NPR.EQ.1) WRITE(1,33)
NW=NW+1
I=1
9 J=I+1
13 CONTINUE
IF(YC(J).NE.0D0) THEN
WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.,AR(J),YC(J)*100.
NW=NW+1

DO 11 I=J+1,25
IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.NE.25) GO TO 9
IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.EQ.25) THEN
WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.
NW=NW+1

GO TO 99
ENDIF
11 CONTINUE
ELSE
J=J+1
IF(J.LE.25) THEN

GO TO 13
ELSE
WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.
NW=NW+1
ENDIF
ENDIF
ENDIF
99 CONTINUE
IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.0)THEN
WRITE(*,7)
7 FORMAT(/)
PAUSE ' Для продолжения вывода нажмите <ВВОД>'
WRITE(*, 100)
NW=0
ENDIF

DO 15 I=1,NT,6
IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.0) THEN
WRITE(*,7)
PAUSE ' Для продолжения вывода нажмите <ВВОД>'
WRITE(*,100)
NW=0
ENDIF
IF(NW.GT.46.AND.NYST.NE.0) THEN
WRITE(1,7)
WRITE(*,7)
IF(NYST.EQ.1)
PAUSE
*' Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД>'
NW=0
ENDIF
IF(I+5.LE.NT) THEN
NL=6
ELSE
NL=NT-I+1
ENDIF
WRITE(1,7)
IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)
IF(NL.EQ.l) WRITE(1,17)L1N2(1)
17 FORMAT('______ ',6A9)
WRITE(1,19)AT(NL)
19 FORMAT('_______',A28)
IF(NL.GT.1)WRITE(1.21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)
IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4
21 FORMAT('p, МПа',6А9)
WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)
23 FORMAT(10X,6(:,'|',F6.2))
WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)
NW=NW+6

DO 25 J=1,NP
JP=1
IF(PI(J).EQ.0.101325D0) JP=2
NL1=0
NLN=0

DO 27 K=I,I+NL-1
NL1=NL1+1
IF(ZP(J,K).EQ.ODO) THEN
ZPP(NLl)=A
NLN=NLN+1
ELSE
ZPP(NL1)=ZP(J,K)
ENDIF
27 CONTINUE
IF(NLN.EQ.NL) GO TO 133
IF(NLN.EQ.O)THEN
F=FZ(1,JP)
ELSE
IF(ZP(J,I).EQ.ODO) F=FZ(NLN+1,JP)
IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.ODO) F=FZ(NLN+12-NL,JP)
ENDIF
IF(NL1.EQ.1)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1)
IF(NL1.EQ.2)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2)
IF(NL1.EQ.3)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3)
IF(NL1.EQ.4)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4)
IF(NL1.EQ.5)
*WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5)
IF(NL1.EQ.6)
*WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5),ZPP(6)
NW=NW+1
133 CONTINUE
IF(NW.EQ.20.AND.NYST.EQ.O) THEN
IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GO TO 29
WRITE(*,7)
PAUSE ' Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> '
WRITE(*,100)
NW=0
WRITE(1,7)
IF(NL.GT.1) WRITE(l,l7)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)
IF(NL.EQ.1) WRITE(1.17)LIN2(1)
WRITE(1,19)AT(NL)
IF(NL.GT.1)WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)
IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4
WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)
WRITE(1,17)(LINЗ(K),K=1,NL)
NW=NW+6
ENDIF
IF(NW.EQ.54.AND.NYST.NE.0) THEN
IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GO TO 29
WRITE(1.7)
WRITE(*,7)
IF(NYST.EQ.1) PAUSE
*' Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД>'
NW=0
IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)
IF(NL.EQ.1) WRITE(1,17)L1N2(1)
WRITE(1,19)AT(NL)
IF(NL.GT.1) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)
IF(NL.EQ.l) WRITE(1,21)LIN4
WRITE(1,23)(TI(K),K=1,I+NL-1)
WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)
NW=NW+6
ENDIF
25 CONTINUE
15 CONTINUE
29 CLOSE(1)
WRITE(*,7)
PAUSE ' Вывод завершен, для продолжения работы нажмите <ВВОД>'
WRITE(*,66)
66 FORMAT(/' Назначить другое устройство вывода ?',
*', 0 - нет, 1 - да '\)
READ(*,*)NBOLB
IF(NBOLB.EQ.l) GO TO 22
RETURN
END
C ************************************************************
С * *
С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
С * газа по модифицированному методу NX19. *
С * *
C ************************************************************
SUBROUTINE NX19(YA,YY)
IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
COMMON/NCONT/NCONT/YA/Y(2)/RON/RON
Y(1)=YA
Y(2)=YY
CALL PTCONT
IF(NCONT.EQ.l) GO TO 134
CALL EA
CALL PHASEA
134 RETURN
END
SUBROUTINE PTCONT
IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
COMMON/NCONT/NCONT/Z/Z/P/P/T/T/YA/Y(2)/RON/RON
NCONT=0
IF(RON.LT.0.66D0.OR.RON.GT.1D0) NCONT=1
IF(Y(1).GT.0.2D0.OR.Y(2).GT.O.15D0) NCONT=1
IF(P.LE.0.D0.OR.T.LE.0.D0) NCONT=1
IF(T.LT.250.D0.OR.T.GT.340.D0) NCONT=1
IF(P.GT.12.D0) NCONT=1
IF(NCONT.FQ.1) Z=0D0
RETURN
END
SUBROUTINE EA
IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
COMMON/T/T/YA/Y(2)/RON/RON/P/P/PT/PA,TA/BI/B1,B2/T0/T0
PCM=2.9585*(1.608D0-0.05994*RON+Y(2)-.392*Y(1))
TCM=88.25*(0.9915D0+1.759*RON-Y(2)-1.681*Y(1))
PA=0.6714*P/PCM+0.0147
ТА=0.71892*Т/TСМ+0.0007
DTA=TA-1.09D0
F=0D0
IF(PA.GE.0D0.AND.PA.LT.2D0.AND.DTA.GE.0D0.AND.DTA.LT.0.3D0)
*F=75D-5*PA**2.3/DEXP(20.*DTA)+
*11D-4*DTA**0.5*(PA*(2.17D0-PA+1.4*DTA**0.5))**2
IF(PA.GE.0D0.AND.PA.LT.1.3D0.AND.DTA.GE.-0.25D0.AND.DTA.LT.0D0)
*F=75D-5*PA**2.3*(2D0-DEXP(20.*DTA))+
*1.317*PA*(l.69D0-PA**2)*DTA**4
IF(PA.GE.1.3D0.AND.PA.LT.2D0.AND.DTA.GE.-0.21D0.AND.DTA.LT.0D0)
*F=75D-5*PA**2.3*(2D0-DEXP(20.*DTA))+
*0.455*(1.3D0-PA)*(1.69*2.D0**1.25-PA**2)*(DTA*(0.03249D0+
*18.028*DTA**2)+DTA**2*(2.0167D0+DTA**2*(42.844D0+200.*DTA**2))
T1=(TA**5/(TA**2*(6.60756*TA-4.42646D0)+3.22706D0)
T0=(TA**2*(1.77218D0-0.8879*TA)+0.305131D0)*T1/TA**4
B1=2.*T1/3.-T0**2
B0=T0*(T1-Т0**2)+0.1*T1*PA*(F-1D0)
B2=(B0+(B0**2+B1**3)**0.5)**(1D0/ЗD0)
RETURN
END
SUBROUTINE PHASEA
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/Z/Z/PT/PA,TA/BI/B1,В2/T0/Т0
Z=1D0+O.00132/TA**3.25)**2*0.1*PA/(Bl/B2-B2+T0)
RETURN
END
C ************************************************************
С * *
С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
С * газа по модифицированному уравнению состояния GERG-91 *
С * *
C ************************************************************
$NOTRUNCATE
SUBROUTINE GERG2(ICALC,YA,YY)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/T/T1/P/PRESS/RON/RON/Z/Z
COMMON/XBLOK/X1,X2,X3,X11,X12,X13,X22,X23,X33
COMMON/MBLOK/GM2,GM3,FA,FB,TO,R
DATA BMO/.0838137D0/,BM1/-.0085l644D0/,WDO/134.2153D0/,
*WD1/1067.943D0/
Z=-1D0
IF(ICALC.EQ.2) GO TO 3
X2=YA
X3=YY
IF(RON.LT.0.66D0.OR.RON.GT.1D0) Z=0D0
IF(X2.LT.0D0.OR.X2.GT.0.2D0) Z=0D0
IF(X3.LT.OD0.OR.X3.GT.0.15D0) Z=0D0
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
X1=1D0-X2-X3
X11=X1*X1
X12=Xl*X2
X13=X1*X3
X22=X2*X2
X23=X2*XЗ
X33=X3*X3
Z=1D0-(.0741*RON-.006D0-.063*YA-.0575*YY)**2
BMNG=24.05525*Z*RON
Y1=1D0-YA-YY
BMY=(BMNG-28.0135*YA-44.01*YY)/Y1
С Расчет теплоты сгорания эквивалентного углеводорода (Н)
H=47.479*BMY+128.64D0
RETURN
3 T=T1
TC=T1-T0
P=PRESS
IF(PRESS.LE.0D0.OR.PRESS.GT.12D0) Z=0D0
IF(T1.LT.250D0.OR.T1.GT.340D0) Z=0D0
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
CALL B11BER(T,H,B11)
CALL BBER(T,B11,B,Z)
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
CALL CBER(T,H,C,Z)
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
CALL ITER2(P,T,B,C,Z)
133 RETURN
END
SUBROUTINE B11BER(T,H,B11)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),BR33(3)
T2=T*T
B11=BR11H0(1)+BR11H0(2)*T+BR11H0(3)*T2+
*(BR11H1(1)+BR11H1(2)*T+BR11H1(3)*T2)*H+
*(BR11H2(1)+BR11H2(2)*T+BR11H2(3)*T2)*H*H
END
SUBROUTINE BBER(T,B11,BEFF,Z)
IMPLICIT РЕАL*8(A-H,O-Z)
COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),ВR33(3)
COMMON/ZETA/Z12,Z13,Y12,Y13,Y123
COMMON/XBLOK/X1,X2,X3,X11,X12,X13,X22,X23,X33
T2=T*T
B22=BR22(1)+BR22(2)*T+BR22(3)*T2
B23=BR23(1)+BR23(2)*T+BR23(3)*T2
B33=BR33(1)+BR33(2)*T+BR33(3)*T2
ВA13=В11*В33
IF(BA13.LT.0D0)THEN
Z=0D0
RETURN
ENDIF
ZZZ=Z12+(320D0-T)**2*1.875D-5
BEFF=X11*B11+X12*ZZZ*(B11+B22)+2.*X13*Z13*DSQRT(BA13)+
*X22*B22+2.*X23*B23+X33*B33
END
SUBROUTINE CBER(T,H,CEFF,Z)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/CBLOK/CR111H0(3),CR111H1(3),CR111H2(3),CR222(3),CR223(3),
*CR233(3),CR333(3)
COMMON/ZETA/Z12,Zl3,Y12,Y13,Y123
COMMON/XBLOK/Xl,X2,X3,Xl1,X12,X13,X22,X23,X33
T2=T*T
C111=CR111H0(1)+CR111H0(2)*T+CR111H0(3)*Т2+
*(CR111H1(1)+CR111H1(2)*T+CR111H1(3)*T2)*H+
*(CR111H2(1)+CR111H2(2)*T+CR111H2(3)*T2)*H*H
C222=CR222(1)+CR222(2)*T+CR222(3)*T2
C223=CR223(1)+CR223(2)+T+CR223(3)*T2
C233=CR233(1)+CR233(2)*T+CR233(3)*T2
C333=CR333(1)+CR333(2)*T+CR333(3)*T2
CA112=C111*C111*C222
CA113=C111*C111*C333
CA122=C111*C222*C222
CA123=Cl11*C222*C333
CA133=C111*C333*C333
IF(CA112.LT.0D0.OR.CA113.LT.0D0.OR.CA122.LT.0D0.OR.
*CA123.LT.0D0.OR.CA133.LT.0D0) THEN
Z=0D0
RETURN
ENDIF
D3REP=1D0/3D0
CEFF=X1*X11*C111+3D0*X11*X2*(CA112)**D3REP*(Y12+(T-270D0)*.0013D0)
*+3.*X11*X3*(CA113)**D3REP*Y13+
*3.*Х1*Х22*(СА122)**D3RЕР*(Y12+(Т-270D0)*.0013D0)+
*6.*X1*X2*X3*(CA123)**D3REP*Y123+3.*X1*X33*(CA133)**D3REP*Y13+
*X22*X2*C222+3.*X22*XЗ*C223+3.*X2*X33*C233+X3*X33*C333
END
С Подпрограмма, реализующая схему Кардано для определения
С фактора сжимаемости из уравнения состояния
SUBROUTINE ITER2(P,T,Bm,Cm,Z)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
B1=1D3*P/2.7715/T
B0=B1*Bm
С0=В1**2*Сm
A1=1D0+B0
A0=1D0+1.5*(B0+C0)
A01=A0**2-A1**3
IF(A01.LE.0D0)THEN
Z=0D0
RETURN
ENDIF
A=A0-A01**0.5
A2=DABS(A)**(1D0/3D0)
IF(A.LT.0D0) A2=-A2
Z=(1D0+A2+A1/A2)/3.
END
BLOCK DATA BDGRG2
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),
*BR33(3)/CBLOK/CR111H0(3),CR111H1(3),CR111H2(3),CR222(3),
*CR223(3),CR233(3),CR333(3)
COMMON/ZETA/Z12,Z13,Y12,Y13,Y123
COMMON/MBLOK/GM2,GM3,FA,FB,T0,R
DATA BR11H0/-.425468D0,.2865D-2,-.462073D-5/,
* BR11H1/.877118D-3,-.556281D-5,.881514D-8/,
* BR11H2/-.824747D-6,.431436D-8,-.608319D-11/,
* BR22/-.1446D0,.74091D-3,-.91195D-6/,
* BR23/-.339693D0,.161176D-2,-.204429D-5/,
* BR33/-.86834D0,.40376D-2,-.51657D-5/,
DATA CRlllH0/-.302488D0,.195861D-2,-.316302D-5/,
* CR111H1/.646422D-3,-.422876D-5,.688157D-8/,
* CR111H2/-.332805D-6,.22316D-8,-.367713D-11/,
* CR222/.78498D-2,-.39895D-4,.61187D-7/,
* CR223/.552066D-2,-.168609D-4,.157169D-7/,
* CR233/.358783D-2,.806674D-5,-.325798D-7/,
* CR333/.20513D-2,34888D-4,-.83703D-7/
DATA Z12/.72D0/,Z13/-.865D0/,Y12/.92D0/,Y13/.92D0/,Y123/1.1D0/
DATA GM2/28.0135D0/,GM3/44.01D0/,
* FA/22.414097D0/,FB/22.710811D0/,
* T0/273.15D0/,R/.0831451D0/
END

C ************************'*'*^*******************************
C * *
С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
С * газа по уравнению состояния AGA8-92DC. *
C * *
С ************************************************************
SUBROUTINE AGA8DC(ICALC)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 KI,KIJ,KD
COMMON/RM/RM/Y1/Y(19)/NC1/NC/N11/NI(19)/EFI/EI(19),KI(19),
*GI(19),QI(19),FI(19)
*/INTER1/EIJ(19,19),UIJ(19,19),KIJ(19,19),GIJ(19,19)
*/EFD/ED(19),KD(19),GD(19),QD(19),FD(19)/Z/Z
RM=8.31448D0
IF(ICALC.NE.1) GO TO 3
CALL COMPO1
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
CALL PARIN1

D0 75 I=1,NC
EI(I)=ED(NI(I))
KI(I)=KD(NI(I))
GI(I)=GD(NI(I))
QI(I)=QD(N(I))
FI(I)=FD(NI(I))

DO 123 J=1,NC
IF(I.GE.J)GO TO 123
EIJ(I,J)=EIJ(NI(I),NI(J))
UIJ(I,J)=UIJ(NI(I),NI(J))
KIJ(I,J)=KIJ(NI(I),NI(J))
GIJ(I,J)=GIJ(NI(I),NI(J))
123 CONTINUE
75 CONTINUE
CALL PARMI1
3 CALL PHASE1
133 RETURN
END
SUBROUTINE COMPO1
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
DIMENSION ZNI(25),YI(25)
COMMON/YI/Y(19)/YI/YC(25)/NC1/NC/NI1/NI(19)/NPR/NPR
DATA ZNI/.9981D0,.992D0,.9834D0,.9682D0,971D0,.9997D0,.9947D0,
*.99D0,.993D0,.994D0,.985D0,.945D0,.953D0,1D0,.919D0,
*.936D0,.876D0,.892D0,3*1D0,1.0005D0,1.0006D0,.9996D0,.9993D0/

DO I00 I=1,25
100 YI(I)=YC(I)
YI(13)=YI(13)+YI(14)
YI(14)=0D0
IF(NPR.EQ.0D0) G0 T0 5
YI(17)=YI(17)+YI(19)+YI(20)+YI(21)
YI(19)=0D0
YI(20)=0D0
YI(21)=0D0
SUM=0D0

DO 7 I=1,25
7 SUM=SUM+YI(I)/ZNI(I)

DO 9 I=1,25
9 YI(I)=YI(I)/ZNI(I)/SUM
5 YI(2)=YI(2)+YI(9)+YI(10)
YI(9)=0D0
YI(10)=0D0
YI(3)=YI(3)+YI(11)
YI(11)=0D0
YI(15)=YI(15)+YI(16)
YI(16)=0D0
YI(l7)=YI(17)+YI(18)
YI(18)=0D0
NC=0
IS=0
YSUM=0D0

DO 11 I=1,25
IF((I.GE.9.AND.I.LE.11).OR.I.EQ.14.0R.I.EQ.16.0R.I.EQ.18)
*IS=IS+1
IF(YI(I).EQ.0D0) GO TO 11
NC=NC+1
NI(NC)=I-IS
Y(NC)=YI(I)
YSUM=YSUM+Y(NC)
11 CONTINUE
CALL MOLDO1(YI)

DO 13 I=1,NC
13 Y(I)=Y(I)/YSUM
RETURN
END
SUBROUTINE MOLDO1(YI)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
DIMENSION YI(25)
COMMON/Z/Z
Z=-1DO
YS=0D0

DO 1 I=9,25
1 YS=YS+YI(I)
IF(YI(1).LT.0.65D0.OR.YI(2).GT.0.15D0.OR.YI(3).GT.0.035D0.OR.
*YI(4).GT.0.015D0.OR.YI(5).GT.0.015D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z=0D0
IF(YI(6).GT.0.2D0.OR.YI(7).GT.0.15D0.OR.YI(8).GT.5D-5) Z=0D0
RETURN
END
SUBROUTINE PARIN1
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 KIJ
COMMON/INTER1/EIJ(19,19),UIJ(19,19),KIJ(19,19),GIJ(19,19)

DO 1 I=1,19

DO 1 J=1,19
EIJ(I,J)=1D0
UIJ(I,J)=1D0
KIJ(I,J)=1D0
1 GIJ(I,J)=1D0
EIJ(1,6)=0.97l64D0
UIJ(1,6)=0.886106D0
KIJ(1,6)=1.00363D0
EIJ(1,7)=0.960644D0
UIJ(1,7)=0.963827D0
KIJ(1,7)=0.995933D0
GIJ(1,7)=0.807653D0
EIJ(1,3)=0.99605D0
UIJ(1,3)=1.02396D0
EIJ(1,17)=1.17052D0
UIJ(1,17)=1.15639D0
KIJ(1,17)=1.02326D0
GIJ(1,17)=1.95731D0
EIJ(1,18)=0.990126D0
EIJ(1,5)=1.01953D0
EIJ(1,4)=0.995474D0
UIJ(1,4)=1.02128D0
EIJ(1,10)=1.00235D0
EIJ(1,9)=l.00305D0
EIJ(1,11)=1.01293D0
EIJ(1,12)=0.999758D0
EIJ(1,13)=0.988563D0
EIJ(6,7)=1.02274D0
UIJ(6,7)=0.835058D0
KIJ(6,7)=0.982361D0
GIJ(6,7)=0.982746D0
EIJ(2,6)=0.97012D0
UIJ(2,6)=0.816431D0
K1J(2,6)=1.00796D0
EIJ(3,6)=0.945939D0
UIJ(3,6)=0.915502D0
EIJ(6,17)=1.08632D0
UIJ(6,17)=0.408838D0
KIJ(6,17)=1.03227D0
EIJ(6,18)=1.00571D0
EIJ(5,6)=0.946914D0
EIJ(4,6)=0.973384D0
UIJ(4,6)=0.993556D0
EIJ(6,10)=0.95934D0
EIJ(6,9)=0.94552D0
EIJ(6,ll)=0.93788D0
EIJ(6,I2)=0.935977D0
EIJ(6,13)=0.933269D0
EIJ(2,7)=0.925053D0
UIJ(2,7)=0.96987D0
KIJ(2,7)=1.00851D0
GIJ(2,7)=0.370296D0
EIJ(3,7)=0.960237D0
EIJ(7,17)=1.28179D0
EIJ(7,18)=1.5D0
UIJ(7,18)=0.9D0
EIJ(5,7)=0.906849D0
EIJ(4,7)=0.897362D0
EIJ(7,10)=0.726255D0
EIJ(7,9)=0.859764D0
EIJ(7,11)=0.766923D0
EIJ(7,I2)=0.782718D0
EIJ(7,13)=0.805823D0
EIJ(2,3)=1.03502D0
UIJ(2,3)=1.0805D0
KIJ(2,3)=1.00046D0
EIJ(2,17)=1.16446D0
UIJ(2,17)=1.61666D0
KIJ(2,17)=1.02034D0
UIJ(2,5)=1.25D0
EIJ(2,4)=1.01306D0
UIJ(2,4)=1.25D0
UIJ(2,10)=1.25D0
EIJ(2,9)=1.00532D0
UIJ(2,9)=1,25D0
EIJ(3,17)=l.034787D0
EIJ(3,4)= 1.0049D0
EIJ(17,18)=1.1D0
EIJ(5,17)=l.3D0
EIJ(4,17)=1.3D0
RETURN
END
SUBROUTINE PARMI1
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 KI,KIJ,KM
INTEGER GN,QN,FN
DIMENSION EIJM(19,19),GIJM(19,19)
COMMON/Y1/Y(19)/NC1/NC/EFI/EI(19),KI(19),GI(19),QI(19),FI(19)
*/INTER1/EIJ(19,19),UIJ(19,19),KIJ(19,19),GIJ(19,19)
*/KM/KM/COEF1/B1(13),C1(53)/AN/AN(53)
*/GQFN/GN(53),QN(53),FN(53)/UN/UN(53)

DO 1 I=1,NC
EIJM(I,I)=EI(I)
GIJM(I,I)=GI(I)

DO 1 J=1,NC
IF(I.GE.J) GO TO 1
EIJM(I,J)=EIJ(I,J)*(EI(I)*EI(J))**.5
GIJM(I,J)=GIJ(I,J)*(GI(I)+GI(J))/2.
1 CONTINUE
KM=0D0
UM=0D0
GM=0D0
QM=0D0
FM=0D0

D0 3 I=1,NC
KM=KM+Y(I)*KI(I)**2.5
UM=UM+Y(I)*EI(I)**2.5
GM=GM+Y(I)*GI(I)
QM=QM+Y(I)*QI(I)
3 FM=FM+Y(I)**2*FI(I)
KM=KM*KM
UM=UM*UM

DO 5 I=1,NC-1

D0 5 J=I+1,NC
UM=UM+2.*Y(I)*Y(J)*(UIJ(I,J)**5-1D0)*(EI(I)*EI(J))**2.5
GM=GM+2.*Y(I)*Y(J)*(GIJ(I,J)-1D0)*(GI(I)+GI(J))
5 KM=KM+2.*Y(I)*Y(J)*(KIJ(I,J)**5-1D0)*(KI(I)*(KI(J)))**2.5
KM=KM**.6
UM=UM**.2

D0 7 N=1,13
B1(N)=0D0

DO 9 I=1,NC
9 B1(N)=B1(N)+Y(I)*Y(I)*(GIJM(I,I)+1D0-GN(N))**GN(N)*
*(QI(I)*QI(I)+1D0-QN(N))**QN(N)*(FI(I)+1D0-FN(N))**FN(N)*
*EIJM(I,I)**UN(N)*KI(I)*KI(I)*KI(I)

DO 11 I=l,NC-l

DO 11 J=I+1,NC
11 B1(N)=B1(N)+2.*Y(I)*Y(J)*(GIJM(I,J)+1D0-GN(N))**GN(N)*
*(QI(I)*QI(J)+1D0-QN(N))**QN(N)*((FI(I)*FI(J))**.5+
*1D0-FN(N))**FN(N)*EIJM(I,J)**UN(N)*(KI(I)*KI(J))**1.5
7 CONTINUE

DO 13 N=8,53
13 C1(N)=AN(N)*(GM+1D0-GN(N))**GN(N)*(QM**2+1D0-QN(N))**
*QN(N)*(FM+1D0-FN(N))**FN(N)*UM**UN(N)
RETURN
END
SUBROUTINE PHASE1
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/AI1/AO,AI/AN/AN(53)
*/COEF1/B1(13),C1(53)/COEF2/B,C(53)/UN/UN(53)
CALL PCONT1(P,T)
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 134
В=0D0

DO 1 N=1,13
1 B=B+AN(N)/T**UN(N)*B1(N)

DO 3 N=8,53
3 C(N)=C1(N)/T**UN(N)
PR=P/5.
RO=9D3*P/(RM*T*(1.1*PR+0.7D0))
CALL FUNl(RO)
Z=1D0+AO
134 RETURN
END
С Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения
С плотности из уравнения состояния (метод Ньютона)
SUBROUTINE FUN1(X)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AI1/AO,A1
ITER=1
1 CONTINUE
CALL COMPL1(X)
Z=1.D0+AO
FX=1.D6*(P-(1.D-3*RM*T*Z+X))
F=1.D3*RM*T*(1.D0+A1)
DR=FX/F
X=X+DR
IF(ITER.GT.10) GO TO 4
ITER=ITER+1
IF(DABS(DR/X).GT.1.D-6) GO TO 1
4 CALL COMPL1(X)
RETURN
END
SUBROUTINE PCONT1(P,T)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/Z/Z
Z=-1D0
IF(T.LT.250D0.OR.T.GT.340D0) Z=0D0
IF(P.LE.0D0.OR.P GT.12D0) Z=0D0
RETURN
END
SUBROUTINE COMPL1(RO)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 KM
INTEGER BN,CN
COMMON/KM/KM/COEF2/B,C(53)/BCKN/BN(53),CN(53),KN(53)/AI1/AO,A1
ROR=KM*RO
S1=0D0
S2=0D0
S3=0D0

DO 1 N=8,53
EXP=DEXP(-CN(N)*ROR**KN(N))
IF(N.LE.13) S1=S1+C(N)
S2=S2+C(N)*(BN(N)-CN(N)*KN(N)*ROR**KN(N))*ROR**BN(N)*EXP
1 SЗ=SЗ+C(N)*(-CN(N)*KN(N)**2*KM*ROR**(KN(N)- 1)*ROR**BN(N)*
*EXP+(BN(N)-CN(N)*KN(N)*ROR**KN(N))*BN(N)*KM*ROR**(BN(N)-1)*
*EXP-(BN(N)-CN(N)*KN(N)*ROR**KN(N))*ROR**BN(N)*EXP*CN(N)*KN(N)*
*KM*ROR**(KN(N)-1)) AO1=B*RO-ROR*S1
AO=AO1+S2
A1=AO+AO1+RO*S3
RETURN
END
BLOCK DATA DCAGA8
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 KD
INTEGER BN,CN,GN,QN,FN
COMMON/EFD/ED(19),KD(19),GD(19),QD(19),FD(l9)
*/BCKN/BN(53),CN(53),KN(53)/UN/UN(53)
*/AN/AN(53)/GQFN/GN(53),QN(53),FN(53)
DATA ED/151.3l83D0,244.1667D0,298.1183D0,337.6389D0,324.0689D0,
*99.73778D0,241.9606D0,296.355D0,370.6823D0,365.5999D0,
*402.8429D0,427.5391D0,450.6472D0,472.1194D0,488.7633D0,
*2.610111D0,26.95794D0,105.5348D0,122.7667D0/
DATA KD/.4619255D0,.5279209D0,.583749D0,.6341423D0,.6406937D0,
*.4479153D0,.4557489D0,.4618263D0,.6798307D0,.6738577D0,
*.7139987D0,.7503628D0,.7851933D0,.8157596D0,.8389542D0,
*.3589888D0,.3514916D0,.4533894D0,.4186954D0/
DATA GD/0D0,.0793D0,.141239D0,.281835D0,.256692D0,.027815D0,
*.189065D0,.0885D0,.366911D0,.332267D0,.432254D0,.512507D0,
*.576242D0,.648601D0,.716574D0,0D0,.034369D0,.038953D0,.021D0/
DATA QD/6*0D0,.69D0,12*0D0/,FD/16*0D0,1DO,2*0D0/
DATA AN/.1538326D0,1.341953D0,-2.998583D0,-.04831228D0,
*.3757965D0,-1.589575D0,-.05358847D0,2.29129D-9,.1576724D0,
*-.4363864D0,-.04408159D0,-.003433888D0,.03205905D0,.02487355D0,
*.07332279D0,-.001600573D0,.6424706D0,-.4162601D0,-.06689957D0,
*.2791795D0,-.6966051D0,-.002860589D0,-.008098836D0,3.150547D0,
*.007224479D0,-.7057529D0,.5349792D0,-.07931491D0,-1.418465D0,
*-5.99905D-17,.1058402D0,.03431729D0,-.007022847D0,.02495587D0,
*.04296818D0,.7465453D0,-.2919613D0,7.294616D0,-9.936757D0,
*.005399808D0,-.2432567D0,.04987016D0,.003733797D0,1.874951D0,
*.002168144D0,-.6587164D0,.000205518D0,.009776195D0,-.02048708D0,
*.01557322D0,.006862415D0,-.001226752D0,.002850906D0/
DATA BN/13*1,9*2,10*3,7*4,5*5,2*6,2*7,3*8,2*9/
DATA CN/7*0,6*1,2*0,7*1,0,9*1,2*0,5*1,0,4*1,0,1,0,6*1/
DATA KN/7*0,3,3*2,2*4,2*0,3*2,4*4,0,2*1,2*2,2*3,3*4,2*0,3*2,
*2*4,0,2*2,2*4,0,2,0,2,1,4*2/
DATA UN/0D0,.5D0,1D0,3.5D0,-.5D0,4.5D0,.5D0,-6D0,2D0,3D0,2*2D0,
*11D0,-.5D0,.5D0,0D0,4D0,6D0,21D0,23D0,22D0,-1D0,-.5D0,7D0,-1D0,
*6D0,4D0,1D0,9D0,-13D0,21D0,8D0,-.5D0,0D0,2D0,7D0,9D0,22D0,23D0,
*1D0,9D0,3D0,8D0,23D0,1.5D0,5D0,-.5D0,4D0,7D0,3D0,0D0,1D0,0D0/
DATA GN/4*0,2*1,13*0,1.3*0,1,2*0,3*1,16*0,1,2*0,1,0,1,2*0/
DATA QN/6*0,1,3*0,1,9*0,1,0,1,8*0,1,4*0,1,4*0,1,0,1,2*0,1,5*0,1/
DATA FN/7*0,1,13*0,1,2*0,1,4*0,1,23*0/
END
C ************************************************************
C * *
С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
С * газа по уравнению состояния ВНИЦ СМВ *
С * *
C ************************************************************
SUBROUTINE VNIC(ICALC)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 LIJ(8,8)
DIMENSION VC(8),TC(8),PII(8),DIJ(8,8)
COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)
*/B/B(10,8)/RM/RM/Y/Y(8)/BM/BM(8)/NI/NI(8)/NC/NC/Z/Z
RM=8.31451D0
IF(ICALC.NE.1) GO TO 1
CALL COMPON
IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
CALL DDIJ(DIJ,LIJ)

DO 75 I=1,NC
TC(I)=TCD(NI(I))
VC(I)=BM(I)/VCD(NI(I))
PII(I)=PIID(NI(I))

DO 123 J=1,NC
IF(I.GE.J) GO TO 123
DIJ(I,J)=DIJ(NI(I),NI(J))
LIJ(1,J)=LIJ(NI(I),NI(J))
123 CONTINUE
75 CONTINUE
CALL PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII,PIM)

DO 27 I=1,10

DO 27 J=1,8
27 B(I,J)=AIJ(I,J)+BIJ(I,J)*PIM
1 CALL PHASE
133 RETURN
END
SUBROUTINE COMPON
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
DIMENSION BMI(25),ROI(8),GI(8),YI(25)
COMMON/Y/Y(8)/BMM/BMM/BM/BM(8)/YI/YC(25)/NI/NI(8)/NC/NC/NPR/NPR
DATA BMI/16.043D0,30.07D0,44.097D0,2*58.123D0,28.0135D0,
*44.01D0,34.082D0,26.038D0,28.054D0,42.081D0,3*72.15D0,
*86.177D0,78.114D0,100.204D0,92.141D0,114.231D0,128.259D0,
*142.286D0,4.0026D0,2.0159D0,28.01D0,31.9988D0/
DATA ROI/0.6682D0,1.2601D0,1.8641D0,2.4956D0,2.488D0,
*1.1649D0,1.8393D0,1.4311D0/

DO 100 I=1,25
100 YI(I)=YC(I)
IF(NPR.EQ.l) GO TO 333
BMM=0D0

DO 3333 I=1,25
3333 BMM=BMM+YI(I)*BMI(I)
333 YS=0D0

DO 55 I=9,25
YS=YS+YI(I)
55 CONTINUE
YS1=ODO

DO 67 I=12,21
67 YS1=YS1+YI(I)
YS2=0D0

DO 69 I=22,25
69 YS2=YS2+YI(I)
YI(2)=YI(2)+YI(9)+YI(10)
YI(3)=YI(3)+YI(11)
YI(4)=YI(4)+YS1
YSЗ=YI(4)+YI(5)
IF(NPR.EQ.1.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LT.0.03D0) YI(4)=YS3
IF(NPR.EQ.1.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YSЗ.LT.0.OЗD0) YI(5)=0D0
IF(NPR.EQ.0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LE.0.03D0) YI(4)=YS3
IF(NPR.EQ.0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LE.0.03D0) YI(5)=0D0
YI(6)=YI(6)+YS2
IF(NPR.EQ.0) GO TO 555
ROM=0D0

DO 7 I=1,8
7 ROM=ROM+YI(I)*ROI(I)

DO 9 I=1,8
9 GI(I)=YI(I)*ROI(I)/ROM
SUM=0D0

DO 11 I=1,8
11 SUM=SUM+GI(I)/BMI(I)
SUM=1./SUM

DO 13 I=1,8
13 YI(I)=GI(I)*SUM/BMI(I)
555 NC=0
YSUM=0D0

DO 155 I=1,8
IF(YI(I).EQ.0D0) GO TO 155
NC=NC+1
NI(NC)=I
Y(NC)=YI(I)
YSUM=YSUM+Y(NC)
BM(NC)=BMI(I)
155 CONTINUE
CALL MOLDOL(YI,YS)

DO 551 I=1,NC
551 Y(I)=Y(I)/YSUM
RETURN
END
SUBROUTINE MOLDOL(YI,YS)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
DIMENSION YI(25)
COMMON/Z/Z
Z=-1DO
IF(YI(1).LT.0.65D0.OR.YI(2).GT.0.15D0.OR.YI(3).GT.0.035D0.OR.
*YI(4).GT.0.015D0.OR.YI(5).GT.0.015D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z=0D0
IF(YI(6).GT.0.2D0.OR.YI(7).GT.0.15D0.OR.YI(8).GT.0.3D0) Z=0D0
RETURN
END
SUBROUTINE DDIJ(DIJ,LIJ)
IMPLICIT RFAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 LIJ(8,8)
DIMENSION DIJ(8,8)

DO 1 I=1,8

DO 1 J=1,8
LIJ(I,J)=0.D0
1 DIJ(I,J)=0.D0
DIJ(1,2)=0.036D0
DIJ(1,3)=0.076D0
DIJ(1,4)=0.121D0
DIJ(1,5)=0.129D0
DIJ(1,6)=0.06D0
DIJ(1,7)=0.074D0
DIJ(2,6)=0.106D0
DIJ(2,7)=0.093D0
DIJ(6,7)=0.022D0
DIJ(1,8)=0.089D0
DIJ(2,8)=0.079D0
DIJ(6,8)=0.211D0
DIJ(7,8)=0.089D0
LIJ(1,2)=-0.074D0
LIJ(1,3)=-0.146D0
LIJ(1,4)=-0258D0
LIJ(1,5)=-0.222D0
LIJ(1,6)=-0.023D0
LIJ(1,7)=-0.086D0
LIJ(6,7)=-0.064D0
LIJ(7,8)=-0.062D0
RETURN
END
SUBROUTINE PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII,PIM)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
REAL*8 LIJ(8,8)
DIMENSION Y(8),DIJ(8,8),VCIJ(8,8),TCIJ(8,8),V13(8),TC(8),VC(8),
*PII(8),PIIJ(8,8)
COMMON/PARCM/TCM,VCM/Y/Y/NC/NC/PCM/PCM

DO 1 I=1,NC
1 V13(I)=VC(I)**(1.D0/3.D0)

DO 3 I=1,NC
VCIJ(I,I)=VC(I)
PIIJ(I,I)=PII(I)
TCIJ(I,I)=TC(I)

DO 3 J=1,NC
IF(I.GE.J) GO T0 3
VCIJ(I,J)=(1.D0-LIJ(I,J))*((V13(I)+V13(J))/2.)**3
PIIJ(I,J)=(VC(I)*PII(I)+VC(J)*PII(J))/((VC(I)+VC(J))
TCIJ(I,J)=(1.D0-DIJ(I,J)*(TC(I)*(TC(J))**0.5
VCIJ(J,I)=VCIJ(I,J)
PIIJ(J,I)=PIIJ(I,J)
TCIJ(J,I)=TCIJ(I,J)
3 CONTINUE
VCM=0.D0
PIM=0 D0
TCM=0.D0

DO 5 I=1,NC

DO 5 J=1,NC
VCM=VCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)
PIM=PIM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*РIIJ(I,J)
5 TCM=TCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*TCIJ(I,J)**2
PIM=PIM/VCM
TCM=(TCM/VCM)**0.5
РСМ=8.31451D-3*(0.28707D0-0.O5559*PIM)*TCM/VCM
RETURN
FND
SUBROUTINE PHASE
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/PCM/PCM/AI/AO,A1
IF(T.LT.250D0.OR.Т.GT.340D0.OR.P.LE.0D0.OR.P.GT.12D0) THEN
Z=0D0

GO TO 134
ENDIF
PR=P/PCM
RO=9D3*P/(RM*T*(1.1*PR+0.7D0))
CALL FUN(RO)
CALL OMTAU(RO,T)
IF(Z.EQ.0D0)GO TO 134
Z=1.DO+AO
134 RETURN
END
С Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения
С плотности из уравнения состояния (метод Ньютона)
SUBROUTINE FUN(X)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AI/AO,A1
ITER=1
1 CONTINUE
NPRIZ=0
IF(ITER.NE.1) NPRIZ=1
CALL COMPL(X,T,NPRIZ)
Z=1.D0+AO
FХ=1.D6*(P-(1.D-3*RM*T*Z*X))
F=1.D3*RM*T*(1.D0+A1)
DR=FX/F
X=X+DR
IF(ITER.GT.10)GO T0 4
ITER=ITER+1
IF(DABS(DR/X).GT.1.D-6) GO TO 1
4 CALL COMPL (X,T,NPRIZ)
RETURN
END
SUBROUTINE OMTAU(RO,T)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/PARCM/TCM,VCM/Z/Z
Z=-1D0
TR=T/TCM
ROR=RO*VCM
IF(TR.LT.1.05D0) Z=0D0
IF(ROR.LТ.0.D0.OR.ROR.GT.3.D0) Z=0D0
RETURN
END
SUBROUTINE COMPL(RO,T,NPRIZ)
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
DIMENSION B(10,8),BK(10)
COMMON/PARCM/TCM,VCM/B/B/AI/AO,A1
IF(NPRIZ.NE.0) GO TO 7
TR=Т/TCM

DO 1 I=1,10
BK(I)=0

DO 1 J=1,8
1 BK(I)=BK(I)+B(I,J)/TR**(J-1)
7 ROR=RO*VCM
AO=0.D0
A1=0.D0

DO 33 I=1,10
D=BK(I)*ROR**I
AO=AO+D
33 A1=A1+(I+1)*D
RETURN
END
BLOCK DATA BDVNIC
IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)
DATA TCD/190.67D0,305.57D0,369.96D0,425.4D0,407.96D0,
*125.65D0,304.11D0,373.18D0/
DATA VCD/163.03D0,205.53D0,218.54D0,226.69D0,225.64D0,
*315.36D0,466.74D0,349.37D0/
DATA PIID/0.0006467D0,0.1103D0,0.1764D0,0.2213D0,0.2162D0,
*0.04185D0,0.2203D0,0.042686D0/
DATA AIJ/.6087766D0,-.4596885D0,1.14934D0,-.607501D0,
*-.894094D0,1.144404D0,-.34579D0,-.I235682D0,.1098875D0,
*-.219306D-1,-1.832916D0,4.175759D0,-9.404549D0,10.62713D0,
*-3.080591D0,-2.122525D0,1.781466D0,-.4303578D0,-.4963321D-1,
*.347496D-1,1.317145D0,-10.73657D0,23.95808D0,-31.47929D0,
*18.42846D0,-4.092685D0,-.1906595D0,.4015072D0,-.1016264D0,
*-.9129047D-2,-2.837908D0,15.34274D0,-27.7l885D0,35.11413D0,
*-23.485D0,7.767802D0,-1.677977D0,.3157961D0,.4008579D-2,0.D0,
*2.606878D0,-11.06722D0,12.79987D0,-12.11554D0,7.580666D0,
*-1.894086D0,4*0.D0,
*-1.15575D0,3.601316D0,-.7326041D0,-1.151685D0,.5403439D0,
*5*0.D0,.9060572D-1,-.5151915D0,.7622076D-1,7*0.D0,
*.4507142D-1,9*0.D0/
DATA BIJ/-.7187864D0,10.67179D0,-25.7687D0,17.13395D0,
*16.17303D0,-24.38953D0,7.156029D0,3.350294D0,-2.806204D0,
*.5728541D0,6.057018D0,-79.47685D0,216.7887D0,-244.732D0,
*78.04753D0,48.70601D0,-41.92715D0,10.00706D0,1.237872D0,
*-.8610273D0,-12.95347D0,220.839D0,-586.4596D0,744.4021D0,
*-447.0704D0,99.6537D0,5.136013D0,-9.5769D0,2.41965D0,
*.2275036D0,15.71955D0,-302.0599D0,684.5968D0,-828.1484D0,
*560.0892D0,-185.9581D0,39.91057D0,-7.567516D0,-.1062596D0,
*0D0,-13.75957D0,205.541D0,-325.2751D0,284.6518D0,
*-l80.8168D0,46.05637D0,4*0.D0,
*6.466081D0,-57.3922D0,36.94793D0,20.77675D0,-12.56783D0,
*5*0.D0,-.9775244D0,2.612338D0,-.4059629D0,7*0.D0,
*-.2298833D0,9*0.D0/
END

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(обязательное)

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Г.1 Модифицированный метод NX19

Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м

Содержание:

	азота	0,8858 мол.%
	диоксида углерода	0,0668 мол.%
	Давление	2,001 МПа
	Температура	270,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9520
	Давление	2,494 МПа
	Температуpa	280,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9473
	Давление	0,900 МПа
	Температура	290,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9844

Г.2 Уравнение состояния GERG-91

Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м

Содержание:

	азота	0,8858 мол.%
	диоксида углерода	0,0668 мол.%
	Давление	2,001 МПа
	Температура	270,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9521
	Давление	3,997 МПа
	Температуpa	290,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9262
	Давление	7,503 МПа
	Температура	330,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9244

Г.3 Уравнение состояния AGA8-92DC

Состав природного газа в молярных процентах:

	метан	98,2722
	этан	0,5159
	пропан	0,1607
	н-бутан	0,0592
	азот	0,8858
	диоксид углерода	0,0668
	н-пентан	0,0157
	н-гексан	0,0055
	н-гептан	0,0016
	н-октан	0,0009
	гелий	0,0157
	Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м
	Давление	2,001 МПа
	Температура	270,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9520
	Давление	3,997 МПа
	Температура	290,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9262
	Давление	7,503 МПа
	Температура	330,00 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9246

Г.4 Уравнение состояния ВНИЦ СMB

Состав природного газа в молярных процентах:

	метан	89,2700
	этан	2,2600
	пропан	1,0600
	и-бутан	0,0100
	азот	0,0400
	диоксид углерода	4,3000
	сероводород	3,0500
	пропилен	0,0100
	Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,7675 кг/м
	Давление	1,081 МПа
	Температура	323,15 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9853
	Давление	4,869 МПа
	Температура	323,15 К
	Коэффициент сжимаемости	0,9302
	Давление	9,950 МПа
	Температура	323,15 К
	Коэффициент сжимаемости	0,8709

ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(обязательное)

ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА (ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА)

Д.1 Модифицированный метод NX19

Исходные данные (заданные параметры)	Значения
	минимальное	максимальное	погрешности, %
Давление, МПа	1,991	2,011	1,00
Температура, К	269,50	270,50	0,35
Плотность, кг/м (0,101325 МПа, 293,15 К)	0,6790	0,6808	0,25
Содержание, мол.%:
азота (N)	0,8769	0,8947	2,00
диоксида углерода (СО)	0,0661	0,0675	2,00

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520

Погрешность расчета: по формуле (82) - 0,09%; по формуле (86) - 0,07%.

Д.2 Уравнение состояния GERG-91

Исходные данные (заданные параметры)	Значения
	минимальное	максимальное	погрешности, %
Давление, МПа	1,991	2,011	1,00
Температура, К	269,50	270,50	0,35
Плотность, кг/м (0,101325 МПа, 293,15 К)	0,6790	0,6808	0,25
Содержание, мол.%:
азота (N)	0,8769	0,8947	2,00
диоксида углерода (СО)	0,0661	0,0675	2,00

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9521

Погрешность расчета: по формуле (82) - 0,09%; по формуле (86) - 0,09%.

Д.3 Уравнение состояния AGА8 92DC

Исходные данные (заданные параметры)	Значения
	минимальное	максимальное	погрешности, %
Давление, МПа	1,991	2,011	1,00
Температура, К	269,50	270,50	0,35
Содержание, мол.%:
метана (СН)	97,2722	99,2722	2,00
этана (СН)	0,5030	0,5288	5,00
пропана (СН)	0,1607	0,1607	-
н-бутана (н-СН)	0,0592	0,0592	-
азота (N)	0,8769	0,8947	2,00
диоксида углерода (СО)	0,0661	0,0675	2,00
н-пентана (н-CH)	0,0157	0,0157	-
н-гексана (н- CH)	0,0055	0,0055	-
н-гептана (н-CH)	0,0016	0,0016	-
н-октана (н- CH)	0,0009	0,0009	-
гелия (Не)	0,0157	0,0157	-

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520

Погрешность расчета - 0,08 %

Д.4 Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

Исходные данные (заданные параметры)	Значения
	минимальное	максимальное	погрешности, %
Давление, МПа	1,076	1,086	1,00
Температура, К	322,65	323,65	0,31
Содержание, мол %:
метана (СН)	88,3700	90,1700	2,00
этана (СН)	2,2030	2,3170	5,00
пропана (СН)	1,0600	1,0600	-
и-бутана (и-СН)	0,0100	0,0100	-
азота (N)	0,0396	0,0404	2,00
диоксида углерода (СО)	4,2570	4,3430	2,00
сероводорода (HS)	3,0500	3,0500	-
пропилена (СН)	0,0100	0,0100	-

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9853

Погрешность расчета - 0,03 %

ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(справочное)

БИБЛИОГРАФИЯ

[1] Сычев В.В. и др. Термодинамические свойства метана. - М., Изд-во стандартов, 1979, 348 с.

[2] Kleinrahm R., Duschek W., Wagner W. Measurement and correlation of the (pressure, density, temperature) relation of methane in the temperature range from 273.15 K to 323.15 K at pressures up to 8 MPa. - J. Chem. Thermodynamics, 1988, v. 20, p. 621-631.

[3] Robinson R.L., Jacoby R.H. Better compressibility factors. - Hydrocarbon Processing, 1965, v. 44, No. 4, p. 141-145.

[4] Achtermann H.-J., Klobasa F., Rogener H. Realgasfaktoren von Erdgasen. Teil I: Bestimmung von Realgasfaktoren aus Brechungsindex-Messungen. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1982, Bd. 34, No. 5, s. 266-271.

[5] Achtermann H.-J., Klobasa F., Rogener H. Realgasfaktoren von Erdgasen. Teil II: Bestimmung von Realgasfaktoren mit eener Burmett-Apparatur. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1982, Bd. 34, No. 6, s. 311-314.

[6] Eubank Ph. T., Scheloske J., Hall K.R., Holste J.C. Densities and mixture virial coefficients for wet natural gas mixtures. - Journal of Chemical and Engineering Data, 1987, v. 32, No. 2, p. 230-233.

[7] Jaeschke M., Julicher H.P. Realgasfaktoren von Ergassen. Bestimmung von Realgasfaktoren nach der Expansionsmethode. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1984, Bd. 36, No. 11, s. 445-451.

[8] Jaeschke M. Realgasverhalten Einheitliche Berechnungsmoglichkeiten von Erdgas L und H. - Gas und Wasserfach. Gas/Erdgas, 1988, v. 129, No. 1, s. 30-37.

[9] Blanke W., Weiss R. pvT-Eigenschaften und Adsorptions- verhalten von Erdgas bei Temperaturen zwischen 260 K und 330 K min Drucken bis 3 MPa. - Erdol-Erdgas-Kohle, 1988, Bd. 104, H. 10, s. 412-417.

[10] Samirendra N. B. et al Compressibility Isotherms of Simulated Natural Gases. - J. Chem. Eng. Data, 1990, v. 35, No. 1, p. 35-38.

[11] Fitzgerald M.P., Sutton C.M. Measurements of Kapuni and Maui natural gas compressibility factors and comparison with calculated values. - New Zealand Journal of Technology, 1987, v. 3, No. 4, p. 215-218.

[12] Jaeschke M., Humphreys A.E. The GERG Databank of High Accuracy Compressibility Factor Measurements. GERG TM4 1990. - GERG Technical Monograph, 1990, 477 p.

[13] Jaeschke M., Humphreys A.E. Standard GERG Virial Equation for Field Use. Simplification of the Input Data Requirements for the GERG Virial Equation - an Alternative Means of Compressibility Factor Calculation for Natural Gases and Similar Mixtures. GERG TM5 1991. - GERG Technical Monograph, 1991, 173 p.

[14] ICO/TC 193 SC1 N 63. Natural gas - calculation of compression factor. Part 3: Calculation using measured physical properties.

[15] ICO/TC 193 SCI N 62. Natural gas - calculation of compression factor. Part 2: Calculation using a molar composition analysis.

[16] ИСО 5168:1978 International Standard. Measurement of fluid flow - Estimation of uncertainty of a flow-rate measurement.

[17] VDI/VDE 2040, part 2, 1987. Calculation principles for measurement of fluid flow using orifice plates, nozzles and venturi tubes. Equations and formulas.

[18] Jaeschke M. et al. High Accuracy Compressibility Factor Calculation for Natural Gases and Similar Mixtures by Use of a Truncated Virial Equation. GERG TM2 1988. - GERG Technical Monograph, 1988, 163 p.

Текст документа сверен по:

М.: ИПК Издательство стандартов, 1997

Редакция документа с учетом
изменений и дополнений подготовлена

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

4 ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

5 ПРОГРАММНАЯ И ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

ПРИЛОЖЕНИЕ А(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ В(рекомендуемое)

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ Е(справочное)

4 ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(рекомендуемое)

ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(обязательное)

ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(справочное)