ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

ГОСТ 30319.3-96
Группа Б19

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
Определение физических свойств по уравнению состояния
Natural gas. Methods of calculation of physical properties
Definition of physical properties by equation of state

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	Азгосстандарт
Республика Армения	Армгосстандарт
Республика Белоруссия	Белстандарт
Республика Грузия	Грузстандарт
Республика Казахстан	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизская Республика	Киргизстандарт
Республика Молдова	Молдовастандарт
Российская Федерация	Госстандарт России
Республика Таджикистан	Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации
Туркменистан	Главгосинспекция Туркменистана
Украина	Госстандарт Украины

3. ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3-96 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 предназначен для определения физических свойств природного газа. Стандарт устанавливает метод расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости природного газа, основанный на использовании его уравнения состояния. Метод расчета физических свойств природного газа, приведенный в настоящем стандарте, рекомендуется применять для аттестации других методов расчета.

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.

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

3. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

3.1. Вид уравнения состояния

Во Всероссийском научно-исследовательском центре по стандартам, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) для расчета физических свойств природного газа разработано уравнение состояния (УС)

, (1)

где:
- коэффициенты УС;
- приведенная плотность;
- приведенная температура;
- молярная плотность, кмоль/м;
и - псевдокритические параметры природного газа.

Формулы расчета коэффициентов УС и псевдокритических параметров природного газа приведены в ГОСТ 30319.2 (см.3.2.5).

3.2. Пределы применения уравнения состояния и погрешности расчета свойств

Исходными данными для расчета свойств по УС (1) являются давление, температура и компонентный состав природного газа, который выражен в молярных или объемных долях компонентов.

УС (1) предназначено для работы в интервале параметров:
по давлению - до 12 МПа;
по температуре - 240-480 К;
по составу в молярных долях:

	метан	0,50
	этан	0,20
	пропан	0,05
	н-бутан	0,03
	и-бутан	0,03
	азот	0,30
	диоксид углерода	0,30
	сероводород	0,30
	остальные компоненты	0,01

по плотности газа при стандартных условиях - 0,66-1,05 кг/м (плотность газа при стандартных условиях рассчитывают по формуле (16) ГОСТ 30319.1);

по высшей удельной теплоте сгорания газа - 20-48 МДж/м (высшую удельную теплоту сгорания рассчитывают по 7.2 ГОСТ 30319.1, допускается рассчитывать высшую удельную теплоту сгорания по формуле (52) ГОСТ 30319.1).

Погрешности расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука по УС (1) и динамической вязкости природного газа по уравнению (15) в указанных диапазонах параметров определены в соответствии с рекомендациями работ [1-3] и с использованием данных по скорости звука [4]. Погрешности приведены в таблице 1 без учета погрешностей исходных данных.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

4.1. Определение плотности

4.1.1. Алгоритм плотности из уравнения (1) при заданных давлении (р, МПа и температуре () приведен в ГОСТ 30319.2 (см.3.2.5).

Плотность , кг/см, вычисляют по формуле

. (2)

Таблица 1

Погрешности расчета свойств природного газа

Свойство	Область параметров состояния			Примечание
	240270К		= (270-480)К
	6МПа	6<12МПа	и12МПа
Плотность	0,3%	0,4%	0,2%	Природный газ, не содержит сероводород
Показатель адиабаты	0,9%	1,0%	0,6%
Скорость звука	0,3%	1,0%	0,5%
Вязкость	2,0%	3,0%	2,0%
Плотность	0,6%	(1,0-1,5)%	0,4%	Природный газ, содержащий сероводород
Показатель адиабаты	0,6%	1,1%	0,6%
Скорость звука	0,3%	1,0%	0,5%
Вязкость	2,0%	3,0%	2,0%

4.1.2. Если компонентный состав природного газа задан в молярных долях, молярную массу природного газа вычисляют по формуле

, (3)

где молярные массы -го компонента природного газа () приведены в таблице 1 ГОСТ 30319.1 (см.3.2.3).

4.1.3 Если компонентный состав природного газа задан в объемных долях, то молярные доли компонентов рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319.1 и далее молярную массу природного газа вычисляют по 4.1.2.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.2. Определение показателя адиабаты

Показатель адиабаты природного газа при использовании УС (1) вычисляют по формуле

, (5*)

где и - изобарная и изохорная теплоемкости,

- безразмерный комплекс УС(1).

_______________

* Формула (4) исключена Изменением N 1. - .

Безразмерный комплекс УС (1) имеет вид

. (6)

Изобарную и изохорную теплоемкости рассчитывают по следующим выражениям:

, (7)

, (8)

где - изохорная теплоемкость природного газа в идеально газовом состоянии, а безразмерные комплексы и имеют вид:

; (9)

. (10)

Изохорную теплоемкость в идеально газовом состоянии вычисляют по формулам:

; (11)

. (12)

Изобарную теплоемкость () -го компонента в идеально газовом состоянии определяют из соотношения

, (13)

где .

Температура, пределы суммирования и , а также константы и уравнения (13) для -го компонента природного газа приведены в таблице 2.

Таблица 2

Константы уравнения (13)

Компонент (i)	j	()	()
Метан	0	1,46696186х10
N= 10	1	-6,56744186х10	-2,09233731х10
N= 6	2	2,02698132х10	2,06925203х10
= 100К	3	-4,20931845х10	-1,35704831х10
	4	6,06743008х10	5,64368924х10
	5	-6,12623969х10	-1,34496111х10
	6	4,30969226х10	1,39664152х10
	7	-2,06597572х10
	8	6,42615810х10
	9	-1,16805630х10
	10	9,40958930х10
Этан	0	6,81209760х10
N = 6	1	-3,06340580х10	-8,74070840х10
N = 5	2	9,52750290х10	7,84813740х10
= 100К	3	-1,69471020х10	-4,48658590х10
	4	1,76305850х10	1,46543460х10
	5	-9,95454020х10	-2,05183930х10
	6	2,35364300х10
Пропан	0	-9,209726737х10
N = 6	1	3,070930782х10	1,748671280х10
N = 4	2	-4,924017995х10	-1,756054503х10
= 100К	3	5,045358836х10	8,874920732х10
	4	-3,140446759х10	-1,720610207х10
	5	1,076680079х10
	6	-1,556890669х10
н-Бутан	0	-2,096096482х10
N = 6	1	6,877783535х10	4,055272850х10
N = 5	2	-1,228650555х10	-4,457015773х10
= 100К	3	1,413691547х10	2,743667350х10
	4	-1,002920638х10	-8,643867287х10
	5	3,985571861х10	1,070428636х10
	6	-6,786460870х10
u-Бутан	0	-3,871419306х10
N = 5	1	4,711104578х10	2,171601450х10
N = 2	2	-1,758225423х10	-4,492603200х10
= 300К	3	4,183494309х10
	4	-5,520042474х10
	5	3,034658409х10
Азот	0	0,113129000х10
N = 6	1	-0,215960000х10	-0,174654000х10
N = 6	2	0,352761000х10	0,246205000х10
= 100К	3	-0,321705000х10	-0,217731000х10
	4	0,167690000х10	0,116418000х10
	5	-0,467965000х10	-0,342122000х10
	6	0,542603000х10	0,422296000х10
Диоксид углерода	0	-9,508041394х10
N = 6	1	7,008743711х10	1,087462263х10
N = 4	2	-3,505801670х10	-7,976765747х10
= 300К	3	1,096778000х10	-2,837014896х10
	4	-2,016835088х10	1,479612229х10
	5	1,971024237х10
	6	-7,860765734х10
Сероводород	0	3,913550000х10
N = 5	1	-6,848510000х10	0,0
N = 5	2	5,644240000х10	0,0
= 100К	3	-4,837450000х10	1,186580000х10
	4	1,717820000х10	-1,907470000х10
	5	-2,275370000х10	8,285200000х10

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.3. Определение скорости звука

Скорость звука природного газа при использовании УС(1) вычисляют по формуле

u = [10], (14)

где , и - соответственно изобарная, изохорная теплоемкости природного газа и безразмерный комплекс УС (1), см. (6) - (13);

- молярная масса природного газа, см. (3) или (4).

4.4. Определение динамической вязкости

Динамическую вязкость природного газа вычисляют по формуле

, (15)

где

= 78,037+3,85612-29,0053-156,728/+145,519/- 51,1082/ + 6,57895+ (11,7452 - 95,7215/) +17,1027+0,519623/, (16)

, (17)

= 10(0,28707 - 0,05559). (18)

Молярную массу природного газа (М) вычисляют по формуле (3) или (4), а формулы расчета фактора Питцера (), приведенных и псевдокритических параметров природного газа () приведены в ГОСТ 30319.2 (см.3.2.5).

5. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОГРЕШНОСТИ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ПРИРОДНОГО ГАЗА С УЧЕТОМ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (), температуру () и состав () измеряют с определенной погрешностью. Перечисленные параметры являются исходными данными для расчета физических свойств по УС (1) и уравнению для вязкости (15).

В соответствии с рекомендациями ИСО 5168 [5] погрешность расчета физических свойств, которая появляется в связи с погрешностью измерения исходных данных, определяют по формуле

, (19)

где - погрешность расчета свойства Q, связанная с погрешностью измерения исходных данных;

- погрешность измерения параметра исходных данных;

; (20)

2 . (21)

В формулах (19)-(21):

- условное обозначение k-го параметра исходных данных ();

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

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

- условное обозначение свойства природного газа ();

- количество параметров исходных данных, ( - количество основных компонентов природного газа, которыми являются: метан, этан, пропан, бутаны, азот, диоксид углерода, сероводород).

При вычислении частных производных по формуле (20) свойства и рассчитывают при средних параметрах и параметрах и , соответственно. Рекомендуется выбирать .

Свойство (среднее значение) рассчитывают при средних параметрах .

Общую погрешность расчета физических свойств определяют по формуле

, (22)

где - погрешность расчета физических свойств по УС (1) и по уравнению для вязкости (15), значение которой для каждого свойства приведено в таблице 1.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

6. ПРИМЕНЕНИЕ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ДЛЯ АТТЕСТАЦИИ ДРУГИХ
МЕТОДОВ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Приведенный в настоящем стандарте метод расчета физических свойств природного газа необходимо применять для аттестации других методов расчета. Алгоритм проведения такой аттестации состоит в следующем:

Таблица 3

Компонент	Концентрация компонентов, мол.%, при , кг/м
	0,67-0,70	0,70-0,76	0,76-0,88	свыше 0,88
Метан	90,40-99,60	86,35-98,50	73,50-92,00	74,20-81,53
Этан	0,0-4,10	0,0-8,40	1,57-10,91	6,29-12,19
Пропан	0,0-1,16	0,0-3,35	0,18-5,00	3,37-5,00
н-Бутан	0,0-0,48	0,0-1,54	0,12-1,50	0,51-1,98
н-Пентан	0,0-0,32	0,0-1,00	0,10-1,00	0,10-1,00
Азот	0,0-4,60	0,12-8,47	0,22-16,30	0,56-4,40
Диоксид углерода	0,0-1,70	0,0-3,30	0,0-5,60	0,10-14,80
Сероводород	0,0	0,0-6,50	0,0-5,30	0,0-24,00

1) используя данные, приведенные в таблице 3, подбираются 5-6 тестовых смесей природного газа таким образом, чтобы сумма молярных долей компонентов этих смесей была равна 1;

2) в заданных интервалах давления и температуры по УС (1) и уравнению для вязкости (15) насчитываются массивы физических свойств для выбранных тестовых смесей, рекомендуемое количество тестовых точек в массивах - не менее 100;

3) вычисляются систематическое и стандартное отклонения рассчитанных по аттестуемым методам физических свойств от тестовых данных, которые получены в перечислении 2) алгоритма

, (23)

, (24)

в формулах (23) и (24) - количество тестовых точек в массивах

, (25)

где и - условное обозначение, соответственно, расчетного по аттестуемым методам и рассчитанного в перечислении 2) алгоритма тестового значений физического свойства природного газа ();

4) определяется погрешность расчета свойства по аттестуемым методам согласно ИСО 5168 [5]

, (26)

Если для аттестуемых методов в качестве исходных данных используют плотность смеси природного газа при стандартных условиях (), ее значение для тестовых смесей необходимо рассчитывать по УС (1). Допускается также рассчитывать плотность по формуле (16) ГОСТ 30319.1 (см.3.3.2).

Приложение А
(рекомендуемое)

ЛИСТИНГ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Расчет физических свойств природного газа по уравнению состояния (1) и по уравнению для вязкости (15) реализован на ПЭВМ, совместимых с IBM PC/AT/XT, на языке программирования ФОРТРАН-77.

C	********************************************************************************************		*
C	*		*
C	*Программа расчета физических свойств (плотностии показате-		*
C	* ля адиабаты, скорости звука и вязкости) природного газа по		*
С	* уравнению состояния ВНИЦ СМВ.		*
С	*		*
С	********************************************************************************************		*

	IMPLICIT REAL*8(A-H, O-Z)
	CHARACTER*26 AR
	DIMENSION PI(100),TI(100),ROP(100,100),PAP(100,100),
	*WP(100,100),ETAP(100,100)
	COMMON/P/P/T/T/RON/RON/YI/YC(25)/NPR/NPR/Z/Z/TS/RO,PA,W
	*/ETA/ETA/AR/AR(25)
200	WRITE(*,300)
300	FORMAT(18(/))
	WRITE(*,400)
400	FORMAT(
	*' Расчет физических свойств природного газа'/
	*' по уравнению состояния'/////)
	WRITE(*,1)
1	FORMAT('Введите исходные данные для расчета.'/)
	WRITE(*,35)
35	FORMAT(' Введите 0, если состав задан в молярных долях'/
	*' или 1, если состав задан в объемных долях'\)
	RAED(,)NPR
	IF(NPR.EQ.1) THEN
	WRITE(*,'(A\)')
	*' Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа, в кг/куб.м '
	READ(,)RON
	WRITE(*,33)
33	FORMAT(' Значение объемной доли, в об.% ')
	ELSE
	RON=0D0
	WRITE(*,3)
3	FORMAT(' Значение молярной доли, в мол.%')
	ENDIF
	DO 5 I=1,25
	WRITE(*,'(A\)') AR(I)
	READ(,)YC(I)
5	YC(I)=YC(I)/100.
	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
	T=293.15D0
	ICALC=1
	CALL EOSVNIC(ICALC)
	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)
	CALL EOSVNIC(ICALC)
	IF(Z.NE.0D0) THEN
	NTS=NTS+1
	ROP(I,J)=RO
	PAP(I,J)=PA
	WP(I,J)=W
	ETAP(I,J)=ETA
	ELSE
	ROP(I,J)=0D0
	PAP(I,J)=0D0
	WP(I,J)=0D0
	ETAP(I,J)=0D0
	ENDIF
7	CONTINUE
500	WRITE(*,100)
100	FORMAT(25(/))
	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(ROP(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
	ROP(J,K)=ROP(J+1,K)
	PAP(J,K)=PAP(J+1,K)
	WP(J,K)=WP(J+1,K)
13	ETAP(J,K)=ETAP(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(ROP(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
	ROP(K,I)=ROP(K,I+1)
	PAP(K,I)=PAP(K,I+1)
	WP(K,I)=WP(K,I+1)
19	ETAP(K,I)=ETAP(K,I+1)
	ENDIF
	NT=NT-1
	ELSE
	J=J+1
	ENDIF
	IF(J.LE.NT) GO TO 15
	CALL PROP(NPROP)
	IF(NPROP.EQ.5) GO TO 134
	IF(NPROP.EQ.1) CALL TABL(PI,TI,ROP,NP,NT,NPROP)
	IF(NPROP.EQ.2) CALL TABL(PI,TI,PAP,NP,NT,NPROP)
	IF(NPROP.EQ.3) CALL TABL(PI,TI,WP,NP,NT,NPROP)
	IF(NPROP.EQ.4) CALL TABL(PI,TI,ETAP,NP,NT,NPROP)
	WRITE(*,'(A\)')
	*' Продолжить вывод рассчитанных свойств ? 0 - нет 1 - да '
	READ(,)NCONT
	IF(NCONT.EQ.1) GO TO 500
	ENDIF
134	STOP
	END
	SUBROUTINE PROP(NPROP)
	WRITE(*,1)
1	FORMAT(//
	*10X,'----------------Рассчитаны следующие физические свойства-----------------------	'/
	*10X,'	'/
	*10X,' 1. Плотность	'/
	*10X,'	'/
	*10X,' 2. Показатель адиабаты	'/
	*10X,'	'/
	*10X,' 3. Скорость звука	'/
	*10X,'	'/
	*10X,' 4. Коэффициент динамической вязкости	'/
	*10X,'	'/
	*10X,'---------------------------------------------------------------------------------------------------------	'/)
	WRITE(*,5)
5	FORMAT(/,3X,
	*' Введите порядковый номер свойства для вывода результатов расчета'/
	*' или 5 для вывода в ДОС'\)
	READ(,)NPROP
	RETURN
	END
	SUBROUTINE RANGE(NRANGE)
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	COMMON/Z/Z
	WRITE(*,1)
1	FORMAT(//
	*' Метод расчета при заданных параметрах "не работает"'/
	*' Продолжить работу программы ? 0 - нет, 1 - да '\)
	READ(,)NRANGE
	RETURN
	END
	SUBROUTINE TABL(PI,TI,ZP,NP,NT,NPROP)
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	CHARACTER*26 AR,FNAME
	CHARACTER PROP(4)58,A6,LIN1(5)9,LIN2(5)9,LIN3(6)9,LIN49,
	AT(6)28,RAZM(4)*39
	CHARACTER*70 F,FZ(11,2),FW(11,2)
	DIMENSION PI(100),TI(100),ZP(100,100), ZPP(6)
	COMMON/YI/YC(25)/NPR/NPR/AR/AR(25)
	DATA PROP/
	*' Плотность природного газа.',
	*' Показатель адиабаты природного газа.',
	*' Скорость звука природного газа.',
	*' Коэффициент динамической вязкости природного газа.'/
	DATA RAZM/
	*' (в кг/куб.м)',' ',
	*' (в м/с)',
	' (в мкПас)'/
	DATA LIN1/5'--------------'/,LIN2/5'-----------------'/,LIN3/6*'---------------'/,
	*LIN4/'--------------'/,A/' - '/
	DATA AT/
	*' T, K',' T, K',' T, K',' T, K',
	*' T, K',' T, K'/
	DATA FZ/
	*'(3X,F5.2,2X,6(3X,F6.2))','(3X,F5.2,5X,A6,5(3X,F6.2))',
	*'(3X,F5.2,2X,2(3X,A6),4(3X,F6.2))','(3X,F5.2,2X,3(3X,A6),
	*3(3X,F6.2))',
	*'(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(3X,F6.2))','(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),
	*3X,F6.2)',
	*'(3X,F5.2,2X,5(3X,F6.2),3X,A6)', '(3X,F5.2,2X,4(3X,F6.2),
	*2(3X,A6))',
	*'(3X,F5.2,2X,3(3X,F6.2),3(3X,A6))','(3X,F5.2,2X,2(3X,F6.2),
	*4(3X,A6))',
	*'(3X,F5.2,5X,F6.2,5(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.2,5(3X,F6.2))',
	*'(3X,F9.6,1X,A6,5(3X,F6.2))','(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(3X,F6.2))',
	*'(3X,F9.6,1X,A6,2(3X,A6),3(3X,F6.2))','(3X,F9.6,1X,A6,3(3X,A6),
	*2(3X,F6.2))',
	*'(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),3X,F6.2)','(3X,F9.6,1X,F6.2,4(3X,F6.2),
	*3X,A6)',
	*'(3X,F9.6,1X,F6.2,3(3X,F6.2),2(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.2,
	*2(3X,F6.2),3(3X,A6))',
	*'(3X,F9.6,1X,F6.2,3X,F6.2,4(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.2,5(3X,A6))'/
	DATA FW/
	'(3X,F5.2,2X,6(4X,F5.1))','(3X,F5.2,5X,A6,5(4X,F5.1))',
	*'(3X,F5.2,2X,2(3X,A6),4(4X,F5.1))','(3X,F5.2,2X,3(3X,A6),
	*3(4X,F5.1))',
	*'(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(4X,F5.1))','(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),
	*4X,F5.1))',
	*'(3X,F5.2,2X,5(4X,F5.1),3X,A6)','(3X,F5.2,2X,4(4X,F5.1),
	*2(3X,A6))',
	*'(3X,F5.2,2X,3(4X,F5.1),3(3X,A6))','(3X,F5.2,2X,2(4X,F5.1),
	*4(3X,A6))',
	*'(3X,F5.2,6X,F5.1,5(3X,A6))','(3X,F9.6,2X,F5.1,5(5X,F5.1))',
	*'(3X,F9.6,1X,A6,5(4X,F5.1))','(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(4X,F5.1))',
	*'(3X,F9.6,1X,A6,2(3X,A6),3(4X,F5.1))','(3X,F9.6,1X,A6,3(3X,A6),
	*2(4X,F5.1))',
	*'(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),4X,F5.1)','(3X,F9.6,2X,F5.1,4(4X,F5.1),
	*3X,A6)',
	*'(3X,F9.6,2X,F5.1,3(4X,F5.1),2(3X,A6))','(3X,F9.6,2X,F5.1,
	*2(4X,F5.1),3(3X,A6))',
	*'(3X,F9.6,2X,F5.1,4X,F5.1,4(3X,A6))','(3X,F9.6,2X,F5.1,5(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)PROP(NPROP),RAZM(NPROP)
88	FORMAT(A58/A39/)
	NW=3
	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
	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.
5	FORMAT(2(A26,F7.4))
	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
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(1+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.1) WRITE(1,17)LIN2(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 ',6A9)
	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.0D0) THEN
	ZPP(NL1)=A
	NLN=NLN+1
	ELSE
	ZPP(NL1)=ZP(J,K)
	ENDIF
27	CONTINUE
	IF(NLN.EQ.NL) GO TO 133
	IF(NLN.EQ.0) THEN
	IF(NPROP.NE.3) F=FZ(1,JP)
	IF(NPROP.EQ.3) F=FW(1,JP)
	ELSE
	IF(ZP(J,I).EQ.0D0.AND.NPROP.NE.3) F=FZ(NLN+1,JP)
	IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.0D0.AND.NPROP.NE.3) F=FZ(NLN+12-NL,JP)
	IF(ZP(J,I).EQ.0D0.AND.NPROP.EQ.3) F=FW(NLN+1,JP)
	IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.0D0.AND.NPROP.EQ.3) F=FW(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.0) 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(1,17)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)(LIN3(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)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)(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.1) GO TO 22
	RETURN
	END
	SUBROUTINE EOSVNIC(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/RON/RON/PIM/PIM
	COMMON/CPCI/CPC1(20,5),CPC2(20,3)/IDGFD/TOID(8),MCOD(8),MCPD(8)
	*/IDGF/CPC(20,8),TOI(8),MCO(8),MCP(8)
	COMMON/P/P/T/T/Z/Z/TS/RO,PA,W/ETA/ETA
	RM=8.31451D0
	IF(ICALC.NE.1) GO TO 1
	CALL COMPON
	IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
	DO 11111 J=1,8
	DO 11111 I=1,20
	IF(J.LE.5) CPC(I,J)=CPC1(I,J)
	IF(J.GT.5) CPC(I,J)=CPC2(I,J-5)
11111	CONTINUE
	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))
	MCO(I)=MCOD(NI(I))
	MCP(I)=MCPD(NI(I))
	TOI(I)=TOID(NI(I))
	MP=MCO(I)+MCP(I)+1
	DO 23 J=1,MP
23	CPC(J,I)=CPC(J,NI(I))
	DO 123 J=1,NC
	IF(I.GE.J) GO TO 123
	DIJ(I,J)=DIJ(NI(I),NI(J))
	LIJ(I,J)=LIJ(NI(I),NI(J))
123	CONTINUE
75	CONTINUE
	CALL PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII)
	DO 27 I=1,10
	DO 27 J=1,8
27	B(I,J)=AIJ(I,J)+BIJ(I,J)*PIM
	IF(RON.NE.0D0) THEN
	CALL PHASE
	RON=0D0
	GO TO 133
	ENDIF
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/RON/RON
	DATA BMI/16.043D0,30.07D0,44.097D0,2*58.123D0,28.0135D0,
	44.01D0,34.082D0,26.038D0,28.054D0,42.081D0,372.15D0,
	*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(RON.NE.0D0) 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
55	YS=YS+YI(I)
	YS1=0D0
	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
	YS3=YI(4)+YI(5)
	IF(RON.NE.0D0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LT.0.03D0) THEN
	YI(4)=YS3
	YI(5)=0D0
	ENDIF
	IF(RON.EQ.0D0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LE.0.03D0) THEN
	YI(4)=YS3
	YI(5)=0D0
	ENDIF
	YI(6)=YI(6)+YS2
	IF(RON.EQ.0D0) 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=-1D0
	IF(YI(1).LT.0.5D0.OR.YI(2).GT.0.2D0.OR.YI(3).GT.0.05D0.OR.
	*YI(4).GT.0.03D0.OR.YI(5).GT.0.03D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z=0D0
	IF(YI(6).GT.0.3D0.OR.YI(7).GT.0.3D0.OR.YI(8).GT.0.3D0) Z=0D0
	RETURN
	END
	SUBROUTINE DDIJ(DIJ,LIJ)
	IMPLICIT REAL*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)=-0.258D0
	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)
	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/PIM/PIM
	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 TO 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)*PIIJ(I,J)
5	TCM=TCM+Y(I)Y(J)VCIJ(I,J)TCIJ(I,J)*2
	PIM=PIM/VCM
	TCM=(TCM/VCM)**0.5
	PCM=8.31451D-3(0.28707D0-0.05559PIM)*TCM/VCM
	RETURN
	END
	SUBROUTINE PHASE
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/PCM/PCM/RON/RON/BMM/BMM
	*/AI/AO,A1,A2,A3
	IF(T.LT.240D0.OR.T.GT.480D0.OR.P.LE.0D0.OR.P.GT.12D0) THEN
	Z=0D0
	GO TO 134
	ENDIF
	PR=P/PCM
	RO=9D3P/(RMT(1.1PR+0.7D0))
	CALL FUN(RO)
	CALL OMTAU(RO,T)
	IF(Z.EQ.0D0) GO TO 134
	Z=1.D0+AO
	IF(RON.NE.0D0) THEN
	BMM=1D-3RONRM*T/P
	GO TO 134
	ENDIF
	NPRIZ=2
	CALL COMPL(RO,T,NPRIZ)
	CALL TP(RO)
	CALL ETAS(RO)
134	RETURN
	END
C	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,A2,A3
	ITER=1
1	CONTINUE
	NPRIZ=0
	IF(ITER.NE.1) NPRIZ=1
	CALL COMPL(X,T,NPRIZ)
	Z=1.D0+AO
	FX=1.D6(P-(1.D-3RMTZ*X))
	F=1.D3RMT*(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 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.LT.0.D0.OR.ROR.GT.3.D0) Z=0D0
	RETURN
	END
C	Подпрограмма определения безразмерных комплексов AO,A1,A2 и A3
	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,A2,A3
	IF(NPRIZ.NE.0) GO TO 7
	TR=T/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
	IF(NPRIZ.EQ.1) GO TO 5
	A2=0.D0
	A3=0.D0
5	DO 33 I=1,10
	D=BK(I)ROR*I
	AO=AO+D
	A1=A1+(I+1)*D
	IF(NPRIZ.EQ.1) GO TO 33
	DO 3 J=1,8
	D1=B(I,J)RORI/TR*(J-1)
	A2=A2+(2-J)*D1
3	A3=A3+(J-1)(2-J)D1/I
33	CONTINUE
	RETURN
	END
C	Подпрограмма расчета плотности, показателя адиабаты, скорости
С	звука
	SUBROUTINE TP(ROM)
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	COMMON/BMM/BMM/AI/AO,A1,A2,A3/RM/RM/T/T/TS/RO,PA,W/Z/Z
	CALL IDGFU(T,CVOS)
	RO=BMM*ROM
	R=RM/BMM
	A11=1.D0+A1
	A21=1.D0+A2
	CV=R*(A3+CVOS)
	CP=CV+RA21*2/A11
	W=DSQRT(DABS(1.D3RTCP/CV))DSQRT(DABS(A11))
	PA=CP/CV*A11/Z
	RETURN
	END
C	Подпрограмма расчета изохорной теплоемкости в идеально газовом
C	состоянии
	SUBROUTINE IDGFU(T,CVOS)
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	DIMENSION CPO(8),CVO(8)
	COMMON/IDGF/CPC(20,8),TOI(8),MCO(8),MCP(8)/Y/Y(8)/NC/NC
	CVOS=0.D0
	DO 21 I=1,NC
	M=MCP(I)
	N=MCO(I)
	TAU=T/TOI(I)
	S1=0.D0
	S2=0.D0
	S3=0.D0
	S1=CPC(1,I)
	IF(M.EQ.0) GO TO 7
	DO 9 J=1,M
9	S2=S2+CPC(J+1,I)TAU*J
7	IF(N.EQ.0) GO TO 11
	DO 13 J=1,N
13	S3=S3+CPC(M+J+1,I)/TAU**J
11	CPO(I)=S1+S2+S3
	CVO(I)=CPO(I)-1.D0
21	CVOS=CVOS+Y(I)*CVO(I)
	RETURN
	END
C	Подпрограмма расчета вязкости
	SUBROUTINE ETAS(ROM)
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	COMMON/ETA/ETA/PARCM/TCM,VCM/BMM/BMM/T/T/PIM/PIM/PCM/PCM
	DKSI=TCM(1D0/6D0)/BMM.5/PCM**(2D0/3D0)
	ROR=VCM*ROM
	TR=T/TCM
	ETA=78.037D0+3.85612PIM-29.0053PIM2-156.728/TR+145.519/TR2
	-51.1082/TR3+6/57895ROR+(11.7452D0-95.7215PIM2/TR)ROR**2+
	17.1027ROR*3PIM+.519623/TR*2ROR**5
	ETA=ETA/DKSI/10.
	RETURN
	END
	BLOCK DATA BDVNIC
	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
	CHARACTER*26 AR
	COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)
	COMMON/CPCI/CPC1(20,5),CPC2(20,3)/IDGFD/TOID(8),MCOD(8),MCPD(8)
	*/AR/AR(25)
	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,-.1235682D0,.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,-27.71885D0,35.11413D0,
	*-23.485D0,7.767802D0,-1.677977D0,.3157961D0,.4008579D-2,0.D0,
	*2.606878D0,-11.06722D0,12.79987D0,-12.11554D0,7.580666D0,
	-1.894086D0,40.D0,
	*-1.15575D0,3.601316D0,-.7326041D0,-1.151685D0,.5403439D0,
	50.D0,.9060572D-1,-.5151915D0,.7622076D-1,7*0.D0,
	.4507142D-1,90.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,
	*0.D0,-13.75957D0,205.541D0,-325.2751D0,284.6518D0,
	-180.8168D0,46.05637D0,40.D0,
	*6.466081D0,-57.3922D0,36.94793D0,20.77675D0,-12.56783D0,
	50.D0,-.9775244D0,2.612338D0,-.4059629D0,7*0.D0,
	-.2298833D0,90.D0/
	DATA CPC1/1.46696186D+02,-6.56744186D+01,2.02698132D+01,
	*-4.20931845D0,6.06743008D-01,-6.12623969D-02,4.30969226D-03,
	*-2.06597572D-04,6.4261584261581DD-06,-1.1680563D-07,9.4095893D-10,
	*-2.09233731D+02,2.06925203D+02,-1.35704831D+02,5.64368924D+01,
	-1.34496111D+01,1.39664152D0,30.D0,
	*6.8120976D+01,-3.0634058D+01,9.5275029D0,-1.6947102D0,
	*1.7630585D-01,-9.9545402D-3,2.353643D-4,-8.7407084D+1,
	7.8481374D+1,-4.4865859D+1,1.4654346D+1,-2.0518393D0,80.D0,
	*-9.209726737D+1,3.070930782D+1,-4.924017995D0,5.045358836D-1,
	*-3.140446759D-2,1.076680079D-3,-1.556890669D-5,1.74867128D+2,
	-1.756054503D+2,8.874920732D+1,-1.720610207D+1,90.D0,
	*-2.096096482D+2,6.877783535D+1,-1.228650555D+1,1.413691547D0,
	*-1.002920638D-1,3.985571861D-3,-6.78646087D-5,4.05527285D+2,
	*-4.457015773D+2,2.74366735D+2,-8.643867287D+1,1.070428636D+1,
	80.D0,
	*-3.871419306D+1,4.711104578D+1,-1.758225423D+1,4.183494309D0,
	*-5.520042474D-1,3.034658409D-2,2.17160145D+1,-4.4926032D0,
	120.D0/
	DATA CPC2/0.113129D+2,-0.21596D+1,0.352761D0,-0.321705D-1,
	*0.16769D-2,-0.467965D-4,0.542603D-6,-0.174654D+2,0.246205D+2,
	-0.217731D+2,0.116418D+2,-0.342122D+1,0.422296D0,70.0D,
	*-9.508041394D-1,7.008743711D0,-3.50580167D0,1.096778D0,
	*-2.016835088D-1,1.971024237D-2,-7.860765734D-4,1.087462263D0,
	-7.976765747D-2,-2.837014896D-3,1.479612229D-4,90.D0,
	*3.91355D0,-6.84851D-2,5.64424D-2,-4.83745D-3,1.71782D-4,
	-2.27537D-6,20.D0,1.18658D0,-1.90747D0,8.2852D-1,9*0.D0/
	DATA MCOD/6,5,4,5,2,6,4,5/
	DATA MCPD/10,6,6,6,5,6,6,5/
	DATA TOID/4*100D0,300D0,100D0,300D0,100D0/
	DATA AR/' метана (CH4)',' этана (C2H6)',' пропана (C3H8)',
	*' н-бутана (н-C4H10)',' и-бутана (и-C4H10)',' азота (N2)',
	*' диоксида углерода (CO2)',' сероводорода (H2S)',
	*' ацетилена (C2H2)',' этилена (C2H4)',' пропилена (C3H6)',
	*' н-пентана (н-C5H12)',' и-пентана (и-C5H12)',
	*' нео-пентана (нео-C5H12)',' н-гексана (н-C6H14)',
	*' бензола (C6H6)',' н-гептана (н-C7H16)',' толуола (C7H8)',
	*' н-октана (н-C8H18)',' н-нонана (н-C9H20)',
	*' н-декана (н-C10H22)',' гелия (He)',' водорода (H2)',
	*' моноксида углерода (CO)',' кислорода (O2)'/
	END

Приложение Б
(обязательное)

ПРИМЕР РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Состав природного газа в молярных процентах:

метан	89,27
этан	2,26
пропан	1,06
и-бутан	0,01
азот	0,04
диоксид углерода	4,30
сероводород	3,05
пропилен	0,01
Давление	1,081МПа
Температура	323,15К
Плотность	7,54 кг/м
Показатель адиабаты	1,29
Скорость звука	429,8 м/с
Динамическая вязкость	12,36 мкПа
Давление	9,950 МПа
Температура	323,15К
Плотность	78,51 кг/м
Показатель адиабаты	1,44
Скорость звука	427,7 м/с
Динамическая вязкость	14,75 мкПа

Приложение В
(справочное)

Библиография

[1]. Козлов А.Д., Кузнецов В.М., Мамонов Ю.В. Построение уравнений теплофизических свойств индивидуальных веществ и материалов. - Теплофизические свойства веществ и материалов, 1988, вып.24, с.150-164.

[2]. Козлов А.Д., Кузнецов В.М., Мамонов Ю.В. Анализ современных методов расчета рекомендуемых справочных данных о коэффициентах вязкости и теплопроводности газов и жидкостей. - М.: ИВТАН СССР, 1989, N 3, c.3-80.

[3]. МР 67-89. Расчет плотности, изобарной и изохорной теплоемкости, энтальпии, энтропии, скорости звука жидких и газообразных веществ, применяемых в криогенном машиностроении в интервале температур до 500 К и давлений до 50 МПа на основе уравнения Старлинга-Хана. - Методика ГСССД, Деп. ВНИИКИ, N 609, 1990.

[4]. B.A.Younglove, N.V.Frederick, R.D.McCarty Speed of Sound Data and Related Models for Mixtures of Natural Gas Constituents - Natl. Inst. Stand. Technol., Mono. 178, 97 p. (Washington, 1993).

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

Текст документа сверен по:
,
М.: ИПК Издательство стандартов, 1997

в текст

документа внесено Изменение N 1,

принятое МГС (протокол N 22 от 06.11.2002)

ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

5. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОГРЕШНОСТИ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА С УЧЕТОМ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

6. ПРИМЕНЕНИЕ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ДЛЯ АТТЕСТАЦИИ ДРУГИХМЕТОДОВ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Приложение А(рекомендуемое)

Приложение В(справочное)

5. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОГРЕШНОСТИ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ПРИРОДНОГО ГАЗА С УЧЕТОМ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

6. ПРИМЕНЕНИЕ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ДЛЯ АТТЕСТАЦИИ ДРУГИХ
МЕТОДОВ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Приложение А
(рекомендуемое)

Приложение В
(справочное)