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

(введен в действие Постановлением Госстандарта России от 30.12.1996 № 723)

(ред. от 10.03.2004)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ 30319.2-96"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/gost-30319-2-96" "ГОСТ 30319.2-96. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости (введен в действие Постановлением Госстандарта "
  n1["ГОСТ 30319.2-2015"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/gost-30319-2-2015" "ГОСТ 30319.2-2015. Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условия"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Введен в действие Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 723

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ

МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

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

ГОСТ 30319.2-96

Группа Б19

МКС 75.060

ОКСТУ 0203

Дата введения 1 июля 1997 года

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 № 9 от 12 апреля 1996 г.).

За принятие проголосовали:

3. ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 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

5. ПЕРЕИЗДАНИЕ. Январь 2002 г.

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

K = z/zc, (1)

где z и zc — 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 pc и температура Tc 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].

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

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 ВНИИЦСМВ — при добыче и переработке газа.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

Таблица 1

Результаты апробации и область применения методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа

(таблица 1 в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

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             этан              <= 15
    пропан      <= 3,5             бутаны            <= 1,5
    азот        <= 15              диоксид углерода  <= 15
    сероводород <= 30              (УС ВНИЦСМВ) и    <= 0,02 (УС AGA8-92DC)
    остальные   <= 1

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. \delta_{\text{сист}} — систематическое отклонение от экспериментальных данных

\delta_{\text{сист}} = \frac{1}{N} \sum_{i = 1}^{N} \delta_{i} ; (2)

2. \delta_{i}^{\text{макс}} — максимальное отклонение в i-й точке экспериментальных данных

\delta_{i} = 100[(K_{\text{расч},i} - K_{\text{эксп},i})/K_{\text{эксп},i}] , (3)

где Kрасч и Kэксп — соответственно расчетный и экспериментальный коэффициенты сжимаемости;

3. \delta — погрешность расчета коэффициента сжимаемости по ИСО 5168 [16]

\delta = [\delta_{\text{сист}}^{2} + (2\delta_{\text{ст}})^{2} + \delta_{\text{эксп}}^{2}]^{0,5} , (4)

где \delta_{\text{ст}} — стандартное отклонение, которое вычисляется из выражения

\delta_{\text{ст}} = [\frac{1}{N - 1} \sum_{i = 1}^{N} (\delta_{i} - \delta_{\text{сист}})^{2}]^{0,5} , (5)

\delta_{\text{эксп}} — погрешность экспериментальных данных (0,1%).

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

(абзац введен Изменением № 1, введенным в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

3.2.2 Модифицированный метод NX19 мод.

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

z = \frac{[1 + \frac{0,00132}{T_{a}^{3,25}}]2}{\frac{B_{1}}{B_{2}} - B_{2} + \theta_{0}} \cdot \frac{p_{a}}{10} , (6)

где B_{2} = [B_{0} + (B_{0}^{2} + B_{1}^{3})^{0,5}]^{1/3} , (7)

B_{0} = \theta_{0}(\theta_{1} - \theta_{0}^{2}) + 0,1\theta_{1}p_{\text{а}}(F - 1) , (8)

B_{1} = 2\theta_{1}/3 - \theta_{0}^{2} , (9)

\theta_{0} = [T_{a}^{2}(1,77218 - 0,8879T_{a}) + 0,305131]\theta_{1}/T_{a}^{4} , (10)

\theta_{1} = T_{a}^{5}/[T_{a}^{2}(6,60756T_{a} - 4,42646) + 3,22706] . (11)

Корректирующий множитель F в зависимости от интервалов параметров pа и \Delta T_{a} вычисляют по формулам:

при 0 <= pа <= 2 и 0 <= \Delta T_{a} <= 0,3

F = \frac{75 \cdot 10^{- 5} \cdot p_{a}^{2,3}}{e^{20\Delta Ta}} + 11 \cdot 10^{- 4}\Delta T_{a}^{0,5}[p_{a}(2,17 - p_{a} + 1,4\Delta T_{a}^{0,5})]^{2} , (12)

при 0 <= pа < 1,3 и -0,25 <= \Delta T_{a} < 0

F = 75 \cdot 10^{- 5}p_{a}^{2,3}(2 - e^{20\Delta T_{a}}) + 1,317p_{a}(1,69 - p_{a}^{2})\Delta T_{a}^{4} , (13)

при 1,3 <= pа < 2 и -0,21 <= \Delta T_{a} < 0 (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

, (14)

где \Delta T_{a} = T_{a} - 1,09 .

Параметры pа и Tа определяются по следующим соотношениям:

pа = 0,6714(p/pпк) + 0,0147, (15)

Tа = 0,71892(T/Tпк) + 0,0007, (16)

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

p_{\text{пк}} = 2,9585(1,608 - 0,05994\rho_{\text{с}} + x_{y} - 0,392x_{\text{а}}) , (17)

T_{\text{пк}} = 88,25(0,9915 + 1,759\rho_{\text{с}} - x_{y} - 1,681x_{a}) . (18)

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

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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

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

z = 1 + B_{m}\rho_{\text{м}} + C_{m}\rho_{\text{м}}^{2} , (19)

где Bm и Cm — коэффициенты УС;

\rho_{\text{м}} — молярная плотность, кмоль/м3.

Коэффициенты уравнения состояния определяют из следующих выражений:

B_{m} = x_{\text{э}}^{2}B_{1} + x_{\text{э}}x_{\text{а}}B^{*}(B_{1} + B_{2}) - 1,73x_{\text{э}}x_{\text{у}}(B_{1}B_{3})^{0,5} + x_{a}^{2}B_{2} + 2x_{\text{а}}x_{\text{у}}B_{23} + x_{y}^{2}B_{3} , (20)

, (21)

где xэ — молярная доля эквивалентного углеводорода

xэ = 1 — xа — xу, (22)

B1 = -0,425468 + 2,865·10-3T — 4,62073·10-6T2 + + (8,77118·10-4 — 5,56281·10-6T + 8,81514·10-9T2)H +

• (-8,24747·10-7 + 4,31436·10-9T — 6,08319·10-12T2)x H2, (23) (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

B2 = -0,1446 + 7,4091·10-4T — 9,1195·10-7T2, (24)

B23 = -0,339693 + 1,61176·10-3T — 2,04429·10-6T2, (25)

B3 = -0,86834 + 4,0376·10-3T — 5,1657·10-6T2, (26)

C1 = -0,302488 + 1,95861·10-3T — 3,16302·10-6T2 + + (6,46422·10-4 — 4,22876·10-6T + 6,88157·10-9T2)H +

• (-3,32805·10-7 + 2,2316·10-9T — 3,67713·10-12T2) x H2, (27)

C2 = 7,8498·10-3 — 3,9895·10-5T + 6,1187·10-8T2, (28)

C3 = 2,0513·10-3 + 3,4888·10-5T — 8,3703·10-8T2, (29)

C223 = 5,52066·10-3 — 1,68609·10-5T + 1,57169·10-8T2, (30)

C233 = 3,58783·10-3 + 8,06674·10-6T — 3,25789·10-8T2, (31)

B* = 0,72 + 1,875·10-5(320 — T)2, (32)

C* = 0,92 + 0,0013(T — 270). (33)

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

H = 128,64 + 47,479Mэ, (34)

где Mэ — молярная масса эквивалентного углеводорода, значение которой определяется из выражения

M_{\text{э}} = (24,05525z_{\text{с}}\rho_{\text{с}} - 28,0135x_{\text{а}} - 44,01x_{y})/x_{\text{э}} . (35)

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

z_{\text{с}} = 1 - (0,0741\rho_{\text{с}} - 0,006 - 0,063x_{a} - 0,0575x_{y})^{2} . (36)

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

z = (1 + A_{2} + A_{1}/A_{2})/3 , (37)

где

A_{2} = [A_{0} - (A_{0}^{2} - A_{1}^{3})^{0,5}]^{1/3} , (38)

A0 = 1 + 1,5(B0 + C0), (39)

A1 = 1 + B0, (40)

B0 = bBm, (41)

C0 = b2Cm, (42)

b = 103p/(2,7715T). (43)

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

K = z/z_{c} . (44)

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

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

3.2.4 Уравнение состояния AGA8-92DC

В проекте стандарта ИСО/ТС 193 SC1 № 62 [15] Американской Газовой Ассоциацией для расчета фактора сжимаемости предложено использовать уравнение состояния

z = 1 + B\rho_{M} - \rho_{\text{п}} \sum_{n = 8}^{13} C_{n}^{*} + \sum_{n = 8}^{53} C_{n}^{*}(b_{n} - c_{n}k_{n}\rho_{\text{п}}^{k_{n}})\rho_{\text{п}}^{b_{n}}exp(- c_{n}\rho_{\text{п}}^{k_{n}}) , (45)

где B и C_{n}^{*} — коэффициенты УС;

\rho_{\text{м}} — молярная плотность, кмоль/м3.

Константы {_{b_{n},c_{n},k_{n}}} 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

\rho_{\text{п}} = K_{m}^{3}\rho_{\text{м}} . (46)

Параметр Km вычисляют по формуле (53).

Коэффициенты УС рассчитывают из следующих соотношений:

, (47)

C_{n}^{*} = a_{n}T^{u_{n}}(G + 1 - g_{n})^{g_{n}}(Q^{2} + 1 - q_{n})^{q_{n}}(F + 1 - f_{n})^{f_{n}}U^{u_{n}} , (48) (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

где N — количество компонентов в природном газе.

Константы {_{a_{n},u_{n},g_{n},q_{n},f_{n}}} и характерные параметры компонентов {_{E_{i},K_{i},G_{i},Q_{i},F_{i}}} в формулах (47), (48) приведены соответственно в таблицах А.1 и А.2.

Бинарные параметры {_{E_{ij},G_{ij}}} и параметры {_{U,G,K_{m},Q,F}} рассчитывают с использованием следующих уравнений:

, (49)

, (50)

U^{5} = [\sum_{i = 1}^{N} x_{i}E_{i}^{2,5}]^{2} + 2 \sum_{i = 1}^{N - 1} \sum_{j = i + 1}^{N} x_{i}x_{j}(U_{ij}^{5} - 1)(E_{i}E_{j})^{2,5} , (51)

G = \sum_{i = 1}^{N} x_{i}G_{i} + 2 \sum_{i = 1}^{N - 1} \sum_{j = i + 1}^{N} x_{i}x_{j}(G_{ij}^{*} - 1)(G_{i} + G_{j}) , (52)

K_{m}^{5} = [\sum_{i = 1}^{N} x_{i}K_{i}^{2,5}]^{2} + 2 \sum_{i = 1}^{N - 1} \sum_{j = i + 1}^{N} x_{i}x_{j}(K_{ij}^{5} - 1)(K_{i}K_{j})^{2,5} , (53)

Q = \sum_{i = 1}^{N} x_{i}Q_{i} , (54)

F = \sum_{i = 1}^{N} x_{i}^{2}F_{i} , (55) (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

где {_{E_{ij},G_{ij},U_{ij},K_{ij}}^{**}} — параметры бинарного взаимодействия, которые даны в таблице А.3. Параметры бинарного взаимодействия, которые не приведены в этой таблице, а также при i = j, равны единице.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (45) необходимо определить плотность \rho_{\text{м}} при заданных давлении (p, МПа) и температуре (T, К).

Плотность \rho_{\text{м}} из УС (45) определяют по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

1. начальную плотность определяют по формуле

\rho_{(\text{м })}^{0} = 9 \cdot 10^{3}p/[RT(1,1p_{\text{п}} + 0,7)] , (56)

где приведенное давление вычисляют из выражения

pп = p/5; (57)

2. плотность на k-м итерационном шаге определяют из выражений

\Delta\rho_{(\text{м })}^{k} = [10^{3}p - RTz^{(k - 1)} \cdot \rho_{\text{м}}^{(k - 1)}]/[RT(1 + A_{1})] , (58)

\rho_{(\text{м })}^{k} = \rho_{\text{м}}^{(k - 1)} + \Delta\rho_{(\text{м })}^{k} , (59)

где z(k-1) рассчитывают из УС (45) при плотности на итерационном шаге (k — 1), т.е. при \rho_{\text{м}}^{(k - 1)} , а безразмерный комплекс A1 определяют из выражения

, (60) (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

при этом \rho_{\text{п}} = K_{m}^{3}\rho_{M}^{(k - 1)} ;

4. критерий завершения итерационного процесса

|\Delta\rho_{(\text{м })}^{k}/\rho_{(\text{м })}^{k}| \leq 10^{- 6} , (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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

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

z = 1 + \sum_{k = 1}^{r} \sum_{l = 0}^{S_{k}} c_{kl}\rho_{\text{п}}^{k}/T_{\text{п}}^{l} , (62)

где ckl — коэффициенты УС;

\rho_{\text{п}} = \rho_{\text{м}}/\rho_{\text{пк}} — приведенная плотность;

Tп = T/Tпк — приведенная температура;

\rho_{\text{м}} — молярная плотность, кмоль/м3;

\rho_{\text{пк}} и Tпк — псевдокритические параметры природного газа.

Коэффициенты УС определяют по формуле

\text{с}_{kl} = a_{kl} + b_{kl}\Omega , (63)

где {_{a_{kl},b_{kl}}} — обобщенные коэффициенты УС, которые приведены в таблице Б.1.

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

• псевдокритическую плотность

\rho_{\text{пк}} = 1/(\sum_{i = 1}^{N} \sum_{j = 1}^{N} x_{i}x_{j}V_{kij}) , (64)

где {}_{kijij}^{V = (1 - \lambda)}{_{(iki)(jkj)}^{[M/\rho^{1/3} + M/\rho^{1/3}]/2}}^{3} ; (65)

(\lambda_{ij} = \lambda_{ji};\lambda_{ii} = \lambda_{jj} = 0)

• псевдокритическую температуру

T_{\text{пк}} = (T_{km}\rho_{\text{пк}})^{0,5} , (66)

где T_{km} = \sum_{i = 1}^{N} \sum_{j = 1}^{N} x_{i}x_{j}v_{kij}T_{kij}^{2} , (67)

; (68)

• фактор Питцера

\Omega = \rho_{\text{пк}} \sum_{i = 1}^{N} \sum_{j = 1}^{N} x_{i}x_{j}v_{kij}\Omega_{ij} , (69)

где \Omega_{ij} = (\Omega_{i}M_{i}/\rho_{ki} + \Omega_{j}M_{j}/\rho_{kj})/(M_{i}/\rho_{ki} + M_{j}/\rho_{kj}) . (70)

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

Критические параметры компонентов {_{\rho_{ki},\rho_{kj},T_{ki},T_{kj}}} , их молярная масса {_{M_{i},M_{j}}} и факторы Питцера {_{\Omega_{i},\Omega_{j}}} приведены в таблице Б.2, а параметры бинарного взаимодействия {_{\chi_{ij,}\lambda_{ij}}} — 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:

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

• 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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

Формулы (71) — (74) исключены с 1 июня 2004 года. - Изменение № 1, введенное в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст).

Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (62) необходимо определить плотность \rho_{\text{м}} при заданных давлении (p, МПа) и температуре (T, К).

Плотность \rho_{\text{м}} из УС (62) определяют по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:

1. начальную плотность определяют по формуле

\rho_{(\text{м })}^{0} = 9 \cdot 10^{3}p/[RT(1,1p_{\text{п}} + 0,7)] , (75)

где приведенное давление вычисляют из выражений

p_{\text{пк}} = 10^{- 3}R\rho_{\text{пк}}T_{\text{пк}}(0,28707 - 0,05559\Omega) , (76)

pп = p/pпк, (77)

а псевдокритические плотность (\rho_{\text{пк}}) , температуру (Tпк) и фактор Питцера (\Omega) рассчитывают по формулам (64), (66) и (69);

2. плотность на k-м итерационном шаге определяется из выражений

\Delta\rho_{(\text{м })}^{k} = [10^{3}p - RTz^{(k - 1)}\rho_{\text{м}}^{(k - 1)}]/[RT(1 + A_{1})] , (78)

\rho_{(\text{м })}^{k} = \rho_{\text{м}}^{(k - 1)} + \Delta\rho_{(\text{м })}^{k} , (79)

где z^{(k - 1)} рассчитывают из УС (62) при плотности на итерационном шаге (k — 1), т.е. при \rho_{\text{м}}^{(k - 1)} , а безразмерный комплекс A1 определяют из выражения

A_{1} = \sum_{k = 1}^{r} \sum_{l = 0}^{S_{k}} (k + 1)c_{kl}\rho_{\text{п}}^{k}/T_{\text{п}}^{l} , (80)

4. критерий завершения итерационного процесса

|\Delta\rho_{(\text{м })}^{k}/\rho_{(\text{м })}^{k}| \leq 10^{- 6} , (81)

если критерий (81) 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.

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

4. ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (p), температуру (T), плотность при стандартных условиях (\rho_{c}) и состав (x_{i}) 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

\delta_{\text{ид}} = \frac{1}{\overline{K}} \{ \sum_{k = 1}^{Nq} [(\frac{\partial\overline{K}}{\partial\overline{q_{k}}})_{ql,l \neq k}\overline{q_{k}}\delta_{qk}]^{2}\}^{0,5} , (82) (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

где \delta_{\text{ид}} — погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных;

\delta_{qk} — погрешность измерения параметра исходных данных;

(\frac{\partial\overline{K}}{\partial\overline{q_{k}}})_{ql,l \neq k}@ \frac{K_{qk +} - K_{qk -}}{2\Delta\overline{q_{k}}} ; (83) (в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

\overline{q_{k}} = (q_{k}^{\text{макс}} + q_{k}^{\text{мин}})/2 . (84)

В формулах (82) — (84):

qk — условное обозначение k-го параметра исходных данных (p,T,\rho_{c},x_{i}) ;

\overline{q_{k}} — среднее значение k-го параметра в определенный промежуток времени (сутки, месяц, год и т.д.);

q_{k}^{\text{макс}} и q_{k}^{\text{мин}} — максимальное и минимальное значения k-го параметра в определенный промежуток времени;

Nq — количество параметров исходных данных.

При вычислении частных производных по формуле (83) коэффициенты сжимаемости Kqk+ и Kqk- рассчитывают при средних параметрах \overline{q_{l,l \neq k}} и параметрах q_{k +} = \overline{q_{k}} + \Delta\overline{q_{k}} и q_{k -} = \overline{q_{k}} - \Delta\overline{q_{k}} соответственно. Рекомендуется выбирать \Delta\overline{q_{k}} = 0,5 \cdot 10^{- 2}\delta_{qk}\overline{q_{k}} .

(в ред. Изменения № 1, введенного в действие Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 № 167-ст)

Коэффициент сжимаемости \overline{K} (среднее значение) рассчитывают по выбранному рекомендуемому методу расчета при средних параметрах \overline{q_{k}} .

Для методов:

1. NX19 мод. и УС GERG-91 мод. — Nq = 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 — Nq = 2 + N (N — 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

\delta_{k} = (\delta^{2} + \delta_{\text{ид}}^{2})^{0,5} , (85)

где \delta — 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 \delta_{\text{ид}} по формуле

, (86)

где \delta_{T} , \delta_{p} , \delta_{c} , \delta_{xa} и \delta_{xy} — погрешности измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициенты KT, Kp, K_{\rho c} , Kxa и Kxy в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости K, определяются по следующим выражениям (см. формулы (34) - (38) или (39) - (43) ГОСТ 30319.1):

• при расчете K по методу NX19 мод.

K_{T} = - 0,26 \cdot 10^{- 4} + 0,34 \cdot 10^{- 3}p , (87)

K_{p} = 0,14 \cdot 10^{- 2} + 0,24 \cdot 10^{- 2}p , (88)

K_{\rho c} = - 0,83 \cdot 10^{- 2} + 0,084p , (89)

K_{xa} = - 0,56 \cdot 10^{- 2} + 0,057p , (90)

K_{xy} = - 0,46 \cdot 10^{- 2} + 0,047p ; (91)

• при расчете K по методу GERG-91

K_{T} = - 0,38 \cdot 10^{- 4} + 0,41 \cdot 10^{- 3}p , (92)

K_{p} = 0,8 \cdot 10^{- 4} + 0,29 \cdot 10^{- 2}p , (93)

K_{\rho c} = - 0,01 + 0,1p , (94)

K_{xa} = - 0,74 \cdot 10^{- 2} + 0,075p , (95)

K_{xy} = - 0,85 \cdot 10^{- 2} + 0,085p . (96)

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 AGA8-92DC

Таблица А.1

Константы уравнения состояния AGA8-92DC

Таблица А.2

Характерные параметры компонентов

Таблица А.3

Параметры бинарного взаимодействия

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное)

ТАБЛИЦЫ КОЭФФИЦИЕНТОВ И ПАРАМЕТРОВ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ВНИЦ СМВ

Таблица Б.1

Обобщенные коэффициенты уравнения состояния ВНИЦ СМВ

Таблица Б.2

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

Таблица Б.3

Параметры бинарного взаимодействия \chi_{ij}

Таблица Б.4

Параметры бинарного взаимодействия \lambda_{ij}

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,O-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-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)'/

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 FORMAT(' Значение молярной доли, в мол.%')

IF(NPR.EQ.1) WRITE(*,33)

33 FORMAT(' Значение объемной доли, 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

T=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)

D0 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 ИС=0

DO 11 J=1,NT

IF(ZP(I,J).EQ.0D0)

ИС=ИС+1

11 CONTINUE

IF(ИС.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 = l

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'//

*10X,' ----------------------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,A6,LIN1(5)*9,LIN2(5)*9,LIN3(6)9,LIN49,

*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*'----------'/,ALIN2/5*'----------'/,LIN3/6*'----------'/,

*LIN4/'----------'/,A/'----------'/

DATA AT/

     *'    T, К','      T, К','      T, К','      T, К',
     *'           T, К','           T, 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))',

*'(3X,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),

*3X,A6)',

*'(3X,F9.6,1X,F6.4,3(3X,F6,4),2(3X,A6))','(3X,F9,6,1X,F6,4,

*2(3X,F6.4),3(3X,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(1,880)METH(NVAR)

88 FORMAT(

*13X,'Коэффициент сжимаемости природного газа.'/

*18X,A31/)

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(l,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.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 ',6AА9)

WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)

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

F=FZ(1,JP)

ELSE

IF(ZP(J,I).EQ.0D0) F=FZ(NLN+1,JP)

IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.0D0) 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.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

C    **************************************************************
C    *                                                            *
C    *  Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного  *
C    *            газа по модифицированному методу NX19.          *
C    *                                                            *
C    **************************************************************

SUBROUTINE NX19(YA,YY)

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)

COMMON/NCONT/NCONT/YA/Y(2)/RON/RON

Y(1)=YA

Y(2)=YY

CALL PTCONT

IF(NCONT.EQ.1) GO TO 134

CALL EA

CALL PHASEA

134 RETURN

END

SUBROUTINE PTCONT

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-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.0.15D0)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.EQ.1) Z=0D0

RETURN

END

SUBROUTINE EA

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)

COMMON/T/T/YA/Y(2)/RON/RON/P/P/PT/PA,TA/BI/B1,B2/T0/T0

PCM=2.9585*(1.608D0-0.05994RON+Y(2)-.392Y(1))

TCM=88.25*(0.9915D0+1.759RON-Y(2)-1.681Y(1))

PA=0.6714*P/PCM+0.0147

TA=0.71892*T/TCM+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-5PA**2.3/DEXP(20.*DTA)+

11D-4DTA0.5*(PA*(2.17D0-PA+1.4*DTA0.5))**2

IF(PA.GE.0D0.AND.PA.LT.1.3D0.AND.DTA.GE.-0.25D0.AND.DTA.LT.0D0)

F=75D-5PA**2.3*(2D0-DEXP(20.*DTA))+

1.317PA*(1.69D0-PA2)*DTA4

IF(PA.GE.1.3D0.AND.PA.LT.2D0.AND.DTA.GE.-0.21D0.AND.DTA.LT.0D0)

F=75D-5PA**2.3*(2D0-DEXP(20.*DTA))+

0.455(1.3D0-PA)(1.692.D01.25-PA2)(DTA(0.03249D0+

18.028DTA2)+DTA2*(2.0167D0+DTA2*(42.844D0+200.*DTA2)))

T1=TA5/(TA2*(6.60756*TA-4.42646D0)+3.22706D0)

T0=(TA2*( 1.77218D0-0.8879*TA)+0.305131 D0)*T1/TA4

B1=2.*T1/3.-T0**2

B0=T0*(T1-T0**2)+0.1T1PA*(F-1D0)

B₂=(B₀+(B₀**2+B₁**3)0.5)(1D0/3D0)

RETURN

END

SUBROUTINE PHASEA

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)

COMMON/Z/Z/PT/PA,TA/BI/B1,B2/T0/T0

Z=(1D0+0.00132/TA**3.25)**20.1PA/(B₁/B₂-B₂+T0)

RETURN

END

C    **************************************************************
C    *                                                            *
C    *  Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного  *
C    *   газа по модифицированному уравнению состояния GERG-91.   *
C    *                                                            *
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,T0,R

DATA BMO/,0838137D0/,BMl/-,00851644D0/,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.0D0.OR.X3.GT.0.15D0)Z=0D0

IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133

X1=1D0-X2-X3

X11=X1*X1

X12=X1*X2

X13=X1*X3

X22=X2*X2

X23=X2*X3

X33=X3*X3

Z=1D0-(.0741RON-.006D0-.063YA-.0575*YY)**2

BMNG=24.05525ZRON

Y1=1D0-YA-YY

BMY=(BMNG-28.0135YA-44.01YY)/Y1

C Расчет теплоты сгорания эквивалентного углеводорода (H)

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,BH)

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)HH

END

SUBROUTINE BBER(T,B11,BEFF,Z)

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)

COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BRHH2(3),BR22(3),BR23(3),BR33(3)

COMMON/ZETA/Z12,Z13,Y12,Y13,Y123

COMMON/XBLOK/Xl,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

BA13=B₁₁*B₃₃

IF(BA13.LT.0D0) THEN

Z=0D0

RETURN

ENDIF

ZZZ=Z12+(320D0-T)**2*1.875D-5

BEFF=X11B₁₁+X12ZZZ*(B₁₁+B₂₂)+2.X13Z13*DSQRT(BA13)+

X22B₂₂+2.X23B₂₃+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,Z13,Y12,Y13,Y123

COMMON/XBLOK/Xl,X₂,X3,X11,X12,X13,X22,X23,X33

T₂=T*T

_C111=CR1_11H0(1)+CR111H0(2)*T+CR111H0(3)*T2+

*(CR111H1(1)+CR111H1(2)*T+CR111H1(3)*T2)*H+

*(CR111H2(1)+CR111H2(2)*T+CR111H2(3)*T2)HH

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=C111C111C222

CA113=C111C111C333

CA122=C111C222C222

CA123=C111C222C333

CA133=C111C333C333

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=X1X11C111+3D0X11X2*(CA112)*D3REP(Y12+(T-270D0)*.0013D0)

+3.X1X3(CA113)**D3REP*Y13+

*3.X₁X22(CA122)*D3REP(Y12+(T-270D0).0013D0)+

6.X1X2X3*(CA123)**D3REPY123+3.X1X33(CA133)**D3REP*Y13+

X22X₂C222+3.X22X3C223+3.X2X33C233+X3X33*C333

END

C    Подпрограмма, реализующая схему Кардано для определения
C    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

C0=B1**2*Cm

A1=1D0+B0

A0=1D0+1.5*(B0+C0)

A01=A02-A13

IF(A01.LE.0D0) THEN

Z=0D0

RETURN

ENDIF

A=A0-А01**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,TO,R

DATA BR11H0/-.425468D0,.2865D-2,-.462073D-5/,

 *    <a id="p101124"></a>BR11H1/.877118D-3,-.556281D-5,.881514D-8/,

 *    <a id="p101125"></a>BR11H2/-.824747D-6,.431436D-8,-.608319D-11/,

 *    <a id="p101126"></a>BR22/-.1446D0,.74091D-3,-.91195D-6/,

 *    <a id="p101127"></a>BR23/-.339693D0,.161176D-2,-.204429D-5/,

 *    <a id="p101128"></a>BR33/-.86834D0,.40376D-2,-.51657D-5/

DATA CR111HO/-.302488D0,.195861D-2,-.316302D-5/,

 * <a id="p101130"></a>CR111H1/.646422D-3,-.422876D-5,.688157D-8/,

 * <a id="p101131"></a>CR111 H2/-.332805D-6,.22316D-8,-.367713D-11/,

 * <a id="p101132"></a>CR222/.78498D-2,-.39895D-4,.61187D-7/,

 * <a id="p101133"></a>CR223/.552066D-2,-.168609D-4,.157169D-7/,

 * <a id="p101134"></a>CR233/.358783D-2,.806674D-5,-.325798D-7/,

 * <a id="p101135"></a>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/,

 * <a id="p101138"></a>FA/22.414097D0/,FB/22.710811D0/,

 * <a id="p101139"></a>T0/273.15D0/,R/.0831451D0/

END 46

C    **************************************************************
C    *                                                            *
C    *  Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного  *
C    *         газа по уравнению состояния AGA8-92DC.             *
C    *                                                            *
C    **************************************************************

SUBROUTINE AGA8DC(ICALC)

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)

REAL*8 KI,KIJ,KD

COMMON/RM/RM/Y1/Y(19)/NC1/NC/NI1/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

DO 75 I=1,NC

EI(I)=ED(NI(I))

KI(I)=KD(NI(I))

GI(I)=GD(NI(I))

QI(I)=QD(NI(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/NT1/NI(19)/NPR/NPR

DATA ZNI/.9981D0,.992D0,.9834D0,.9682D0,.971D0,.9997D0,.9947D0,

*.99D0,.993D0,.994D0,.985D0,.945D0,.953D0,1D0,.919D0,

.936D0,.876D0,.892D0,31D0,1.0005D0,1.0006D0,.9996D0,.9993D0/

DO 100 I=1,25

100 YI(I)=YC(I)

YI(13)=YI(13)+YI(14)

YI(14)=0D0

IF(NPR.EQ.0D0) GO TO 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(17)=YI(17)+YI(18)

YI(18)=0D0

NC=0

ИС=0

YSUM=0D0

DO 11 I=1,25

IF((I.GE.9.AND.I.LE.11).OR.I.EQ.14.0R.I.EQ.16.OR.I.EQ.18)

*ИС=ИС+1

IF(YI(I).EQ.0D0) GO TO 11

NC=NC+1 NI(NC)=I-ИС

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=-1D0

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 K.IJ

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)=0.97164D0

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)=1.00305D0

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

KIJ(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(6,11)=0.93788D0

EIJ(6,12)=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(7,12)=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)=1.034787D0

EIJ(3,4)=1.0049D0

EIJ(17,18)=1.1D0

EIJ(5,17)=1.3D0

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

DO 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

DO 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

DO 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=1,NC-1

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)+lD0-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)(QM2+1D0-QN(N))****

QN(N)(FM+1D0-FN(N))FN(N)*UMUN(N)

RETURN

END

SUBROUTINE PHASE1

IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)

COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/AI1/AO,A1/AN/AN(53)

*/COEFl/B1(13),C1(53)/COEF2/B,C(53)/UN/UN(53)

CALL PCONT1(P,T)

IF(Z.EQ.0D0) GO TO 134

B=0D0

DO 1 N=1,13

1 B=B+AN(N)/TUN(N)B1(N)*

DO 3 N=8,53

3 C(N)=C1(N)/TUN(N)**

PR=P/5.

RO=9D3P/(RMT*(1.1*PR+0.7D0))

CALL FUN1(RO)

Z=1D0+AO

134 RETURN

END

C    Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения
C    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-3RMTZX))

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.l.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)*RORKN(N))*RORBN(N)*EXP

1 S3=S3+C(N)(-CN(N)KN(N)**2KMROR(KN(N)-1)RORBN(N)

*EXP+(BN(N)-CN(N)*KN(N)ROR*KN(N))BN(N)KMROR(BN(N)-1)

*EXP-(BN(N)-CN(N)*KN(N)*RORKN(N))*RORBN(N)EXPCN(N)KN(N)

KMROR**(KN(N)-1)) AO1=BRO-RORS1

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(19)

*/BCKN/BN(53),CN(53),KN(53)/UN/UN(53)

*/AN/AN(53)/GQFN/GN(53),QN(53),FN(53)

DATA ED/151.3183D0,244.1667D0,298.1183D0,337.6389D0,324.0689D0,

*99.73778D0,241.9606D0,296.355D0,370.6823D0,365.5999D0,

*402.8429D0,427.5391 D0,450.6472D0,472.1194D0,488.7633D0,

*2.610111D0,26.95794D0,105.5348D0,122.7667D0/

DATA KD/.4619255D0,.5279209D0,.583749D0,.6341423D0,.6406937D0,

*.4479153D0,.4557489 D0,.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/60D0,.69D0,120D0/,FD/160D0,1D0,20D0/

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/131,92,103,74,55,26,27,38,2*9/

DATA CN/70,61,20,71,0,91,20,51,0,41,0,1,0,6*1/

DATA KN/70,3,32,24,20,32,44,0,21,22,23,34,20,32,

24,0,22,24,0,2,0,2,1,4*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/40,21,130,1,30,1,20,31,160,1,20,1,0,1,2*0/

DATA QN/60,1,30,1,90,1,0,1,80,1,40,1,40,1,0,1,20,1,50,1/

DATA FN/70,1,130,1,20,1,40,1,23*0/

END

C    **************************************************************
C    *                                                            *
C    *  Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного  *
C    *         газа по уравнению состояния ВНИЦ СМВ.              *
C    *                                                            *
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),BIJ10,8)

*/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.l) 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(I,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,

44.01D0,34.082D0,26.038D0,28.054D0,42.081D0,372.15D0,

*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(NPR.EQ.1) 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=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(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.YS3.LT.0.03D0) 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 Gl(I)=YI(I)*R01(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)=1

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(I).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 REAL*8(A-H,O-Z)

REAL*8 LIJ(8,8)

DIMENSION DIJ(8,8)

DO 1 I=1,8

DO 1 J=l,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, 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)**

D0 3 I=1,NC

VCIJ(I,I)=VC(I)

PIIJ(I,I)=PII(I)

TCIJ(I,I)=TC(I)

D0 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*(0.28707D0-0.05559*PIM)*TCM/VCM

RETURN

END

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.T.GT.340D0.OR.P.LE.0D0.OR.P.GT.12D0) THEN

Z=0D0

GO TO 134

ENDIF

PR=P/PCM

RO=9D3P/(RMT*(1.1*PR+0.7D0))

CALL FUN(RO)

CALL OMTAU(RO,T)

IF(Z.EQ.0D0) GO TO 134

Z=1.D0+AO

134 RETURN

END

C    Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения
C    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

FX=1.D6*(P-(1.D-3RMTZX))

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

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=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

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,

*0.04185D0,0.2203 D0,0.042686D0/

DATA AIJ/.6087766D0,-.4596885D0,1.14934D0,-.607501D0,

*-.894094D0,1.144404 D0,-.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,-l.677977D0,.3157961 D0,.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,

*-447.0704D0,99.6537D0,5.136013 D0,-9.5769D0,2.41965 D0,

*.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/

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/м3

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
       Температура                                       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/м3

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
       Температура                                       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 /м3

       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 СМВ

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 /м3

       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

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) — 0,9520

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

Д.2. Уравнение состояния GERG-91

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) — 0,9521

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

Д.3. Уравнение состояния AGA8-92DC

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) — 0,9520

Погрешность расчета — 0,08%.

Д.4. Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

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 К 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. — Hvdrocarbon 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 Burnett-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, D. 230 — 233.

[₇] Jaeschke M., Julicher H.P. Realgasfaktoren von Erdgasen. 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 mit 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. l, 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 № 63. Natural gas — calculation of compression factor. Part 3: Calculation using measured physical properties.

15. ICO/TC 193 SC1 № 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.

------------------------------------------------------------------