Международный договор
Государственный стандарт от 01 июля 1997 года № ГОСТ 30319.2-96

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости (с Изменением N 1)

Принят
Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации
12 апреля 1996 года
Разработан
Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский центр стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ» Госстандарта России
01 июля 1997 года
    ГОСТ 30319.2-96
    Группа Б19
    МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
    ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
    Определение коэффициента сжимаемости
    Natural gas. Methods of calculation of physical properties.
    Definition of compressibility coefficient
    ОКС 75.060
    ОКСТУ 0203
    Дата введения 1997-07-01
    Предисловие
    1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским центром стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) Госстандарта России, фирмой "Газприборавтоматика" акционерного общества "Газавтоматика" РАО "Газпром"
    ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации
    2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 9-96 от 12 апреля 1996 г.)
    За принятие проголосовали:
    Наименование государства Наименование национального органа по стандартизации
    Азербайджанская Республика Республика Армения Республика Белоруссия Республика Грузия Республика Казахстан Киргизская Республика Республика Молдова Российская Федерация Республика Таджикистан Туркменистан Украина Азгосстандарт Армгосстандарт Белстандарт Грузстандарт Госстандарт Республики Казахстан Киргизстандарт Молдовастандарт Госстандарт России Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации Главгосинспекция Туркменистана Госстандарт Украины

    3 ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.2-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.
    4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
    ВНЕСЕНО Изменение N 1, принятое Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 22 от 06.11.2002). Государство-разработчик Россия. Постановлением Госстандарта России от 10.03.2004 N 167-ст введено в действие на территории РФ с 01.06.2004 и опубликовано в ИУС N 8, 2004 год
    Изменение N 1 внесено юридическим бюро "Кодекс" по тексту ИУС N 8, 2004 год
    1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
    Настоящий стандарт устанавливает четыре метода определения коэффициента сжимаемости природного газа: при неизвестном полном компонентном составе природного газа (два метода) и известном компонентном составе.
    Стандарт устанавливает предпочтительные области применения каждого метода по измеряемым параметрам (давление, температура, плотность природного газа при стандартных условиях и компонентный состав природного газа), однако не запрещает использование любого из методов и в других областях.
    Допускается применять любые другие методы расчета коэффициента сжимаемости, однако погрешность расчета коэффициента сжимаемости по этим методам не должна превышать погрешностей, приведенных в настоящем стандарте (см. 3.2.1).
    Используемые в настоящем стандарте определения и обозначения приведены в соответствующих разделах ГОСТ 30319.0.
    2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
    В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
    ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения.
    ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки.
    3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ
    3.1.Общие положения
    Коэффициент сжимаемости вычисляют по формуле
    , (1)
    где и - фактор сжимаемости соответственно при рабочих и стандартных условиях.
    Рабочие условия характеризуются такими давлениями и температурами, которые определяются измерениями в процессе добычи, переработки и транспортирования природного газа. Давление и температура при стандартных условиях приведены в ГОСТ 30319.0.
    3.2.Методы расчета коэффициента сжимаемости
    3.2.1.Пределы применимости методов расчета и погрешности расчета коэффициента сжимаемости
    В таблице 1 приведены общие результаты апробации методов расчета и область их применения. Апробация проведена на обширном массиве высокоточных экспериментальных данных о факторе сжимаемости природного газа [1-12].
    Таблица 1 - Результаты апробации и область применения методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа
    Метод расчета Область применения и погрешность метода расчета Отклонения от экспериментальных данных
    Область применения , кг/м , МПа Погреш- ность , % , % , %
    NX19 мод. 32, МДж/м40 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0 <0,70 <3 0,12 -0,02 +0,07 -0,09
    3-7 0,18 -0,01 +0,37 -0,10
    >7 0,41 0,17 +0,59 -0,08
    0,70-0,75 <3 0,13 0,01 +0,14 -0,13
    3-7 0,29 0,12 +0,46 -0,15
    >7 0,42 0,27 +0,66 -0,12
    >0,75 <3 0,20 0,05 +0,41 -0,13
    3-7 0,57 0,24 +1,06 -0,25
    >7 1,09 0,34 +1,65 -0,40
    0,74-1,00 (смеси с HS) 0,1-11 0,15 -0,02 +0,09 -0,10
    УС GERG-91 мод. 20, МДж/м48 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0 <0,70 <3 0,11 0,01 +0,13 -0,04
    3-7 0,15 0,02 +0,51 -0,06
    >7 0,20 0,03 +0,63 -0,06
    0,70-0,75 <3 0,12 -0,01 +0,08 -0,17
    3-7 0,15 -0,02 +0,11 -0,43
    >7 0,19 0,02 +0,16 -0,34
    >0,75 <3 0,13 0,01 +0,26 -0,12
    3-7 0,15 -0,01 +0,15 -0,30
    >7 0,19 0,01 +0,65 -0,31
    0,74-1,00 (смеси с HS) 0,1-11 2,10 -0,66 +0,06 -3,10
    УС AGA8-92DC 20, МДж/м48 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0 <0,70 <3 0,10 -0,01 +0,03 -0,06
    3-7 0,11 -0,01 +0,15 -0,06
    >7 0,12 0,02 +0,19 -0,04
    0,70-0,75 <3 0,12 -0,01 +0,08 -0,18
    3-7 0,15 -0,03 +0,11 -0,43
    >7 0,19 0,01 +0,16 -0,37
    >0,75 <3 0,12 0,01 +0,25 -0,11
    3-7 0,15 -0,02 +0,24 -0,24
    >7 0,17 0,01 +0,31 -0,17
    0,74-1,00 (смеси с HS) 0,1-11 1,30 -0,38 +0,06 -1,88
    УС ВНИЦСМВ 20, МДж/м48 0,66, кг/м1,05 0, мол.%15 0, мол.%15 250, 340 0,1, МПа12,0 <0,70 <3 0,11 -0,04 +0,01 -0,10
    3-7 0,12 -0,04 +0,05 -0,11
    >7 0,12 -0,01 +0,06 -0,14
    0,70-0,75 <3 0,12 -0,03 +0,08 -0,17
    3-7 0,15 -0,02 +0,11 -0,33
    >7 0,18 0,02 +0,13 -0,27
    >0,75 <3 0,13 -0,01 +0,25 -0,11
    3-7 0,15 -0,01 +0,18 -0,25
    >7 0,24 -0,01 +0,28 -0,33
    0,74-1,00 (смеси с HS) 0,1-11 0,36 0,10 +0,54 -0,24
    Примечания: 1 При использовании методов расчета NX19 мод. и УС GERG-91 мод. высшую удельную теплоту сгорания () вычисляют по формуле (52) ГОСТ 30319.1. 2 При использовании методов расчета УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ плотность газа при стандартных условиях () вычисляют по формуле (16) ГОСТ 30319.1, а высшую удельную теплоту сгорания () - по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять по формуле (52) ГОСТ 30319.1).

    Погрешность данных не превышает 0,1%.
    Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода и количества рекомендуется применять:
    1) модифицированный метод NX19 мод. - при распределении газа потребителям;
    2) модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] - при транспортировании газа по магистральным газопроводам;
    3) уравнение состояния ВНИЦСМВ - при добыче и переработке газа.
    Метод NX19 мод. и уравнение состояния GERG-91 мод. могут быть использованы при неизвестном полном компонентном составе природного газа, расчет по этим методам не требует применения ЭВМ.
    Расчет по уравнениям состояния AGA8-92DC и ВНИЦ СМВ может быть осуществлен только при наличии ЭВМ и известном полном компонентном составе природного газа, при этом должны быть выдержаны следующие диапазоны концентраций компонентов (в мол. %):
    метан 65-100
    пропан 3,5
    азот 15
    сероводород 30
    остальные 1
    этан 15
    бутаны 1,5
    диоксид углерода 15
    (УС ВНИЦСМВ) и 0,02 (УС AGA8-92DC)
    В области давлений (12-30) МПа и температур (260-340) К для расчета коэффициента сжимаемости допускается применять уравнения состояния GERG-91 мод. и AGA8-92DC. Погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа в указанной области давлений и температур составляет для уравнения GERG-91 мод. - 3,0 % [14], для уравнения AGA8-92DC - 0,5 % [15].
    Выбор конкретного метода расчета коэффициента сжимаемости допускается определять в контракте между потребителем природного газа и его поставщиком с учетом требований настоящего стандарта.
    В таблице 1 приняты следующие обозначения:
    1) - систематическое отклонение от экспериментальных данных
    ; (2)
    2) - максимальное отклонение в -й точке экспериментальных данных
    , (3)
    где и - соответственно расчетный и экспериментальный коэффициенты сжимаемости;
    3) - погрешность расчета коэффициента сжимаемости по ИСО 5168 [16]
    , (4)
    где - стандартное отклонение, которое вычисляется из выражения
    , (5)
    - погрешность экспериментальных данных (0,1%).
    Погрешность расчета коэффициента сжимаемости приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.2.2.Модифицированный метод NX19мод.
    В соответствии с требованиями стандарта Германии [17] расчет фактора сжимаемости по модифицированному методу NX19 мод. основан на использовании уравнения следующего вида
    , (6)
    где , (7)
    , (8)
    , (9)
    , (10)
    . (11)
    Корректирующий множитель в зависимости от интервалов параметров и вычисляют по формулам:
    при и
    , (12)
    при и
    , (13)
    при и
    , (14)
    где .
    Параметры и определяются по следующим соотношениям:
    , (15)
    , (16)
    где и - псевдокритические значения давления и температуры, определяемые по формулам (48) и (49) ГОСТ 30319.1, а именно:
    , (17)
    . (18)
    В формулах (17), (18) вместо молярных долей диоксида углерода и азота допускается применять их объемные доли ( и ).
    Коэффициент сжимаемости природного газа вычисляют по формуле (1), при этом фактор сжимаемости при рабочих условиях рассчитывают по формулам (6)-(18) настоящего стандарта, а фактор сжимаемости при стандартных условиях - по формуле (24) ГОСТ 30319.1.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.2.3.Модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.
    Европейская группа газовых исследований на базе экспериментальных данных, собранных в [12], и уравнения состояния вириального типа [18], разработала и опубликовала в [13, 14] УС
    , (19)
    где и - коэффициенты УС;
    - молярная плотность кмоль/м.
    Коэффициенты уравнения состояния определяют из следующих выражений
    (20)
    (21)
    где - молярная доля эквивалентного углеводорода
    , (22)
    (23)
    (24)
    (25)
    (26)
    (27)
    (28)
    (29)
    (30)
    (31)
    (32)
    (33)
    В формулах (23), (27) рассчитывают по выражению
    (34)
    где - молярная масса эквивалентного углеводорода, значение которой определяется из выражения
    (35)
    В выражении (35) молярную долю эквивалентного углеводорода () рассчитывают с использованием формулы (22), а фактор сжимаемости при стандартных условиях () рассчитывают по формуле (24) ГОСТ 30319.1, а именно
    (36)
    После определения коэффициентов уравнения состояния (19) и рассчитывают фактор сжимаемости при заданных давлении (, МПа) и температуре (, К) по формуле
    (37)
    где
    (38)
    (39)
    (40)
    (41)
    (42)
    (43)
    Коэффициент сжимаемости природного газа рассчитывают по формуле (1), а именно
    . (44)
    Фактор сжимаемости при стандартных условиях рассчитывают по формуле (36).
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.2.4.Уравнение состояния AGA8-92DC
    В проекте стандарта ISO/TC 193 SCI N 62 [15] Американской Газовой Ассоциацией для расчета фактора сжимаемости предложено использовать уравнение состояния
    (45)
    где и - коэффициенты УС;
    - молярная плотность, кмоль/м.
    Константы УС (45) приведены в таблице А.1.
    Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитываются по формуле (12) ГОСТ 30319.1.
    Приведенную плотность определяют по формуле
    (46)
    Параметр вычисляют по формуле (53).
    Коэффициент УС рассчитывают из следующих соотношений:
    (47)
    (48)
    где - количество компонентов в природном газе.
    Константы и характерные параметры компонентов в формулах (47), (48) приведены соответственно в таблицах А.1 и А.2.
    Бинарные параметры и параметры рассчитывают с использованием следующих уравнений:
    (49)

    (50)

    (51)
    (52)
    (53)
    (54)
    (55)
    где - параметры бинарного взаимодействия, которые даны в таблице А.3. Параметры бинарного взаимодействия, которые не приведены в этой таблице, а также при , равны единице.
    Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (45) необходимо определить плотность при заданных давлении (, МПа) и температуре (, К).
    Плотность из УС (45) определяют по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:
    1) начальную плотность определяют по формуле
    (56)
    где приведенное давление вычисляют из выражения
    (57)
    2) плотность на -м итерационном шаге определяют из выражений
    (58)
    (59)
    где рассчитывают из УС (45) при плотности на итерационном шаге (, т.е. при , а безразмерный комплекс определяют из выражения
    (60)
    при этом ;
    4) критерий завершения итерационного процесса
    , (61)
    если критерий (61) не выполняется, то необходимо продолжить итерационный процесс, начиная с пункта 2) алгоритма.
    После определения фактора сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по формуле (1) рассчитывают коэффициент сжимаемости.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    3.2.5.Уравнение состояния ВНИЦ СМВ
    - псевдокритическую плотность
    (64)
    где (65)

    - псевдокритическую температуру
    (66)
    где (67)
    (68)

    - фактор Питцера
    (69)
    где (70)
    В соотношениях (64) - (70) - число основных компонентов природного газа (метана, этана, пропана, н-бутана, и-бутана, азота, диоксида углерода, сероводорода).
    Критические параметры компонентов , их молярная масса и факторы Питцера приведены в таблице Б.2, а параметры бинарного взаимодействия - в таблицах Б.3 и Б.4.
    Если заданный компонентный состав природного газа включает кроме основных другие компоненты (но не более 1% в сумме), то молярные доли этих компонентов прибавляют к соответствующим долям основных компонентов следующим образом:
    - ацетилен и этилен к этану;
    - пропилен к пропану;
    - углеводороды от н-пентана и выше к н-бутану;
    - прочие компоненты к азоту.
    Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319.1.
    Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (62) необходимо определить плотность при заданных давлении (, МПа) и температуре (, К).
    Плотность из УС (62) определяют по методу Ньютона в следующем итерационном процессе:
    1) начальную плотность определяют по формуле
    (75)*
    где приведенное давление вычисляют из выражений
    (76)
    (77)
    а псевдокритические плотность (), температуру () и фактор Питцера () рассчитывают по формулам (64), (66) и (69);
    ____________________
    * Формулы 71-74 исключены Изменением N 1. - Примечание "КОДЕКС".
    2) плотность на -м итерационном шаге определяют из выражений
    (78)
    (79)
    где рассчитывают из УС (62) при плотности на итерационном шаге , т.е. при , а безразмерный комплекс определяют из выражения
    (80)
    4) критерий завершения итерационного процесса
    , (81)
    если критерий (81) не выполняется, то необходимо продолжить итерационный процесс, начиная с пункта 2) алгоритма.
    После определения фактора сжимаемости при рабочих и стандартных условиях по формуле (1) рассчитывают коэффициент сжимаемости.
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    Во Всероссийском научно-исследовательском центре стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) для расчета фактора сжимаемости природного газа разработано уравнение состояния
    (62)
    где - коэффициенты УС;
    - приведенная плотность;
    - приведенная температура;
    - молярная плотность, кмоль/м;
    и - псевдокритические параметры природного газа.
    Коэффициенты УС определяются по формуле
    (63)
    где - обобщенные коэффициенты УС, которые приведены в таблице Б.1.
    Псевдокритические параметры природного газа и его фактор Питцера вычисляют по формулам:
    4 ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ
    При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (), температуру (), плотность при стандартных условиях () и состав () измеряют с определенной погрешностью. Перечисленные параметры являются исходными данными для расчета коэффициента сжимаемости.
    В соответствии с рекомендациями ИСО 5168 [16] погрешность расчета коэффициента сжимаемости, которая появляется в связи с погрешностью измерения исходных данных, определяют по формуле
    , (82)
    где - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных;
    - погрешность измерения параметра исходных данных;
    ; (83)
    (84)
    В формулах (82) - (84):
    - условное обозначение -го параметра исходных данных ();
    - среднее значение -го параметра в определенный промежуток времени (сутки, месяц, год и т.д.);
    - максимальное и минимальное значение -го параметра в определенный промежуток времени;
    - количество параметров исходных данных.
    При вычислении частных производных по формуле (83) коэффициенты сжимаемости и рассчитывают при средних параметрах и параметрах и соответственно. Рекомендуется выбирать .
    Коэффициент сжимаемости (среднее значение) рассчитывают по выбранному рекомендуемому методу расчета при средних параметрах .
    Дл
    я методов:
    1) NX19 мод. и УС GERG-91 мод. - = 5 и параметрами исходных данных являются давление, температура, плотность при стандартных условиях, молярные доли азота и диоксида углерода;
    2) УС AGA8-92DC и УС ВНИЦ СМВ - = 2 + ( - количество компонентов) и параметрами исходных данных являются давление, температура и молярные доли компонентов природного газа, причем для УС ВНИЦ СМВ учитываются молярные доли только основных компонентов газа.
    - при расчете по методу NX19 мод.
    (87)
    (88)
    (89)
    (90)
    (91)
    - при расчете по методу GERG-91
    (92)
    (93)
    (94)
    (95)
    (96)
    (Измененная редакция, Изм. N 1).
    Общую погрешность расчета коэффициента сжимаемости определяют по формуле
    (85)
    где - погрешность расчета коэффициента сжимаемости, которая для каждого метода приведена в 3.2.1.
    Для методов NX19 мод. и УС GERG-91 мод. допускается рассчитывать погрешность по формуле
    (86)
    где и - погрешность измеряемых параметров, соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.
    Коэффициенты и в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости , определяются по следующим выражениям (см. формулы (34) - (38) или (39) - (43) ГОСТ 30319.1):
    5 ПРОГРАММНАЯ И ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ
    Расчет коэффициента сжимаемости природного газа по указанным в стандарте методам реализован на ПЭВМ, совместимых с IBM PC/AT/XT, на языке программирования ФОРТРАН-77. Листинг программы приведен в приложении В.
    В приложениях Г и Д приведены примеры расчета соответственно коэффициента сжимаемости и погрешности вычисления коэффициента сжимаемости, которая вызвана погрешностью определения исходных данных.
    ПРИЛОЖЕНИЕ А
    (обязательное)
    ТАБЛИЦЫ КОНСТАНТ И ПАРАМЕТРОВ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ АGА8-92DС
    Таблица А.1
    Константы уравнения состояния АQА8-92DС
    1 0,153832600 1 0 0 0,0 0 0 0
    2 1,341953000 1 0 0 0,5 0 0 0
    3 -2,998583000 1 0 0 1,0 0 0 0
    4 -0,048312280 1 0 0 3,5 0 0 0
    5 0,375796500 1 0 0 -0,5 1 0 0
    6 -1,589575000 1 0 0 4,5 1 0 0
    7 -0,053588470 1 0 0 0,5 0 1 0
    8 2,29129Е-9 1 1 3 -6,0 0 0 1
    9 0,157672400 1 1 2 2,0 0 0 0
    10 -0,436386400 1 1 2 3,0 0 0 0
    11 -0,044081590 1 I 2 2,0 0 1 0
    12 -0,003433888 1 1 4 2,0 0 0 0
    13 0,032059050 1 1 4 11,0 0 0 0
    14 0,024873550 2 0 0 -0,5 0 0 0
    15 0,073322790 2 0 0 0,5 0 0 0
    16 -0,001600573 2 1 2 0,0 0 0 0
    17 0,642470600 2 1 2 4,0 0 0 0
    18 -0,416260100 2 1 2 6,0 0 0 0
    19 -0,066899570 2 1 4 21,0 0 0 0
    20 0,279179500 2 1 4 23,0 1 0 0
    21 -0,696605100 2 1 4 22,0 0 1 0
    22 -0,002860589 2 1 4 -1,0 0 0 1
    23 -0,008098836 3 0 0 -0,5 0 1 0
    24 3,150547000 3 1 1 7,0 1 0 0
    25 0,007224479 3 1 1 -1,0 0 0 1
    26 -0,705752900 3 1 2 6,0 0 0 0
    27 0,534979200 3 1 2 4,0 1 0 0
    28 -0,079314910 3 1 3 1,0 1 0 0
    29 -1,418465000 3 1 3 9,0 1 0 0
    30 -5,99905Е-17 3 1 4 -13,0 0 0 1
    31 0,105840200 3 1 4 21,0 0 0 0
    32 0,034317290 3 1 4 8,0 0 1 0
    33 -0,007022847 4 0 0 -0,5 0 0 0
    34 0,024955870 4 0 0 0,0 0 0 0
    35 0,042968180 4 1 2 2,0 0 0 0
    36 0,746545300 4 1 2 7,0 0 0 0
    37 -0,291961300 4 1 2 9,0 0 1 0
    38 7,294616000 4 1 4 22,0 0 0 0
    39 9,936757000 4 1 4 23,0 0 0 0
    40 0,005399808 5 0 0 1,0 0 0 0
    41 0,243256700 5 1 2 9,0 0 0 0
    42 0,049870160 5 1 2 3,0 0 1 0
    43 0,003733797 5 1 4 8,0 0 0 0
    44 1,874951000 5 1 4 23,0 0 1 0
    45 0,002168144 6 0 0 1,5 0 0 0
    46 -0,658716400 6 1 2 5,0 1 0 0
    47 0,000205518 7 0 0 -0,5 0 1 0
    48 0,009776195 7 1 2 4,0 0 0 0
    49 -0,020487080 8 1 1 7,0 1 0 0
    50 0,015573220 8 1 2 3,0 0 0 0
    51 0,006862415 8 1 2 0,0 1 0 0
    52 -0,001226752 9 1 2 1,0 0 0 0
    53 0,002850906 9 1 2 0,0 0 1 0

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

    Таблица А.3
    Параметры бинарного взаимодействия
    Компоненты Параметры бинарного взаимодействия
    Метан Азот 0,971640 0,886106 1,003630
    Диоксид углерода 0,960644 0,963827 0,995933 0,807653
    Пропан 0,996050 1,023960
    Моноксид углерода 0,990126
    и-Бутан 1,019530
    н- Бутан 0,995474 1,021280
    и-Пентан 1,002350
    н-Пентан 1,003050
    н-Гексан 1,012930
    н-Гептан 0,999758
    н-Октан 0,988563
    Азот Диоксид углерода 1,022740 0,835058 0,982361 0,982746
    Этан 0,970120 0,816431 1,007960
    Пропан 0,945939 0,915502
    Моноксид углерода 1,005710
    и-Бутан 0,946914
    н-Бутан 0,973384 0,993556
    и-Пентан 0,959340
    н-Пентан 0,945520
    н-Гексан 0,937880
    н-Гептан 0,935977
    н-Октан 0,933269
    Диоксид углерода Этан 0,925053 0,969870 1,008510 0,370296
    Пропан 0,960237
    Моноксид углерода 1,500000 0,900000
    и-Бутан 0,906849
    н-Бутан 0,897362
    и-Пентан 0,726255
    н-Пентан 0,859764
    н-Гексан 0,766923
    н-Гептан 0,782718
    н-Октан 0,805823
    Этан Пропан 1,035020 1,080500 1,000460
    и-Бутан 1,250000
    н-Бутан 1,013060 1,250000
    и-Пентан 1,250000
    н-Пентан 1,005320 1,250000
    Пропан н-Бутан 1,004900

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

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

    Таблица Б.3
    Параметры бинарного взаимодействия
    СН СН СН н-С Н и-С Н N СО НS
    СН 0,0 0,036 0,076 0,121 0,129 0,060 0,074 0,089
    СН - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,106 0,093 0,079
    СН - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
    н-СН - - - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
    и-СН - - - - 0,0 0,0 0,0 0,0
    N - - - - - 0,0 0,022 0,211
    СО - - - - - - 0,0 0,089
    НS - - - - - - - 0,0

    Таблица Б.4
    Параметры бинарного взаимодействия
    СН СН СН н-СН и-СН N СО НS
    СН 0,0 -0,074 -0,146 -0,258 -0,222 -0,023 -0,086 0,0
    СН - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
    СН - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
    н-СН - - - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
    и-СН - - - - 0,0 0,0 0,0 0,0
    N - - - - - 0,0 -0,064 0,0
    СО - - - - - - 0,0 -0,062
    НS - - - - - - - 0,0

    ПРИЛОЖЕНИЕ В
    (рекомендуемое)
    ЛИСТИНГ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА
    СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА
    C **************************************************************
    C * *
    C * Программа расчета коэффициента сжимаемости природного газа *
    C * (основной модуль) *
    C * *
    C **************************************************************
    IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
    CHARACTER*26 AR(25)
    DIMENSION PI(100),TI(100),ZP(100,100)
    COMMON/P/P/T/T/RON/RON/YI/YC(25)/Z/Z/NPR/NPR
    DATA AR/' метана (CH4)',' этана (C2H6)',' пропана (C3H8)',
    *' н-бутана (н-С4Н10)',' и-бутана (и-С4Н10)',' азота (N2)',
    *' диоксида углерода (С02)',' сероводорода (H2S)',
    *' ацетилена (С2Н2)',' этилена (С2Н4)',' пропилена (СЗН6)',
    *' н-пентана (н-С5Н12)',' и-пентана (и-С5Н12)',
    *' нео-пентана (нео-С5Н12)',' н-гексана (н-С6Н14)',
    *' бензола (С6Н6)',' н-гептана (н-С7Н16)',' толуола (С7Н8)',
    *' н-октана (н-C8H18)','н-нонана (н-C9H20)',
    *' н-декана (н-С10Н22)',' гелия (Не)','водорода (Н2)',
    *' моноксида углерода (СО)',' кислорода (02)'/
    200 WRITE(*,100)
    CALL VAR(NVAR)
    IF (NVAR.EQ.5) GO TO 134
    WRITE(*,100)
    100 FORMAT(25(/))
    WRITE(*,1)
    1 FORMAT(' Введите исходные данные для расчета.'/)
    IF(NVAR.LE.2) THEN
    WRITE(*,'(A\)')
    *' Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа, в кг/куб.м '
    READ(*,*)RON
    WRITE(*,53)
    53 FORMAT(' Введите 0, если состав азота и диоксида углерода',
    *' задан в молярных долях'/
    *' или 1, если состав этих компонентов задан',
    *' в объемных долях '\)
    READ(*,*)NPR
    IF(NPR.EQ.0)WRITE(*,3)
    3 FОRМАТ(' Значение молярной доли, в мол %')
    IF(NPR.EQ.1) WRITE(*,33)
    33 FORMAT(' Значение объемной дoли, в об %')
    WRITE(*,'(A\)') ' азота (N2)
    READ(*,*)YA
    YA = YA/100.
    WRITE(*,'(A\)') ' диоксида углерода (CO2)'
    READ(*,*)YY
    YY = YY/100.
    ELSE
    WRITE(*,35)
    35 FORMAT(' Введите 0, если состав задан в молярных долях'/
    *, или 1, если состав задан в объемных долях '\)
    READ(*,*)NPR
    IF(NPR.EQ.0)WRITE(*,3)
    IF(NPR.EQ.1) WRITE(*,33)
    DO 5 I=1,25
    WRITE(*,'(A\)')AR(I)
    READ(*,*)YC(I)
    5 YC(I) = YC(I)/100.
    ENDIF
    WRITE(*,'(A\)')
    *' Введите количество точек по давлению:'
    READ(*,*)NP
    WRITE(*,'(A\)')
    *' Введите количество точек по температуре: '
    READ(*,*)NT
    WRITE(*,'(A\)')
    *' Введите значения давлений в МПа: '
    READ(*,*)(PI(I),I=1,NP)
    WRITE(*,'(A\)')
    *' Введите значения температур в К: '
    READ(*,*)(TI(I),I=1,NT)
    WRITE(*,'(A\)')
    *' Ввод исходных данных завершен. '
    P=.101325D0
    Т=293.15D0
    ICALC=1
    GO TO (10,20,30,40) NVAR
    10 CALL NX19(YA,YY)
    ZN=Z
    GO TO 50
    20 CALL GERG2(ICALC,YA,YY)
    ZN=Z
    GO TO 50
    30 CALL AGA8DC(ICALC)
    ZN=Z
    GO TO 50
    40 CALL VNIC(ICALC)
    ZN=Z
    50 CONTINUE
    IF(Z.EQ.0D0)THEN
    CALL RANGE(NRANGE)
    IF(NRANGE) 134,134,200
    ENDIF
    ICALC=2
    NTS=0
    DO 7 I=1,NP
    P=PI(I)
    DO 7 J=1,NT
    T=TI(J)
    IF(NVAR.EQ.1) CALL NX19(YA,YY)
    IF(NVAR.EQ.2) CALL GERG2(ICALC,YA,YY)
    IF(NVAR.EQ.3) CALL AGA8DC(ICALC)
    IF(NVAR.EQ.4) CALL VNIC(ICALC)
    IF(Z.NE.0D0) NTS=NTS+1
    ZP(I,J)=Z/ZN
    7 CONTINUE
    IF(NTS.EQ.0) THEN
    CALL RANGE(NRANGE)
    IF(NRANGE) 134,134,200
    ELSE
    I=1
    9 IS=0
    DO 11 J=1,NT
    IF(ZP(I,J).EQ.0D0)
    IS=IS+1
    11 CONTINUE
    IF(IS.EQ.NT) THEN
    IF(I.NE.NP) THEN
    DO 13 J=I,NP-1
    PI(J)=PI(J+1)
    DO 13 K=1,NT
    13 ZP(J,K)=ZP(J+1,K)
    ENDIF
    NP=NP-1
    ELSE
    I=I+1
    ENDIF
    IF(I.LE.NP) GO TO 9
    J=1
    15 JS=0
    DO 17 I=1,NP
    IF(ZP(I,J).EQ.0D0) JS=JS+1
    17 CONTINUE
    IF(JS.EQ.NP) THEN
    IF(J.NE.NT)THEN
    DO 19 I=J,NT-1
    TI(I)=TI(I+1)
    DO 19 K=1,NP
    19 ZP(K,I)+ZP(K,I+1)
    ENDIF
    NT=NT-1
    ELSE
    J=J+1
    ENDIF
    IF(J.LE.NT) GO TO 15
    CALL TABL(YA,YY,PI,TI,ZP,NP,NT,NVAR,AR)
    ENDIF
    GO TO 200
    134 STOP
    END
    SUBROUTINE VAR(NVAR)
    WRITE(*,1)
    1 FORMAT(//
    *10X,' Расчет коэффициента сжимаемости природного газа'//
    *10Х,' ------------Метод расчета------------------------------'/
    *10X,' '/
    *10X,' 1. Модифицированный метод NX19 '/
    *10X,' '/
    *10X,' 2. Уравнение состояния GERG-91 '/
    *10X,' '/
    *10X,' 3. Уравнение состояния AGA8-92DC '/
    *10X,' '/
    *10X,' 4. Уравнение состояния ВНИЦ СМВ '/
    *10X,' '/
    *10X,'--------------------------------------------------------'/)
    WRITE(*,5)
    5 FORMAT(/,3X,
    *'Введите порядковый номер метода расчета или 5 для выхода в ДОС',
    *\)
    READ(*,*)NVAR
    RETURN
    END
    SUBROUTINE RANGE(NRANGE)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/Z/Z
    WRITE(*,1)
    1 FORMAT(//
    *' Выбранная Вами методика при заданных параметрах "не работает" '/
    *' Продолжить работу программы ? 0 - нет, 1 - да '\)
    READ(*,*)NRANGE
    RETURN
    END
    SUBROUTINE TABL(YA,YY,PI,TI,ZP,NP,NT,NVAR,AR)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    CHARACTER*26 AR(25),FNAME
    CHARACTER METH(4)*31,A*6,LIN1(5)*9,LIN2(5)*9,LIN3(6)*9,LIN4*9,
    *AT(6)*28
    CHARACTER*70 F,FZ(11,2)
    DIMENSION PI(100),TI(100),ZP(100,100),ZPP(6)
    COMMON/RON/RON/YI/YC(25)/NPR/NPR
    DATA METH/
    *'(модифицированный метод NX19)',
    *'(уравнение состояния GERG-91)',
    *'(уравнение состояния AGA8-92DC)',
    *'(уравнение состояния ВНИЦ СМВ)'/
    DATA LIN1/5*'______'/,LIN2/5*'______'/,LIN3/6*'_______'/,
    *LIN4/'____'/,А/'_'/
    DATA AT/
    *' Т,К',' Т,К',' Т,К',' Т,К',
    *' Т,К',' Т,К'/
    DATA FZ/
    *'(3X,F5.2,2X,6(3X,F6.4))','(3X,F5.2,5X,A6,5(3X,F6.4))',
    *'(3X,F5.2,2X,2(3X,A6),4(3X,F6.4))','(3X,F5.2,2X,3(3X,A6),
    *3(3X,F6.4))',
    *'(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(3X,F6.4))','(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),
    *3X,F6.4)',
    *'(3X,F5.2,2X,5(3X,F6.4),3X,A6)','(3X,F5.2,2X,4(3X,F6.4),
    *2(3X,A6))',
    *'(3X,F5.2,2X,3(3X,F6.4),3(3X,A6))','(3X,F5.2,2X,2(3X,F6.4),
    *4(3X,A6))',
    *'(3X,F5.2,5X,F6.4,5(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.4,5(3X,F6.4))',
    *'(3X,F9.6,1X,A6,5(3X,F6.4))','(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(3X,F6.4))',
    *'(ЗХ,F9.6,1X,A6,2(3X,A6),3(3X,F6.4))','(3X,F9.6,1X,A6,3(3X,A6),
    *2(3X,F6.4))',
    *'(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),3X,F6.4)','(3X,F9.6,1X,F6.4,4(3X,F6.4),
    *3Х,A6)',
    *'(3X,F9.6,1X,F6.4,3(3X.F6.4),2(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.4),
    *2(ЗX,F6.4),3(ЗX,A6))',
    *'(3X,F9.6,1X,F6.4,3X,F6.4,4(3X,A6))','(3X,F9.6,1X,F6.4,5(3X,A6))'/
    22 WRITE(*,44)
    44 FORMAT(//' Устройство вывода результатов расчета ?,')
    WRITE(*,'(A\)')
    *' 0 - дисплей, 1 - принтер, 2 - файл на диске '
    READ(*,*)NYST
    IF(NYST.EQ.0) OPEN(1,FILE='CON')
    IF(NYST.EQ.1) OPEN(1,FILE='PRN')
    IF(NYST.EQ.2) WRITE(*,'(A\)')' Введите имя файла '
    IF(NYST.EQ.2) READ(*,'(A)')FNAME
    IF(NYST.EQ.2) OPEN(1,FILE=FNAME)
    IF(NYST.EQ.0) WRITE(*,100)
    100 FORMAT(25(/))
    IF(NYST.EQ.1) PAUSE
    *' Включите принтер, вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> '
    WRITE(1,88)METH(NVAR)
    88 FORMAT(
    *13Х,'Коэффициент сжимаемости природного газа.'/
    *18Х,А31/)
    NW=3
    IF(NVAR.LE.2)THEN
    WRITE(1,1)RON
    1 FORMAT(' Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа ',F6.4,' кг/куб.м')
    NW=NW+1
    IF(YA.NE.0D0.OR.YY.NE.0D0) THEN
    IF(NPR.EQ.0) WRITE(1,3)
    3 FORMAT(' Содержание в мол.%')
    IF(NPR.EQ.1) WRITE(1,33)
    33 FORMAT(' Содержание в об.%')
    NW=NW+1
    IF(YA.NE.0D0) THEN
    WRITE(1,5)AR(6),YA*100.
    5 FORMAT(2(A26,F7.4))
    NW=NW+1
    ENDIF
    IF(YY.NE.0D0) THEN
    WRITE(1,5)AR(7),YY*100.
    NW=NW+1
    ENDIF
    ENDIF
    ELSE
    IF(NPR.EQ.0) WRITE(1,3)
    IF(NPR.EQ.1) WRITE(1,33)
    NW=NW+1
    I=1
    9 J=I+1
    13 CONTINUE
    IF(YC(J).NE.0D0) THEN
    WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.,AR(J),YC(J)*100.
    NW=NW+1
    DO 11 I=J+1,25
    IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.NE.25) GO TO 9
    IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.EQ.25) THEN
    WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.
    NW=NW+1
    GO TO 99
    ENDIF
    11 CONTINUE
    ELSE
    J=J+1
    IF(J.LE.25) THEN
    GO TO 13
    ELSE
    WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.
    NW=NW+1
    ENDIF
    ENDIF
    ENDIF
    99 CONTINUE
    IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.0)THEN
    WRITE(*,7)
    7 FORMAT(/)
    PAUSE ' Для продолжения вывода нажмите <ВВОД>'
    WRITE(*, 100)
    NW=0
    ENDIF
    DO 15 I=1,NT,6
    IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.0) THEN
    WRITE(*,7)
    PAUSE ' Для продолжения вывода нажмите <ВВОД>'
    WRITE(*,100)
    NW=0
    ENDIF
    IF(NW.GT.46.AND.NYST.NE.0) THEN
    WRITE(1,7)
    WRITE(*,7)
    IF(NYST.EQ.1)
    PAUSE
    *' Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД>'
    NW=0
    ENDIF
    IF(I+5.LE.NT) THEN
    NL=6
    ELSE
    NL=NT-I+1
    ENDIF
    WRITE(1,7)
    IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)
    IF(NL.EQ.l) WRITE(1,17)L1N2(1)
    17 FORMAT('______ ',6A9)
    WRITE(1,19)AT(NL)
    19 FORMAT('_______',A28)
    IF(NL.GT.1)WRITE(1.21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)
    IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4
    21 FORMAT('p, МПа',6А9)
    WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)
    23 FORMAT(10X,6(:,'|',F6.2))
    WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)
    NW=NW+6
    DO 25 J=1,NP
    JP=1
    IF(PI(J).EQ.0.101325D0) JP=2
    NL1=0
    NLN=0
    DO 27 K=I,I+NL-1
    NL1=NL1+1
    IF(ZP(J,K).EQ.ODO) THEN
    ZPP(NLl)=A
    NLN=NLN+1
    ELSE
    ZPP(NL1)=ZP(J,K)
    ENDIF
    27 CONTINUE
    IF(NLN.EQ.NL) GO TO 133
    IF(NLN.EQ.O)THEN
    F=FZ(1,JP)
    ELSE
    IF(ZP(J,I).EQ.ODO) F=FZ(NLN+1,JP)
    IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.ODO) F=FZ(NLN+12-NL,JP)
    ENDIF
    IF(NL1.EQ.1)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1)
    IF(NL1.EQ.2)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2)
    IF(NL1.EQ.3)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3)
    IF(NL1.EQ.4)WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4)
    IF(NL1.EQ.5)
    *WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5)
    IF(NL1.EQ.6)
    *WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5),ZPP(6)
    NW=NW+1
    133 CONTINUE
    IF(NW.EQ.20.AND.NYST.EQ.O) THEN
    IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GO TO 29
    WRITE(*,7)
    PAUSE ' Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> '
    WRITE(*,100)
    NW=0
    WRITE(1,7)
    IF(NL.GT.1) WRITE(l,l7)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)
    IF(NL.EQ.1) WRITE(1.17)LIN2(1)
    WRITE(1,19)AT(NL)
    IF(NL.GT.1)WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)
    IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4
    WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)
    WRITE(1,17)(LINЗ(K),K=1,NL)
    NW=NW+6
    ENDIF
    IF(NW.EQ.54.AND.NYST.NE.0) THEN
    IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GO TO 29
    WRITE(1.7)
    WRITE(*,7)
    IF(NYST.EQ.1) PAUSE
    *' Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД>'
    NW=0
    IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)
    IF(NL.EQ.1) WRITE(1,17)L1N2(1)
    WRITE(1,19)AT(NL)
    IF(NL.GT.1) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)
    IF(NL.EQ.l) WRITE(1,21)LIN4
    WRITE(1,23)(TI(K),K=1,I+NL-1)
    WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)
    NW=NW+6
    ENDIF
    25 CONTINUE
    15 CONTINUE
    29 CLOSE(1)
    WRITE(*,7)
    PAUSE ' Вывод завершен, для продолжения работы нажмите <ВВОД>'
    WRITE(*,66)
    66 FORMAT(/' Назначить другое устройство вывода ?',
    *', 0 - нет, 1 - да '\)
    READ(*,*)NBOLB
    IF(NBOLB.EQ.l) GO TO 22
    RETURN
    END
    C ************************************************************
    С * *
    С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
    С * газа по модифицированному методу NX19. *
    С * *
    C ************************************************************
    SUBROUTINE NX19(YA,YY)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
    COMMON/NCONT/NCONT/YA/Y(2)/RON/RON
    Y(1)=YA
    Y(2)=YY
    CALL PTCONT
    IF(NCONT.EQ.l) GO TO 134
    CALL EA
    CALL PHASEA
    134 RETURN
    END
    SUBROUTINE PTCONT
    IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
    COMMON/NCONT/NCONT/Z/Z/P/P/T/T/YA/Y(2)/RON/RON
    NCONT=0
    IF(RON.LT.0.66D0.OR.RON.GT.1D0) NCONT=1
    IF(Y(1).GT.0.2D0.OR.Y(2).GT.O.15D0) NCONT=1
    IF(P.LE.0.D0.OR.T.LE.0.D0) NCONT=1
    IF(T.LT.250.D0.OR.T.GT.340.D0) NCONT=1
    IF(P.GT.12.D0) NCONT=1
    IF(NCONT.FQ.1) Z=0D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE EA
    IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)
    COMMON/T/T/YA/Y(2)/RON/RON/P/P/PT/PA,TA/BI/B1,B2/T0/T0
    PCM=2.9585*(1.608D0-0.05994*RON+Y(2)-.392*Y(1))
    TCM=88.25*(0.9915D0+1.759*RON-Y(2)-1.681*Y(1))
    PA=0.6714*P/PCM+0.0147
    ТА=0.71892*Т/TСМ+0.0007
    DTA=TA-1.09D0
    F=0D0
    IF(PA.GE.0D0.AND.PA.LT.2D0.AND.DTA.GE.0D0.AND.DTA.LT.0.3D0)
    *F=75D-5*PA**2.3/DEXP(20.*DTA)+
    *11D-4*DTA**0.5*(PA*(2.17D0-PA+1.4*DTA**0.5))**2
    IF(PA.GE.0D0.AND.PA.LT.1.3D0.AND.DTA.GE.-0.25D0.AND.DTA.LT.0D0)
    *F=75D-5*PA**2.3*(2D0-DEXP(20.*DTA))+
    *1.317*PA*(l.69D0-PA**2)*DTA**4
    IF(PA.GE.1.3D0.AND.PA.LT.2D0.AND.DTA.GE.-0.21D0.AND.DTA.LT.0D0)
    *F=75D-5*PA**2.3*(2D0-DEXP(20.*DTA))+
    *0.455*(1.3D0-PA)*(1.69*2.D0**1.25-PA**2)*(DTA*(0.03249D0+
    *18.028*DTA**2)+DTA**2*(2.0167D0+DTA**2*(42.844D0+200.*DTA**2))
    T1=(TA**5/(TA**2*(6.60756*TA-4.42646D0)+3.22706D0)
    T0=(TA**2*(1.77218D0-0.8879*TA)+0.305131D0)*T1/TA**4
    B1=2.*T1/3.-T0**2
    B0=T0*(T1-Т0**2)+0.1*T1*PA*(F-1D0)
    B2=(B0+(B0**2+B1**3)**0.5)**(1D0/ЗD0)
    RETURN
    END
    SUBROUTINE PHASEA
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/Z/Z/PT/PA,TA/BI/B1,В2/T0/Т0
    Z=1D0+O.00132/TA**3.25)**2*0.1*PA/(Bl/B2-B2+T0)
    RETURN
    END
    C ************************************************************
    С * *
    С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
    С * газа по модифицированному уравнению состояния GERG-91 *
    С * *
    C ************************************************************
    $NOTRUNCATE
    SUBROUTINE GERG2(ICALC,YA,YY)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/T/T1/P/PRESS/RON/RON/Z/Z
    COMMON/XBLOK/X1,X2,X3,X11,X12,X13,X22,X23,X33
    COMMON/MBLOK/GM2,GM3,FA,FB,TO,R
    DATA BMO/.0838137D0/,BM1/-.0085l644D0/,WDO/134.2153D0/,
    *WD1/1067.943D0/
    Z=-1D0
    IF(ICALC.EQ.2) GO TO 3
    X2=YA
    X3=YY
    IF(RON.LT.0.66D0.OR.RON.GT.1D0) Z=0D0
    IF(X2.LT.0D0.OR.X2.GT.0.2D0) Z=0D0
    IF(X3.LT.OD0.OR.X3.GT.0.15D0) Z=0D0
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
    X1=1D0-X2-X3
    X11=X1*X1
    X12=Xl*X2
    X13=X1*X3
    X22=X2*X2
    X23=X2*XЗ
    X33=X3*X3
    Z=1D0-(.0741*RON-.006D0-.063*YA-.0575*YY)**2
    BMNG=24.05525*Z*RON
    Y1=1D0-YA-YY
    BMY=(BMNG-28.0135*YA-44.01*YY)/Y1
    С Расчет теплоты сгорания эквивалентного углеводорода (Н)
    H=47.479*BMY+128.64D0
    RETURN
    3 T=T1
    TC=T1-T0
    P=PRESS
    IF(PRESS.LE.0D0.OR.PRESS.GT.12D0) Z=0D0
    IF(T1.LT.250D0.OR.T1.GT.340D0) Z=0D0
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
    CALL B11BER(T,H,B11)
    CALL BBER(T,B11,B,Z)
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
    CALL CBER(T,H,C,Z)
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
    CALL ITER2(P,T,B,C,Z)
    133 RETURN
    END
    SUBROUTINE B11BER(T,H,B11)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),BR33(3)
    T2=T*T
    B11=BR11H0(1)+BR11H0(2)*T+BR11H0(3)*T2+
    *(BR11H1(1)+BR11H1(2)*T+BR11H1(3)*T2)*H+
    *(BR11H2(1)+BR11H2(2)*T+BR11H2(3)*T2)*H*H
    END
    SUBROUTINE BBER(T,B11,BEFF,Z)
    IMPLICIT РЕАL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),ВR33(3)
    COMMON/ZETA/Z12,Z13,Y12,Y13,Y123
    COMMON/XBLOK/X1,X2,X3,X11,X12,X13,X22,X23,X33
    T2=T*T
    B22=BR22(1)+BR22(2)*T+BR22(3)*T2
    B23=BR23(1)+BR23(2)*T+BR23(3)*T2
    B33=BR33(1)+BR33(2)*T+BR33(3)*T2
    ВA13=В11*В33
    IF(BA13.LT.0D0)THEN
    Z=0D0
    RETURN
    ENDIF
    ZZZ=Z12+(320D0-T)**2*1.875D-5
    BEFF=X11*B11+X12*ZZZ*(B11+B22)+2.*X13*Z13*DSQRT(BA13)+
    *X22*B22+2.*X23*B23+X33*B33
    END
    SUBROUTINE CBER(T,H,CEFF,Z)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/CBLOK/CR111H0(3),CR111H1(3),CR111H2(3),CR222(3),CR223(3),
    *CR233(3),CR333(3)
    COMMON/ZETA/Z12,Zl3,Y12,Y13,Y123
    COMMON/XBLOK/Xl,X2,X3,Xl1,X12,X13,X22,X23,X33
    T2=T*T
    C111=CR111H0(1)+CR111H0(2)*T+CR111H0(3)*Т2+
    *(CR111H1(1)+CR111H1(2)*T+CR111H1(3)*T2)*H+
    *(CR111H2(1)+CR111H2(2)*T+CR111H2(3)*T2)*H*H
    C222=CR222(1)+CR222(2)*T+CR222(3)*T2
    C223=CR223(1)+CR223(2)+T+CR223(3)*T2
    C233=CR233(1)+CR233(2)*T+CR233(3)*T2
    C333=CR333(1)+CR333(2)*T+CR333(3)*T2
    CA112=C111*C111*C222
    CA113=C111*C111*C333
    CA122=C111*C222*C222
    CA123=Cl11*C222*C333
    CA133=C111*C333*C333
    IF(CA112.LT.0D0.OR.CA113.LT.0D0.OR.CA122.LT.0D0.OR.
    *CA123.LT.0D0.OR.CA133.LT.0D0) THEN
    Z=0D0
    RETURN
    ENDIF
    D3REP=1D0/3D0
    CEFF=X1*X11*C111+3D0*X11*X2*(CA112)**D3REP*(Y12+(T-270D0)*.0013D0)
    *+3.*X11*X3*(CA113)**D3REP*Y13+
    *3.*Х1*Х22*(СА122)**D3RЕР*(Y12+(Т-270D0)*.0013D0)+
    *6.*X1*X2*X3*(CA123)**D3REP*Y123+3.*X1*X33*(CA133)**D3REP*Y13+
    *X22*X2*C222+3.*X22*XЗ*C223+3.*X2*X33*C233+X3*X33*C333
    END
    С Подпрограмма, реализующая схему Кардано для определения
    С фактора сжимаемости из уравнения состояния
    SUBROUTINE ITER2(P,T,Bm,Cm,Z)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    B1=1D3*P/2.7715/T
    B0=B1*Bm
    С0=В1**2*Сm
    A1=1D0+B0
    A0=1D0+1.5*(B0+C0)
    A01=A0**2-A1**3
    IF(A01.LE.0D0)THEN
    Z=0D0
    RETURN
    ENDIF
    A=A0-A01**0.5
    A2=DABS(A)**(1D0/3D0)
    IF(A.LT.0D0) A2=-A2
    Z=(1D0+A2+A1/A2)/3.
    END
    BLOCK DATA BDGRG2
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/BBLOK/BR11H0(3),BR11H1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),
    *BR33(3)/CBLOK/CR111H0(3),CR111H1(3),CR111H2(3),CR222(3),
    *CR223(3),CR233(3),CR333(3)
    COMMON/ZETA/Z12,Z13,Y12,Y13,Y123
    COMMON/MBLOK/GM2,GM3,FA,FB,T0,R
    DATA BR11H0/-.425468D0,.2865D-2,-.462073D-5/,
    * BR11H1/.877118D-3,-.556281D-5,.881514D-8/,
    * BR11H2/-.824747D-6,.431436D-8,-.608319D-11/,
    * BR22/-.1446D0,.74091D-3,-.91195D-6/,
    * BR23/-.339693D0,.161176D-2,-.204429D-5/,
    * BR33/-.86834D0,.40376D-2,-.51657D-5/,
    DATA CRlllH0/-.302488D0,.195861D-2,-.316302D-5/,
    * CR111H1/.646422D-3,-.422876D-5,.688157D-8/,
    * CR111H2/-.332805D-6,.22316D-8,-.367713D-11/,
    * CR222/.78498D-2,-.39895D-4,.61187D-7/,
    * CR223/.552066D-2,-.168609D-4,.157169D-7/,
    * CR233/.358783D-2,.806674D-5,-.325798D-7/,
    * CR333/.20513D-2,34888D-4,-.83703D-7/
    DATA Z12/.72D0/,Z13/-.865D0/,Y12/.92D0/,Y13/.92D0/,Y123/1.1D0/
    DATA GM2/28.0135D0/,GM3/44.01D0/,
    * FA/22.414097D0/,FB/22.710811D0/,
    * T0/273.15D0/,R/.0831451D0/
    END
    C ************************'*'*^*******************************
    C * *
    С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
    С * газа по уравнению состояния AGA8-92DC. *
    C * *
    С ************************************************************
    SUBROUTINE AGA8DC(ICALC)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 KI,KIJ,KD
    COMMON/RM/RM/Y1/Y(19)/NC1/NC/N11/NI(19)/EFI/EI(19),KI(19),
    *GI(19),QI(19),FI(19)
    */INTER1/EIJ(19,19),UIJ(19,19),KIJ(19,19),GIJ(19,19)
    */EFD/ED(19),KD(19),GD(19),QD(19),FD(19)/Z/Z
    RM=8.31448D0
    IF(ICALC.NE.1) GO TO 3
    CALL COMPO1
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
    CALL PARIN1
    D0 75 I=1,NC
    EI(I)=ED(NI(I))
    KI(I)=KD(NI(I))
    GI(I)=GD(NI(I))
    QI(I)=QD(N(I))
    FI(I)=FD(NI(I))
    DO 123 J=1,NC
    IF(I.GE.J)GO TO 123
    EIJ(I,J)=EIJ(NI(I),NI(J))
    UIJ(I,J)=UIJ(NI(I),NI(J))
    KIJ(I,J)=KIJ(NI(I),NI(J))
    GIJ(I,J)=GIJ(NI(I),NI(J))
    123 CONTINUE
    75 CONTINUE
    CALL PARMI1
    3 CALL PHASE1
    133 RETURN
    END
    SUBROUTINE COMPO1
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    DIMENSION ZNI(25),YI(25)
    COMMON/YI/Y(19)/YI/YC(25)/NC1/NC/NI1/NI(19)/NPR/NPR
    DATA ZNI/.9981D0,.992D0,.9834D0,.9682D0,971D0,.9997D0,.9947D0,
    *.99D0,.993D0,.994D0,.985D0,.945D0,.953D0,1D0,.919D0,
    *.936D0,.876D0,.892D0,3*1D0,1.0005D0,1.0006D0,.9996D0,.9993D0/
    DO I00 I=1,25
    100 YI(I)=YC(I)
    YI(13)=YI(13)+YI(14)
    YI(14)=0D0
    IF(NPR.EQ.0D0) G0 T0 5
    YI(17)=YI(17)+YI(19)+YI(20)+YI(21)
    YI(19)=0D0
    YI(20)=0D0
    YI(21)=0D0
    SUM=0D0
    DO 7 I=1,25
    7 SUM=SUM+YI(I)/ZNI(I)
    DO 9 I=1,25
    9 YI(I)=YI(I)/ZNI(I)/SUM
    5 YI(2)=YI(2)+YI(9)+YI(10)
    YI(9)=0D0
    YI(10)=0D0
    YI(3)=YI(3)+YI(11)
    YI(11)=0D0
    YI(15)=YI(15)+YI(16)
    YI(16)=0D0
    YI(l7)=YI(17)+YI(18)
    YI(18)=0D0
    NC=0
    IS=0
    YSUM=0D0
    DO 11 I=1,25
    IF((I.GE.9.AND.I.LE.11).OR.I.EQ.14.0R.I.EQ.16.0R.I.EQ.18)
    *IS=IS+1
    IF(YI(I).EQ.0D0) GO TO 11
    NC=NC+1
    NI(NC)=I-IS
    Y(NC)=YI(I)
    YSUM=YSUM+Y(NC)
    11 CONTINUE
    CALL MOLDO1(YI)
    DO 13 I=1,NC
    13 Y(I)=Y(I)/YSUM
    RETURN
    END
    SUBROUTINE MOLDO1(YI)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    DIMENSION YI(25)
    COMMON/Z/Z
    Z=-1DO
    YS=0D0
    DO 1 I=9,25
    1 YS=YS+YI(I)
    IF(YI(1).LT.0.65D0.OR.YI(2).GT.0.15D0.OR.YI(3).GT.0.035D0.OR.
    *YI(4).GT.0.015D0.OR.YI(5).GT.0.015D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z=0D0
    IF(YI(6).GT.0.2D0.OR.YI(7).GT.0.15D0.OR.YI(8).GT.5D-5) Z=0D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE PARIN1
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 KIJ
    COMMON/INTER1/EIJ(19,19),UIJ(19,19),KIJ(19,19),GIJ(19,19)
    DO 1 I=1,19
    DO 1 J=1,19
    EIJ(I,J)=1D0
    UIJ(I,J)=1D0
    KIJ(I,J)=1D0
    1 GIJ(I,J)=1D0
    EIJ(1,6)=0.97l64D0
    UIJ(1,6)=0.886106D0
    KIJ(1,6)=1.00363D0
    EIJ(1,7)=0.960644D0
    UIJ(1,7)=0.963827D0
    KIJ(1,7)=0.995933D0
    GIJ(1,7)=0.807653D0
    EIJ(1,3)=0.99605D0
    UIJ(1,3)=1.02396D0
    EIJ(1,17)=1.17052D0
    UIJ(1,17)=1.15639D0
    KIJ(1,17)=1.02326D0
    GIJ(1,17)=1.95731D0
    EIJ(1,18)=0.990126D0
    EIJ(1,5)=1.01953D0
    EIJ(1,4)=0.995474D0
    UIJ(1,4)=1.02128D0
    EIJ(1,10)=1.00235D0
    EIJ(1,9)=l.00305D0
    EIJ(1,11)=1.01293D0
    EIJ(1,12)=0.999758D0
    EIJ(1,13)=0.988563D0
    EIJ(6,7)=1.02274D0
    UIJ(6,7)=0.835058D0
    KIJ(6,7)=0.982361D0
    GIJ(6,7)=0.982746D0
    EIJ(2,6)=0.97012D0
    UIJ(2,6)=0.816431D0
    K1J(2,6)=1.00796D0
    EIJ(3,6)=0.945939D0
    UIJ(3,6)=0.915502D0
    EIJ(6,17)=1.08632D0
    UIJ(6,17)=0.408838D0
    KIJ(6,17)=1.03227D0
    EIJ(6,18)=1.00571D0
    EIJ(5,6)=0.946914D0
    EIJ(4,6)=0.973384D0
    UIJ(4,6)=0.993556D0
    EIJ(6,10)=0.95934D0
    EIJ(6,9)=0.94552D0
    EIJ(6,ll)=0.93788D0
    EIJ(6,I2)=0.935977D0
    EIJ(6,13)=0.933269D0
    EIJ(2,7)=0.925053D0
    UIJ(2,7)=0.96987D0
    KIJ(2,7)=1.00851D0
    GIJ(2,7)=0.370296D0
    EIJ(3,7)=0.960237D0
    EIJ(7,17)=1.28179D0
    EIJ(7,18)=1.5D0
    UIJ(7,18)=0.9D0
    EIJ(5,7)=0.906849D0
    EIJ(4,7)=0.897362D0
    EIJ(7,10)=0.726255D0
    EIJ(7,9)=0.859764D0
    EIJ(7,11)=0.766923D0
    EIJ(7,I2)=0.782718D0
    EIJ(7,13)=0.805823D0
    EIJ(2,3)=1.03502D0
    UIJ(2,3)=1.0805D0
    KIJ(2,3)=1.00046D0
    EIJ(2,17)=1.16446D0
    UIJ(2,17)=1.61666D0
    KIJ(2,17)=1.02034D0
    UIJ(2,5)=1.25D0
    EIJ(2,4)=1.01306D0
    UIJ(2,4)=1.25D0
    UIJ(2,10)=1.25D0
    EIJ(2,9)=1.00532D0
    UIJ(2,9)=1,25D0
    EIJ(3,17)=l.034787D0
    EIJ(3,4)= 1.0049D0
    EIJ(17,18)=1.1D0
    EIJ(5,17)=l.3D0
    EIJ(4,17)=1.3D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE PARMI1
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 KI,KIJ,KM
    INTEGER GN,QN,FN
    DIMENSION EIJM(19,19),GIJM(19,19)
    COMMON/Y1/Y(19)/NC1/NC/EFI/EI(19),KI(19),GI(19),QI(19),FI(19)
    */INTER1/EIJ(19,19),UIJ(19,19),KIJ(19,19),GIJ(19,19)
    */KM/KM/COEF1/B1(13),C1(53)/AN/AN(53)
    */GQFN/GN(53),QN(53),FN(53)/UN/UN(53)
    DO 1 I=1,NC
    EIJM(I,I)=EI(I)
    GIJM(I,I)=GI(I)
    DO 1 J=1,NC
    IF(I.GE.J) GO TO 1
    EIJM(I,J)=EIJ(I,J)*(EI(I)*EI(J))**.5
    GIJM(I,J)=GIJ(I,J)*(GI(I)+GI(J))/2.
    1 CONTINUE
    KM=0D0
    UM=0D0
    GM=0D0
    QM=0D0
    FM=0D0
    D0 3 I=1,NC
    KM=KM+Y(I)*KI(I)**2.5
    UM=UM+Y(I)*EI(I)**2.5
    GM=GM+Y(I)*GI(I)
    QM=QM+Y(I)*QI(I)
    3 FM=FM+Y(I)**2*FI(I)
    KM=KM*KM
    UM=UM*UM
    DO 5 I=1,NC-1
    D0 5 J=I+1,NC
    UM=UM+2.*Y(I)*Y(J)*(UIJ(I,J)**5-1D0)*(EI(I)*EI(J))**2.5
    GM=GM+2.*Y(I)*Y(J)*(GIJ(I,J)-1D0)*(GI(I)+GI(J))
    5 KM=KM+2.*Y(I)*Y(J)*(KIJ(I,J)**5-1D0)*(KI(I)*(KI(J)))**2.5
    KM=KM**.6
    UM=UM**.2
    D0 7 N=1,13
    B1(N)=0D0
    DO 9 I=1,NC
    9 B1(N)=B1(N)+Y(I)*Y(I)*(GIJM(I,I)+1D0-GN(N))**GN(N)*
    *(QI(I)*QI(I)+1D0-QN(N))**QN(N)*(FI(I)+1D0-FN(N))**FN(N)*
    *EIJM(I,I)**UN(N)*KI(I)*KI(I)*KI(I)
    DO 11 I=l,NC-l
    DO 11 J=I+1,NC
    11 B1(N)=B1(N)+2.*Y(I)*Y(J)*(GIJM(I,J)+1D0-GN(N))**GN(N)*
    *(QI(I)*QI(J)+1D0-QN(N))**QN(N)*((FI(I)*FI(J))**.5+
    *1D0-FN(N))**FN(N)*EIJM(I,J)**UN(N)*(KI(I)*KI(J))**1.5
    7 CONTINUE
    DO 13 N=8,53
    13 C1(N)=AN(N)*(GM+1D0-GN(N))**GN(N)*(QM**2+1D0-QN(N))**
    *QN(N)*(FM+1D0-FN(N))**FN(N)*UM**UN(N)
    RETURN
    END
    SUBROUTINE PHASE1
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/AI1/AO,AI/AN/AN(53)
    */COEF1/B1(13),C1(53)/COEF2/B,C(53)/UN/UN(53)
    CALL PCONT1(P,T)
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 134
    В=0D0
    DO 1 N=1,13
    1 B=B+AN(N)/T**UN(N)*B1(N)
    DO 3 N=8,53
    3 C(N)=C1(N)/T**UN(N)
    PR=P/5.
    RO=9D3*P/(RM*T*(1.1*PR+0.7D0))
    CALL FUNl(RO)
    Z=1D0+AO
    134 RETURN
    END
    С Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения
    С плотности из уравнения состояния (метод Ньютона)
    SUBROUTINE FUN1(X)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AI1/AO,A1
    ITER=1
    1 CONTINUE
    CALL COMPL1(X)
    Z=1.D0+AO
    FX=1.D6*(P-(1.D-3*RM*T*Z+X))
    F=1.D3*RM*T*(1.D0+A1)
    DR=FX/F
    X=X+DR
    IF(ITER.GT.10) GO TO 4
    ITER=ITER+1
    IF(DABS(DR/X).GT.1.D-6) GO TO 1
    4 CALL COMPL1(X)
    RETURN
    END
    SUBROUTINE PCONT1(P,T)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/Z/Z
    Z=-1D0
    IF(T.LT.250D0.OR.T.GT.340D0) Z=0D0
    IF(P.LE.0D0.OR.P GT.12D0) Z=0D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE COMPL1(RO)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 KM
    INTEGER BN,CN
    COMMON/KM/KM/COEF2/B,C(53)/BCKN/BN(53),CN(53),KN(53)/AI1/AO,A1
    ROR=KM*RO
    S1=0D0
    S2=0D0
    S3=0D0
    DO 1 N=8,53
    EXP=DEXP(-CN(N)*ROR**KN(N))
    IF(N.LE.13) S1=S1+C(N)
    S2=S2+C(N)*(BN(N)-CN(N)*KN(N)*ROR**KN(N))*ROR**BN(N)*EXP
    1 SЗ=SЗ+C(N)*(-CN(N)*KN(N)**2*KM*ROR**(KN(N)- 1)*ROR**BN(N)*
    *EXP+(BN(N)-CN(N)*KN(N)*ROR**KN(N))*BN(N)*KM*ROR**(BN(N)-1)*
    *EXP-(BN(N)-CN(N)*KN(N)*ROR**KN(N))*ROR**BN(N)*EXP*CN(N)*KN(N)*
    *KM*ROR**(KN(N)-1)) AO1=B*RO-ROR*S1
    AO=AO1+S2
    A1=AO+AO1+RO*S3
    RETURN
    END
    BLOCK DATA DCAGA8
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 KD
    INTEGER BN,CN,GN,QN,FN
    COMMON/EFD/ED(19),KD(19),GD(19),QD(19),FD(l9)
    */BCKN/BN(53),CN(53),KN(53)/UN/UN(53)
    */AN/AN(53)/GQFN/GN(53),QN(53),FN(53)
    DATA ED/151.3l83D0,244.1667D0,298.1183D0,337.6389D0,324.0689D0,
    *99.73778D0,241.9606D0,296.355D0,370.6823D0,365.5999D0,
    *402.8429D0,427.5391D0,450.6472D0,472.1194D0,488.7633D0,
    *2.610111D0,26.95794D0,105.5348D0,122.7667D0/
    DATA KD/.4619255D0,.5279209D0,.583749D0,.6341423D0,.6406937D0,
    *.4479153D0,.4557489D0,.4618263D0,.6798307D0,.6738577D0,
    *.7139987D0,.7503628D0,.7851933D0,.8157596D0,.8389542D0,
    *.3589888D0,.3514916D0,.4533894D0,.4186954D0/
    DATA GD/0D0,.0793D0,.141239D0,.281835D0,.256692D0,.027815D0,
    *.189065D0,.0885D0,.366911D0,.332267D0,.432254D0,.512507D0,
    *.576242D0,.648601D0,.716574D0,0D0,.034369D0,.038953D0,.021D0/
    DATA QD/6*0D0,.69D0,12*0D0/,FD/16*0D0,1DO,2*0D0/
    DATA AN/.1538326D0,1.341953D0,-2.998583D0,-.04831228D0,
    *.3757965D0,-1.589575D0,-.05358847D0,2.29129D-9,.1576724D0,
    *-.4363864D0,-.04408159D0,-.003433888D0,.03205905D0,.02487355D0,
    *.07332279D0,-.001600573D0,.6424706D0,-.4162601D0,-.06689957D0,
    *.2791795D0,-.6966051D0,-.002860589D0,-.008098836D0,3.150547D0,
    *.007224479D0,-.7057529D0,.5349792D0,-.07931491D0,-1.418465D0,
    *-5.99905D-17,.1058402D0,.03431729D0,-.007022847D0,.02495587D0,
    *.04296818D0,.7465453D0,-.2919613D0,7.294616D0,-9.936757D0,
    *.005399808D0,-.2432567D0,.04987016D0,.003733797D0,1.874951D0,
    *.002168144D0,-.6587164D0,.000205518D0,.009776195D0,-.02048708D0,
    *.01557322D0,.006862415D0,-.001226752D0,.002850906D0/
    DATA BN/13*1,9*2,10*3,7*4,5*5,2*6,2*7,3*8,2*9/
    DATA CN/7*0,6*1,2*0,7*1,0,9*1,2*0,5*1,0,4*1,0,1,0,6*1/
    DATA KN/7*0,3,3*2,2*4,2*0,3*2,4*4,0,2*1,2*2,2*3,3*4,2*0,3*2,
    *2*4,0,2*2,2*4,0,2,0,2,1,4*2/
    DATA UN/0D0,.5D0,1D0,3.5D0,-.5D0,4.5D0,.5D0,-6D0,2D0,3D0,2*2D0,
    *11D0,-.5D0,.5D0,0D0,4D0,6D0,21D0,23D0,22D0,-1D0,-.5D0,7D0,-1D0,
    *6D0,4D0,1D0,9D0,-13D0,21D0,8D0,-.5D0,0D0,2D0,7D0,9D0,22D0,23D0,
    *1D0,9D0,3D0,8D0,23D0,1.5D0,5D0,-.5D0,4D0,7D0,3D0,0D0,1D0,0D0/
    DATA GN/4*0,2*1,13*0,1.3*0,1,2*0,3*1,16*0,1,2*0,1,0,1,2*0/
    DATA QN/6*0,1,3*0,1,9*0,1,0,1,8*0,1,4*0,1,4*0,1,0,1,2*0,1,5*0,1/
    DATA FN/7*0,1,13*0,1,2*0,1,4*0,1,23*0/
    END
    C ************************************************************
    C * *
    С * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *
    С * газа по уравнению состояния ВНИЦ СМВ *
    С * *
    C ************************************************************
    SUBROUTINE VNIC(ICALC)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 LIJ(8,8)
    DIMENSION VC(8),TC(8),PII(8),DIJ(8,8)
    COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)
    */B/B(10,8)/RM/RM/Y/Y(8)/BM/BM(8)/NI/NI(8)/NC/NC/Z/Z
    RM=8.31451D0
    IF(ICALC.NE.1) GO TO 1
    CALL COMPON
    IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133
    CALL DDIJ(DIJ,LIJ)
    DO 75 I=1,NC
    TC(I)=TCD(NI(I))
    VC(I)=BM(I)/VCD(NI(I))
    PII(I)=PIID(NI(I))
    DO 123 J=1,NC
    IF(I.GE.J) GO TO 123
    DIJ(I,J)=DIJ(NI(I),NI(J))
    LIJ(1,J)=LIJ(NI(I),NI(J))
    123 CONTINUE
    75 CONTINUE
    CALL PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII,PIM)
    DO 27 I=1,10
    DO 27 J=1,8
    27 B(I,J)=AIJ(I,J)+BIJ(I,J)*PIM
    1 CALL PHASE
    133 RETURN
    END
    SUBROUTINE COMPON
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    DIMENSION BMI(25),ROI(8),GI(8),YI(25)
    COMMON/Y/Y(8)/BMM/BMM/BM/BM(8)/YI/YC(25)/NI/NI(8)/NC/NC/NPR/NPR
    DATA BMI/16.043D0,30.07D0,44.097D0,2*58.123D0,28.0135D0,
    *44.01D0,34.082D0,26.038D0,28.054D0,42.081D0,3*72.15D0,
    *86.177D0,78.114D0,100.204D0,92.141D0,114.231D0,128.259D0,
    *142.286D0,4.0026D0,2.0159D0,28.01D0,31.9988D0/
    DATA ROI/0.6682D0,1.2601D0,1.8641D0,2.4956D0,2.488D0,
    *1.1649D0,1.8393D0,1.4311D0/
    DO 100 I=1,25
    100 YI(I)=YC(I)
    IF(NPR.EQ.l) GO TO 333
    BMM=0D0
    DO 3333 I=1,25
    3333 BMM=BMM+YI(I)*BMI(I)
    333 YS=0D0
    DO 55 I=9,25
    YS=YS+YI(I)
    55 CONTINUE
    YS1=ODO
    DO 67 I=12,21
    67 YS1=YS1+YI(I)
    YS2=0D0
    DO 69 I=22,25
    69 YS2=YS2+YI(I)
    YI(2)=YI(2)+YI(9)+YI(10)
    YI(3)=YI(3)+YI(11)
    YI(4)=YI(4)+YS1
    YSЗ=YI(4)+YI(5)
    IF(NPR.EQ.1.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LT.0.03D0) YI(4)=YS3
    IF(NPR.EQ.1.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YSЗ.LT.0.OЗD0) YI(5)=0D0
    IF(NPR.EQ.0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LE.0.03D0) YI(4)=YS3
    IF(NPR.EQ.0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LE.0.03D0) YI(5)=0D0
    YI(6)=YI(6)+YS2
    IF(NPR.EQ.0) GO TO 555
    ROM=0D0
    DO 7 I=1,8
    7 ROM=ROM+YI(I)*ROI(I)
    DO 9 I=1,8
    9 GI(I)=YI(I)*ROI(I)/ROM
    SUM=0D0
    DO 11 I=1,8
    11 SUM=SUM+GI(I)/BMI(I)
    SUM=1./SUM
    DO 13 I=1,8
    13 YI(I)=GI(I)*SUM/BMI(I)
    555 NC=0
    YSUM=0D0
    DO 155 I=1,8
    IF(YI(I).EQ.0D0) GO TO 155
    NC=NC+1
    NI(NC)=I
    Y(NC)=YI(I)
    YSUM=YSUM+Y(NC)
    BM(NC)=BMI(I)
    155 CONTINUE
    CALL MOLDOL(YI,YS)
    DO 551 I=1,NC
    551 Y(I)=Y(I)/YSUM
    RETURN
    END
    SUBROUTINE MOLDOL(YI,YS)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    DIMENSION YI(25)
    COMMON/Z/Z
    Z=-1DO
    IF(YI(1).LT.0.65D0.OR.YI(2).GT.0.15D0.OR.YI(3).GT.0.035D0.OR.
    *YI(4).GT.0.015D0.OR.YI(5).GT.0.015D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z=0D0
    IF(YI(6).GT.0.2D0.OR.YI(7).GT.0.15D0.OR.YI(8).GT.0.3D0) Z=0D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE DDIJ(DIJ,LIJ)
    IMPLICIT RFAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 LIJ(8,8)
    DIMENSION DIJ(8,8)
    DO 1 I=1,8
    DO 1 J=1,8
    LIJ(I,J)=0.D0
    1 DIJ(I,J)=0.D0
    DIJ(1,2)=0.036D0
    DIJ(1,3)=0.076D0
    DIJ(1,4)=0.121D0
    DIJ(1,5)=0.129D0
    DIJ(1,6)=0.06D0
    DIJ(1,7)=0.074D0
    DIJ(2,6)=0.106D0
    DIJ(2,7)=0.093D0
    DIJ(6,7)=0.022D0
    DIJ(1,8)=0.089D0
    DIJ(2,8)=0.079D0
    DIJ(6,8)=0.211D0
    DIJ(7,8)=0.089D0
    LIJ(1,2)=-0.074D0
    LIJ(1,3)=-0.146D0
    LIJ(1,4)=-0258D0
    LIJ(1,5)=-0.222D0
    LIJ(1,6)=-0.023D0
    LIJ(1,7)=-0.086D0
    LIJ(6,7)=-0.064D0
    LIJ(7,8)=-0.062D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII,PIM)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    REAL*8 LIJ(8,8)
    DIMENSION Y(8),DIJ(8,8),VCIJ(8,8),TCIJ(8,8),V13(8),TC(8),VC(8),
    *PII(8),PIIJ(8,8)
    COMMON/PARCM/TCM,VCM/Y/Y/NC/NC/PCM/PCM
    DO 1 I=1,NC
    1 V13(I)=VC(I)**(1.D0/3.D0)
    DO 3 I=1,NC
    VCIJ(I,I)=VC(I)
    PIIJ(I,I)=PII(I)
    TCIJ(I,I)=TC(I)
    DO 3 J=1,NC
    IF(I.GE.J) GO T0 3
    VCIJ(I,J)=(1.D0-LIJ(I,J))*((V13(I)+V13(J))/2.)**3
    PIIJ(I,J)=(VC(I)*PII(I)+VC(J)*PII(J))/((VC(I)+VC(J))
    TCIJ(I,J)=(1.D0-DIJ(I,J)*(TC(I)*(TC(J))**0.5
    VCIJ(J,I)=VCIJ(I,J)
    PIIJ(J,I)=PIIJ(I,J)
    TCIJ(J,I)=TCIJ(I,J)
    3 CONTINUE
    VCM=0.D0
    PIM=0 D0
    TCM=0.D0
    DO 5 I=1,NC
    DO 5 J=1,NC
    VCM=VCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)
    PIM=PIM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*РIIJ(I,J)
    5 TCM=TCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*TCIJ(I,J)**2
    PIM=PIM/VCM
    TCM=(TCM/VCM)**0.5
    РСМ=8.31451D-3*(0.28707D0-0.O5559*PIM)*TCM/VCM
    RETURN
    FND
    SUBROUTINE PHASE
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/PCM/PCM/AI/AO,A1
    IF(T.LT.250D0.OR.Т.GT.340D0.OR.P.LE.0D0.OR.P.GT.12D0) THEN
    Z=0D0
    GO TO 134
    ENDIF
    PR=P/PCM
    RO=9D3*P/(RM*T*(1.1*PR+0.7D0))
    CALL FUN(RO)
    CALL OMTAU(RO,T)
    IF(Z.EQ.0D0)GO TO 134
    Z=1.DO+AO
    134 RETURN
    END
    С Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения
    С плотности из уравнения состояния (метод Ньютона)
    SUBROUTINE FUN(X)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AI/AO,A1
    ITER=1
    1 CONTINUE
    NPRIZ=0
    IF(ITER.NE.1) NPRIZ=1
    CALL COMPL(X,T,NPRIZ)
    Z=1.D0+AO
    FХ=1.D6*(P-(1.D-3*RM*T*Z*X))
    F=1.D3*RM*T*(1.D0+A1)
    DR=FX/F
    X=X+DR
    IF(ITER.GT.10)GO T0 4
    ITER=ITER+1
    IF(DABS(DR/X).GT.1.D-6) GO TO 1
    4 CALL COMPL (X,T,NPRIZ)
    RETURN
    END
    SUBROUTINE OMTAU(RO,T)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/PARCM/TCM,VCM/Z/Z
    Z=-1D0
    TR=T/TCM
    ROR=RO*VCM
    IF(TR.LT.1.05D0) Z=0D0
    IF(ROR.LТ.0.D0.OR.ROR.GT.3.D0) Z=0D0
    RETURN
    END
    SUBROUTINE COMPL(RO,T,NPRIZ)
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    DIMENSION B(10,8),BK(10)
    COMMON/PARCM/TCM,VCM/B/B/AI/AO,A1
    IF(NPRIZ.NE.0) GO TO 7
    TR=Т/TCM
    DO 1 I=1,10
    BK(I)=0
    DO 1 J=1,8
    1 BK(I)=BK(I)+B(I,J)/TR**(J-1)
    7 ROR=RO*VCM
    AO=0.D0
    A1=0.D0
    DO 33 I=1,10
    D=BK(I)*ROR**I
    AO=AO+D
    33 A1=A1+(I+1)*D
    Г.1 Модифицированный метод NX19
    Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м
    Содержание:
    азота 0,8858 мол.%
    диоксида углерода 0,0668 мол.%
    Давление 2,001 МПа
    Температура 270,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9520
    Давление 2,494 МПа
    Температуpa 280,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9473
    Давление 0,900 МПа
    Температура 290,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9844

    Г.2 Уравнение состояния GERG-91
    Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м
    Содержание:
    азота 0,8858 мол.%
    диоксида углерода 0,0668 мол.%
    Давление 2,001 МПа
    Температура 270,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9521
    Давление 3,997 МПа
    Температуpa 290,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9262
    Давление 7,503 МПа
    Температура 330,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9244

    Г.3 Уравнение состояния AGA8-92DC
    Состав природного газа в молярных процентах:
    метан 98,2722
    этан 0,5159
    пропан 0,1607
    н-бутан 0,0592
    азот 0,8858
    диоксид углерода 0,0668
    н-пентан 0,0157
    н-гексан 0,0055
    н-гептан 0,0016
    н-октан 0,0009
    гелий 0,0157
    Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м
    Давление 2,001 МПа
    Температура 270,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9520
    Давление 3,997 МПа
    Температура 290,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9262
    Давление 7,503 МПа
    Температура 330,00 К
    Коэффициент сжимаемости 0,9246

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

    ПРИЛОЖЕНИЕ Д
    (обязательное)
    ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА (ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА)
    Д.1 Модифицированный метод NX19
    Исходные данные (заданные параметры) Значения
    минимальное максимальное погрешности, %
    Давление, МПа 1,991 2,011 1,00
    Температура, К 269,50 270,50 0,35
    Плотность, кг/м (0,101325 МПа, 293,15 К) 0,6790 0,6808 0,25
    Содержание, мол.%:
    азота (N) 0,8769 0,8947 2,00
    диоксида углерода (СО) 0,0661 0,0675 2,00

    Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520
    Погрешность расчета: по формуле (82) - 0,09%; по формуле (86) - 0,07%.
    Д.2 Уравнение состояния GERG-91
    Исходные данные (заданные параметры) Значения
    минимальное максимальное погрешности, %
    Давление, МПа 1,991 2,011 1,00
    Температура, К 269,50 270,50 0,35
    Плотность, кг/м (0,101325 МПа, 293,15 К) 0,6790 0,6808 0,25
    Содержание, мол.%:
    азота (N) 0,8769 0,8947 2,00
    диоксида углерода (СО) 0,0661 0,0675 2,00

    Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9521
    Погрешность расчета: по формуле (82) - 0,09%; по формуле (86) - 0,09%.
    Д.3 Уравнение состояния AGА8 92DC
    Исходные данные (заданные параметры) Значения
    минимальное максимальное погрешности, %
    Давление, МПа 1,991 2,011 1,00
    Температура, К 269,50 270,50 0,35
    Содержание, мол.%:
    метана (СН) 97,2722 99,2722 2,00
    этана (СН) 0,5030 0,5288 5,00
    пропана (СН) 0,1607 0,1607 -
    н-бутана (н-СН) 0,0592 0,0592 -
    азота (N) 0,8769 0,8947 2,00
    диоксида углерода (СО) 0,0661 0,0675 2,00
    н-пентана (н-CH) 0,0157 0,0157 -
    н-гексана (н- CH) 0,0055 0,0055 -
    н-гептана (н-CH) 0,0016 0,0016 -
    н-октана (н- CH) 0,0009 0,0009 -
    гелия (Не) 0,0157 0,0157 -

    Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520
    Погрешность расчета - 0,08 %
    Д.4 Уравнение состояния ВНИЦ СМВ
    Исходные данные (заданные параметры) Значения
    минимальное максимальное погрешности, %
    Давление, МПа 1,076 1,086 1,00
    Температура, К 322,65 323,65 0,31
    Содержание, мол %:
    метана (СН) 88,3700 90,1700 2,00
    этана (СН) 2,2030 2,3170 5,00
    пропана (СН) 1,0600 1,0600 -
    и-бутана (и-СН) 0,0100 0,0100 -
    азота (N) 0,0396 0,0404 2,00
    диоксида углерода (СО) 4,2570 4,3430 2,00
    сероводорода (HS) 3,0500 3,0500 -
    пропилена (СН) 0,0100 0,0100 -

    Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9853
    Погрешность расчета - 0,03 %
    ПРИЛОЖЕНИЕ Е
    (справочное)
    БИБЛИОГРАФИЯ
    [1] Сычев В.В. и др. Термодинамические свойства метана. - М., Изд-во стандартов, 1979, 348 с.
    [2] Kleinrahm R., Duschek W., Wagner W. Measurement and correlation of the (pressure, density, temperature) relation of methane in the temperature range from 273.15 K to 323.15 K at pressures up to 8 MPa. - J. Chem. Thermodynamics, 1988, v. 20, p. 621-631.
    [3] Robinson R.L., Jacoby R.H. Better compressibility factors. - Hydrocarbon Processing, 1965, v. 44, No. 4, p. 141-145.
    [4] Achtermann H.-J., Klobasa F., Rogener H. Realgasfaktoren von Erdgasen. Teil I: Bestimmung von Realgasfaktoren aus Brechungsindex-Messungen. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1982, Bd. 34, No. 5, s. 266-271.
    [5] Achtermann H.-J., Klobasa F., Rogener H. Realgasfaktoren von Erdgasen. Teil II: Bestimmung von Realgasfaktoren mit eener Burmett-Apparatur. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1982, Bd. 34, No. 6, s. 311-314.
    [6] Eubank Ph. T., Scheloske J., Hall K.R., Holste J.C. Densities and mixture virial coefficients for wet natural gas mixtures. - Journal of Chemical and Engineering Data, 1987, v. 32, No. 2, p. 230-233.
    [7] Jaeschke M., Julicher H.P. Realgasfaktoren von Ergassen. Bestimmung von Realgasfaktoren nach der Expansionsmethode. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1984, Bd. 36, No. 11, s. 445-451.
    [8] Jaeschke M. Realgasverhalten Einheitliche Berechnungsmoglichkeiten von Erdgas L und H. - Gas und Wasserfach. Gas/Erdgas, 1988, v. 129, No. 1, s. 30-37.
    [9] Blanke W., Weiss R. pvT-Eigenschaften und Adsorptions- verhalten von Erdgas bei Temperaturen zwischen 260 K und 330 K min Drucken bis 3 MPa. - Erdol-Erdgas-Kohle, 1988, Bd. 104, H. 10, s. 412-417.
    [10] Samirendra N. B. et al Compressibility Isotherms of Simulated Natural Gases. - J. Chem. Eng. Data, 1990, v. 35, No. 1, p. 35-38.
    [11] Fitzgerald M.P., Sutton C.M. Measurements of Kapuni and Maui natural gas compressibility factors and comparison with calculated values. - New Zealand Journal of Technology, 1987, v. 3, No. 4, p. 215-218.
    [12] Jaeschke M., Humphreys A.E. The GERG Databank of High Accuracy Compressibility Factor Measurements. GERG TM4 1990. - GERG Technical Monograph, 1990, 477 p.
    [13] Jaeschke M., Humphreys A.E. Standard GERG Virial Equation for Field Use. Simplification of the Input Data Requirements for the GERG Virial Equation - an Alternative Means of Compressibility Factor Calculation for Natural Gases and Similar Mixtures. GERG TM5 1991. - GERG Technical Monograph, 1991, 173 p.
    [14] ICO/TC 193 SC1 N 63. Natural gas - calculation of compression factor. Part 3: Calculation using measured physical properties.
    [15] ICO/TC 193 SCI N 62. Natural gas - calculation of compression factor. Part 2: Calculation using a molar composition analysis.
    [16] ИСО 5168:1978 International Standard. Measurement of fluid flow - Estimation of uncertainty of a flow-rate measurement.
    [17] VDI/VDE 2040, part 2, 1987. Calculation principles for measurement of fluid flow using orifice plates, nozzles and venturi tubes. Equations and formulas.
    [18] Jaeschke M. et al. High Accuracy Compressibility Factor Calculation for Natural Gases and Similar Mixtures by Use of a Truncated Virial Equation. GERG TM2 1988. - GERG Technical Monograph, 1988, 163 p.
    Текст документа сверен по:
    официальное издание
    М.: ИПК Издательство стандартов, 1997
    Юридическим бюро "Кодекс" в текст
    документа внесено Изменение N 1,
    принятое МГС (протокол N 22 от 06.11.2002)
    RETURN
    END
    BLOCK DATA BDVNIC
    IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)
    COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)
    DATA TCD/190.67D0,305.57D0,369.96D0,425.4D0,407.96D0,
    *125.65D0,304.11D0,373.18D0/
    DATA VCD/163.03D0,205.53D0,218.54D0,226.69D0,225.64D0,
    *315.36D0,466.74D0,349.37D0/
    DATA PIID/0.0006467D0,0.1103D0,0.1764D0,0.2213D0,0.2162D0,
    *0.04185D0,0.2203D0,0.042686D0/
    DATA AIJ/.6087766D0,-.4596885D0,1.14934D0,-.607501D0,
    *-.894094D0,1.144404D0,-.34579D0,-.I235682D0,.1098875D0,
    *-.219306D-1,-1.832916D0,4.175759D0,-9.404549D0,10.62713D0,
    *-3.080591D0,-2.122525D0,1.781466D0,-.4303578D0,-.4963321D-1,
    *.347496D-1,1.317145D0,-10.73657D0,23.95808D0,-31.47929D0,
    *18.42846D0,-4.092685D0,-.1906595D0,.4015072D0,-.1016264D0,
    *-.9129047D-2,-2.837908D0,15.34274D0,-27.7l885D0,35.11413D0,
    *-23.485D0,7.767802D0,-1.677977D0,.3157961D0,.4008579D-2,0.D0,
    *2.606878D0,-11.06722D0,12.79987D0,-12.11554D0,7.580666D0,
    *-1.894086D0,4*0.D0,
    *-1.15575D0,3.601316D0,-.7326041D0,-1.151685D0,.5403439D0,
    *5*0.D0,.9060572D-1,-.5151915D0,.7622076D-1,7*0.D0,
    *.4507142D-1,9*0.D0/
    DATA BIJ/-.7187864D0,10.67179D0,-25.7687D0,17.13395D0,
    *16.17303D0,-24.38953D0,7.156029D0,3.350294D0,-2.806204D0,
    *.5728541D0,6.057018D0,-79.47685D0,216.7887D0,-244.732D0,
    *78.04753D0,48.70601D0,-41.92715D0,10.00706D0,1.237872D0,
    *-.8610273D0,-12.95347D0,220.839D0,-586.4596D0,744.4021D0,
    *-447.0704D0,99.6537D0,5.136013D0,-9.5769D0,2.41965D0,
    *.2275036D0,15.71955D0,-302.0599D0,684.5968D0,-828.1484D0,
    *560.0892D0,-185.9581D0,39.91057D0,-7.567516D0,-.1062596D0,
    *0D0,-13.75957D0,205.541D0,-325.2751D0,284.6518D0,
    *-l80.8168D0,46.05637D0,4*0.D0,
    *6.466081D0,-57.3922D0,36.94793D0,20.77675D0,-12.56783D0,
    *5*0.D0,-.9775244D0,2.612338D0,-.4059629D0,7*0.D0,
    *-.2298833D0,9*0.D0/
    END
    ПРИЛОЖЕНИЕ Г
    (обязательное)
    ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА