allgosts.ru75. ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА75.060. Природный газ

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

Обозначение:
ГОСТ 30319.2-96
Наименование:
Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости
Статус:
Заменен
Дата введения:
07/01/1997
Дата отмены:
Заменен на:
Код ОКС:
75.060

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



БЗ 4-97

ГОСТ 30319.2—96

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

Издание официальное

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

Минск

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским центром стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ (ВНИЦ СМВ) Госстандарта России; фирмой «Газприборав-томатика» акционерного общества «Газавтоматика» РАО «Газпром»

ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации

2    ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 9—96 от 12 апреля 1996 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование государства

Наименование национального органа по стандартизации

Азербайджанская Республика

Азгосстандарт

Республика Армения

Армгосстандарт

Республика Беларусь

Госстандарт Беларуси

Республика Грузия

Грузстандарт

Республика Казахстан

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизская Республика

Киргизстан дарт

Республика Молдова

Молдовастандарт

Российская Федерация

Госстандарт России

Республика Таджикистан

Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации

Туркменистан

Главгосинспекция Туркменистана

Украина

Госстандарт Украины

3    ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996г. № 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 1999 г.

© ИПК Издательство стандартов, 1997 © ИПК Издательство стандартов, 1999

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания на территории Российской Федерации без разрешения Госстандарта России

Содержание

1    Назначение и область применения...................... 1

2    Нормативные ссылки................................ 1

3    Определение коэффициента сжимаемости................ 2

3.1    Общие положения............................... 2

3.2    Методы расчета коэффициента сжимаемости........... 2

3.2.1    Пределы применимости методов расчета

и погрешности расчета коэффициента сжимаемости . 2

3.2.2    Модифицированный метод NX19 мод............. 6

3.2.3    Модифицированное уравнение состояния

GERG-91 мод............................... 7

3.2.4    Уравнение состояния AGA8-92DC............... 9

3.2.5    Уравнение состояния ВНИЦ СМВ............. 11

4    Влияние погрешности исходных данных на погрешность

расчета коэффициента сжимаемости................... 14

5    Программная и техническая реализация расчета

коэффициента сжимаемости......................... 16

Приложение А Таблицы констант и параметров уравнения

состояния AGA8-92DC................... 17

Приложение Б Таблицы коэффициентов и параметров

уравнения состояния ВНИЦ СМВ.......... 20

Приложение В Листинг программы расчета коэффициента

сжимаемости природного газа.................24

Приложение Г Примеры расчета коэффициента сжимаемости

природного газа........................ 48

Приложение Д Влияние погрешности исходных данных на

погрешность расчета коэффициента

сжимаемости природного газа

(примеры расчета)....................... 50

Приложение Е Библиография.......................... 52

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение коэффициента сжимаемости

Natural gas. Methods of calculation of physical properties.

Definition of compressibility coefficient

Дата введения 1997—07—01

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.

Издание официальное

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 рс и температура Тс 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. Апробация проведена на обширном массиве высокоточных экспериментальных данных о факторе сжимаемости природного газа [1-12].

Погрешность данных не превышает 0,1 %.

Для расчета коэффициента сжимаемости природного газа при определении его расхода необходимо применять следующие методы:

1)    модифицированный метод NX 19 мод. для природных газов с плотностью рс— 0,668 — 0,70 кг/м3 в интервале температур 250 — 290 К и давлений до 3 МПа; погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,11 % ; указанные диапазоны параметров характерны для измерения расхода и количества газа при его распределении потребителям;

2)    модифицированное уравнение состояния (УС) GERG-91 мод. [13, 14] и УС AGA8-92DC [15] для природных газов с плотностью рс=0,668 — 0,70 кг/м3, не содержащих сероводород, в интервале температур 250 — 330 К и давлений до 12 МПа; погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,11 % ; указанные диапазоны параметров характерны при измерении расхода и количества транспортируемого газа по магистральным газопроводам;

3)    уравнение состояния ВНИЦ СМВ для природных газов с плотностью рс—0,70 — 1,00 кг/м3 в интервале температур 270 — 340 К и давлений до 12 МПа; погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,19 % (природный газ не содержит сероводород) и 0,36 % (газ с сероводородом щ 30 мол.%); указанные диапазоны параметров характерны для измерения расхода и количества газа при его добыче и переработке.

Таблица 1 - Результаты апробации методов расчета коэффициента сжимаемости природного газа

Отклонения от экспериментальных

Метод расчета

рс, кг/м3

ц

р, МПа

Погрешность 5, %

данных

Йсист, %

0/

NX19 мод.

0,67 - 0,70

250 - 290

0,1-3

0,11

-0,01

+0,06

-0,07

270 - 310

2,5-8

0,18

0,01

+0,37

-0,09

290 - 330

6,0-12

0,21

0,01

+0,33

-0,08

0,69 - 0,76

270 - 290

0,1-3

0,13

0,01

+0,14

-0,13

270 - 310

2,5-8

0,40

0,11

+0,56

-0,29

290 - 330

6,0-12

0,52

-0,03

+0,84

-0,40

0,75-0,82

270 - 290

0,1-3

0,52

0,18

+0,71

-0,16

270 - 310

2,5-8

1,48

0,45

+2,51

-0,34

290 - 330

6,0-12

1,72

0,54

+2,24

-0,40

0,74-1,00 (емки с HiS)

310-340

0,1-11

0,62

-0,18

+0,53

-0,79

УС

0,67-0,70

250 - 290

0,1-3

0,11

0,01

+0,13

-0,02

GERG-91 мод.

270- 310

2,5-8

0,11

0,01

+0,11

-0,06

290 - 330

6,0-12

0,11

0,01

+0,10

-0,06

0,69-0,76

270 - 290

0,1-3

0,12

-0,01

+0,07

-0,17

270 - 310

2,5-8

0,15

-0,01

+0,13

-0,43

290- 330

6,0-12

0,16

0,02

+0,16

-0,34

0,75-0,82

270-290

0,1-3

0,14

0,02

+0,26

-0,10

270 - 310

2,5-8

0,15

-0,01

+0,28

-0,31

290 - 330

6,0-12

0,18

0,01

+0,65

-0,19

0,74-1,00 (смеси с H2S)

310-340

0,1 -11

2,10

—0,66

+0,06

-3,10

ГОСТ 303X9-2-96

Окончание таблицы 1

Отклонения от экспериментальных

Метод расчета

ре, кг/м3

ГД

Л МПа

Погрешность 5, %

данных

§сист, %

емак

0|

УС

0,67-0,70

250- 290

0,1-3

0,10

-0,01

+0,01

-0,02

AGA8-92DC

270 - 310

2,5-8

0,11

-0,01

+0,07

-0,06

290-330

6,0-12

0,10

0,01

+0,04

-0,04

0,69 - 0,76

270 - 290

0,1-3

0,12

-0,01

+0,06

-0,18

270 - 310

2,5-8

0,16

-0,03

+0,16

-0,43

290 - 330

6,0-12

0,14

-0,02

+0,1!

-0,31

0,75-0,82

270 - 290

0,1-3

0,13

0,01

+0,25

-0,09

270 - 310

2,5-8

0,17

-0,03

+0,31

-0,24

290 - 330

6,0-12

0,15

-0,01

+0,24

-0,17

0,74-1,00 (смеси с Щ8)

310-340

0,1-11

1,30

-0,38

+0,06

-1,88

УС

0,67-0,70

250- 290

0,1-3

0,13

-0,03

+0,01

-0,07

вницсмв

270- 310

2,5-8

0,14

-0,04

+0,03

-0,11

290 - 330

6,0-12

0,11

-0,01

+0,05

-0,07

0,69-0,76

270 - 290

0,1-3

0,14

-0,03

+0,06

-0,17

270 - 310

2,5-8

0,16

-0,03

+0,13

-0,33

290 - 330

6,0-12

0,14

-0,01

+0,13

-0,22

0,75-0,82

270- 290

0,1-3

0,14

0,01

+0,25

-0,09

270- 310

2,5-8

0,16

-0,02

+0,17

-0,22

290 - 330

6,0-12

0,19

0,03

+0,28

-0,15

0,74-1,00 (смеси с HjS)

310-340

0,1-11

0,36

0,10

+0,54

-0,24

96-Z'6ieoe XDOJ

Метод NX 19 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 бьггь 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) <WT ” систематическое отклонение от экспериментальных данных

N

§сист =    £ 5,;    (2)

i= l

2) акс — максимальное отклонение в i-й точке экспериментальных данных

6/=100

- к

асч, / лэксп

, /)// сзксп, / J >

(3)

где А!расч и Кжсп — соответственно расчетный и экспериментальный коэффициенты сжимаемости;

3) 5 — погрешность расчета коэффициента сжимаемости по ИСО 5168 [16]

6 =

8сист + (2 6СТ)2 + 5

• 2

’жсп

0,5

(4)

где 8СТ — стандартное отклонение, которое вычисляется из выражения

5

^сист

(5)

бЭКСп — погрешность экспериментальных данных (0,1%).

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 =

0,00132

гр 3,25 _-*а

в,

~ Вг + 00

л

ю ’

(6)

где В2 = [-50 + (В$ + Bi )0,5] *,    (7)

Во = 00(01 - 0g) + 0,1 еЛ (F- 1),    (8)

д,-2е,/з-е2,    (9)

е0 = [7;2 (1,77218 - 0,8879 Га) + 0,305131] 0J/7;4 ,    (10)

0! = 7;5/[Га2 (6,607567а - 4,42646) + 3,22706].    (11)

Корректирующий множитель Ръ зависимости от интервалов параметров р.л и Л7’, вычисляют по формулам:

при 0<ра<2и0< А Тл < 0,3

F=

75 • 10 5 р1/

е20ЛГа

+ 11 • 10-4Д Та’*[рй (2,17 - ра + \,ААТ^)]\    (12)

0,5

0,5 4i2

при 0 </?а < 1,3 и -0,25 < АГд < 0 F=7S- 10'53 (2- е20дг>)+ 1,317^(1,69-р\) Д7а4 ,    (13)

при 1,3 <ра < 2 и —0,25 < ЛГа < 0 F= 75 • 10~5р2-3 (2 - е20лг*) + 0,455(1,3-д) ( 1,69 • 21-252) х X {дГа(0,03249 + 18,028Д7’2 ) + ДГ2[2,0167 +

+ Д Г2(42,844 + 200ДГ2 )]},    (14)

где дГа = Та — 1,09.

Параметры ря и 71 определяются по следующим соотношениям:

А = 0,6714 (р/рш) + 0,0147,    (15)

Та = 0,71892 (Т/ Тпк) + 0,0007 ,    (16)

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

рик = 2,9585 (1,608 - 0,05994рс + Ху - 0,392 ха),    (17)

Гпк = 88,25 (0,9915 + 1,759рс-Ху- 1,681 ха).    (18)

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

Коэффициент сжимаемости природного газа вычисляют по формуле (1), при этом фактор сжимаемости при рабочих и стандартных условиях рассчитывают по формулам (6) — (18). Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (24) ГОСТ 30319.1.

3.2.3 Модифицированное уравнение состояния GERG-91 мод.

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

z = 1 + Вт рм + Ст р2,    (19)

где Вт и Ст — коэффициенты УС;

рм — молярная плотность, кмоль/м3.

Коэффициенты уравнения состояния определяют из следующих выражений:

вт = x23Bj + хэха в* (5, + в2) -1,73 хэху (ад)0-5 +

+ х\В2 + 2хаху В23 + Ху В3,    (20)

О, = х3 С, + 3 х2 хаС*(С2 Q1/3 + 2,76 х2 ху2 С3)1/з +

+ Зхэ х2 C\QC22 )|/з + 6,6хэхаху (C]CjC3 )1/з + 2,76 хэ х2(С,С32 )1/j +

+ x3a С2 + Зх2ху С223 + Зхах2 С233 + ху С3,    (21)

где Хэ — молярная доля эквивалентного углеводорода

хэ 1 ха Ху,    (22)

Вх = -0,425468 + 2,865 • 10_3 Т- 4,62073 • 10 Т2 +

+ (8,77118 • 10-4 - 5,56281 ■ 10~6 Т+ 8,8151 • 10-9 Т2) Н +

+ (-8,24747 ■ 10~7 + 4,31436 ■ 10~9 Т— 6,08319 • 10~12 Г2) х Я2, (23) В2 = -0,1446 + 7,4091 • 10~4 Т-9,1195 • 10"7 Т2,    (24)

В = -0,339693 + 1,61176 • 10~3 Т— 2,04429 ■ 10“6 Г2,    (25)

В3 = -0,86834 + 4,0376 • 10“3 Т— 5,1657 • 10~б Т2,    (26)

С{ = -0,302488 + 1,95861 • 10~3 Т— 3,16302 • 10~6 7'2 +

+ (6,46422 • 10~4 - 4,22876 • 10~6 Т+ 6,88157 • 10“9 Т2) Н +

+ (-3,32805 • 10~7 + 2,2316 ■ 10~9 Т— 3,67713 • 10~12 Г2) х Я2, (27) С2 = 7,8498 ■ 10“3 - 3,9895 ■ 10“5 Т+ 6,1187 • 10“8 Т2,    (28)

С3 = 2,0513 • 10“3 + 3,4888 • 10~5 Т- 8,3703 ■ 10“8 Т2,    (29)

С223 = 5,52066 ■ 10~3 - 1,68609 • 10~5 Т+ 1,57169 • 10~8 Т2, (30) С233 = 3,58 7 8 3 • 10~3 + 8,06674 • 10“6 Т— 3,25798 • 10~8 7’2, (31)

В* = 0,72 + 1,875 • 10~5 (320 - 7) 2,    (32)

С* = 0,92 + 0,0013 (Т-270).    (33)

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

Я= 128,64 + 47,479 Мэ,    (34)

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

Мэ = (24,05525 ^ рс - 28,0135 х, - 44,01 ху)/хэ.    (35)

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

Zc = 1 - (0,0741 рс - 0,006 - 0,063 ха - 0,0575 ^ )2.    (36)

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

(1 + А2 + Ах2 )/3,

(37)

А2 = [д, - (А2 - А\ )05 ]1/з,

(38)

Д) = 1 + 1,5 (Д> + С0),

(39)

А\ = 1 + В0,

(40)

А>= ьвт,

(41)

С, = Ь2 ст,

(42)

Ь= 103р/(2,7715 Т).

(43)

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

K=z/ze.    (44)

Фактор сжимаемости при стандартных условиях zc рассчитывают также по формулам (37) — (43) при заданных давлении рс и температуре Тс. Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (24) ГОСТ 30319.1.

3.2.4 Уравнение состояния AGA8-92DC

В проекте стандарта ISO/TC 193 SCI № 62 [15] Американской Газовой Ассоциацией для расчета фактора сжимаемости предложено использовать уравнение состояния

13    53

Z = 1 + в рм - рп X С* + X с; (Ь„ - с„ к„ Рп") Рп" ехр (~с„ р*»), (45)

8 « = 8

где В и С* — коэффициенты УС;

рм — молярная плотность, кмоль/м3.

Константы {Ь„, сп, кп) УС (45) приведены в таблице АЛ.

Если состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитываются по формуле (12) ГОСТ 30319Л.

Приведенную плотность определяют по формуле

Рп ~ Рм-    (46)

Параметр Кт вычисляют по формуле (53).

Коэффициенты УС рассчитывают из следующих соотношений:

13    N N

Я = X ап Т~и" X X Xj {Gy + 1 - gn){QiQj + 1 - qn )<?. x

Л = 1    / - 1 j=\

x [{F,Fj )°>5 + 1 -/„]Eg- {Щ )1'5,    (47)

G; = anT~u> {G + 1 - gn) «■ (Q2 + 1 - qn)*■{F+ 1 -/„ U\ (48)

где N — количество компонентов в природном газе.

Константы {а„, и„, g„, q„,fn} и характерные параметры компонентов {Eh К„ Gh Qh F,\ в формулах (47), (48) приведены соответственно в таблицах А.1 и А. 2.

Бинарные параметры {Еу, Gy} и параметры {U, G, Km, Q, F) рассчитывают с использованием следующих уравнений:

Еа = Ел = Щ (Щ )0,5,    (49)

(Н)

Gtj - Gji - G* (Gy + GJ)/2, 04/)

Г N

2

N- 1

N

и5 =

£

X/ Е}’Ь

4- 2

I

£ xiXj(Uy-

1) (A Ej)25,

1

/= ]

j = i + 1

N

N- 1

N

G

= 1

xfil +

2 £

£ xpcj {Gy - 1) (Gj + Gj),

/ = 1

/= 1

/+1

N

2

IV- 1

N

£.

* А,2,5

+ 2

£

1) {Щ )25,

i = l

i = 1

j = 1 +1

Q = Z */ Q,,

/=i N

F= ^,

i = 1

(50)

(51)

(52)

(53)

(54)

(55)

где {Eft, Gy, Uy, Кф — параметры бинарного взаимодействия, которые даны в таблице А.З.

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

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

1) начальную плотность определяют по формуле

pL0) = 9-Ю3 p/{R Г (1,1 А, + 0,7)],    (56)

где приведенное давление вычисляют из выражения

Рп = />/5;    (57)

2) плотность на к-м итерационном шаге определяют из выражений

Др<? = [Ю3 р - R Tz(k-X) • pV]]/[R Т (1 + At)],    (58)

Рм = Рм“° + Лрм}»    (59)

где    рассчитывают из УС (45) при плотности на итерационном

шаге (к-1), т.е. при а безразмерный комплекс А\ определяют из

выражения

13

53

А, =2 (в р£_|) - Рп Z с) + Е С (*я - с« кп Рп”) Рп" ехр (-с„ р*«) +

/1 = 8    п - 8

53

(60)

при ЭТОМ Рп = Л'З р^-1);

4) критерий завершения итерационного процесса

|Др£Ур^Ю-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. Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319.1.

3.2.5 Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

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

где см — коэффициенты УС;

Рп = Рм/Рпк “ приведенная плотность;

Гп = ТуГдк — приведенная температура; рм — молярная плотность, кмоль/м3;

Рпк и Тпк — псевдокритические параметры природного газа. Коэффициенты УС определяют по формуле

где {<%, btf} — обобщенные коэффициенты УС, которые приведены в таблице Б.1.

Псевдокритические параметры природного газа и его фактор Пит-цера вычисляют по формулам:

(62)

к= 1 /=0

ckl ~ akl + bkt Q,

(63)

- псевдокритическую плотность

( N N

Рпк ^ /

Л

2L Xj Vkij Vi=1 7 = 1    )

где VKiJ = Cl - Ч- > «^/Pk, )1/3 + (Ц / Pk j ),/4/2}3;

(Xfj = Xji; X.jY =    = 0)

- псевдокритическую температуру

Тпк = (Гкт Рпк )°’5,

N N

ГД® TKm — J] х,- Xj VKy TKiJ , i= 1 7=1

(64)

(65)

(66)

(67)

^=(1-х#)(ВДД0,5;

(.Xij ~~ Xji s Xii — XjJ ~ 0)

- фактор Питцера

N N

П ~ Рпк 2-*    Xj VKij- Q(y ,

l'=l j~l

(68)

(69)

где Qj7 = (Q, M,-/ pKi +QyA$ /рк;) / (M^ pK/ 4- Af,-/ pK;).    (70)

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

Критические параметры компонентов {рк/, р^, TKi,    }, их молярная

масса {Mt, Mj} и факторы Питцера {Q,-, Ц } приведены в таблице Б.2, а параметры бинарного взаимодействия { Хц} — в таблицах Б.З и Б.4.

Если заданный компонентный состав природного газа включает кроме основных другие компоненты (но не более 1 % в сумме), то молярные или объемные 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.

Состав природного газа пересчитывают из объемных долей в молярные по формулам:

N

Рс = 2-* Г/ РС/ ?

(71)

1

Si Гг Рс/ / Рс?

(72)

N

gi/Mg,

(73)

/= 1

*/ = Si

(74)

где рс/— плотность /-го компонента при стандартных условиях (см. таблицу Б.2);

gi — массовая доля /-го компонента;

N — количество основных компонентов.

Для расчета фактора сжимаемости по уравнению состояния (62) необходимо определить плотность рм при заданных давлении (р, МПа) и температуре (7", К).

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

1)    начальную плотность определяют по формуле

Р(0) = 9 • 103 p/[R Т (1,1 рп + 0,7)],    (75)

где приведенное давление вычисляют из выражений

Рпк = 10~3 R Рюс Тпк (0,28707 - 0,05559Q),    (76)

Рп = Р/Рпк,    (77)

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

2)    плотность на k-и итерационном шаге определяется из выражений

Ар? - |10s^- R Т-а ■'< р“|'|/[Л Г(1 + А,П,    (78)

р? -    + Ар? ,    (79)

где ^*-0 рассчитывают из УС (62) при плотности на итерационном шаге (&-1), т.е. при р^_1), а безразмерный комплекс Ах определяют из выражения

Г Sk

А\ —    (к + 1) ск! Рп / Т’п ,    (80)

к=\ 1=0

4) критерий завершения итерационного процесса

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. Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319.1.

4 ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА

ПОГРЕШНОСТЬ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ

При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (р). температуру (7), плотность при стандартных условиях (рс) 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

где 5ВД — погрешность расчета коэффициента сжимаемости, связанная с погрешностью измерения исходных данных;

— погрешность измерения параметра исходных данных;

В формулах (82) — (84):

qk — условное обозначение к-го параметра исходных данных (р, Т, Рс» ^/)»

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

qjfакс и qt'" — максимальное и минимальное значения А-го параметра в определенный промежуток времени;

Ng — количество параметров исходных данных.

(82)

(83)

Qk= (ЯГС + ЯГ') / 2-

(84)

Производную коэффициента сжимаемости по параметру qk рассчитывают по формуле (83) при средних параметрах qh отличающихся от параметра qk.    _

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

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

5К = ( 52 + 82т )05,    (85)

где б — 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

5ИД — ^ [{КТ Т5т)2 + (Крр Ър)2 + (*рс рс 5рс)2 +

+ С^ха ^ jca )2 + (&ху Ху §ху)2 ]°’5>    (^6)

где 67, Ьр, 6рС, бха и 8Х у — погрешности измеряемых параметров,

соответственно, температуры, давления, плотности природного газа при стандартных условиях, содержания азота и диоксида углерода в нем.

Коэффициенты Кт, Кр> Кха и Кху в зависимости от метода, используемого для расчета коэффициента сжимаемости К, опреде

ляются по следующим выражениям (см. формулы (34) — (38) или (39)-(43) ГОСТ 30319.1):

- при расчете К по методу NX19 мод.

Кт = -0,26 • 10~4 + 0,34 ■ 10“3 р,    (87)

Кр =    0,14 • 10-2 + 0,24 • 10~2 р,    (88)

К рс=    -0,83 • 10~2 + 0,084 р,    (89)

Кха =    -0,56 • 10~2 + 0,057 р,    (90)

Кху =    -0,46 • 10~2 + 0,047 р;    (91)

- при расчете К по методу GERG-91

кт=

-0,38

• 10~

4 + 0,41 • 10~3 р,

(92)

кр =

-0,8 ■

10~4

+ 0,29 ■ 10~2 р,

(93)

II

■ &

1

О

о

+ 0,

1 Р,

(94)

-0,74

■ 10“

2 + 0,075 р,

(95)

*ху =

-0,85

• 10~

2 + 0,085 р.

(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 РС/АТ/ХТ, 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 A (обязательное)

ТАБЛИЦЫ КОНСТАНТ И ПАРАМЕТРОВ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ

AGA8-92DC

Таблица А1 Константы уравнения состояния AGA8-92DC

п

йп

Ьп

Сп

кп

ип

gn

Яп

л

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

2Д9129Е-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

1

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

Окончание таблицы А. 1

п

Ял

Ьп

Сп

кп

Un

gn

Qn

fn

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

Характерные параметры

масса

Е, К

К, м3/кмоль

G

Q

F

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

я-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

Диоксид

28,0135

99,73778

0,4479153

0,027815

0,0

0,0

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

я-Пентан

72,1500

370,6823

0,6798307

0,366911

0,0

0,0

я-Пентан

72,1500

365,5999

0,6738577

0,332267

0,0

0,0

я-Гексан

86,1770

402,8429

0,7139987

0,432254

0,0

0,0

я-Гептан

100,2040

427,5391

0,7503628

0,512507

0,0

0,0

я~ Октан

114,2310

450,6472

0,7851933

0,576242

0,0

0,0

Гелий

Моноксид

4,0026

2,610111

0,3589888

0,0

0,0

0,0

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.З — Параметры бинарного взаимодействия

Компоненты

]

Параметры бинарного взаимодействия i

1

/

J

E'j

Uij

Kij

Gii

Метан

Азот

Диоксид

0,971640

0,886106

1,003630

углерода

0,960644

0,963827

0,995933

0,807653

Пропан

Моноксид

0,996050

1,023960

углерода

0,990126

и-Бутан

1,019530

i

i

//-Бутан

0,995474

1,021280

«- Пентан

1,002350

//-Пентан

1,003050

//-Гексан

1,012930

t

//-Гептан

0,999758

i

//-Октан

0,988563

Азот

Диоксид

углерода

1,022740

0,835058

0,982361

0,982746

Этан

0,970120

0,816431

1,007960

1

+

1

Пропан

Моноксвд

0,945939

0,915502

\

1

!

углерода

1,005710

1

«-Бутан

0,946914

я-Бутан

0,973384

0,993556

«-Пентан

0,959340

я-Пентан

0,945520

я-Гексан

0,937880

я-Гептан

0,935977

я-Октан

0,933269

Диоксид

Этан

0,925053

0,969870

1,008510

0,370296

углерода

Пропан

Моноксид

0,960237

углерода

1,500000

0,900000

ы-Бутан

0,906849

я-Бутан

0,897362

«-Пентан

0,726255

я-Пентан

0,859764

я-Гексан

0,766923

я-Гептан

0,782718

я-Октан

0,805823

Окончание таблицы А.З

Компоненты

Параметры бинарного взаимодействия

/

j

E’s

Uij

Kv

G,j

Этан

Пропан

1,035020

1,080500

1,000460

и-Бутан

1,250000

«- Бутан

1,013060

1,250000

«-Пентан

1,250000

н~ Пентан

1,005320

1,250000

Пропан

«-Бутан

1,004900

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязател ъное)

ТАБЛИЦЫ КОЭФФИЦИЕНТОВ И ПАРАМЕТРОВ УРАВНЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ВНИЦ СМВ

Таблица Б.1— Обобщенные коэффициенты уравнения состояния ВНИЦ СМВ

k

/

аш

bki

1

0

6,087766 ■ 10_1

—7,187864 • 10-1

2

0

—4,596885 • 10-1

1,067179 - 101

3

0

1,149340-10°

—2,576870 -101

4

0

—6,075010 ■ 10_1

1,713395 -101

5

0

—8,940940 ■ 10_1

1,617303-101

6

0

1,144404-10°

—2,438953 • 101

7

0

—3,457900 • 10~'

7,156029 ■ 10°

8

0

—1,235682 • 10_l

3,350294 • 10°

9

0

1,098875 • 10-!

—2,806204 - 10°

10

0

—2,193060 • 10”2

5,728541 • 10-1

1

1

-1,832916-10°

6,057018 • 10°

2

1

4,175759-10°

—7,947685 - 101

3

1

—9,404549 • 10°

2,167887- 102

Окончание таблицы Б. 1

к

/

Gkl

i

Ьш

4

1

1,062713- 101

-2,447320 • 102 i

! 5

1

-3,080591 • 10°

7,804753 • 101 1

6

1

-2,122525 ■ 10°

4,870601 - 101

7

1

1,781466- 10°

-4,192715 - 101

8

1

-4,303578 • 10"1

1,000706 - 101

9

1

-4,963321 ■ 10"2

1,237872- 10°

10

1

3,474960 • 10"2

-8,610273 • 10"1

I

2

1,317145 ■ 10°

-1,295347 - 101

2

2

—1,073657 • 101

2,208390 - 102

з

2

2,395808 • 101

-5,864596 ■ 102

4

2

-3,147929- 101

7,444021 • 102

5

2

1,842846- 101

-4,470704 • 102

6

2

—4,092685 • 10°

9,965370 - 101

7

2

-1,906595- Ю-1

5,136013 -10°

8

2

4,015072- Ю"1

-9,576900 • 10°

9

2

-1,016264 ■ 10"1

2,419650 ■ 10°

10

2

-9,129047- 10~3

2,275036 • 10"1

1

3

-2,837908 • 10°

1,571955 -101

2

3

1,534274 ■ 101

-3,020599 - 102

3

3

-2,771885 • 101

6,845968 - 102

4

3

3,511413 ■ 101

—8.281484 - 102

5

3

-2,348500 • 101

5,600892 - 102

6

3

7,767802 • 10°

-1,859581 • 102

7

3

-1,677977 • 10°

3,991057 • 101

8

3

3,157961 • 10"1

-7,567516 • 10°

9

3

4,008579 • 10"3

-1,062596 • 10"1

1

4

2,606878 ■ 10°

-1,375957 - 101

2

4

-1,106722- 101

2,055410 • 102

3

4

1,279987 • 101

-3,252751 ■ 102

4

4

-1,211554- 101

2,846518 • 102

5

4

7,580666 ■ 10°

-1,808168 - 102

6

4

—1,894086 ■ 10°

4,605637 - 101

1

5

-1,155750- 10°

6,466081 ■ 10°

2

5

3,601316- 10°

-5,739220 • 101

3

5

-7,326041 • 10"1

3,694793 ■ 101

4

5

-1,151685 • 10°

2,077675 ■ 101

5

5

5,403439 • 10"'

-1,256783 ■ 101

1

6

9,060572 • 10-2

-9,775244 • 10"1

2

6

-5,151915 ■ 10"1

2,612338 -10°

3

6

7,622076 • 10~2

-4,059629 • 10"1

1

7

4,507142 • 10-2

-2,298833 • 10_I

z:z;

Таблица Б.2 - Физические свойства компонентов природного газа, используемые в уравнении состояния ВНИЦ СМВ

Компоненты

Химичес

кая

формула

Молярная масса Mi

Критические парамер

pcij КГ/М3

Фактор Питцера п.

№,МПа

РйКГ/м3

га

Метан

сщ

16,043

4,5988

163,03

190,67

0,2862

0,6682

0,0006467

Этан

с2ш

30,070

4,88

205,53

305,57

0,2822

1,2601

0,1103

Пропан

СзН|

44,097

4,25

218,54

369,%

0,2787

1,8641

0,1764

«-Бутан

»-QHu

58,123

3,784

226,69

425,40

0,2761

2,4956

0,2213

и-Буш

«-С4Н10

58,123

3,648

225,64

407,%

0,2769

2,488

0,2162

Азот

N2

28,0135

3,390

315,36

125,65

0,2850

1,16490

0,04185

Диоксид

углерода

СО2

44,010

7,386

466,74

304,11

0,2744

1,8393

0,2203

Сероводород

H2S

34,082

8,940

349,37

373,18

0,2810

1,4311

0,042686

Примечания:

1    Плотность у, температура (Щ в критической точке и фактор Питцера (fy) отличаются от литературных данных и применимы только для уравнения состояния ВНИЦ СМВ.

2    рс/ - плотность /-го компонента при стандартных условиях

ГОС! 30319.2-96

23

Таблица Б.З - Параметры бинарного взаимодействия ц

1

J

1

СН4

С2Н(

CjHg

Й-С4Н10

И-С4Н10

N2

С02

H2S

сщ

0,0

0,036

0,076

0,121

0,12?

0,060

0,074

0,089

с2щ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,106

0,093

0,079

СзН»

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

«-С4Н10

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

И-С4Н10

0,0

0,0

0,0

0,0

N2

0,0

0,022

0,211

С02

0,0

0,089

HjS

0,0

Таблица В.4 - Параметры бинарного взаимодействия hj

«

1

сн4

С2Н(

CjHs

«-С4Н1О

М-С4Н10

N2

С02

К

сщ

0,0

-0,074

-0,146

-0,258

-0,222

-0,023

-0,086

0,0

cjH6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

СзН!

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Н-С4Н10

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

И-С4Н10

0,0

0,0

0,0

0,0

N2

0,0

-0,064

0,0

С02

_

0,0

-0,062

H2S

0,0

ГОСТ 303X9.2-96

ПРИЛОЖЕНИЕ В (рекомендуемое)

ЛИСТИНГ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

************************** ************************************** *******

с    *    *

С    * Программа расчета коэффициента сжимаемости природного газа *

С *    (основной модуль)    *

С    *    *

£    ***********************************************************************

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)Y этана (C2H6)Y пропана (C3H8)\

*’ я-бутана (я-С4Н10)\’ и-бутана (w-C4H10)’,’ азота (N2)’,

*’ диоксида углерода (C02)Y сероводорода (H2S)\

*’ ацетилена (C2H2)Y этилена (С2Н4)’,’ пропилена (СЗН6)’,

*’ я-пентана (я-С5Н12)У и-пентана (W-C5HI2)’,

*’ нео-пентана (нео-С5Н12)У я-гексана (я-С6Н14)’,

*’ бензола (С6Н6)У я-гептана (я-С7Н16)У толуола (С7Н8)\

*’ я-октана (я-С8Н18)У я-нонана (я-С9Н20)\

*’ я-декана (h-CI0H22)Y гелия (Не)’,’ водорода (Н2)\

*’ моноксида углерода (СО)’/ кислорода (02)’/

200 WRITE(*,i00)

CALL VAR(NVAR)

IF(NVAR EQ 5) GO TO 134 WRITE(MOO)

100    FORMAT(25(/))

WRITE(M)

1 FORMAT^ Введите исходные данные для расчета ’/)

IF(NVAR LE 2) THEN WRITE(V(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 FORMATS Значение молярной доли, в мол %’)

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

33 FORMAT(’ Значение объемной доли, в об %’)

WRITE(V(A\)’) ’ азота (N2)

READ(*,*)YA YA = YA/100

WRITECVCAX)’) ’ диоксида углерода (С02) ’

READ(V)YY YY = YY/100 ELSE

WRITE(*,35)

FORMAL* 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 1=1,25 WRITE(*/(A\)') AR(I)

READ(*,*)YC(I)

YC(I) - YC(I)/100 ENDIF

WRITER,:XA\Y)

*’ Введите количество точек по давлению '

READ(*,*)NP

WRITE(*,’(A\)’)

*’ Введите количество точек по температуре ’

READ(*,*)NT

WRITE(*,’(A\)’)

*s Введите значения давлений в МПа ’ READ(*,*)(PI(I),I=1,NP)

WRJTE(*,’(A\)’)

** Введите значения температур в К ’ READ(*,*)(TI(I),I=1,NT)

WRITE(*,’(A\)’)

*’ Ввод исходных данных завершен *

Р= 101325D0 Т=293 15D0 ICALC—1

GOTO (10,20,30,40) NVAR CALL NX19(YA,YY)

ZN~Z GO TO 50

CALL GERG2(ICALC,YA,YY)

ZN=Z GO TO 50

CALL AGA8DC(ICALC)

ZN—Z GO TO 50

CALL VNIC(ICALC)

ZN—Z CONTINUE IF(Z.EQ.ODO) 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

j=TI(j)

IF(NVAR.EQJ) 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.ODO) NTS=NTS+1 ZP(I,J)=Z/ZN 7 CONTINUE

IF(NTS.EQ.O) THEN CALL RANGE(N RANGE)

IF (NRANGE) 134,134,200

ELSE

1=1

9 IS=0

DO 11 J=T,NT IF(ZP(I,J).EQ.ODO)

IS=IS+l

11 CONTINUE

IF(IS.EQ.NT) THEN IF(l.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 1=1+1 ENDIF

IF(I.LE.NP) GO TO 9 J=1

15 JS=0

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

IF(JS.EQ.NP) THEN IF(INE.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+i 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(NYAR)

WRITE(*1)

FORMAT(//

Расчет коэффициента сжимаемости природного газа’//

4. Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

1 Модифицированный метод NX 19

2.    Уравнение состояния GERG-91

3.    Уравнение состояния AGA8-92DC

Метод расчета

7

7

У

7

7

7

7

7

7

7

7)

WRITER,5)

5 FORMAT(/,3X,

’“’Введите порядковый номер метода расчета или 5 для выхода в ДОС \ *\)

READ(V)NVAR

RETURN

END

SUBROUTINE RANGE(NRANGE)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/Z/Z

WRITE(M)

I FORMAT(//

*’ Выбранная Вами методика при заданных параметрах «не работает» 7 *’ 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,0-Z) rHARACTFR*96 ARHS'i FNAMF

CHARACTER METH(4)*31,A*6,L1N1(5)*9,LIN2(5)*9,LIN3(6)*9,LIN4*9, *AT(6)*28

CHARACTER*70 F,FZ(11,2)

DIMENSION PI(100),TI(IOO),ZP(100,100),ZPP(6)

COMMON/RON/RON /YI/YC(25)/NPR/NPR DATA МЕТН/

*’(модифицированный метод NX19)’,

*’(уравнение состояния GERG-91)5,

*’(уравнение состояния AGA8-92DC)’,

*’(уравнение состояния ВНИЦ СМВ)’/

DATA LIN 1/5*’-y,LIN2/5*’-7,LIN3/6*’-7,

*LIN4/’-7,А/’ - 7

DATA АТ/

*’(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(3X,F6.4))Y(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),

*3X,F6.4)\

*’(3X,F5.2,2X,5(3X,F6.4),3X,A6)Y(3X)F5.2,2X,4(3X,F6.4),

*2(3X,A6))\

*’(3X,F5.2,2X,3(3X,F6.4),3(3X,A6))Y(3X,F5.2,2X,2(3X,F6.4),

*4(3X,A6))\

*,(3X,F5.2,5X,F6.4,5(3X,A6))Y(3X5F9.6,1X,F6.4,5(3X,F6.4))’,

*’(3X,F9.6,1X,A6,5(3X,F6.4))Y(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(3X,F6.4))’,

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

*2(3X,F6.4))’,

*,(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),3X>F6.4)Y(3X,F9.6,1X,F6.4J4(3X,F6.4),

*3X А6У,

*43X,F9!6,1X,F6.4,3(3X,F6.4),2(3X,A6))7(3X,F9.6,1X,F6.4),

*2( 3X, F6.4), 3 (ЗХ, A6)) *,

*’(3X,F9.6,lX,F6.4,3X,F6.4,4(3X,A6))7(3X,F9.6,lX,F6.4,5(3X,A6))y 22 WRITER,44)

44 FORMAT(//' Устройство вьшода результатов расчета ?/) WRITE(Y(A\)’)

*’ 0 - дисплей, 1 - принтер, 2 - файл на диске ’

READ(*,*)NYST

IF(NYST.EQ.O) OPEN(l,FILE=’CON’)

IF(NYST.EQ.l) OPEN(l,FILE=’PRN*)

IF(NYST.EQ.2) WRITE(*/(A\)') * Введите имя файла ’ IF(NYST.EQ.2) READ(V(A)’)FNAME IF(NYST.EQ.2) OPEN(l ,FILE=FNAME)

IF(NYST.EQ.O) WRITE(*,100)

100 FORMAT(25 (/))

IF(NYST.EQ.l) PAUSE

*’ Включите принтер, вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> ’

WRITE( 1,88)METH(NVAR)

88 FORMAT(

*13Х/Коэффициент сжимаемости природною газа.’/

*18Х,А31/')

NW=3

IF(NVAR.LE.2) THEN WRITE( 1Д) RON

1 FORMATS Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа ’,F6.4,’ кг/куб.м’) NW=NW+1

IF(YA.NE.ODO.OR.YY.NE.ODO) THEN IF(NPR.EQ.O) WRITE(1,3)

3    FORMATS Содержание в мол.%5)

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

33 FORMATS Содержание в об.%’)

NW=NW+1 IF(YA.NE.ODO) THEN WRITE( 1,5)AR(6),YA* 100.

5    FORMAT(2(A26,F7.4>)

NW-NW+1

ENDIF

IF(YY.NEODO) THEN WRITE( 1,5) AR(7), YY* 100.

NW=NW+1

ENDIF

ENDIF

ELSE

IF(NPR.EQ.O) WRITE(1,3)

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

NW=NW+1

1=1

9    J=I+1

13 CONTINUE

IF(YC(J).NE.0D0) THEN WRITE(l,5)AR(I),YC(I)*100.,AR(J)fYC(J)*100.

NW=NW+1 DO 11 I=J+1,25

IF(YC(I).NE.ODO.AND.I.NE.25) GO TO 9 IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.EQ.25) THEN WRITE(1J5)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 WRITER,7)

7 FORMAT(/)

PAUSE ’ Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> ’ WRITE(VOO)

NW=0

ENDIF

DO 15 1=1,NT,6

IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.O) THEN WRITE(*,7)

PAUSE ’ Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> ’ WRITE(VOO)

NW=0

ENDIF

IF(NW.GT.46AND.NYST.NE.O) THEN WRITE(1,7)

WRITE(*,7)

IF(NYST.EQ.l)

PAUSE

*’ Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> 1 NW=0 ENDIF

IF(I+5.LE.NT) THEN

NL~6

ELSE

NL—NT—1+1

ENDIF

WRITE(1,7)

IF(NL.GT. 1) WRITE( 1,17)LIN2(1 ),(LIN l(K) ,K—1 ,NL~ 1) IF(NL.EQ.l) WRITE( 1,17)LIN2( 1)

17    FORMAT^- \6A9)

WRITE(1,19)AT(NL)

19    FORMATS- \A28)

IF(NL. GT. 1) WRITE( 1,21 )LIN4, (LIN2(K) ,K-1 ,NL— 1) IF(NL.EQ.l) WRITE(1,21)LIN4 21 FORMATS p, МПа ’,6A9)

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

23    FORMAT(10X,6(:,’|’,F6.2))

WRITE(l,17)(LIN3(K),K-i,NL)

NW=NW+6 DO 25 J=1,NP JP-1

IF(PI(J).EQ.O-101325D0) JP=2

NL1-0

NLN-0

DO 27 K—1,1+NL—l NLI—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.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.0D0) F-FZ(NLN+12“NL,JP)

ENDIF

IF(NLl.EQ.l) 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) WRJTE(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(NLLEQ.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—l.EQ.NT) GO TO 29 WRITER,7)

PAUSE ’ Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> 5 WRITE(MOO)

25

15

29

66

С

С

С

С

С

С

NW=0

WRITE(1,7)

IF(NL.GT.l) WRITE(1,17)LIN2( 1 ),(LIN 1 (K),K~ 1 ,NL— 1)

IF(NL.EQJ) WRITE(1,17)L1N2<1)

WRITE(U9)AT(NL)

IF(NL.GT.l) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K~1,NL~1)

IF(NL.EQ.l) WRITE(1,21)LIN4 WRITE(1,23)(TI(K),K=U+NL-1)

WR1TE(1,17)(LIN3(K),K=13NL)

NW=NW+6

ENDIF

IF(NW.EQ.54.AND.NYST.NE.O) THEN IF(J.EQ.NP.AND.I+NL~1 .EQ.NT) GO TO 29 WRITE(1,7)

WRITER,7)

IF(NYST.EQ.l) PAUSE

*’ Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> 1 NW=0

IF(NL.GT.l) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL—1)

IF(NL.EQ.l) WRITE(1,17)LIN2(1)

WRITE(1,19)AT(NL)

IF(NL.GTJ) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K—1,NL—1)

IF(NLEQ.l) 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

CONTINUE

CONTINUE

CLOSE(l)

WRITE(V)

PAUSE ’ Вывод завершен, для продолжения работы нажмите <ВВОД>’ WRITER,66)

FORMAT(/’ Назначить другое устройство вывода ?’,

*\ 0 - нет, I - да ’\)

READ(*,*)NBOLB IF(NBOLB.EQ.l) GO ТО 22 RETURN END

зфеа|с >)c4t **** *******(* ****** *************************************** ****** *** *

*    Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *

*    газа по модифицированному методу NX19.    *

*    *

***********************************************************************

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

LO

N->

nooonn

u>

4^

* * * *

*    M

*    tn

*    Zl

*U

*

#

if

*

#

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

#

#

*

*

if

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

if

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

if

*

#

gNO

□ДО

a О

/О о

2! + о

о

о

N

WN

fO"^.

33

N> H

# CO ю s;

p as

-S CO

cop’

\ g ш °

Ю

I

Ш

to

+

H

о

Sc§

no

s?

2s"

“ *t0

* HH

OO 4

/*"4

о

N

g

CO to

H И

c8

W О

g+-

CO

о

*

*

Ю

-f

to

#

*

VO

#

*

©

*

*

f__k ■

a

о

u>

a.

о

CO

о

(I

H

о

*

td H

►-* о

II if

r°q

* -v?

^ # to *

UJ

#

*

M

+

p

*

H

*

s

a

о

3

*

#

го

OO

OO

"4

40

*

i>

+

p

Lo

о

Lh

vo

t—»

a

0

'w'

*

4

1

*

*

00 II о Й to

>°g
So

*

lb- *

*    4-

to +

*    M

'os H bv> о i

CTN^

J$n

* *

0    T1

ft H

01    “O

4Л \J)

Ло

r I

u> tyi

a *

>-rt ■

>"5

°>

РЙ’»

*

cd

•П

*

41

-4 ПЗ 1Л

Ox

t о

ui rd *

о

I

3?

-p*

to

Ctn

о

о

О 4-

£o
он

О >

V *

+ * C* to . * top* to -P--o to

P bo

St
sg

+

to

о

p

d

*

#

to

43

>.

*

to

OJ

*

. to

ON О

^ 5

w I

Og

IX

to to V/i о I " *

53
г >
у»

* +

0

LO

OS

aw 1

40

PD

> °

2 тз

5^

Г

M *

40

to H

p *

-P^

о

D

о

>

О

*

*

to

*

^“N

g>
1 G o

tri >-*

X £ dj o

H

3

о

Ы

to

4^

40

о

о

+

p
b
£
b

W

‘f

p

to

к.

CJ

о

>

p

b
i>
E3

§

о

М ^ ^>:

hP

+ >

b

w

’I

о

to

Lf\

a

о

4*-

*

О

ч

*

0

Lh

*

ч

1

to

0

о

1

?

#

D

ч

If

о

ist

'W

if

*

to

о

;>

g

о

О

о

-о he

м>

Ох

1 О

о, ГП , *. о

•р а

* о

to X

u> 2!

xX 43 r wH

О to

н >

+ a

1

b

m

»

о

D P

О

2

h

H

о Lo

D

о

5Н4П

>ooo

А??з:

OO to 00

о H-

g

40 Q Д M U У

§sg>c

iaoS>

>X о о !S T + I ЫЦ

Г- P\ Q

SOW W

Ol o>

40 40 * 40

50 4^.

>4 if

to

о

9

Ы

о

со

и*

чо

ы

40

On

SNOTRUNCATE

SUBROUTINE GERG2(ICALC,YA,YY)

IMPLICIT REAL* 8(A~H,0-Z)

COMMON/T/T1/P/PRESS/RON/RON/Z/Z COMMONABLOK/Xl,X2,X3,Xll,XI2,X13,X22,X23,X33 COMMON/MBLOK/GM2,GM3,FA,FB,TO,R DATA BMO/.0838137D0/,BMl/—.00851644D0/,WDO/I34.2153D0/, *WD1/1067.943D0/

Z—IDO

IF(ICALC.EQ.2) GO TO 3

X2=YA

X3=YY

IF(RON LT.O.66DO.OR. RON.GT. I DO) Z-0D0

IF(X2.LT.ODO.OR.X2.GT.O,2DO) Z-0D0

IF(X3.LT.ODO.OR.X3.GT.0.15DO) Z-ODO

IF(Z.EQ.ODO) GO TO 133

X1=1D0-X2-X3

XI1=X1*X1

X12=XI*X2

X13=X1*X3

X22=X2*X2

X23=X2*X3

X33—X3*X3

Z= l DO—(.0741 *RON—.006D0—.063* YA~ .0575* YY)**2 BMNG—24.05525*Z*RON Yl=1 DO—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 Т=Т1

ТС^Т1~Т0

P=PRESS

IF(PRESS,LE.0D0.OR.PRESS.GT.12D0) Z=ODO IF(Tl.LT.250D0.OR.Tl.GT.340D0) Z=0D0 IF(Z.EQ.ODO) GO TO 133 CALL B11BER(T,H,B11)

CALL BBER(T,B1LB,Z)

IF(Z.EQ.ODO) GO TO 133 CALL CBER(T,H,C,Z)

IF(Z.EQ.ODO) GO TO 133 CALL ITER2(P,T,B,C,Z)

133 RETURN END

SUBROUTINE B11BER(T,H,BU)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/BBLOK/BR11HO(3),BRHH1(3),BR11H2(3),BR22(3),BR23(3),BR33(3)

B11 =BR11 H0( 1)+BR11H0(2)*T+BR11 H0(3)*T2+

*(BR11 H1(1)+BR11H1(2)*T+BR11H1(3)*T2)*K+

*(BR11H2( 1)+BR11 H2(2)*T+BR11H2(3)*T2)*H*H END

SUBROUTINE BBER(T,B11,BEFF,Z)

С

с

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/BBLOK/BRllHO(3),BRilHl(3),BRllH2(3),BR22(3),BR23(3),BR33(3)

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

COMMON/XBLOK/Xl ,X2fX3,Xl I ,X12,X 13,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=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,0~Z)

COMMON/CBLOK/CRll 1H0(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,Xll,X12,X13,X22,X23,X33

У2=т*Т

Cl 11=CRI I IH0(I)+CR111H0(2)*T+CR111H0(3)*T2+ *(CR111H1(1)+CRI11H1(2)*T+CR111H1(3)*T2)*H+

*(CR11 IH2(1)+CR111 H2(2)*T+CR111H2(3)*T2)*H*H C222=CR222(1)+CR222(2)*T+CR222(3)*T2 C223—CR223(l)+CR223(2)’,tT+CR223(3)*T2 C233”CR233(I)+CR233(2)*T+CR233(3)*T2 C333=CR333(I)+CR333(2)*T+CR333(3)*T2 CA112=C111*C111*C222 CA113=C1I1*C1II*C333 CA122=C 111 *C222*C222 CA123=C111*C222*C333 ГА1 33=C11

IF(CA112.LT,0DO.OR.CA1I3.LT.ODO.OR.CA122.LT.ODO.OR. *CA123.LT.ODO.OR.CA133.LT.0DO) THEN Z—0D0 RETURN ENDIF

D3 REP“ 1DO/3 DO

CEFF~X1*X11*C111+3D0*X1I*X2*(CA112)**D3REP*(Y12+(T—270D0)*.0013D0) *+3*Xll*X3*(CA113)**D3REP*Yl3+ *3.*X1*X22*(CA122)**D3REP*(Y12+(T~270D0)*.0013D0)+ *6.*X1*X2*X3*(CA123)**D3REP*Y123+3.*X1*X33*(CA133)**D3REP*Y13+ *X22*X2*C222+3.*X22*X3*C223-b3.*X2*X33*C233+X3*X33*C333 END

Подпрограмма, реализующая схему Кардано для определения фактора сжимаемости из уравнения состояния SUBROUTINE ITER2(P,T,Bm,Cm,Z)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

B]=1D3*P/2,7715/T

ВО—Bl*Bm СО—Bl**2*Cm A1-1DG+B0 AO=1DO+L5*(BO+CO)

А01=АО**2-“А1**3

IFfAOl.LE.ODO) THEN

Z—ODO

RETURN

ENDIF

A=A0—A01**0 s A2~DABS(A)**(1D0/3D0)

IF(A.LT.ODO) A2=—A2 Z—(lD0+A2+Al/A2)/3.

END

BLOCK DATA BDGRG2 IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/BBLOK/BRIlHO(3),BRiIHl(3),BRllH2(3),BR22(3)3R23(3), *BR33(3)/CBLOK/CRll 1H0(3),CR111H1(3),CR111H2(3),CR222(3), *CR223(3),CR233(3),CR333(3)

COMMON/ZETA/ZI2,Z13,VI2,Y13,Yi23 COMMON/MBLOK/GM2,GM3,FA,FB,TO,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/-.86834DOf.40376D-2 -.51657D-5/

DATA CRlllHO/-.302488DOl.195861D-2-.3163020-5/,

*    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/.72DO/)Z13/—.865DO/,Y12/.92DO/,Y13/.92DO/,Y123/1 .IDO/ DATA GM2/28.0135D0/,GM3/44.01D0/,

*    FA/22.414097D0/,FB/22.710811 DO/,

*    TO/273.15D0/,R/.0831451 DO/

END

***********************************************************************

C    *    *

С    * Подпрограмма расчета    коэффициента сжимаемости природного    *

С *    газа по уравнению состояния AGA8-92DC.    *

С    *    *

£    ************************* (к*************************** I*********** *******

SUBROUTINE AGA8DC(ICALC)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

REALMS KI KIJ KD

COMMON/RM/RM/Yl/Y(19)/NCl/NC/NIl/NI(19)/EFI/EI(19),KI(19),

*GI(19),QI(19),FI(19)

*/INTERl/EIJ(19,19),UIJ(19,19),K1J(19,19),GIJ(19,19) */EFD/ED(19),KD(19)lGD(19),QD(19)fFD(19)/Z/Z RM=8.31448D0 IF(ICALCNE.l) GO TO 3

CALL COMPOl 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.GEJ) GO TO 123 EIJ(J,J)=EIJ(NI(I),NI(J))

UIJ(I,J)=UIJ(NI(1),NI(J))

KIJ(I,J)=KIJ(NI(I),NI(J))

G1J(I,J)=GIJ(NI(I),NI(J)>

123 CONTINUE 75 CONTINUE CALL PARMU 3    CALL PHASE 1

133 RETURN END

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

DIMENSION ZNI(25),YI(25)

COMMON/YI/Y(l9)/YI/YC(25)/NCl/NC/NIl/NI(19)/NPR/NPR

DATAZNI/.9981D0,.992D0,.9834D0,.9682DO,.971D0>.9997D0,.9947D0,

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

*.936D0f.876D0,.892D0,3*lDO,L0005D0,1.00O6D0#.9996DO,.9993DO/

DO 100 1=1,25 100 YI(I)=YC(I)

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

YI(14)=0D0

IF(NPREQ.ODO) GO TO 5 YI(17)=YI(17)+YI(19)+YI(20)+YI(21)

YI(19)=0D0 YI(20)=OD0 YI(21)=OD0 SUM=0D0 DO 7 1=1,25

7    SUM=SUM+YI(I)/ZNI(1)

DO 9 1=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(ll)=OD0

YI(15)~YI(15)+YI(16)

YI(16)=0D0

YI(17)=YI(17)+Yin8)

YI(18)=OD0

NC=0

IS=0

YSUM—0D0 DO 11 1=1,25

IF((LGE.9AND.LLE.11).0R.LEQ.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 M0LD01(YI)

DO 13 1=1, NC 13 Y(I)=Y(I)/YSUM RETURN END

SUBROUTINE MOLD01(YI)

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

DIMENSION YI(25)

COMMON/Z/Z Z=—IDO YS=0D0 DO 1 1=9,25 1 YS=YS+YI(1)

IF(YI(l).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,0-Z)

REAL* 8 KIJ

COMMON/lNTERl/EIJ(19,19),UIJ(19919),KIJ(19,19),GU(19f19) DO 1 1=1,19 DO 1 J=l,19 EIJ(I,J)=1D0 UIJ(I,J)=1D0 KIJ(I,J)=1D0 1 GIJ(I,J)=1D0

EIJ(1,6)=0.97164D0

UIJ(l,6)=O.8861O6D0

KIJ(1,6)=1.00363D0

EIJ(1,7)=0.960644D0

UIJ( 1,7)=O.963827D0

KIJ(1,7)=0.995933D0

GIJ(l,7)=O.807653D0

EIJ(1,3)=0.99605D0

UIJ (1,3)=1.02396 DO

EIJ(1,17)=1.17052D0

UIJ(1,17)=1.15639D0

KIJ(1,17)=1.02326D0

GIJ(1,17)=L95731D0

EIJ(1,18)=0.990126D0

EIJ(l,5)=l.O1953D0

EIJ(1,4)=0.995474D0

UIJ(1,4)~l .02128D0 EIJ( 1,10)=1.00235D0 EIJ(1,9)“1.00305DO 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)=O.982361D0 GU(6,7)=O.982746D0 EIJ(2,6)=0.97012DO UIJ(2,6)=0.81643 IDO KIJ(2,6)~ 1.00796D0 EIJ(3,6)—0.945939D0 UIJ(3,6)=O.9155O2D0 EIJ(6,17)— 1.08632D0 UIJ(6,17)=0.408838D0 KI J(6 Д 7)= 1.O3227D0 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 E1J(6,9)=0.94552D0 EIJ(6,li)=0.93788D0 EIJ(6,12)=0.935977D0 EIJ(6,13)=0.933269D0 EIJ(2,7)—0.925053D0 U1J(2,7)=0.96987D0 KU(2,7)= 1.0085 IDO GIJ(2,7)=0.370296D0 EIJ(3,7)-O.960237D0 El J(7,17)=1.28179D0 EU(7,18)=1.5D0 UIJ{7,18)—0.9DO EIJ(5,7)“0.906849D0 EIJ(4,7)=O.897362D0 EIJ(7,10)—0.726255DO EIJ(7,9)—O.859764D0 EIJ(7,11)=0,766923D0 EIJ(7,12)=0.782718D0 ЕЩ7Д 3)~0.805823D0 EIJ(2,3)=1.03502D0 UIJ(2,3)=1.0805D0 KI J (2,3)= 1.00046DO EU(2,17)«1.16446D0 UIJ(2,17)=1.61666DQ KI J(2,17)=1.02034D0 UIJ(2,5)—1.25D0 El J(2,4)=1.01306D0 UIJ(2,4)=1.25D0 UU(2,10)=1.25D0 EIJ(2,9)=1.0O532DO

40

04

OS

СО

N

04

i-h

го

о

со

Н

U

О

U

О

Q

г-

00

о

gs

я°.

о ^

Qg

On U

i—i

О ■

о V

о о

О О

со го

00 . „ »-н

тг ^

г л Г' ^ л

dS

со

г- г^-

*"Н »**н 40~ rf

■§

■р

ON

1-Н

Е

0\

q

ич

О

04

ON

04

СО

^ О го'т"

^    " <0 40

232^-5.

41 £з 6

с^и- г; < э

а о"5^2-5 P;|.§U Z SuSsf^

Z 2 5.5 ^8

|&|§Й£

* Зв ^-« ^

"zz?so£

о Sw о £ z

40

*' *

гч

So

W +

ES

40 чо

fN ГЧ * * * *

fcrnSoг-z

oS?gz|gi

____pogsjSsisfc^o'-ss

EESESg^2*^*02^

О

SSz^^oGoSsnOa«

-5° R SE OZ^w9gow9

40

c-i

*

*

40

<N

*

*

o'

mQU

* *

pa D

7000о о

bDQPQQ

SS-^Sgzl “ il II *5- -“gaoSSSSS Eo 0^0 GO'S

Ш

О

QwOQs

HH I—I Tta *™l ■*■

* *^*^* 5

nS?-?-S05SnZ

«+ + + + J_ *    *    « +

TSSSsiSSTT

<"i 11 II II || II 11 II WI v~,

0SSSSSSS00

о^эоас-^эоо

0+ »

Sg^

PiUQ

i—< о ,_,

J,Q I

*p 1—« 40

* I *

А Л№> ”

роз

*    i-*

m !-> СГ

wyw

*    * *

/-V/O»

HH

*■*:*. 40 ^

cscsrN'4 *

+ + + # *

ssss^

Л

z*

zz

o$r

*    £ju

5 !

z-

0 +

oS

QPu

+ /—Vl-H

^Z~

;^Z * SOg P * я

1—ч Or ^

>^a*

*    1 *

"iz

*s |т у „i+§6z"

2„9z£?zr

~§5S;=r^-i

A § v S сод, j,

Z II A II J^S"!Z ^ z *T Z ~ 1

SSSSSoSoxojjoo

GO^^GQfflQop*^* QО

11    B1(N)=B1(N)+2,*Y(1)*Y(J)*(GIJM(IjJ)+1D0--GN(N))**GN(N)*

*(QI(I)*QI(J)+1D0—QN(N))**QN(N)*((FI(I)*FI(J»**.5+ *1D0-FN(N))**FN(N)*E1JM(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+1 DO—FN(N))**FN(N)*UM**UN(N)

RETURN

END

SUBROUTINE PHASE 1 IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/AI1 /AO,Al/AN/AN (53) */COEFl/B I (13),C1 (53)/COEF2/B,C(53)/UN/UN(53)

CALL PCONTl(P,T)

IF(Z.EQ.ODO) GOTO 134

B=0D0

DO 1 N=1,13

1    B=B+AN(N)A'**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*(l.l*PR+0.7D0))

CALL FUNl(RO)

Z=lD0-h\O 134 RETURN END

С Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения С плотности из уравнения состояния (метод Ньютона)

SUBROUTINE FUN1(X)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AIl/AO,Al

ITER=1

1 CONTINUE

CALL COMPLl(X)

Z=LDO+AO

FX=1 .D6*(P-(1. D~3*RM*T*Z*X))

F=LD3*RM*T*(LD0+A1)

DR=FX/F

X=X+DR

IF(ITER.GT.10) GO TO 4 ITER=ITER+1

IF(DABS(DR/X),GT.LD—6) GO TO 1

4    CALL COMPLl(X)

RETURN

END

SUBROUTINE PCONTl(P,T)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

COMMON/Z/Z Z=—IDO

IF(T.LT.250D0.OR.T.GT.340D0) Z=0D0 IF(P.LE.ODO.OR.P,GT.12DO) Z=0D0 RETURN END

чО

ov

I

(S

i

w*

ГП)

e

p^i

H

U

О

u

ON

P4 ' JOO

§

о

и

w

Z

)—i

5

S

cc

D

on

ж

I

<

oo

*

3

2

H

и

&

s

<

6

m

in

§

r“V

m

in

'w

2

U

cn"

in

PQ

2

О

CQ

(*"4

m

in

U

PQ

г<Г

U,

W

О

U

£

2^

u:s

zsg

PQ^Q< *2*

£

00^2^0 * OSf Q

Sgooil

E U 0Й on

<N РП

on on

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/ob6,.5D6,iDO,3.5DO“.5DO,4.5DO,.5DO“6DO,2DO,3DO,2*2DO, *llDO,~5DOv5DO,ODO,4DO,6DO,21DO,23DO,22DO,-lDO-.5DO,7DOr-lDO, *6DO,4DO,1DO,9DO,-13DO,21DO,8DO,-.5DO,ODO,2DO,7DO,9DO,22DO,23DO, *IDO,9DO,3DO,8DO,23DO,L5DO,5DO,-.5DO,4DO,7DO,3DO,ODO,1DO,ODO/

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,l,3*0;i,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    *    *

С    * Подпрограмма расчета коэффициента сжимаемости природного *

С    * газа по уравнению состояния ВНИЦ СМВ.    *

С    *    *

^    ***********************************************************************

SUBROUTINE VNIC(ICALC)

IMPLICIT REAL*8(A—H,0-Z)

REAL*# 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) VB/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) GOTO 1 CALL COMPON IF(Z.EQ.ODO) GO TO 133 CALL DDIJ(DIJ,LIJ)

DO 75 1=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 1=1,10 DO 27 J=l,8

27 B(I,J)=AIJ(I,J)-HBIJ(I,J)*PIM 1 CALL PHASE 133 RETURN END

SUBROUTINE COMPON IMPLICIT REAL*8(A-H,0-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/16.043DO,30.07DO,44.097DO,2*58.123D0,28,0135DO,

*44.01 DO,34.O82DO,26.038DO,28.O54D0,42.081 DO,3*72.15D0,

*86.177DD,78.114D0,100.204D0,92.141D0,114.231D0,128.259D0,

*142.286t>O,4.OO26DO,2.0159D0,28.01D0,31.9988DO/

DATA ROI/0.6682D0,1.2601 DO, 1.8641 ЕЮ,2.4956DO,2.488DO,

♦L1649D0,1.8393D0,1.4311D0/

DO 100 1=1,25 100 YI(I)=YC(I)

IF(NPR.EQ.l) GO TO 333

BMM=0D0

DO 3333 T=1 25

3333 BMM=BMM+YI(I)*BMI(I)

333 YS=0D0

DO 55 1=9,25 YS=YS+YI(I)

55 CONTINUE YS1=0D0 DO 67 1=12,21 67 YS1=YS1+YI(I)

YS2=0D0 DO 69 1=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) Y1(4)=YS3 IF(NPRV.EQ.LAND.YI(5).LT.0.01D0AND.YS3.LT.0.03D0) Y1(5)=0D0 IF(NPR.EQ.O.AND.YI(5).LT.O.OlDO.AND.YS3.LE.O.03D0) Y1(4)=YS3 IF(NPR.EQ.O.AND.YI(5).LT.0.01DO.AND.YS3.LE.0.03DO) Y3(5)=ODO YI(6)=YI(6)+YS2 IF(NPR.EQ.O) GOTO 555 ROM=0D0 DO 7 1=1,8

7 ROM=ROM+YI(I)*ROI(I)

DO 9 1=1,8

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

11 SUM=SUM+GI(I)/BMI(I)

SUM=1./SUM DO 13 1=1,8

13 YI(I)=GI(I)*SUM/BMI(I)

555 NC=0

YSUM=0D0 DO 155 1=1,8

1F(YI(I).EQ.0D0) GO TO 155

NC=NC-H

NI(NC)=I

Y(NC)=YI(I)

YSUM=YSUM+Y(NC)

BM(NC)=BMI(I)

155 CONTINUE

CALL MOLDOL(YI,YS)

DO 551 1=1,NC 551 Y(I)=Y(I)/YSUM RETURN END

SUBROUTINE MOLDOL(YI ,YS)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

DIMENSION YI(25)

COMMON/Z/Z Z— 1D0

IF(YI(1).LT.O.65DO.OR.YI(2).GT.O.15DO.OR.YI(3).GT.O.O35D0.OR. *YI(4)*GT.0.015D0.OR.YI(5).GT.0.015D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z-ODO 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,0-Z)

REAL*8 LIJ(8,8)

DIMENSION DIJ(8,8)

DO 1 1-1,8 DO 1 J=l,8 LIJ(I,J)“0.D0 1 DIJ(I,J)=O.D0 DIJ(1,2)—0.036D0 DIJ(1,3)—0.076D0 DIJ(1,4)~0.121D0 DIJ(1,5)=0.129D0 DIJ(1,6)=O.06DO DIJ(1,7)=0.074D0 DIJ(2,6)=O.106D0 DIJ(2,7)-0.09'3D0 DIJ(6,7)—0.022D0 DIJ(1,8)—0.089D0 DIJ(2,8)—0.079D0 DIJ(6,8)=0.2UD0 DIJ(7,8)==0.089D0 LIJ(1,2)=-0.074D0 LIJ(1,3)=—0.146D0 LIJ(l,4)=-0.258to0 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,0-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 1=1,NC

I 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.GEJ) GO TO 3

VCIJ(I,J)=(LD0—LIJ(I,J))*((V13(I)+VI3(J))/2.)**3 PIIJ(U)“(VC(I)*PII(I)+VC(J)*PII(J))/(VC(I)+VC(J)) TCIJ(IfJ)=(l.D0-DlJ(I,J))*(TC(I)*TC(J))**0.5 VCIJ(J,I)-VCIJ(I,J)

PI1J(J,I)=PIIJ(I,J)

TCIJ(J,I)=TCIJ(I,J)

3 CONTINUE VCM—0.D0 PIM—0.D0 TCM=0.D0 DO 5 1=1, NC DO 5 J=T,NC

VCM~VCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)

PIM=PIM+Y(l)* Y (J) *VCI J(I, J)* РШ (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*(0.28707DO—0.05559*PIM)*TCM/VCM

RETURN

END

SUBROUTINE PHASE IMPLICIT READ*8(A-H,O-Z)

COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/PCM/PCM/AI/AO,Al

IF(T.LT.250DO.OR.T.GT.340DO.ORP.LE.ODO.OR.P.GT.12DO) THEN

Z=0D0

GO TO 134

ENDIF

PR=P/PCM

ROs=9D3*P/(RM*T*(U*PR+0.7D0))

CALL FUN(RO)

CALL OMTAU(RO,T)

IF(Z.EQ.ODO) 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,0-Z)

CO MM ON/P/P/RM/RM/Т/Т/AI/АО, А1 ITER=1

1 CONTINUE NPRIZ=0

IF(ITER.NE.I) NPRIZ=I CALL COMPL(X,T,NPRIZ)

Z=LDCH~AO

FX=LD6*(P-(1.D-3*RM*T*Z*X))

F= LD3*RM*T*( 1 .D0+A1)

DR=FX/F

X=X+DR

IF(ITER.GT.IO) GO TO 4

ITER-ITER-И

IF(DABS(DR/X).GT.1.D—6) GO TO 1 4 CALL COMPL(X,T,NPRlZ)

RETURN

END

SUBROUTINE OMTAU(RO,T)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0~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.O .DO.OR.ROR.GT.3. DO) Z=0D0

RETURN

END

SUBROUTINE COMPL(RO,T,NPRIZ)

IMPLICIT REAL*8(A-H,0-Z)

DIMENSION B(10,8),BK(10)

COMMON/PARCM/TCM,VCM/B/B/AI/AO,Al

IF(NPRIZ.NE.O) GO TO 7

TR=T/TCM

DO 1 1=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=O.DO A1=0.D0 DO 33 1=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,0-Z)

COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8) DATA TCD/190.67D0,305.57D0,369.96D0,425.4O0,407.96D0,

*125.65 00,304.11D0,373.18D0/

DATA VCD/163.O3DG,205.53D0,218.54D0,226.69D0,225.64D0, *315.3600,466.7400,349.3700/

DATA PIID/0.0006467D0,0.1103D0,0.1764D0,0.2213D0,0.2162D0, *0.04185DO,0.2203D0,O.O42686D0/

DATA AIJ/.6087766D0,—.4596885D0,1.14934D0,—.60750 IDO, *—.89409400,1.144404D0,—.34579D0,—.1235682D0,.lO98875D0, *-.219306D-l,-1.832916D0,4.175759DO,~9.4O4549DO,10.62713DO,

*—3.080591D0,—2.122525D0,!.781466D0,—.4303578D0,—.4963321 D—l, *.347496D—1,1.317145D0,—10.73657D0,23.95808D0,—31.47929D0, *18.42846D0,—4.092685D0,—.1906595D0,.4015072D0,—.1016264D0,

*—.9129047D—2,-2.837908DO,! 5.3427400,-27.71885D0,35.11413D0,

*—23.485D0,7.767802D0,—1.677977DO,.3157961DO,.4008579D—2,0.D0, *2.606878DO,—ll.O6722DO, I2.79987D0,—12.11554D0,7.58O666D0,

*—1.894086DO,4*O.DO,

*-1.15575D0,3.601316D0.-.7326041D0-1.151685D0I.5403439D0, *5*O.DO,.9O60572D-l,-5151915D0,.76220760-1,7*0.D0, *.4507142D-1,9*0.00/

DATA BIJ/-.7187864D0,10.67179D0,-25.7687D0,17.13395D0, *16.1730300,-24.3895300,7.15602900,3.35029400 -2.80620400, *.5728541D0,6.057018O0,-79.4768500,216.7887D0 -244.732D0, *78.0475300,48.7060 IDO,—41.92715D0,10.OO7O6DO, 1.237872D0, *—.8610273D0,—12.95347D0,22Q.839D0,—586.4596D0,744.402 IDO, *-447.0704D0,99.6537D0,5.136O13D0-9.5769DO,2.41965D0, *.2275O36DOf15.71955DO-302.O599D0,684.5968D0,-828.148400, *560.0892D0,-185.9581D0,39.91057D0 -7.56751600-.1062596D0, *0.00-13.75957D0,205.54100 -325.275100,284.651800, *—180.816800,46.0563700,4*0.00,

*6.466081 DO,-57.3922D0,36.94793D0,20.77675D0 -12.56783D0, *5*0.00,—.9775244D0,2.612338D0,—.4059629D0,7*0.D0, *-.2298833D0,9*0.DO/

END

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.З Уравнение состояния AGA8-92DC Состав природного газа в молярных процентах:

метан.................................. 98,2722

этан...................................0,5159

пропан ................................ 0,1607

//-бутан ................................ 0,0592

азот................................... 0,8858

диоксид углерода ......................... 0,0668

я-пентан ............................... 0,0157

я-гексан................................ 0,0055

«-гептан ............................... 0,0016

«-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

«-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

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

Д.1 Модифицированный метод NX19

Исходные данные

Значения

(заданные параметры)

минимальное

| максимальное

7

1 погрешности, %

Давление, МПа

1,991

2,011

1,00

Температура, К

269,50

270,50

0,35

Плотность, кг/м3 (0,101325 МПа, 293,15 К)

0,6790

0,6808

0,25

Содержание, мол.%: азота (N2)

0,8769

0,8947

2,00

диоксида углерода (СО2)

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

Значения

(заданные параметры)

минимальное

максимальное

погрешности, %

Давление, МПа

1,991

2,011

1,00

Температура, К

269,50

270,50

0,35

Плотность, кг/м3 (0,101325 МПа, 293,15 К)

0,6790

0,6808

0,25

Содержание, мол.%: азота (N2)

0,8769

0,8947

2,00

диоксида углерода (СО2)

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.З Уравнение состояния AGA8-92DC

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 (СЩ)

97,2722

99,2722

2,00

этана (СгНе)

0,5030

0,5288

5,00

пропана (СзНз)

0,1607

0,1607

я-бутана («-С4Н10)

0,0592

0,0592

азота (N2)

0,8769

0,8947

2,00

диоксида углерода (СО2)

0,0661

0,0675

2,00

я-пентана (Я-С5Н12)

0,0157

0,0157

я-гексана (н-СбНн)

0,0055

0,0055

я-гептана (Я-С7Н16)

0,0016

0,0016

я-октана (h-CsHis)

0,0009

0,0009

гелия (Не)

0,0157

0,0157

j

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 Температура, К

1,076

1,086

1,00

322,65

323,65

0,31

Содержание, мол.%:

метана (СН4)

88,3700

90,1700

2,00

этана (СгНе)

2,2030

2,3170

5,00

пропана (СзНв)

1,0600

1,0600

w-бутана («-С4Н10)

0,0100

0,0100

азота (N2)

0,0396

0,0404

2,00

диоксида углерода (СО2)

4,2570

4,3430

2,00

сероводорода (H2S)

3,0500

3,0500

пропилена (СзНб)

0,0100

0,0100

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) — 0,9853

Погрешность расчета — 0,03 %

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 К 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. — 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 mil 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, p.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.l, s.30-37.

[9]    Blanke W., Weiss R. pvT-Eigenschaften und Adsorptions- verhalten von Erdgas bei Temperaturen zwischen 260 К und 330 К mit Drucken bis 3 MPa. — Erdoi-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 CM. 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 SCI № 63. Natural gas — calculation of compression factor. Part 3 : Calculation using measured physical properties.

[15]    ICO/TC 193 SCI № 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]    YDI/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.

УДК 662.76.001.4:006.354 ОКС 75.060    Б19 ОКСТУ 0203

Ключевые слова: природный газ, методы расчета коэффициента сжимаемости, давление, температура, плотность при стандартных условиях, компонентный состав, молярные и объемные доли, коэффициент сжимаемости, фактор сжимаемости, плотность, погрешность, уравнение состояния, итерационный процесс, листинг программы

Редактор Р, С Федорова Технический редактор О Н. Власова Корректор А.В. Прокофьева Компьютерная верстка А. С. Юфина

Изд. лид. N° 021007 от 10.08.95. Подписано в печать 25.01.99. Усл.печл. 3,26. Уч.-издл. 3,55. Тираж 122 экз. С 1667. Зах. 34.

ИПК Издательство стандартов, 107076, Москва, Колодезный пер., 14. Набрано и отпечатано в ИПК Издательство стандартов

Изменение Ms 1 ГОСТ 30319.2—96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

Принято Межгосударственным советом по стандартизации» метрологии и сертификации (протокол № 22 от 06.11.2002)

За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AZ, AM, BY, KZ, EG, MD, fill, TJ, TM, UZ, UA [коды альфа-2 no ME (ИСО 3166) 004]

Зарегистрировано Бюро по стандартам МГС № 4309

Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации

Пункт 3,2,1» Первый абзац после слов «методов расчета» дополнить словами: «и область их применения»;

третий абзац и перечисления I) — 3) изложить в новой редакции:

«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, I4J и УС AGA8—92DC [ 15J — при транспортировании газа по магистральным газопроводам;

3)    уравнение состояния ВНИЦСМВ — при добыче и переработке газа»;

таблицу 1 изложить в новой редакции (си. с. 70— 72);

последний абзац. Перечисление 3) дополнить словами: «Погрешность расчета коэффициента сжимаемости б приведена в таблице 1 без учета погрешности исходных данных».

Пункт 3.2.2, Неравенство перед формулой (14) изложить в новой редакции: «при 1,3 < ра<2 и —0,21 дЛГа<0»;

последний абзац изложить в новой редакции:

«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»,

Пункт 3,2.3. Формула (23), Заменить значение: 8,8151 • 10 на 8,81514* К)-9;

последний абзац изложить в новой редакции:

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

Пункт 3,2.4. Формула (48). Заменить обозначение: Gn - на Сп =;

-j

формула (55). Заменить обозначение: xt на xf ;

формулы (49) — (55). Экспликацию дополнить словами: «Параметры бинарного взаимодействия, которые не приведены в этой таблице, а также при / = у, равны единице.»;

(Продолжение ш. с. 70)

70

Метод

расчета

Область применения и погрешность метода распета

Отклонения от жперимшалышх

данных

Область применения

1\, кг/м3

р, МПа

Погрешность к %

w*

с, *

NX19 .щ,

32 < Яс МДж/м3 < 40

0,66 <рс. кг/м5 <1,05 ОЦ, мол.% < 15 Оц, мм,! <15 250 < Г, К < 340 0,1 <р, МПа <12,0

<0,10

<3

0,12

-0,02

4,07

-0,00

34

0,15

-0,01

+0,37

-0,10

>7

0,41

0,17

+0,59

-0,05

0,70-0,75

<3

0,13

ЩГ~

пит

^ог

3-7

0.20

0,12

+0,46

-0,15

>7

0,42

0,27

4,66

-0,12

>0,75

<3

0,20

0,05

+0,41

-0,13

34

0,57

И-

+1,06

-0,25

>7

1,00

0,34

+1,65

-0,40

0,74-1,00 (смеси с H,S)

0,1-11

0,15

-0,02

+0,00

-0,10

УС

GLRG-i мод,

20 Ц,, МДж/м3 < 48

0,66 <^ф< 1,05 0 <х( мол,% < 15 0 Ц., мм,! < 15 250 < Г. К < 340 0,1 <р, МПа <110

<0,70

<3

0,11

0,01

4,13

-0,04

3-7

0,15

ш-

тог

трг

>7

0,20

0,03

+0,63

-0,06

0,70-0,75

<3

0,12

-0,01

нш

-0,17

3-7

035

гш-

тот

>7

0,10

0,02

4,16

-0,34

>0,75

<3

0,13

ш

гот

ТЩ”

3-7

0,15

-0,01

.0,15

-0,30

>7

0,10

0,01

4,65

-0.31

0,74-1,00 (смеси с ll,Sj

1РТГ

2,10

-Й,6б

ГЩГ

Мети

расчета

Область применения и погрешность метола расчета

Отклонения от экспериментальных

данных

Область применения

рс! кг/м3

р. МПа

Погрешность 1 %

1 Л

ИЯ» - '

УС

AGAM2DC

20 <//.,, МДж/м3<48

0,66 < |Т„ кг/м3 < 1,05 0 < л':(, мол J < 15 0 Ц, мол, % < 15 250 < ГД <340 0,1 <р, МПа <12,0

<0,70

<3

0,10

-0,01

20,03

-0,06

3-7

0,11

-0,01

+0,15

-0,06

>7

0,12

рг-

тщг

“ИГ

0,70-0,75

<3

0,12

-0,01

+0,1

“1Ж"

3-7

0,15

-0,03

■0,11

-0.43

>7

0.19

0.01

■0,10

-0,37

>0,75

<3

0,12

0,01

■10,25

-0,11

3-7

0,15

ЦП-

+0,24

—0,24

>7

0,17

0,01

+0,31

-0,17

0,74-1,00 (смеси с 11,5)

0,1-11

1,30

-0,38

•0,06

-1,88

УС

ВНИЦСМВ

20 <//, ,, МДж/м3 < 48

0,66 < р,„ кг/м-; < 1,05 Оц, мол,! <15 0 ц, мш.!< 15 250 < Г, К <340 0,1 <р, МПа <12,0

<0,70

<3

0.11

-8,04

+0,01

-0,10

3-7

0,12

13Г-

+0,05

^1ЦГ

>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

рг-

~ПЦГ

>7

0.18

0,02

+0,13

-0,27

>0,75

<3

.................юз.................

3-7

0,15

-0,01

418

-0,25

>7

0,24

-0,01

-0,28

-0,33

0,74-1,00 (смеси с H,S)

1ЯГ

(Цб

ОТ-

тт

(flpokamie at, c. 11)

П р и м с ч а н и я:

1    При использовании методов расчета NX19 мод. и УС GPRG-9I мод, высшую удельную теплоту сгорания <//св) вычисляют по формуле (52) ГОСТ 30319.1. ’

2    При использовании методов расчета УС AGA8—92DC и УС

В11ИЦ СМ В плотность газа при стандартных условиях (рс) вычисляют по формуле (16) ГОСТ 31)319.1. а высшую удельную теплоту сгорания {//св} — по 7.2 ГОСТ 30319.1 (допускается вычислять //св по формуле (52) ГОСТ 30319,1),_‘__

формула (60), Третью строку изложить в новой редакции:

+ I'h    k с\к» Wh 2h» I} _ r k ,-A.V

+ \un *-nKnvn Jl%( ii    {АиГп П

последний абзац. Исключить слова: «Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319, I», Пункт 3.2.5. Шестой абзац (со слов «Гели заданный компонентный состав»»). Исключить слова: «или объемные»*;

седьмой абзац (со слов «Состав природного газа пересчитывают*») изложить в новой редакции; фомулы (71) — (74) и экспликации исключить:

«Гели состав газа задан в объемных долях, то молярные доли рассчитывают но формуле (12) ГОСТ 30319.1»;

последний абзац. Исключить слова: «Допускается рассчитывать фактор сжимаемости при стандартных условиях по формуле (20) ГОСТ 30319.1»». Раздел 4. Формулы (82). (83) изложить в новой редакции:

1

N4

( ёК

-

2

К

к-1

\ (% ,

9k°i/k

ft 1 • к

(82)

f^Lj    ;    (83)

1%:/^!^;    2 Aft

четвертый абзац (со слов «Производную коэффициента сжимаемости») изложить в повой редакции:

«При вычислении частных производных но формуле (83) коэффициенты сжимаемости , и Кс/к рассчитывают при средних параметрах

ft ! и параметрах ft, = ft + \ft и ft = ft -,\ft соответственно. Рекомендуется выбирать Aft =0.5 10 2 o^ft. ■>.

(МУС N° 8 2004 г.)