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

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

Обозначение:
ГОСТ 30319.3-96
Наименование:
Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния
Статус:
Заменен
Дата введения:
07/01/1997
Дата отмены:
Заменен на:
Код ОКС:
75.060

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



БЗ 3-97

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫМ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПО УРАВНЕНИЮ СОСТОЯНИЯ

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

Армгоссгандарт

Республика Белоруссия

Белстандарт

Республика Грузия

Грузстандарт

Республика Казахстан

Госстандарт Республики Казахстан

Киргизская Республика

Киргизстандарт

Республика Молдова

Молдовастандарт

Российская Федерация

Госстандарт России

Республика Таджикистан

Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации

Туркменистан

Главтоинспекция Туркменистана

Украина

Госстандарт Украины

3    ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. № 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3—96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

© ИПК Издательство стандартов, 1997

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    Уравнение состояния природного газа................... 1

3.1    Вид уравнения состояния.......................... 1

3.2    Пределы применения уравнения состояния и погрешности

расчета свойств.................................. 2

4    Определение физических свойств природного газа.......... 3

4.1    Определение плотности........................... 3

4.2    Определение показателя адиабаты................... 4

4.3    Определение скорости звука........................ 6

4.4    Определение динамической вязкости................. 7

5    Вычисление погрешности расчета физических свойств природного газа с учетом погрешности исходных данных .... 7

6    Применение уравнения состояния для аттестации других

методов расчета физических свойств природного газа....... 8

ПРИЛОЖЕНИЕ А Листинг программы расчета физических

свойств природного газа............... 11

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Пример расчета физических свойств

природного газа..................... 26

ПРИЛОЖЕНИЕ В Библиография....................... 27

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение физических свойств по уравнению состояния

Natural gas. Methods of calculation of physical properties Definition of physical properties by equation of state

Дата введения 1997-07-01

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящий стандарт предназначен для определения физических свойств природного газа. Стандарт устанавливает метод расчета плотности, показателя адиабаты, скорости звука, динамической вязкости природного газа, основанный на использовании его уравнения состояния. Метод расчета физических свойств природного газа, приведенный в настоящем стандарте, рекомендуется применять для аттестации других методов расчета.

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

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

Издание официальное

3 УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

3.1    Вид уравнения состояния

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

Z= 1 + X X с*/Р*/Т‘,    (!)

к = 1 1=0

где    С£/ — коэффициенты УС;

Рп = Рм/Рпк приведенная плотность;

Тп= Т/ТПК — приведенная температура;

рм — молярная плотность, кмоль/м3;

рпк и Тпк — псевдокритические параметры природного газа.

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

3.2    Пределы применения уравнения состояния и погрешности расчета свойств

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

УС (1) предназначено для работы в интервале параметров:

по давлению — до 12 МПа;

по температуре — 240—480 К;

по составу в молярных долях:

метан

>0,50

этан

£ 0,20

пропан

<0,05

н-бутан

£0,03

и-бутан

£0,03

азот

£ 0,30

диоксид углерода

£0,30

сероводород

£0,30

остальные компоненты

£0,01

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

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

4.1    Определение плотности

4.1.1    Алгоритм определения плотности рм из уравнения (1) при заданных давлении (р, МПа) и температуре (Т, К) приведен в ГОСТ

30319.2 (см. 3.2.5).

Плотность р, кг/м3, вычисляют по формуле

Р = Рм м-    (2)

Таблица 1 — Погрешности расчета свойств природного газа

Область параметров состояния

Свойство

240 5 Г < 270 К

Г" (270 - 480) К

Примечание

р<> 6 МПа

6 <р & 12 МПа

р £ 12 МПа

Плотность

0,3 %

0,4 %

0,2 %

Природный

Показатель

адиабаты

0,9 %

1,0 %

0,6%

газ не содержит серо

Скорость

звука

0,3 %

1,0%

0,5 %

водород

Вязкость

2,0 %

3,0 %

2,0 %

Плотность

0,6 %

(1,0-1,5)%

0,4 %

Природный

Показатель

адиабаты

0,6 %

1,1 %

0,6 %

газ, содержащий серо

Скорость

звука

0,3 %

1,0%

0,5 %

водород

Вязкость

2,0 %

3,0 %

2,0 %

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

М=2>,М,,    (3)

i

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

4.1.3    Если компонентный состав природного газа задан в объемных долях, то необходимо:

1)    рассчитать молярные доли компонентов, используя формулы (71) — (74), которые приведены в ГОСТ 30319.2 (см. 3.2.5);

2)    по УС (1) рассчитать фактор сжимаемости (Zc) при стандартных условиях;

3) используя заданную плотность (рс) при стандартных условиях, определить молярную массу природного газа по формуле

М = 10~3 *с рс R Тсс .    (4)

Если плотность рс не задана, допускается рассчитывать ее по

формуле (16) ГОСТ 30319.1 (см. 3.3.2).

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

к = cp(l +Al)/(cvz),    (5)

где ср и cv— изобарная и изохорная теплоемкости,

А1 — безразмерный комплекс УС (1).

Безразмерный комплекс Ах УС (1) имеет вид

г Sk

S (£ + 1) cklPп Tl .    (6)

к= 1 / = 0

Изобарную и изохорную теплоемкости рассчитывают по следующим выражениям:

cp = R[cq/R + (\+A2)2/{\+A{)1, св = R (Сеom/R + ^з) ,

(7)

(В)

где с$от — изохорная теплоемкость природного газа в идеально газовом состоянии, а безразмерные комплексы А% и Аз имеют вид:

г *Sjt

^2 “ “ X X (/ ” 1 )Ckl РЙ/ i

(9)

*=1 /=о

к

Z [/(/- 1)/*] С^р*/^

/-0

(10)

Изохорную теплоемкость в идеально газовом состоянии вычисляют по формулам:

С ~ с — /? • ’■'vom ^pom ’

(П)

^ро/71 = S *

(12)

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

N.

2/

и-0

У= 1

(13)

где 0г- = Т/Г,,/.

Температура Tni, пределы суммирования jVh- и Nlh а также константы (aPi и (Ру), уравнения (13) для /-го компонента природного газа приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Константы уравнения (13)

Компонент (0

У

(а/)/

(Ру)/

Метан

0

1,46696186- 102

М/ = 10

1

-6,56744186 • 101

—2,09233731 • 102

Nji = 6

2

2,02698132- 101

2,06925203 • 102

Гт- = 100 К

3

-4,20931845 ■ 10°

-1,35704831 • 102

4

6,06743008 ■ 10'1

5,64368924 - 101

5

-6,12623969 • 10'2

-1,34496111 - 101

6

4,30969226 ■ 10'3

1,39664152 • 10°

7

-2,06597572 • 10"4

8

6,42615810- 10'6

9

-1,16805630- 10'7

10

9,40958930 - Ю~10

Этан

0

6,81209760 • 101

М/=6

1

—3,06340580 ■ 101

-8,74070840 • 101

NZi = 5

2

9,52750290 • 10°

7,84813740 • 101

Тл/ = 100 к

3

-1,69471020- 10°

—4,48658590 - 101

4

1,76305850 - 10"1

1,46543460 • 10*

5

-9,95454020 • 10"3

-2,05183930 • 10°

6

2,35364300 • 10"4

Пропан

0

-9,209726737 - 10,1

Mi = 6

1

3,070930782 • 101

1,748671280 • 102

М/ = 4

2

-4,924017995 ■ 10°

-1,756054503 • 102

Гл/ = 100 к

3

5,045358836 • КГ1

8,874920732 ■ 101

4

-3,140446759- 10~2

— 1,720610207 • 101

5

1,076680079 ■ 10~3

6

-1,556890669- 10-5

Окончание таблицы 2

Компонент (0

7

(«У)<

//-Бутан

0

-2,096096482 • 102

Nu = 6

1

6,877783535- 101

4,055272850 ■ 102

N2' = 5

2

-1,228650555 • 101

-4,457015773 • 102

Tni= 100 к

3

1,413691547- 10°

2,743667350 • 102

4

-1,002920638 - ИГ1

-8,643867287 • 101

5

3,985571861 • 10~3

1,070428636 • 101

6

-6,786460870 • 10~5

ы-Бутан

0

-3,871419306 • 101

Nu= 5

1

4,711104578- 101

2,171601450- 101

N21 = 2

2

-1,758225423 • 101

—4,492603200 • 10°

Тщ = 300 К

3

4,183494309 - 10°

4

-5,520042474 ■ Ю-1

5

3,034658409 • 10~2

Азот

0

0,113129000- 102

Nu = 6

1

-0,215960000 • 101

—0,174654000 ■ 102

Nn = 6

2

0,352761000 • 10°

0,246205000- 102

Гш = юо к

3

-0,321705000 • 10-1

-0,217731000- 102

4

0,167690000 • 10~2

0,116418000- 102

5

-0,467965000 - 10-4

—0,342122000 • 101

6

0,542603000 • 10-6

0,422296000 ■ 10°

Диоксид

0

-9,508041394 • 10-1

углерода

1

7,008743711 • 10°

1,087462263 • 10°

М. = 6

2

—3,505801670 • 10°

—7,976765747 • 10-2

Nu = 4

3

1,096778000 • 10°

-2,837014896 • 10~3

Tni= 300 к

4

-2,016835088 ■ 10-1

1,479612229- 10~4

5

1,971024237 • 10-2

6

-7,860765734 • 10"4

Сероводород

0

3,913550000-10°

Nu = 5

1

-6,848510000 • КГ2

Nu = 5

2

5,644240000 ■ 10"2

Ты = 100 К

3

-4,837450000 ■ 10"3

1,186580000 10°

4

1,717820000 • Ю"4

-1,907470000 • 10°

5

-2,275370000 ■ 10_6

8,285200000 • 10-1

4.3 Определение скорости звука

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

и = [lO3 R Тср (1 + At)/(cv М)\°’\    (14)

где Ср , cv и Л\ — соответственно изобарная, изохорная теплоемкости

природного газа и безразмерный комплекс УС (1), см. (6) — (13);

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

4.4 Определение динамической вязкости Динамическую вязкость природного газа вычисляют по формуле

р=ц0/(Ю£),    (15)

где ро = 78,037 + 3,85612П - 29,0053О2 - 156,728/Гп + 145,519/Г2 -- 51,1082/ 7;3 + 6,57895 рп + (11,7452 - 95,7215 П2и) р2 +

+ 17,1027 р3 Q + 0,519623/7^ р3 ,    (16)

MOSp»’

(17)

/>пк = 1(Г3 R (0,28707 - 0,05559 П) р^Г^ .    (18)

Молярную массу природного газа (М) вычисляют по формуле (3) или (4), а формулы расчета фактора Питцера (Q), приведенных и псевдокритических параметров природного газа (Тп, рп, 7^, рпк) приведены в ГОСТ 30319.2 (см. 3.2.5 ).

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

При измерении расхода и количества природного газа, транспортируемого в газопроводах, давление (р), температуру (7) и состав (х,) измеряют с определенной погрешностью. Перечисленные параметры являются исходными данными для расчета физических свойств по УС (1) и уравнению для вязкости (15).

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

\

I

(19)

где 5т — погрешность расчета свойства Q, связанная с погрешностью измерения исходных данных;

Ьдк — погрешность измерения параметра исходных данных;

В формулах (19) — (21):

qk — условное обозначение к-то параметра исходных данных (р, Т, X,);

Qk — среднее значение к- го параметра в определенный промежуток времени (сутки, месяц, год и т.д.); qgiaxc и дмин _ максимальное и минимальное значения А:-го

параметра в определенный промежуток времени;

Q — условное обозначение свойства природного газа (р, к, и, р);

Nq — количество параметров исходных данных, Nq = 2 + N (N — количество основных компонентов природного газа, которыми являются: метан, этан, пропан, бутаны, азот, диоксид углерода, сероводород).

Производную свойства Q по параметру qk рассчитывают по формуле (20) при средних параметрах qu отличающихся от параметра qk.

Свойство Q (среднее значение) рассчитывают при средних параметрах qk .

Общую погрешность расчета физических свойств определяют по формуле

где 8в — погрешность расчета физических свойств по УС (1) и по уравнению для вязкости (15), значение которой для каждого свойства приведено в таблице 1.

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

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

(20)
(21)

8 = (Sq + 8^)0-5,

(22)

Таблица 3

Компонент

Концентрация компонентов, мол.%, при рс, кг/м3

0,67 - 0,70

SO

04

О

1

О

*

о

0,76 - 0,88

свыше 0,88

Метан

90,40 — 99,60

86,35 - 98,50

73,50 - 92,00

74,20-81,53

Этан

0,0-4,10

0,0 - 8,40

1,57-10,91

6,29— 12,19

Пропан

0,0-1,16

0,0 - 3,35

0,18 — 5,00

3,37 - 5,00

н-Бутан

0,0 - 0,48

0,0-1,54

0,12-1,50

0,51 - 1,98

н-Пентан

0,0 - 0,32

0,0- 1,00

0,10-1,00

0,10-1,00

Азот

0,0 - 4,60

0,12-8,47

0,22 — 16,30

0,56 — 4,40

Диоксид

углерода

О

1

О

сТ

0,0 — 3,30

0,0 — 5,60

0,10— 14,80

Сероводо

род

0,0

0,0 - 6,50

0,0 — 5,30

0,0 — 24,00

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

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

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

1 N

5сист = д|- X! б* ,    (23)

*= 1

1

N- 1

N

I

к- 1

(5* - 5СИСГ)

(24)

в формулах (23) и (24) N — количество тестовых точек в массивах

Ък = 100 ■ [(браСЧ> к ~ Огест, *)/Огест, *1 >    (25)

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

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

5 =

бсиет + (2 ■ 5

ст

)2 + б 2о

0,5

(26)

где 8q — погрешность расчета физических свойств по УС (1) и по уравнению для вязкости (15), значение которой для каждого свойства приведено в таблице 1.

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

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

ЛИСТИНГ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

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

£    фффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффф

с    *    *

С    * Программа расчета физических свойств (плотности, показате—    *

С    * ля адиабаты, скорости звука и вязкости) природного газа    по    *

С    * уравнению состояния ВНИЦ СМВ.    *

С    *    *

С' ффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффффф

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

CHARACTERS AR

DIMENSION PI(100),TI(100),ROP(100,100),PAP(100,100),

*WP(100,100), ETAP(I00,100)

COMMON/Р/Р/Т/T/RON/RON/YI/YC(25)/NPR/NPR/Z/Z/TS/RO,PA, W */ETA/ETA/AR/AR(25)

200 WRITER, 300)

300    FORMAT(18(/))

WRITE(*,400)

400 FORMAT(

**    Расчет физических свойств природного шза*/

**    по уравнению состояния*/////)

WRITER, 1)

1 FORMAT(* Введите исходные данные для расчета.*/)

WRITER,35)

35 FORMAT^ Введите 0, если состав задан в молярных долях*/

*’ или 1, если состав задан в объемных долях *\)

READ(V)NPR IF(NPR.EQ.l) THEN WRITE(*,*(A\)*)

*f Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа, в кг/куб.м *

READ(V)RON

WRITE(*,33)

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

ELSE

RON==ODO

WRITE(*,3)

3 FORMAT(* Значение молярной доли, в мол.%*)

ENDIF DO 5 1—1,25

WRITE(V(A\)’) AR(I)

READ(*,*)YC(I)

5    YC(I)=YC(I)/100.

WRITE(*S * (A\)’)

*’ Введите количество точек по давлению: ’ READ(*,*)NP WRITE(*/(A\)*)

*’ Введите количество точек по температуре: ’ READ(V)NT WRITER,ЧАХ)’)

*’ Введите значения давлений в МПа: ’ READ(V) (PI(I) J* 1 ,NP)

WRITE(V(A\)’)

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

WRITER,ЧА\)’)

*’ Ввод исходных данных завершен.’ P—.101325D0 Т—293.15D0 ICALC=1

CALL EOSVNIC(ICALC)

IF(Z.EQ.ODO) THEN CALL RANGE(NRANGE)

IF (NRANGE) 134,134,200

ENDIF

ICALC=2

NTS=0

DO 7 1=1,NP

P=PI(I)

DO 7 J-1,NT T-TI(J)

CALL EOSVNIC(ICALC)

IF(Z.NE.ODO) THEN

NTS=NTS+1

ROP(I,J)*RO

PAP(I,J)=PA

WP(I,J)=W

ETAP(I,J>—ETA

FT 4F

ROP(I,J)=-ODO PAP(I,J)=0D0 WP(I,J)—0D0 ETAP(I,J)=0D0 ENDIF

7 CONTINUE 500 WRITE(MOO)

100    FORMAT(25(/))

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

IF (NRANGE) 134,134,200

ELSE

1=1

9 IS=0

DO 11 J=1,NT

IF(ROP(I,J).EQ.ODO) IS=IS+1 11 CONTINUE

IF(IS.EQ.NT) THEN IF(I.NE.NP) THEN DO 13 J=I,NP-1 PI(J)=PI(J+1)

DO 13 K=1,NT ROP(J,K)=ROP(J+1 ,K)

PAP(J,K)=PAP(J+1,K)

WP(J,K)=WP(J+1,K)

13    ETAP(J,K)=ETAP(J+1 ,K)

ENDIF

NP=NP-1

ELSE

1=1+1

ENDIF

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

15 JS=0

DO 17 1=1, NP

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

IF(JS.EQ NP) THEN IF(J.NE.NT) THEN DO 19 I=J,NT-1 TI(I)=TI(I+1)

DO 19 K=1,NP ROP(K,I)=ROP(K,I+1)

PAP(K,I)=PAP(K,I+1)

WP(K,I)=WP(K,I+1)

19    ETAP(K,I)=ETAP(K,I+1)

ENDIF

NT=NT-1

ELSE

J=J+1

ENDIF

IF(J.LE.NT) GO TO 15 CALL PROP(NPROP)

IF(NPROP.EQ.S) GO TO 134

IF(NPROP.EQ.l) CALL TABLCPI.T^ROP.NP.NT^PROP) IF(NPROP.EQ*2) CALL TABL(PI,TI,PAP,NP,NT,NPROP) IF(NPROP.EQ*3) CALL TABL(PI,TI,WP,NP,NT,NPROP) IF(NPROP.EQ.4) CALL TABL(PI,TI,ETAP,NP,NT,NPROP) WRJTE(*, ’(AX)*)

** Продолжить вывод рассчитанных свойств ? 0 — нет, 1 — да * READ(*, *)N CONT IF(NCONT.EQ.l) GO TO 500 ENDIF 134 STOP END

SUBROUTINE PROP(NPROP)

WRITE(V)

1 FORMAT(//

Рассчитаны следующие физические свойства

■V

У

V

7

7

7

7

7

7

7

-У)

*10ХЛ

пох/

*10Х/ 1. Плотность *10Х/

*10Х/ 2. Показатель адиабаты *10Х/

*10Х,’ 3. Скорость звука *10Х/

*10Х/ 4. Коэффициент динамической вязкости *10Х,’

*10Х/-

WRITER,5)

FORMAT!/,ЗХ,

*’ Введите порядковый номер свойства для вывода результатов расче’, *’та’/

** или 5 для выхода в ДОС ’\)

READ(*,*)NPROP

RETURN

END

SUBROUTINE RANGE(NRANGE)

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

COMMON/Z/Z

WRITE(*,I)

FORMAT(//

*’ Метод расчета при заданных параметрах “не работает"*/

*’ Продолжить работу программы ? О — нет, I — да ’\) READ(*,*)NRANGE RETURN END

SUBROUTINE TABL(PI,TI,ZP,NP, NT, NPROP)

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

CHARACTER*26 AR,FNAME

CHARACTER PROP(4)*58,A*6,LINl(5)*9,LIN2(5)*9,LIN3(6)*9,LIN4*9, *AT(6)*28,RAZM(4)*39 CHARACTER*70 F,FZ(11,2),FW(11,2)

DIMENSION PI(100),TI(100),ZP(IOO,100),ZPP(6) COMMON/YI/YC(25)/NPR/NPR/AR/AR(25)

DATA PROP/

Плотность природного газа/,

Показатель адиабаты природного газа/,

Скорость звука природного газа/,

Коэффициент динамической вязкости природного газа//

DATA RAZM/

*’ (в кг/кубм)У \

*’ (в м/с)’,

*’ (в мкПа*с)У

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

*LIN4/’-7,A/* - У

DATA AT/

*’ T, K’,’

DATA FZ/

T, K* **,*

T, K7

T, K\*

T, K’, T. K7

00

оо

о

о

-Р* to ■Р to

? НИ нм им нм нм им им

Т1Т1Т1Т1Т1Т1

оо^слслоос/зоооо

Ни НЧ ННН Н

. wwwwww OulOOOOO/O

So to ю to о

w 02^00

№>е№ w

^ZOdZZ

4t*    "* Jh~ *

ИМ *Ъ.у-V ИМ ИМ

°ri>rr

WO^WM Tjo H «

|ю|8

§833

* * # * #

^X^

&X>><&

нгаезн

iji'O »^Oui

# # *

“ kj -

(MSThs

Ыы bJ

X*X

V .Г

* * * *

jv

to to U>TJ

XXXx VtiV> тг> ti

V© SO Ol t/8 f л

bsbsio:^

li у 4 w

»—* <7w *

XXX >>ti

OS OS Ui

ov;

Oi

# *

A “

*£ ЧГ у Tl

ИМ Ol

to^to

X

Й

и»

to

W

X

V#

k

OJ

X

V0

Ю

jo

X

“to

y-N

£

ti

Ox

Lft

-P -P

X X

V    Ч

ч Tl Ox и»

to

X

k

to

X

4*

ti

o>

jo

“to

X

X#

-M

X

4

Ox

tO

4

x:

V#

to

X

k

w

to

XM.

&

V*

Tl

О»

Ю

X

и

Oi

to

sa

to

X

Ox

y—N

to

X

v*

k

* *

LU **

jQw &><>< ti^3

1ЛУУ

им * t *

С?у-Ч^у-Ч . tri

l>Ul]4

*> S «,

Os *k_> Ov

v

xj^x

3x3

#*#*##***

X w ш w w W7j u>Q

vxxxxxxxx

.0 "X1H ч Tl *T1 > 4 > ^ SO S SO SO у Ss ^ S OSioOVOv to^ ro^

V ,W О V 4    M

►—>< »—* M-* (./I* Ы-

X^XXX X

^    <J    4    U    S#

>    > > Tl W

&    &\ <£pv to

A Tocnjo x
ХЧ УМИЧ1*, w V
SO tO to3£ TJ

X XX w 04

>    >4* ‘

ON ONOV^

i-"' to Os

(O «_' ч-х

X

to

Ы

X

a

у

to

W

X

%#

Tl

so

bv

tOv. “« * Л/МХЧ

" WW

3**

bv bs

/-Ч I—* И-

у XX

TlOvOv 'и- to to X ,»'X«

Tl Os

to

V

y-M,

tO

X

V#

Tl o\ to

**pm4 T X->

v< > W

i^bvX >4^C 9''C* a\ ^Xjo

ХЧ ,

OS'*

> io os^<

u>

XN

U>

X

k

OJ

X

*

Tl

Ui

to

о

to

X

4

to

/s

oa

X

a

to

* *

- Ui

wX

X Ti Tl У у to

ю'У *« *#

X

U>

y-s

Ut

X

Tl

os

to to

u>

X

k

w

X

Tl

У

jo

NJ

X

U)

X

Я

Os

to

* * * #

» ! .) “ «

OjQ so to

x£xx

V    Г ^%ф

yi o(yi V»

to L> to to

Я?Й8

O    \*    4#

-p. to Os

LO

X

44

k

w

to

y-S

OJ

X

3

Ov

to

to

X

*

Tl

Ui

to

V/

to

X

*

(-Л

y~s

to

X

k

to to

XX

ka

Xs^ U*M '

X^:

a.x

k> Tl

^ У

, * JO x< tOl

.x>

Ti&N

«X

- Tl

to >У

у—4 OS

to

X

4 ■—

k-

to

Tl

о

О

н

ы

о

U)

so

ы

Ul

so

9\

NW—3

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

3 FORMAT^ Содержание в мол.%’)

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

33 FORMATS Содержание в об.%’)

NW—NW+l 1=1

9 J=I+1 13 CONTINUE

IF(YC(J).NE.0D0) THEN WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.,AR(J),YC(J)*100.

5 FORMAT(2(A26,F7.4))

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

IF(YC(I) .NE.0D0. AND.I .NE.25) GO TO 9 IF(YC(I).NE.ODO.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 GOTO 13 ELSE

WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.

NW=NW+1

ENDIF

ENDIF

99 CONTINUE

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

7 FORMAT00

PAUSE * Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> s WRITE(*,100)

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(*,100)

NW=0

ENDIF

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

WRITE(*,7)

IF(NYST.EQ.I) 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.l) WRITE(U7)LIN2(1)S(LIN1(K),K=1SNL-1)

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

17 FORMAT^-’,6A9)

WRITE(1,19)AT(NL)

19 FORMATS Г,А28)

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)

WRrrE(l,23)(TI(K),K—I,I+NL-1)

23 FORMAT(IOX,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—NLH-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) GOTO 133 IF(NLN.EQ.O) THEN IF(NPROP.NE.3) F=FZ(1,JP)

IF(NPROP.EQ.3) F—FW(1,JP)

ELSE

IF(ZP(J,I).EQ.ODO.AND.NPROP.NE.3) F-FZ(NLN+1,JP> IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.ODO.AND.NPROP.NE.3) F-FZ(NLN+12-NL,JP) IF(ZP(J,I).EQ.ODO.AND.NPROP.EQ.3) F=*FW(NLN+1,JP) IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.ODO.AND.NPROP.EQ.3) F=FW(NLN+12-NLfJP) ENDIF

IF(NLl.EQ.l) WRITE( 1,F)PI(J),ZPP( 1)

IF(NL1.EQ,2) WRITE(1SF)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)JZPP(2),ZPP(3),ZPP(4) IF(NL1.EQ.5)

*WRITE{1,F)PI(J)JZPP(1),ZPP(2),ZPP{3),ZPP(4),ZPP(5)

IF(NL1.EQ.6)

*WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5),ZPP(6) NW=NW+1 133 CONTINUE

IF(NW.EQ.20.AND.NYST.EQ.0) THEN IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GOTO 29

WRITER,7)

PAUSE * Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> ’

WRITE(MOO)

NW—0

WRITE(1,7)

IF(NL.GT.l) WRITE(U7)LIN2(1),(LIN1(K),K-1,NL-1)

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

WRITE( 1,19) AT(NL)

IF(NL.GT.l) WRTTE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K—1 ,NL-1)

IF(NL.EQ.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

IF(NW.EQ*54.AND.NYST.NE.O) THEN IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GOTO 29 WRITE (1,7)

WRITER,7)

IF(NYST.EQ.l) PAUSE

** Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> *

NW=0

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

IF(NL.EQ.l) WRITE(1,I7)LIN2(1)

WRITE(1,I9)AT(NL)

IF(NL.GT.l) WRITE(l,2L)LIN4,(LIN2(K),K=l,NL-l)

IF(NL.EQ.l) WRITE( 1,21)LIN4 WRITE(1I23)(TI(K),K—I,I+NL-1)

WRITE(1,17)(LIN3(K),K-1,NL)

NW=NW+6

ENDIF

25 CONTINUE 15 CONTINUE 29 CLOSE(l)

WRITER,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 ТО 22 RETURN END

SUBROUTINE EOSVNIC(ICALC)

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

REAL*8 LIJ(8,8)

DIMENSION VC(8),TC(8),PII(8),DU(8,8)

COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8) */B/B(10,8)/RM/RM/Y/Y(8)/BM/BM(8)/NI/NI(8)/NC/NC/RON/RON/PIM/PIM COMMON/CPCI/CPC1(20,5),CPC2(20,3)/IDGFD/TOID(8),MCOD(8),MCPD(8) */IDGF/CPC(20,8) ,TOI (8), MCO(8), MCP(8) COMMON/P/P/T/T/Z/Z/TS/RO,PA,W/ETA/ETA RM=8.3I451D0 IF(ICALC.NE.I) GO TO 1

CALL COMPON IF(Z.EQ.ODO) GO TO 133 DO Hill J=l,8 DO 11111 1=1,20 IF(J.LE.S) CPC(I,J)=CPC1(I,J)

IF(J.GT.5) CPC(I,J)=CPC2(I,J-5)

11111 CONTINUE

CALL DDIJ(DIJ,LIJ)

DO 75 1=1,NC TC(I)=TCD(NI(I))

VC(I)=BM(I)/VCD(NI(I))

PII(I)=PHD(Nl(I))

MCO(I)=MCOD(N1(I))

MCP(1)=MCPD(NI(I))

TOI(I)=TOID(NI(I))

MP=MCO(I)+MCP(I)+l DO 23 7=1,MP 23 CPC(J,I)=CPC(J,NI(I))

DO 123 J=1,NC IF(LGE.J) GO TO 123 DIJ(I,J)=DIJ(NI(I)5NI(J))

LIJ<I,J)=LIJ(NI(I),NI(J))

123 CONTINUE 75 CONTINUE

CALL FARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII)

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

27 B(I,J)=AU(I,J)+BIJ(1,J)*P1M IF(RQN.NE.ODO) THEN CALL PHASE RON=ODO GO TO 133 ENDIF

1 CALL PHASE 133 RETURN END

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

DIMENSION BMI(25),ROI(8),GI(8),YI(25)

COMMON/Y/Y(8)/BMM/BMM/BM/BM(8)/YI/YC(25)/NI/NI(8)/NC/NC/RON/RON DATA В MI/16.043DO,30.O7DO,44.O97DO,2*58.123D0,28.0135D0,

*44.01D0,34.082D0,26.038D0,28.054D0,42.081 DO,3*72.15D0,

*86 Л 77D0,78.114DO,1OG,204DO,92.141D0,114.231D0,128.259D0, *142.286D0,4.0026D0,2.0159D0,28.01D0,31.9988D0/

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

*1A649D0,1.8393D0,1.4311 DO/

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

IF(RON.NE.ODO) GO TO 333

BMM=0D0

DO 3333 1=1,25

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

333 YS=0D0

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

YS1=0D0 DO 67 1=12,21 67 YS1=YSH-YI(I)

YS2=GD0 DO 69 1=22,25 69 YS2=YS 2+YI (I)

YI(2)=YI(2)+YI(9)+YI(10)

YI(3)=YI(3)+YI(11)

YI(4)=YI(4)+YS1

YS3=YI(4)+YI(5)

IF(RON.NE.0D0,ANDYI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LT.0.03D0) THEN

YI(4)=YS3

YI(5)=0D0

ENDIF

IF(RON.EQ.0D0.AND.YI(5).LT.0.01D0.ANDYS3,LE.0.03D0) THEN

YI(4)=YS3

YI(5)=0D0

ENDrF

YI(6)=YI(6)+YS2 IF(RON.EQ.ODO) GO TO 555 ROM=ODO 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 11 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

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(Y1,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

ояоЗо

C!.«QO“

■u-zs^mY

ТД'ГЬ-
рЗгО^

0^oOn.

Й

2^d<0Q

«Gocoo

^ и

Ty^^s

A £

XL n

2 s

u> H

b Q

<=> s.

00

Чз .

•—f Lfl

S8sS§

s^esse

ZoSHo

:§?S2

Voo>“

00 Nt s?

'w'    _2T ^

ч    00

S ?|

« gg

s Po

< ng

О M

aECEEEEEEOOaOOOddddddddP

2^>5>;^>5^>C^eecmt:c:£3G£5dGd£3d5

■ ^ ^ “ ^PP Г*^asыы^С^СС^Сзр

6 666666oPPPPPPPPPPPPP'°'м u>4!».o\u>tsjoocK^S^SS^i^S£:0^«£42i

ииоооааойЭЙЭЙ^^оиио

оо$55ооо00000о°о    ~---

о о о о

dd025£tg

~~t*ё§

*    * м Р i~j ~!

ю«>ОцмД

z-ssgz

MooS»

u*

*2

об 00

SpiJSpi

й'ЗЗЗ

'—«/«“v ** <^*V

*2£ x P «

S^H

POu O Wp

wDa

So a

°s

o»o

50>?°

kSjS

QPlo

po>:

png

Hop о о P ^мй

gsg

b20

та?0*

S2^

sS|

оир

ыС1о

d3n

5np

N Д C

I§3*

о

T!

o

u

о

ы

U)

to

VO

On

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-O.DO DO 5 1=1,NC DO 5 J=1,NC

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

PIM=PIM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*PIIJ(I,J)

5 TCM=TCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*TCIJ(I,J)**2 PIM=PIM/VCM TCM=(TCM/VCM)**0.5

PCM=8.31451D-3*(0.28707D0-0.05559*PIM)*TCM/VCM

RETURN

END

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

COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/PCM/PCM/RON/RON/BMM/BMM */AI/AO,Al ,A2,A3

IF(T.LT.240Dd.OR.T.GT.480DO.OR.P.LE.ODO.OR.P.GT.12DO) THEN

Z=ODO

GOTO 134

ENDIF

PR=P/PCM

RO=9D3*P/(RM*T*(l. 1*PR+0.7D0))

CALL FUN(RO)

CALL OMTAU(RO,T)

IF(Z.EQ.ODO) GO TO 134

Z=1.DO+AO

IF(RON.NE.ODO) THEN

BMM=lD-3*Z*RON*RM*T/P

GO TO 134

ENDIF

NPRIZ=2

CALL COMPL(RO,T,NPRIZ)

CALL TP(RO)

CALL ETAS(RO)

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)

COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AI/AOjAl ,A2,A3 ITER=1 1 CONTINUE NPRIZ=0

IF(ITER.NE.l) NPRIZ=1 CALL COMPL(X,T,NPRIZ)

Z=1.DO+AO

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

F= 1. D3*RM*T*(I. D0+A1)

DR—FX/F X—X+DR

IF(ITERGT.IO) GO TO 4 ITER—ITER-K

IF<DABS(DR/X).GT.l.D-6) GOTO 1

4    CALL COMPL(X,T,NPRIZ)

RETURN

END

SUBROUTINE OMTAU(RO,T)

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

COMMON/PARCM/TCM, VCM/Z/Z

Z=-ID0

TR=T/TCM

ROR-RO*VCM

IF{TR.LT.L05D0) Z=0D0

IF{ROR.LT.O.DO.OR.ROR.GT.3.DO) Z-OD0

RETURN

END

С Подпрограмма определения безразмерных комплексов АО,А1,А2 и АЗ 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,A2,A3

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 Al—0.D0

IF(NPRIZ.EQ.l) GO TO 5 A2—0.D0 A3—0.D0

5    DO33I-l,10 D=BK(I)*ROR**I AO-AO+D A1=A1+(I+1)*D IF(NPRIZ.EQ.l) GO TO 33 DO 3 J=l,8

Di=B(I,J)*ROR**I/TR**(J-l)

A2—A2+(2-J)*Dl 3 A3«A3+(J-1)*(2-J)*D1/I 33 CONTINUE RETURN END

С Подпрограмма расчета плотности, показателя адиабаты, скорости С звука

SUBROUTINE TP(ROM)

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

СОММО^ВММ/ВММ/А1/АО,А1,А2,АЗ/ВМ/1ШДЯ/Т8/ВО,РА^/г/г

CALL IDGFU(T,CVOS)

RO=BMM*ROM

R-RM/BMM

A11=1.D0+A1

A21=1.D0+A2

CV=R*(A3+CVOS)

Cp=CY+ R*A21 **2/А11

W=DSQRT(DABS(1.D3*R*T*CP/CV))*DSQRT(DABS(A11))

PA=CP/CV*A11/Z

RETURN

END

С Подпрограмма расчета изохорной теплоемкости в идеально газовом С состоянии

SUBROUTINE IDGFU(T,CVOS)

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

DIMENSION CPO(8) ,CVO(8)

COMMON/IDGF/CPC(20,8),TOI(8),MCO(8),MCP(8)/Y/Y(8)/NC/NC

CVOS=O.DO

DO 21 1=1 ,NC

M=MCP(I)

N—MCO(I)

TAU=T/TOI(I)

S 1=0. DO S2=0.D0 S3=0.D0 S1=CPC(1J)

IF(M.EQ.O) GO TO 7 DO 9 J=1,M

9 S2=S2+CPC(J+1,I)*TAU**J 7 IF(N.EQ.O) GOTO 11 DO 13 J=1,N

13 S3=S3+CPC(M+J+1,1)/TAU**J 11 CPO(I)=S I+S2+S3 CVO(I)=CPO(I)-1 .DO 21 CVOS=CVOS+Y(I)*CVO(I)

RETURN

END

С Подпрограмма расчета вязкости SUBROUTINE ETAS (ROM)

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

COMMON /ETA/ETA/PARCM/TCM, VCM/BMM/BMM/T/Т/PIM/PIM/PCM/PCM DKSI=TCM**(1D0/6D0)/BMM**.5/PCM**(2D0/3D0)

ROR=VCM*ROM

TR=T/TCM

ETA=78.037D0+3.85612*PIM-29.0053*PIM**2-156.728/TR+145.519^R**2 *-51.1082/TR**3+6.57895*ROR+(11.7452DO-95.7215*PIM**2/TR)*ROR**2+ *17.1027*ROR**3*P1M-K519623/TR**2*ROR**5 ETA=ETA/DKSI/10.

RETURN

END

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

CHARACTERS AR

COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)

COMMON/CPCI/CPC1(20,5),CPC2(20,3)/IDGFD/TOID(8),MCOD(8),MCPD(8)

*/AR/AR(25)

DATA TCD/19O.67DO,305.57DO,369.96DO,425.4DO,4O7.96D0,

♦125.65D0,304.11D0,373.18D0/

DATA VCD/163.O3DO,2O5.53DO,218.54D0,226.69DO,225.64DO, *315.36D0,466.74D0,349.37D0/

DATA PIID/0.0006467DO,0.1103DO,0.1764E>0,0.2213DO,0.2162DO,

*0.04185DO,0.2203D0,0.042686D0/

DATA AIJ/.6O87766D0,-.4596885DO,1.14934D0,-.6O7501DO,

*-.894094D0,1.144404D0, -.34579DO, - .1235682D0,.1098875D0, *-.219306D-l,-1.832916D0,4.175759DO,-9.4O4549D0,lO.62713D0,

•-3.080591DO.-2.122525D0,1.781466D0,-.43O3578DO,- 4963321D-1,

*.347496D-1,1.317145D0,-10.73657D0,23.95808D0,-31.47929D0,

*18.42846D0,-4.O92685DO,-.1906595D0,.4O15O72DO,-.1016264DO,

*-.9129047D-2,-2.837908D0,15.34274D0,-27.71885D0,35.11413D0,

*-23.485D0,7.767802DO,-1.677977D0,.3157961DO,.40O8579D-2,O.DO,

*2.60687800,-11.06722DO,12.79987D0,-12.11554D0,7.580666DO, *-1.894086DO,4*0.D0,

*-1.15575D0,3.6O1316DO,-.7326O41D0,-1.151685D0,.5403439DO,

*5*0.DO,.9O6O572D-l,-.5151915DO,.7622O76D-l,7*0.D0,

*.4507142D-1,9*0.D0/

DATA BIJ/-.7187864D0,10.67179D0,-25.7687D0,17.13395DO, *16,17303D0,-24.38953DO,7.156029D0,3.350294D0,-2.8062O4DO, *.5728541DO,6.O57O18DO,-79.47685D0,216.7887D0,-244.732D0, *78.O4753D0,48.70601DO,-41.92715D0,lO.007O6D0,1.237872D0, *-.861027300,-12.9534700,220.83900,-586.459600,744.402100, *-447.07O4DO,99.6537DO,5.136O13D0,-9.5769DO,2.41965DO, *.2275036DO,15.71955D0,-3O2.O599D0,684.5968D0,-828.1484DO, *560.0892D0,-185.9581D0,39.91057D0,-7.567516D0,-. 1062596DO,

*0.D0,-13.75957D0,205.541 DO,-325.2751 DO, 284.6518D0,

*-180.8168DO,46.05637D0,4*0.D0,

*6.466081D0,-57.3922D0,36.94793D0,20.77675D0,-12.56783D0,

*5*O.DO,-.9775244DO,2.612338DO,-.4059629DO,7*O.DO,

*-.2298833D0,9*0. DO/

DATA CPCl/1.46696l86D+02,-6.56744186D+01,2.02698132D+01, *-4.20931845DO,6.06743008D-01,-6.12623969D-02,4.30969226D-03, *-2.06597572D-04,6.4261581D-06, -1.1680563D-07,9.4095893D-10, *-2.09233731D+02,2.06925203D+02,-l.35704831 D+02,5.64368924D+01,

*-l .34496111D+01,1.39664152D0,3*0.D0,

*6.8120976D+01,-3.0634058D+01,9.5275029DO,-1.6947102DO,

*1.7630585D-01,-9.9545402D-3,2.353643D-4,-8.7407084D+l,

*7.8481374D+1 .-4.4865859D+1,1.4654346D+1, -2.0518393DO,8*O.DO, •-9.209726737D+1,3.070930782D+1,-4.924017995D0,S.045358836D-1,

*-3.140446759D-2,1.076680079D-3, -1.556890669D-5,1.74867128D+2,

*-1.756054503D+2,8.874920732D+1,-1.720610207D+1,9*0. DO, *-2.096096482D+2,6.877783535D+l,-1.228650555D+1,1.413691547D0,

*-1.002920638D-1,3.985571861 D-3,-6.78646087D-5,4.05527285D+2, *-4.457015773D+2,2.74366735D+2,-8.643867287D+1,1.070428636D+1,

*8*0.D0,

*-3.8714193060+1,4.71H04578D+1,-1.758225423D+1,4.183494309DO, *-5.520O42474D-l,3.034658409D-2,2.17160145D+l,-4.4926032D0,

*12*0. DO/

DATA СРС2/0.1131290+2,-0,215960+1,0.3527611)0,-0.3217050-1, *0.16769D-2,-0.467965D-4,0.542603D-6,-0.174654D+2,0.246205D+2, *-0.2177310+2,0.1164180+2,-0.3421220+1,0.42229600,7*0.00, ♦-9.508041394D-1,7.00874371100,-3.50580167D0,1.096778D0, *-2.016835088D-l,1.971024237D-2,-7.860765734D-4,1.087462263D0, *-7.976765747D-2,-2.8370148960-3,1.479612229D-4,9*0.00, *3.9135500,-6.84851D-2,5.644240-2,-4.837450-3,1.717820-4, *-2.27537D-6,2*0.D0,1.18658D0,-1.90747D0,8.2852D-l,9*0.D0/ DATA MCOD/6,5,4,5,2,6,4,5/

DATA MCPO/10,6,6,6,5,6,6,5/

DATA TOID/4* 10000,30000,10000,30000,100D0/

DATA AR/’ метана (СН4)У этана (С2Н6)У пропана (C3H8)’,

*’ н-бутана (н-С4Н10)У и-бутана (и-С4Н10)У азота (N2)’,

*’ диоксида углерода (С02)У сероводорода (H2S)’,

*’ ацетилена (С2Н2)У этилена (С2Н4)У пропилена (СЗН6)’,

*’ н-пентана (н-С5Н12)У и-пентана (и-С5Н12)’,

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

*’ бензола (С6Н6)У н-гептана (н-С7Н16)У толуола (С7Н8)*,

*' н-октана (н-С8Н18)У н-нонана (н-С9Н20)\

*’ н-декана (н-С10Н22)У гелия (Не)5,’ водорода (Н2)\

*’ моноксида углерода (СО) У кислорода (02)7 END

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное)

ПРИМЕР РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Состав природного газа в молярных процентах:

метан................... 89,27

этан.................... 2,26

пропан.................. 1,06

и-бутан ................. 0,01

азот.................... 0,04

диоксид углерода.......... 4,30

сероводород.............. 3,05

пропилен................ 0,01

Давление................ 1,081    МПа

Температура.............. 323,15    К

Плотность ............... 7,54 кг/м3

Показатель адиабаты....... 1,29

Скорость звука............ 429,8    м/с

Динамическая вязкость..... 12,36    мкПа *    с

Давление................ 9,950    МПа

Температура.............. 323,15 К

Плотность............... 78,51    кг/м3

Показатель адиабаты....... 1,44

Скорость звука............ 427,7    м/с

Динамическая вязкость..... 14,75    мкПа -    с

ПРИЛОЖЕНИЕ В (справочное)

БИБЛИОГРАФИЯ

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

[2] . Козлов А.Д., Кузнецов В.М., Мамонов Ю.В. Анализ современных методов расчета рекомендуемых справочных данных о коэффициентах вязкости и теплопроводности газов и жидкостей. — М.: ИВТАН СССР, 1989, № 3, с.3-80.

[3] . МР 67-89. Расчет плотности, изобарной и изохорной теплоемкости, энтальпии, энтропии, скорости звука жидких и газообразных веществ, применяемых в криогенном машиностроении в интервале температур до 500 К и давлений до 50 МПа на основе уравнения Старлинга-Хана. — Методика ГСССД, Деп. ВНИИКИ, № 609, 1990.

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

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

УДК 662.76.001.4:006.354    Б19    ОКСТУ 0203

Ключевые слова: природный газ, методы расчета физических свойств, давление, температура, компонентный состав, молярные и объемные доли, плотность, показатель адиабаты, скорость звука, динамическая вязкость, погрешность, уравнение состояния, листинг программы.

Редактор Я. С. Федорова Технический редактор О. Н. Власова Корректор А. С. Черноусова Компьютерная верстка А. С. Юфина

Изд. лиц. № 021007 от 10.08.95. Сдано в набор 13.02.97. Подписано в печать 17.03.97. Усл.печ.л. 1,86. Уч.-изд,л. 2,00. Тираж ЗЮэкз. С 291. Зак. 77.

ИПК Издательство стандартов 107076, Москва, Колодезный пер., 14.

Набрано и отпечатано в ИПК Издательство стандартов

Изменение Ху 1 ГОСТ 30319.3 96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

Принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол Ху 22 от 06.11.2002)

За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AZ, AM, BY, KZ, КО. MD, RL. TJ, TM, LZ, LA [коды альфа-2 но MK (ИСО 3166) 0041

Зарегистрировано Бюро но стандартам МГС Ху 4310

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

Пункт 3,2. Второй абзац дополнить абзацами:

«по плотности газа при стандартных условиях — 0,66—1.05 кг/м3 (плотность газа при стандартных условиях рассчитывают по формуле (16) ГОСТ 30319,1):

по высшей удельной теплоте сгорания газа — 20—48 МДж/м3 (высшую удельную теплоту сгорания рассчитывают по 7.2 ГОСТ 30319,1. допускается рассчитывать высшую удельную теплоту сгорания по формуле (52) ГОСТ 30319,1)»;

последний абзац дополнить словами: «без учета погрешностей исходных данных».

Пункт 4.1,3 изложить в новой, редакции:

«4.1,3 Гели компонентный состав природного газа задан в объемных долях, то молярные доли компонентов рассчитывают по формуле (12) ГОСТ 30319,1 и далее молярную массу природного газа вычисляют по

4.1.2»,

Пункт 4.2, Формулу (6) изложить в новой редакции:

А, = I 1(* + |)с„р* /Г' ;    (6)

А=1 !=()

формулы (7). (8). Заменить обозначения: е() па i\, i\wt на ечо,ц: таблица 2. Компонент «Сероводород». Графу «(^Д» для j= 1 и j =2 дополнить значением: 0.0,

Раздел 5. Формулы (19), (20) изложить в новой редакции:

0,5

6ИЛ = «■

д Q

V

<Ю |

L

%■-

t*k

(19)

dQ |    _ Qqk+ .

(20)

(Продолжение см. с. 74)

четвертый абзац (со слов «Производную свойства») изложить в

новой редакции:

«J ]ри вычислении частных производных но формуле (20) свойства Qqk+ и Qqk- рассчитывают при средних параметрах qit и параметрах <Й.4 =Ш+ и 9k - = ¥к - 2ц?а > соответственно. Рекомендуется выбирать Aqk =0,5 (О 2 5qiqk.».

(МУС №8 2004 г.)