ГОСТ 30319.3-96

Группа Б19 

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ 

ГАЗ ПРИРОДНЫЙ. МЕТОДЫ РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Определение физических свойств по уравнению состояния

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

ОКСТУ 0203 							Дата введения 1997-07-01

Предисловие 

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

ВНЕСЕН Госстандартом Российской Федерации 

2. ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 9-96 от 12 апреля 1996 г.)

За принятие проголосовали:

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

3. ПОСТАНОВЛЕНИЕМ Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 30 декабря 1996 г. N 723 межгосударственный стандарт ГОСТ 30319.3-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

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

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

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ 

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

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

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

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

3. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

     3.1. Вид уравнения состояния 

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

,          (1)
где: 

      - коэффициенты УС;
     
      - приведенная плотность;

      - приведенная температура;

      - молярная плотность, кмоль/м;

      и  - псевдокритические параметры природного газа.

Формулы расчета коэффициентов УС и псевдокритических параметров природного газа приведены в ГОСТ 30319.2 (см.3.2.5).
 
3.2. Пределы применения уравнения состояния и погрешности расчета свойств

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

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

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

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 таблице1.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА 

     4.1.      Определение плотности

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

Плотность , кг/см, вычисляют по формуле 

 .                     (2)

Таблица 1 

Погрешности расчета свойств природного газа 

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

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

,                                           (3)

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

4.1.3. Если компонентный состав природного газа задан в объемных долях, то 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 () при стандартных условиях;

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

.                                (4)

Если плотность  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

,                                      (5)

где  и  - изобарная и изохорная теплоемкости,

 - безразмерный комплекс УС(1).

Безразмерный комплекс УС (1) имеет вид 

 .                                                (6)

     Изобарную и изохорную теплоемкости рассчитывают по следующим выражениям:

,                                   (7)

,                                                                (8)

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

;                                            (9)

.                                     (10)

     Изохорную теплоемкость в идеально газовом состоянии вычисляют по формулам:

;                                                                    (11)

.                                                                 (12)

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

,                 (13)

где .

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

Таблица 2

Константы уравнения (13)

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

4.3. Определение скорости звука

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

u = [10],                               (14)

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

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

4.4. Определение динамической вязкости

Динамическую вязкость природного газа вычисляют по формуле 

,                                                       (15) 
где 

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

,                                                                 (17)

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

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

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

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

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

,                            (19)

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

      - погрешность измерения параметра исходных данных;

;                                           (20)

2                                                      (21)

В формулах (19)-(21):

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

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

 - условное обозначение свойства природного газа ();

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

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

Свойство  (среднее значение) рассчитывают при средних параметрах .

Общую погрешность расчета физических свойств определяют по формуле

,                                        (22)

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

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

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

Таблица 3 

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

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

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

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

,                                             (23)

,             (24)

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

,        (25)

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

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

,                                           (26) 

где - 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 (), ее значение для тестовых смесей необходимо рассчитывать по УС (1). Допускается также рассчитывать плотность  по формуле (16) ГОСТ 30319.1 (см.3.3.2).          

Приложение А
(рекомендуемое)

ЛИСТИНГ ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

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

C 	********************************************************************************************	*	
C 	*	*	
C 	*Программа расчета физических свойств (плотностии показате-                        	*	
C 	* ля адиабаты,  скорости звука и вязкости) природного газа по 	*	
С 	* уравнению состояния  ВНИЦ СМВ.	*	
С 	*	*	
С 	********************************************************************************************	*	
  	  	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H, O-Z)	
  	CHARACTER*26 AR 	
  	DIMENSION PI(100),TI(100),ROP(100,100),PAP(100,100),	
  	*WP(100,100),ETAP(100,100)	
  	COMMON/P/P/T/T/RON/RON/YI/YC(25)/NPR/NPR/Z/Z/TS/RO,PA,W 	
  	*/ETA/ETA/AR/AR(25)	
200 	WRITE(*,300)	
300 	FORMAT(18(/))	
  	WRITE(*,400)	
400 	FORMAT(	
  	*’               Расчет физических свойств природного газа’/ 	
  	*’                                  по уравнению состояния’/////)	
  	WRITE(*,1)	
1 	FORMAT(’Введите исходные данные для расчета.’/)	
  	WRITE(*,35)	
35 	FORMAT(’ Введите 0, если состав задан в молярных долях’/ 	
  	*’ или 1, если состав задан в объемных долях’\)	
  	RAED(*,*)NPR 	
  	IF(NPR.EQ.1) THEN 	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Плотность при 293.15 К и 101.325 кПа, в кг/куб.м ’	
  	READ(*,*)RON 	
  	WRITE(*,33)	
33 	FORMAT(’ Значение объемной доли, в об.% ’)	
  	ELSE 	
  	RON=0D0 	
  	WRITE(*,3)	
3 	FORMAT(’ Значение молярной доли, в мол.%’)	
  	ENDIF 	
  	DO 5 I=1,25 	
  	WRITE(*,’(A\)’) AR(I)	
  	READ(*,*)YC(I)	
5 	YC(I)=YC(I)/100.	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Введите количество точек по давлению: ’	
  	READ(*,*)NP 	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Введите количество точек по температуре: ’	
  	READ(*,*)NT 	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Введите значения давлений в МПа: ’	
  	READ(*,*)(PI(I),I=1,NP)	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Введите значения температур в К: ’	
  	READ(*,*)(TI(I),I=1,NT)	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Ввод исходных данных завершен.’	
  	P=.101325D0 	
  	T=293.15D0 	
  	ICALC=1 	
  	CALL EOSVNIC(ICALC)	
  	IF(Z.EQ.0D0) THEN 	
  	CALL RANGE (NRANGE)	
  	IF (NRANGE) 134,134,200 	
  	ENDIF 	
  	ICALC=2 	
  	NTS=0 	
  	DO 7 I=1,NP 	
  	P=PI(I)
DO 7 J=1,NT 	
  	T=TI(J)	
  	CALL EOSVNIC(ICALC)	
  	IF(Z.NE.0D0) THEN 	
  	NTS=NTS+1 	
  	ROP(I,J)=RO 	
  	PAP(I,J)=PA 	
  	WP(I,J)=W 	
  	ETAP(I,J)=ETA 	
  	ELSE 	
  	ROP(I,J)=0D0 	
  	PAP(I,J)=0D0 	
  	WP(I,J)=0D0 	
  	ETAP(I,J)=0D0 	
  	ENDIF 	
7 	CONTINUE 	
500 	WRITE(*,100)	
100 	FORMAT(25(/))	
  	IF(NTS.EQ.0) THEN 	
  	CALL RANGE (NRANGE)	
  	IF (NRANGE) 134,134,200 	
  	ELSE 	
  	I=1 	
9 	IS=0 	
  	DO 11 J=1,NT 	
  	IF(ROP(I,J).EQ.0D0) IS=IS+1 	
11 	CONTINUE 	
  	IF(IS.EQ.NT) THEN 	
  	IF(I.NE.NP) THEN 	
  	DO 13 J=I,NP-1 	
  	PI(J)=PI(J+1)	
  	DO 13 K=1,NT 	
  	ROP(J,K)=ROP(J+1,K)	
  	PAP(J,K)=PAP(J+1,K)	
  	WP(J,K)=WP(J+1,K)	
13 	ETAP(J,K)=ETAP(J+1,K)	
  	ENDIF 	
  	NP=NP-1 	
  	ELSE 	
  	I=I+1 	
  	ENDIF 	
  	IF(I.LE.NP) GO TO 9 	
  	J=1 	
15 	JS=0 	
  	DO 17 I=1,NP 	
  	IF(ROP(I,J).EQ.0D0) JS=JS+1 	
17 	CONTINUE 	
  	IF(JS.EQ.NP) THEN 	
  	IF(J.NE.NT) THEN 	
  	DO 19 I=J,NT-1 	
  	TI(I)=TI(I+1)	
  	DO 19 K=1,NP 	
  	ROP(K,I)=ROP(K,I+1)	
  	PAP(K,I)=PAP(K,I+1)	
  	WP(K,I)=WP(K,I+1)	
19 	ETAP(K,I)=ETAP(K,I+1)	
  	ENDIF 	
  	NT=NT-1 	
  	ELSE 	
  	J=J+1 	
  	ENDIF 	
  	IF(J.LE.NT) GO TO 15 	
  	CALL PROP(NPROP)	
  	IF(NPROP.EQ.5) GO TO 134 	
  	IF(NPROP.EQ.1) CALL TABL(PI,TI,ROP,NP,NT,NPROP)	
  	IF(NPROP.EQ.2) CALL TABL(PI,TI,PAP,NP,NT,NPROP)	
  	IF(NPROP.EQ.3) CALL TABL(PI,TI,WP,NP,NT,NPROP)	
  	IF(NPROP.EQ.4) CALL TABL(PI,TI,ETAP,NP,NT,NPROP)	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ Продолжить вывод рассчитанных свойств ? 0 - нет  1 - да ’ 	
  	READ(*,*)NCONT 	
  	IF(NCONT.EQ.1) GO TO 500 	
  	ENDIF 	
134 	STOP 	
  	END 	
  	SUBROUTINE PROP(NPROP)	
  	WRITE(*,1)	
1 	FORMAT(// 	
  	*10X,’----------------Рассчитаны следующие физические свойства-----------------------	’/ 	
  	*10X,’                                                                                                               	’/ 	
  	*10X,’ 1.  Плотность  	’/ 	
  	*10X,’                                                                                                               	’/ 	
  	*10X,’  2. Показатель адиабаты         	’/ 	
  	*10X,’                                                                                                               	’/ 	
  	*10X,’  3. Скорость звука  	’/ 	
  	*10X,’                                                                                                               	’/ 	
  	*10X,’  4. Коэффициент динамической вязкости                                            	’/ 	
  	*10X,’                                                                                                               	’/ 	
  	*10X,’---------------------------------------------------------------------------------------------------------	’/)	
  	WRITE(*,5)	
5 	FORMAT(/,3X,	
  	*’ Введите порядковый номер свойства для вывода результатов расчета’/ 	
  	*’ или 5 для вывода в ДОС’\)	
  	READ(*,*)NPROP 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE RANGE(NRANGE)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	COMMON/Z/Z 	
  	WRITE(*,1)	
1 	FORMAT(// 	
  	*’ Метод расчета при заданных параметрах "не работает"’/ 	
  	*’ Продолжить работу программы ? 0 - нет, 1 - да ’\)	
  	READ(*,*)NRANGE 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE TABL(PI,TI,ZP,NP,NT,NPROP)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	CHARACTER*26 AR,FNAME 	
  	CHARACTER PROP(4)*58,A*6,LIN1(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(100,100), ZPP(6)	
  	COMMON/YI/YC(25)/NPR/NPR/AR/AR(25)	
  	DATA PROP/ 	
  	*’                            Плотность природного газа.’,	
  	*’                    Показатель адиабаты природного газа.’,	
  	*’                       Скорость звука природного газа.’,	
  	*’       Коэффициент динамической вязкости природного газа.’/ 	
  	DATA RAZM/ 	
  	*’ (в кг/куб.м)’,’ ’,	
  	*’ (в м/с)’,	
  	*’ (в мкПа*с)’/ 	
  	DATA LIN1/5*’--------------’/,LIN2/5*’-----------------’/,LIN3/6*’---------------’/,	
  	*LIN4/’--------------’/,A/’ - ’/ 	
  	DATA AT/ 	
  	*’    T, K’,’                 T, K’,’                 T, K’,’                    T, K’,	
  	*’                                        T, K’,’                              T, K’/ 	
  	DATA FZ/ 	
  	*’(3X,F5.2,2X,6(3X,F6.2))’,’(3X,F5.2,5X,A6,5(3X,F6.2))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,2(3X,A6),4(3X,F6.2))’,’(3X,F5.2,2X,3(3X,A6),	
  	*3(3X,F6.2))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(3X,F6.2))’,’(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),	
  	*3X,F6.2)’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,5(3X,F6.2),3X,A6)’, ’(3X,F5.2,2X,4(3X,F6.2),	
  	*2(3X,A6))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,3(3X,F6.2),3(3X,A6))’,’(3X,F5.2,2X,2(3X,F6.2),	
  	*4(3X,A6))’,	
  	*’(3X,F5.2,5X,F6.2,5(3X,A6))’,’(3X,F9.6,1X,F6.2,5(3X,F6.2))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,A6,5(3X,F6.2))’,’(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(3X,F6.2))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,A6,2(3X,A6),3(3X,F6.2))’,’(3X,F9.6,1X,A6,3(3X,A6),	
  	*2(3X,F6.2))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),3X,F6.2)’,’(3X,F9.6,1X,F6.2,4(3X,F6.2),	
  	*3X,A6)’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,F6.2,3(3X,F6.2),2(3X,A6))’,’(3X,F9.6,1X,F6.2,	
  	*2(3X,F6.2),3(3X,A6))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,F6.2,3X,F6.2,4(3X,A6))’,’(3X,F9.6,1X,F6.2,5(3X,A6))’/ 	
  	DATA FW/ 	
  	’(3X,F5.2,2X,6(4X,F5.1))’,’(3X,F5.2,5X,A6,5(4X,F5.1))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,2(3X,A6),4(4X,F5.1))’,’(3X,F5.2,2X,3(3X,A6),	
  	*3(4X,F5.1))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,4(3X,A6),2(4X,F5.1))’,’(3X,F5.2,2X,5(3X,A6),	
  	*4X,F5.1))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,5(4X,F5.1),3X,A6)’,’(3X,F5.2,2X,4(4X,F5.1),	
  	*2(3X,A6))’,	
  	*’(3X,F5.2,2X,3(4X,F5.1),3(3X,A6))’,’(3X,F5.2,2X,2(4X,F5.1),	
  	*4(3X,A6))’,	
  	*’(3X,F5.2,6X,F5.1,5(3X,A6))’,’(3X,F9.6,2X,F5.1,5(5X,F5.1))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,A6,5(4X,F5.1))’,’(3X,F9.6,1X,A6,3X,A6,4(4X,F5.1))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,A6,2(3X,A6),3(4X,F5.1))’,’(3X,F9.6,1X,A6,3(3X,A6),	
  	*2(4X,F5.1))’,	
  	*’(3X,F9.6,1X,A6,4(3X,A6),4X,F5.1)’,’(3X,F9.6,2X,F5.1,4(4X,F5.1),	
  	*3X,A6)’,	
  	*’(3X,F9.6,2X,F5.1,3(4X,F5.1),2(3X,A6))’,’(3X,F9.6,2X,F5.1,	
  	*2(4X,F5.1),3(3X,A6))’,	
  	*’(3X,F9.6,2X,F5.1,4X,F5.1,4(3X,A6))’,’(3X,F9.6,2X,F5.1,5(3X,A6))’/ 	
22 	WRITE(*,44)	
44 	FORMAT(//’ Устройство вывода результатов расчета ?,’)	
  	WRITE(*,’(A\)’)	
  	*’ 0 - дисплей, 1 - принтер, 2 - файл на диске ‘	
  	READ(*,*)NYST 	
  	IF(NYST.EQ.0) OPEN(1,FILE=’CON’)	
  	IF(NYST.EQ.1) OPEN(1,FILE=’PRN’)	
  	IF(NYST.EQ.2) WRITE(*,’(A\)’)’ Введите имя файла ’	
  	IF(NYST.EQ.2) READ(*,’(A)’)FNAME 	
  	IF(NYST.EQ.2) OPEN(1,FILE=FNAME)	
  	IF(NYST.EQ.0) WRITE(*,100)	
100 	FORMAT(25(/))	
  	IF(NYST.EQ.1) PAUSE 	
  	*’ Включите принтер, вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> ’	
  	WRITE(1,88)PROP(NPROP),RAZM(NPROP)	
88 	FORMAT(A58/A39/)	
  	NW=3 	
  	IF(NPR.EQ.0) WRITE(1,3)	
3 	FORMAT(’ Содержание в мол.%’)	
  	IF(NPR.EQ.1) WRITE (1,33)	
33 	FORMAT(’ Содержание в об.%’)	
  	NW=NW+1 	
  	I=1 	
9 	J=I+1 	
13 	CONTINUE 	
  	IF(YC(J).NE.0D0) THEN 	
  	WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.,AR(J),YC(J)*100.	
5 	FORMAT(2(A26,F7.4))	
  	NW=NW+1 	
  	DO 11 I=J+1,25 	
  	IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.NE.25) GO TO 9 	
  	IF(YC(I).NE.0D0.AND.I.EQ.25) THEN 	
  	WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.	
  	NW=NW+1 	
  	GO TO 99 	
  	ENDIF 	
11 	CONTINUE 	
  	ELSE 	
  	J=J+1 	
  	IF(J.LE.25) THEN 	
  	GO TO 13 	
  	ELSE 	
  	WRITE(1,5)AR(I),YC(I)*100.	
  	NW=NW+1 	
  	ENDIF 	
  	ENDIF 	
99 	CONTINUE 	
  	IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.0) THEN 	
  	WRITE(*,7)	
7 	FORMAT(/)	
  	PAUSE ’ Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> ’	
  	WRITE(*,100)	
  	NW=0 	
  	ENDIF 	
  	DO 15 I=1,NT,6 	
  	IF(NW.GT.12.AND.NYST.EQ.0) THEN 	
  	WRITE(*,7)	
  	PAUSE ’ Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> ’	
  	WRITE(*,100)	
  	NW=0 	
  	ENDIF 	
  	IF(NW.GT.46.AND.NYST.NE.0) THEN 	
  	WRITE(1,7)	
  	WRITE(*,7)	
  	IF(NYST.EQ.1) PAUSE 	
  	*’ Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> ’	
  	NW=0 	
  	ENDIF 	
  	IF(1+5.LE.NT) THEN 	
  	NL=6 	
  	ELSE 	
  	NL=NT-I+1 	
  	ENDIF 	
  	WRITE(1,7)	
  	IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)	
  	IF(NL.EQ.1) WRITE(1,17)LIN2(1)	
17 	FORMAT(’ ---------------- ’,6A9)	
  	WRITE(1,19)AT(NL)	
19 	FORMAT(’         |’,A28)	
  	IF(NL.GT.1) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)	
  	IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4 	
21 	FORMAT(’ p, МПа ’,6A9)	
  	WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)	
23 	FORMAT(10X,6(:,’       |’,F6.2))	
  	WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)	
  	NW=NW+6 	
  	DO 25 J=1,NP 	
  	JP=1 	
  	IF(PI(J).EQ.0.101325D0) JP=2 	
  	NL1=0 	
  	NLN=0 	
  	DO 27 K=I,I+NL-1 	
  	NL1=NL1+1 	
  	IF(ZP(J,K).EQ.0D0) THEN 	
  	ZPP(NL1)=A 	
  	NLN=NLN+1 	
  	ELSE 	
  	ZPP(NL1)=ZP(J,K)	
  	ENDIF 	
27 	CONTINUE 	
  	IF(NLN.EQ.NL) GO TO 133 	
  	IF(NLN.EQ.0) THEN 	
  	IF(NPROP.NE.3) F=FZ(1,JP)	
  	IF(NPROP.EQ.3) F=FW(1,JP)	
  	ELSE 	
  	IF(ZP(J,I).EQ.0D0.AND.NPROP.NE.3) F=FZ(NLN+1,JP)	
  	IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.0D0.AND.NPROP.NE.3) F=FZ(NLN+12-NL,JP)	
  	IF(ZP(J,I).EQ.0D0.AND.NPROP.EQ.3) F=FW(NLN+1,JP)	
  	IF(ZP(J,I+NL-1).EQ.0D0.AND.NPROP.EQ.3) F=FW(NLN+12-NL,JP)	
  	ENDIF 	
  	IF(NL1.EQ.1) WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1)	
  	IF(NL1.EQ.2) WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2)	
  	IF(NL1.EQ.3) WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3)	
  	IF(NL1.EQ.4) WRITE(1,F)PI(J),ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4)	
  	IF(NL1.EQ.5) 	
  	*WRITE(1,F)PI(J), ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5)	
  	IF(NL1.EQ.6)	
  	*WRITE(1,F)PI(J), ZPP(1),ZPP(2),ZPP(3),ZPP(4),ZPP(5),ZPP(6)	
  	NW=NW+1 	
133 	CONTINUE 	
  	IF(NW.EQ.20.AND.NYST.EQ.0) THEN 	
  	IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GO TO 29 	
  	WRITE(*,7)	
  	PAUSE ’ Для продолжения вывода нажмите <ВВОД> ’	
  	WRITE(*,100)	
  	NW=0 	
  	WRITE(1,7)	
  	IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)	
  	IF(NL.EQ.1) WRITE(1,17)LIN2(1)	
  	WRITE(1,19)AT(NL)	
  	IF(NL.GT.1) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)	
  	IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4 	
  	WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)	
  	WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)	
  	NW=NW+6 	
  	ENDIF 	
  	IF(NW.EQ.54.AND.NYST.NE.0) THEN 	
  	IF(J.EQ.NP.AND.I+NL-1.EQ.NT) GO TO 29 	
  	WRITE(1,7)	
  	WRITE(*,7)	
  	IF(NYST.EQ.1) PAUSE 	
  	*’ Для продолжения вывода вставьте бумагу и нажмите <ВВОД> ’	
  	NW=0 	
  	IF(NL.GT.1) WRITE(1,17)LIN2(1),(LIN1(K),K=1,NL-1)	
  	IF(NL.EQ.1) WRITE(1,17)LIN2(1)	
  	WRITE(1,19)AT(NL)	
  	IF(NL.GT.1) WRITE(1,21)LIN4,(LIN2(K),K=1,NL-1)	
  	IF(NL.EQ.1) WRITE(1,21)LIN4 	
  	WRITE(1,23)(TI(K),K=I,I+NL-1)	
  	WRITE(1,17)(LIN3(K),K=1,NL)	
  	NW=NW+6 	
  	ENDIF 	
25 	CONTINUE 	
15 	CONTINUE 	
29 	CLOSE(1)	
  	WRITE(*,7)	
  	PAUSE ’ Вывод завершен, для продолжения работы нажмите <ВВОД>’	
  	WRITE(*,66)	
66 	FORMAT(/’ Назначить другое устройство вывода ?’,	
  	*’, 0 - нет, 1 - да ’\)	
  	READ(*,*)NBOLB 	
  	IF(NBOLB.EQ.1) GO TO 22 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE EOSVNIC(ICALC)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	REAL*8 LIJ(8,8)	
  	DIMENSION VC(8),TC(8),PII(8),DIJ(8,8)	
  	COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)	
  	*/B/B(10,8)/RM/RM/Y/Y(8)/BM/BM(8)/NI/NI(8)/NC/NC/RON/RON/PIM/PIM 	
  	COMMON/CPCI/CPC1(20,5),CPC2(20,3)/IDGFD/TOID(8),MCOD(8),MCPD(8)	
  	*/IDGF/CPC(20,8),TOI(8),MCO(8),MCP(8)	
  	COMMON/P/P/T/T/Z/Z/TS/RO,PA,W/ETA/ETA 	
  	RM=8.31451D0 	
  	IF(ICALC.NE.1) GO TO 1 	
  	CALL COMPON 	
  	IF(Z.EQ.0D0) GO TO 133 	
  	DO 11111 J=1,8 	
  	DO 11111 I=1,20 	
  	IF(J.LE.5) CPC(I,J)=CPC1(I,J)	
  	IF(J.GT.5) CPC(I,J)=CPC2(I,J-5)	
11111 	CONTINUE 	
  	CALL DDIJ(DIJ,LIJ)	
  	DO 75 I=1,NC 	
  	TC(I)=TCD(NI(I))	
  	VC(I)=BM(I)/VCD(NI(I))	
  	PII(I)=PIID(NI(I))	
  	MCO(I)=MCOD(NI(I))	
  	MCP(I)=MCPD(NI(I))	
  	TOI(I)=TOID(NI(I))	
  	MP=MCO(I)+MCP(I)+1 	
  	DO 23 J=1,MP 	
23 	CPC(J,I)=CPC(J,NI(I))	
  	DO 123 J=1,NC 	
  	IF(I.GE.J) GO TO 123 	
  	DIJ(I,J)=DIJ(NI(I),NI(J))	
  	LIJ(I,J)=LIJ(NI(I),NI(J))	
123 	CONTINUE 	
75 	CONTINUE 	
  	CALL PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII)	
  	DO 27 I=1,10 	
  	DO 27 J=1,8 	
27 	B(I,J)=AIJ(I,J)+BIJ(I,J)*PIM 	
  	IF(RON.NE.0D0) THEN 	
  	CALL PHASE 	
  	RON=0D0 	
  	GO TO 133 	
  	ENDIF 	
1 	CALL PHASE 	
133 	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE COMPON 	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	DIMENSION BMI(25),ROI(8),GI(8),YI(25)	
  	COMMON/Y/Y(8)/BMM/BMM/BM/BM(8)/YI/YC(25)/NI/NI(8)/NC/NC/RON/RON 	
  	DATA BMI/16.043D0,30.07D0,44.097D0,2*58.123D0,28.0135D0,	
  	*44.01D0,34.082D0,26.038D0,28.054D0,42.081D0,3*72.15D0,	
  	*86.177D0,78.114D0,100.204D0,92.141D0,114.231D0,128.259D0,	
  	*142.286D0,4.0026D0,2.0159D0,28.01D0,31.9988D0/ 	
  	DATA ROI/0.6682D0,1.2601D0,1.8641D0,2.4956D0,2.488D0,	
  	*1.1649D0,1.8393D0,1.4311D0/ 	
  	DO 100 I=1,25 	
100 	YI(I)=YC(I)	
  	IF(RON.NE.0D0) GO TO 333 	
  	BMM=0D0 	
  	DO 3333 I=1,25 	
3333 	BMM=BMM+YI(I)*BMI(I)	
333 	YS=0D0 	
  	DO 55 I=9,25 	
55 	YS=YS+YI(I)	
  	YS1=0D0 	
  	DO 67 I=12,21 	
67 	YS1=YS1+YI(I)	
  	YS2=0D0 	
  	DO 69 I=22,25 	
69 	YS2=YS2+YI(I)	
  	YI(2)=YI(2)+YI(9)+YI(10)	
  	YI(3)=YI(3)+YI(11)	
  	YI(4)=YI(4)+YS1 	
  	YS3=YI(4)+YI(5)	
  	IF(RON.NE.0D0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LT.0.03D0) THEN 	
  	YI(4)=YS3 	
  	YI(5)=0D0 	
  	ENDIF 	
  	IF(RON.EQ.0D0.AND.YI(5).LT.0.01D0.AND.YS3.LE.0.03D0) THEN 	
  	YI(4)=YS3 	
  	YI(5)=0D0 	
  	ENDIF 	
  	YI(6)=YI(6)+YS2 	
  	IF(RON.EQ.0D0) GO TO 555 	
  	ROM=0D0 	
  	DO 7 I=1,8 	
7 	ROM=ROM+YI(I)*ROI(I)	
  	DO 9 I=1,8 	
9 	GI(I)=YI(I)*ROI(I)/ROM 	
  	SUM=0D0 	
  	DO 11 I=1,8 	
11 	SUM=SUM+GI(I)/BMI(I)	
  	SUM=1./SUM 	
  	DO 13 I=1,8 	
13 	YI(I)=GI(I)*SUM/BMI(I)	
555 	NC=0 	
  	YSUM=0D0 	
  	DO 155 I=1,8 	
  	IF(YI(I).EQ.0D0) GO TO 155 	
  	NC=NC+1 	
  	NI(NC)=I 	
  	Y(NC)=YI(I)	
  	YSUM=YSUM+Y(NC)	
  	BM(NC)=BMI(I)	
155 	CONTINUE 	
  	CALL MOLDOL(YI,YS)	
  	DO 551 I=1,NC 	
551 	Y(I)=Y(I)/YSUM 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE MOLDOL (YI,YS)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	DIMENSION YI(25)	
  	COMMON/Z/Z 	
  	Z=-1D0 	
  	IF(YI(1).LT.0.5D0.OR.YI(2).GT.0.2D0.OR.YI(3).GT.0.05D0.OR.	
  	*YI(4).GT.0.03D0.OR.YI(5).GT.0.03D0.OR.YS.GT.0.01D0) Z=0D0 	
  	IF(YI(6).GT.0.3D0.OR.YI(7).GT.0.3D0.OR.YI(8).GT.0.3D0) Z=0D0 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE DDIJ(DIJ,LIJ)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	REAL*8 LIJ(8,8)	
  	DIMENSION DIJ(8,8)	
  	DO 1 I=1,8 	
  	DO 1 J=1,8 	
  	LIJ(I,J)=0.D0 	
1 	DIJ(I,J)=0.D0 	
  	DIJ(1,2)=0.036D0 	
  	DIJ(1,3)=0.076D0 	
  	DIJ(1,4)=0.121D0 	
  	DIJ(1,5)=0.129D0 	
  	DIJ(1,6)=0.06D0 	
  	DIJ(1,7)=0.074D0 	
  	DIJ(2,6)=0.106D0 	
  	DIJ(2,7)=0.093D0 	
  	DIJ(6,7)=0.022D0 	
  	DIJ(1,8)=0.089D0 	
  	DIJ(2,8)=0.079D0 	
  	DIJ(6,8)=0.211D0 	
  	DIJ(7,8)=0.089D0 	
  	LIJ(1,2)=-0.074D0 	
  	LIJ(1,3)=-0.146D0 	
  	LIJ(1,4)=-0.258D0 	
  	LIJ(1,5)=-0.222D0 	
  	LIJ(1,6)=-0.023D0 	
  	LIJ(1,7)=-0.086D0 	
  	LIJ(6,7)=-0.064D0 	
  	LIJ(7,8)=-0.062D0 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE PARMIX(DIJ,LIJ,TC,VC,PII)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	REAL*8 LIJ(8,8)	
  	DIMENSION Y(8),DIJ(8,8),VCIJ(8,8),TCIJ(8,8),V13(8),TC(8),VC(8),	
  	*PII(8),PIIJ(8,8)	
  	COMMON/PARCM/TCM,VCM/Y/Y/NC/NC/PCM/PCM/PIM/PIM 	
  	DO 1 I=1,NC 	
1 	V13(I)=VC(I)**(1.D0/3.D0)	
  	DO 3 I=1,NC 	
  	VCIJ(I,I)=VC(I)	
  	PIIJ(I,I)=PII(I)	
  	TCIJ(I,I)=TC(I)	
  	DO 3 J=1,NC 	
  	IF(I.GE.J) GO TO 3 	
  	VCIJ(I,J)=(1.D0-LIJ(I,J))*((V13(I)+V13(J))/2.)**3 	
  	PIIJ(I,J)=(VC(I)*PII(I)+VC(J)*PII(J))/(VC(I)+VC(J))	
  	TCIJ(I,J)=(1.D0-DIJ(I,J))*(TC(I)*TC(J))**0.5 	
  	VCIJ(J,I)=VCIJ(I,J)	
  	PIIJ(J,I)=PIIJ(I,J)	
  	TCIJ(J,I)=TCIJ(I,J)	
3 	CONTINUE 	
  	VCM=0.D0 	
  	PIM=0.D0 	
  	TCM=0.D0 	
  	DO 5 I=1,NC 	
  	DO 5 J=1,NC 	
  	VCM=VCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)	
  	PIM=PIM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*PIIJ(I,J)	
5 	TCM=TCM+Y(I)*Y(J)*VCIJ(I,J)*TCIJ(I,J)**2 	
  	PIM=PIM/VCM 	
  	TCM=(TCM/VCM)**0.5 	
  	PCM=8.31451D-3*(0.28707D0-0.05559*PIM)*TCM/VCM 	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE PHASE 	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	COMMON/Z/Z/RM/RM/T/T/P/P/PCM/PCM/RON/RON/BMM/BMM 	
  	*/AI/AO,A1,A2,A3 	
  	IF(T.LT.240D0.OR.T.GT.480D0.OR.P.LE.0D0.OR.P.GT.12D0) THEN 	
  	Z=0D0 	
  	GO TO 134 	
  	ENDIF 	
  	PR=P/PCM 	
  	RO=9D3*P/(RM*T*(1.1*PR+0.7D0))	
  	CALL FUN(RO)	
  	CALL OMTAU(RO,T)	
  	IF(Z.EQ.0D0) GO TO 134 	
  	Z=1.D0+AO 	
  	IF(RON.NE.0D0) THEN 	
  	BMM=1D-3*RON*RM*T/P 	
  	GO TO 134 	
  	ENDIF 	
  	NPRIZ=2 	
  	CALL COMPL(RO,T,NPRIZ)	
  	CALL TP(RO)	
  	CALL ETAS(RO)	
134 	RETURN 	
  	END 	
C 	Подпрограмма, реализующая итерационный процесс определения 	
С 	плотности из уравнения состояния (метод Ньютона)	
  	SUBROUTINE FUN(X)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	COMMON/P/P/RM/RM/T/T/AI/AO,A1,A2,A3 	
  	ITER=1 	
1 	CONTINUE 	
  	NPRIZ=0 	
  	IF(ITER.NE.1) NPRIZ=1 	
  	CALL COMPL(X,T,NPRIZ)	
  	Z=1.D0+AO 	
  	FX=1.D6*(P-(1.D-3*RM*T*Z*X))	
  	F=1.D3*RM*T*(1.D0+A1)	
  	DR=FX/F 	
  	X=X+DR 	
  	IF(ITER.GT.10) GO TO 4 	
  	ITER=ITER+1 	
  	IF(DABS(DR/X).GT.1.D-6) GO TO 1 	
4 	CALL COMPL(X,T,NPRIZ)	
  	RETURN 	
  	END 	
  	SUBROUTINE OMTAU(RO,T)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	COMMON/PARCM/TCM,VCM/Z/Z 	
  	Z=-1D0 	
  	TR=T/TCM 	
  	ROR=RO*VCM 	
  	IF(TR.LT.1.05D0) Z=0D0 	
  	IF(ROR.LT.0.D0.OR.ROR.GT.3.D0) Z=0D0 	
  	RETURN 	
  	END 	
C 	Подпрограмма определения безразмерных комплексов AO,A1,A2 и A3 	
  	SUBROUTINE COMPL(RO,T,NPRIZ)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	DIMENSION B(10,8),BK(10)	
  	COMMON/PARCM/TCM,VCM/B/B/AI/AO,A1,A2,A3 	
  	IF(NPRIZ.NE.0) GO TO 7 	
  	TR=T/TCM 	
  	DO 1 I=1,10 	
  	BK(I)=0 	
  	DO 1 J=1,8 	
1 	BK(I)=BK(I)+B(I,J)/TR**(J-1)	
7 	ROR=RO*VCM 	
  	AO=0.D0 	
  	A1=0.D0 	
  	IF(NPRIZ.EQ.1) GO TO 5 	
  	A2=0.D0 	
  	A3=0.D0 	
5 	DO 33 I=1,10 	
  	D=BK(I)*ROR**I 	
  	AO=AO+D 	
  	A1=A1+(I+1)*D 	
  	IF(NPRIZ.EQ.1) GO TO 33 	
  	DO 3 J=1,8 	
  	D1=B(I,J)*ROR**I/TR**(J-1)	
  	A2=A2+(2-J)*D1 	
3 	A3=A3+(J-1)*(2-J)*D1/I 	
33 	CONTINUE 	
  	RETURN 	
  	END 	
C 	Подпрограмма расчета плотности, показателя адиабаты, скорости 	
С 	звука 	
  	SUBROUTINE TP(ROM)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	COMMON/BMM/BMM/AI/AO,A1,A2,A3/RM/RM/T/T/TS/RO,PA,W/Z/Z 	
  	CALL IDGFU(T,CVOS)	
  	RO=BMM*ROM 	
  	R=RM/BMM 	
  	A11=1.D0+A1 	
  	A21=1.D0+A2 	
  	CV=R*(A3+CVOS)	
  	CP=CV+R*A21**2/A11 	
  	W=DSQRT(DABS(1.D3*R*T*CP/CV))*DSQRT(DABS(A11))	
  	PA=CP/CV*A11/Z 	
  	RETURN 	
  	END 	
C 	Подпрограмма расчета изохорной теплоемкости в идеально газовом 	
C 	состоянии 	
  	SUBROUTINE IDGFU(T,CVOS)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	DIMENSION CPO(8),CVO(8)	
  	COMMON/IDGF/CPC(20,8),TOI(8),MCO(8),MCP(8)/Y/Y(8)/NC/NC 	
  	CVOS=0.D0 	
  	DO 21 I=1,NC 	
  	M=MCP(I)	
  	N=MCO(I)	
  	TAU=T/TOI(I)	
  	S1=0.D0 	
  	S2=0.D0 	
  	S3=0.D0 	
  	S1=CPC(1,I)	
  	IF(M.EQ.0) GO TO 7 	
  	DO 9 J=1,M 	
9 	S2=S2+CPC(J+1,I)*TAU**J 	
7 	IF(N.EQ.0) GO TO 11 	
  	DO 13 J=1,N 	
13 	S3=S3+CPC(M+J+1,I)/TAU**J 	
11 	CPO(I)=S1+S2+S3 	
  	CVO(I)=CPO(I)-1.D0 	
21 	CVOS=CVOS+Y(I)*CVO(I)	
  	RETURN 	
  	END 	
C 	Подпрограмма расчета вязкости 	
  	SUBROUTINE ETAS(ROM)	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	COMMON/ETA/ETA/PARCM/TCM,VCM/BMM/BMM/T/T/PIM/PIM/PCM/PCM 	
  	DKSI=TCM**(1D0/6D0)/BMM**.5/PCM**(2D0/3D0)	
  	ROR=VCM*ROM 	
  	TR=T/TCM 	
  	ETA=78.037D0+3.85612*PIM-29.0053*PIM**2-156.728/TR+145.519/TR**2 	
  	*-51.1082/TR**3+6/57895*ROR+(11.7452D0-95.7215*PIM**2/TR)*ROR**2+	
  	*17.1027*ROR**3*PIM+.519623/TR**2*ROR**5 	
  	ETA=ETA/DKSI/10.	
  	RETURN 	
  	END 	
  	BLOCK DATA BDVNIC 	
  	IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z)	
  	CHARACTER*26 AR 	
  	COMMON/PARCD/VCD(8),TCD(8),PIID(8)/ABIJ/AIJ(10,8),BIJ(10,8)	
  	COMMON/CPCI/CPC1(20,5),CPC2(20,3)/IDGFD/TOID(8),MCOD(8),MCPD(8)	
  	*/AR/AR(25)	
  	DATA TCD/190.67D0,305.57D0,369.96D0,425.4D0,407.96D0,	
  	*125.65D0,304.11D0,373.18D0/ 	
  	DATA VCD/163.03D0,205.53D0,218.54D0,226.69D0,225.64D0,	
  	*315.36D0,466.74D0,349.37D0/ 	
  	DATA PIID/0.0006467D0,0.1103D0,0.1764D0,0.2213D0,0.2162D0,	
  	*0.04185D0,0.2203D0,0.042686D0/ 	
  	DATA AIJ/.6087766D0,-.4596885D0,1.14934D0,-.607501D0,	
  	*-.894094D0,1.144404D0,-.34579D0,-.1235682D0,.1098875D0,	
  	*-.219306D-1,-1.832916D0,4.175759D0,-9.404549D0,10.62713D0,	
  	*-3.080591D0,-2.122525D0,1.781466D0,-.4303578D0,-.4963321D-1,	
  	*.347496D-1,1.317145D0,-10.73657D0,23.95808D0,-31.47929D0,	
  	*18.42846D0,-4.092685D0,-.1906595D0,.4015072D0,-.1016264D0,	
  	*-.9129047D-2,-2.837908D0,15.34274D0,-27.71885D0,35.11413D0,	
  	*-23.485D0,7.767802D0,-1.677977D0,.3157961D0,.4008579D-2,0.D0,	
  	*2.606878D0,-11.06722D0,12.79987D0,-12.11554D0,7.580666D0,	
  	*-1.894086D0,4*0.D0,	
  	*-1.15575D0,3.601316D0,-.7326041D0,-1.151685D0,.5403439D0,	
  	*5*0.D0,.9060572D-1,-.5151915D0,.7622076D-1,7*0.D0,	
  	*.4507142D-1,9*0.D0/ 	
  	DATA BIJ/-.7187864D0,10.67179D0,-25.7687D0,17.13395D0,	
  	*16.17303D0,-24.38953D0,7.156029D0,3.350294D0,-2.806204D0,	
  	*.5728541D0,6.057018D0,-79.47685D0,216.7887D0,-244.732D0,	
  	*78.04753D0,48.70601D0,-41.92715D0,10.00706D0,1.237872D0,	
  	*-.8610273D0,-12.95347D0,220.839D0,-586.4596D0,744.4021D0,	
  	*-447.0704D0,99.6537D0,5.136013D0,-9.5769D0,2.41965D0,	
  	*.2275036D0,15.71955D0,-302.0599D0,684.5968D0,-828.1484D0,	
  	*560.0892D0,-185.9581D0,39.91057D0,-7.567516D0,-.1062596D0,	
  	*0.D0,-13.75957D0,205.541D0,-325.2751D0,284.6518D0,	
  	*-180.8168D0,46.05637D0,4*0.D0,	
  	*6.466081D0,-57.3922D0,36.94793D0,20.77675D0,-12.56783D0,	
  	*5*0.D0,-.9775244D0,2.612338D0,-.4059629D0,7*0.D0,	
  	*-.2298833D0,9*0.D0/ 	
  	DATA CPC1/1.46696186D+02,-6.56744186D+01,2.02698132D+01,	
  	*-4.20931845D0,6.06743008D-01,-6.12623969D-02,4.30969226D-03,	
  	*-2.06597572D-04,6.4261584261581DD-06,-1.1680563D-07,9.4095893D-10,	
  	*-2.09233731D+02,2.06925203D+02,-1.35704831D+02,5.64368924D+01,	
  	*-1.34496111D+01,1.39664152D0,3*0.D0,	
  	*6.8120976D+01,-3.0634058D+01,9.5275029D0,-1.6947102D0,	
  	*1.7630585D-01,-9.9545402D-3,2.353643D-4,-8.7407084D+1,	
  	*7.8481374D+1,-4.4865859D+1,1.4654346D+1,-2.0518393D0,8*0.D0,	
  	*-9.209726737D+1,3.070930782D+1,-4.924017995D0,5.045358836D-1,	
  	*-3.140446759D-2,1.076680079D-3,-1.556890669D-5,1.74867128D+2,	
  	*-1.756054503D+2,8.874920732D+1,-1.720610207D+1,9*0.D0,	
  	*-2.096096482D+2,6.877783535D+1,-1.228650555D+1,1.413691547D0,	
  	*-1.002920638D-1,3.985571861D-3,-6.78646087D-5,4.05527285D+2,	
  	*-4.457015773D+2,2.74366735D+2,-8.643867287D+1,1.070428636D+1,	
  	*8*0.D0,	
  	*-3.871419306D+1,4.711104578D+1,-1.758225423D+1,4.183494309D0,	
  	*-5.520042474D-1,3.034658409D-2,2.17160145D+1,-4.4926032D0,	
  	*12*0.D0/ 	
  	DATA CPC2/0.113129D+2,-0.21596D+1,0.352761D0,-0.321705D-1,	
  	*0.16769D-2,-0.467965D-4,0.542603D-6,-0.174654D+2,0.246205D+2,	
  	*-0.217731D+2,0.116418D+2,-0.342122D+1,0.422296D0,7*0.0D,	
  	*-9.508041394D-1,7.008743711D0,-3.50580167D0,1.096778D0,	
  	*-2.016835088D-1,1.971024237D-2,-7.860765734D-4,1.087462263D0,	
  	*-7.976765747D-2,-2.837014896D-3,1.479612229D-4,9*0.D0,	
  	*3.91355D0,-6.84851D-2,5.64424D-2,-4.83745D-3,1.71782D-4,	
  	*-2.27537D-6,2*0.D0,1.18658D0,-1.90747D0,8.2852D-1,9*0.D0/ 	
  	DATA MCOD/6,5,4,5,2,6,4,5/ 	
  	DATA MCPD/10,6,6,6,5,6,6,5/ 	
  	DATA TOID/4*100D0,300D0,100D0,300D0,100D0/ 	
  	DATA AR/’ метана (CH4)’,’ этана (C2H6)’,’ пропана (C3H8)’,	
  	*’ н-бутана (н-C4H10)’,’ и-бутана (и-C4H10)’,’ азота (N2)’,	
  	*’ диоксида углерода (CO2)’,’ сероводорода (H2S)’,	
  	*’ ацетилена (C2H2)’,’ этилена (C2H4)’,’ пропилена (C3H6)’,	
  	*’ н-пентана (н-C5H12)’,’ и-пентана (и-C5H12)’,	
  	*’ нео-пентана (нео-C5H12)’,’ н-гексана (н-C6H14)’,	
  	*’ бензола (C6H6)’,’ н-гептана (н-C7H16)’,’ толуола (C7H8)’,	
  	*’ н-октана (н-C8H18)’,’ н-нонана (н-C9H20)’,	
  	*’ н-декана (н-C10H22)’,’ гелия (He)’,’ водорода (H2)’,	
  	*’ моноксида углерода (CO)’,’ кислорода (O2)’/ 	
  	END 	
          
Приложение Б
(обязательное)

ПРИМЕР РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРИРОДНОГО ГАЗА 

Состав природного газа в молярных процентах:

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

Приложение В
(справочное)

Библиография 

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния
Постановление Госстандарта СССР от 30.12.1996 N 723
ГОСТ от 30.12.1996 N 30319.3-96

Госстандарт СССР

Действующий
Дата начала действия: 01.07.1997

Опубликован: Официальное издание, М.: ИПК Издательство стандартов, 1997 год

ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения
Постановление Госстандарта СССР от 30.12.1996 N 723
ГОСТ от 30.12.1996 N 30319.0-96

ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости
Постановление Госстандарта России от 30.12.1996 N 723
ГОСТ от 30.12.1996 N 30319.2-96

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки
Постановление Госстандарта СССР от 30.12.1996 N 723
ГОСТ от 30.12.1996 N 30319.1-96

Р 50.2.001-2000 ГСИ. Измерения расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Проектирование автоматизированное расходомеров переменного перепада давления с сужающими устройствами. Расчет расхода и количества вещества ...
Постановление Госстандарта России от 06.04.2000 N 94-ст
Р от 06.04.2000 N 50.2.001-2000

ГОСТ 8.563.3-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Процедура и модуль расчетов. Программное обеспечение
Постановление Госстандарта России от 25.04.1997 N 11-97
ГОСТ от 25.04.1997 N 8.563.3-97

ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств
Постановление Госстандарта России от 25.04.1997 N 11-97
ГОСТ от 25.04.1997 N 8.563.2-97

ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения
Постановление Госстандарта России от 25.04.1997 N 11-97
ГОСТ от 25.04.1997 N 8.563.1-97

ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения
Постановление Госстандарта СССР от 30.12.1996 N 723
ГОСТ от 30.12.1996 N 30319.0-96

75

75.060

Газовый комплекс

Газоснабжение и распределение газа

Добыча и переработка нефти, газа и смежные производства

Природный газ

Топливно-энергетический комплекс