---

*-.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/

END

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(обязательное)

Примеры расчета коэффициента сжимаемости природного газа

Г.1 Модифицированный метод NX19

Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м³

Содержание:

азота 0,8858 мол. %

диоксида углерода 0,0668 мол. %

Давление 2,001 МПа

Температура 270,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9520

Давление 2,494 МПа

Температура 280,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9473

Давление 0,900 МПа

Температура 290,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9844

Г.2 Уравнение состояния GERG-91

Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м³

Содержание:

азота 0,8858 мол. %

диоксида углерода 0,0668 мол. %

Давление 2,001 МПа

Температура 270,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9521

Давление 3,997 МПа

Температура 290,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9262

Давление 7,503 МПа

Температура 330,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9244

Г.3 Уравнение состояния AGA8-92DC

Состав природного газа в молярных процентах:

метан 98,2722

этан 0,5159

пропан 0,1607

н-бутан 0,0592

азот 0,8858

диоксид углерода 0,0668

н-пентан 0,0157

н-гексан 0,0055

н-гептан 0,0016

н-октан 0,0009

гелий 0,0157

Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,6799 кг/м³

Давление 2,001 МПа

Температура 270,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9520

Давление 3,997 МПа

Температура 290,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9262

Давление 7,503 МПа

Температура 330,00 К

Коэффициент сжимаемости 0,9246

Г.4 Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

Состав природного газа в молярных процентах:

метан 89,2700

этан 2,2600

пропан 1,0600

и-бутан 0,0100

азот 0,0400

диоксид углерода 4,3000

сероводород 3,0500

пропилен 0,0100

Плотность при 0,101325 МПа и 293,15 К: 0,7675 кг/м3

Давление 1,081 МПа

Температура 323,15 К

Коэффициент сжимаемости 0,9853

Давление 4,869 МПа

Температура 323,15 К

Коэффициент сжимаемости 0,9302

Давление 9,950 МПа

Температура 323,15 К

Коэффициент сжимаемости 0,8709

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(обязательное)

Влияние погрешности исходных данных на погрешность расчета коэффициента сжимаемости природного газа (примеры расчета)

Д.1 Модифицированный метод NX19

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520

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

Д.2 Уравнение состояния GERG-91

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9521

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

Д.3 Уравнение состояния AGA8-92DC

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9520

Погрешность расчета - 0,08 %

Д.4 Уравнение состояния ВНИЦ СМВ

Коэффициент сжимаемости (среднее значение) - 0,9853

Погрешность расчета - 0,03 %

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

(справочное)

Библиография

[1] Сычев В.В. и др. Термодинамические свойства метана. - М., Изд-во стандартов, 1979, 348 с

[2] Kleinrahm R., Duschek W., Wagner W. Measurement and correlation of the (pressure, density, temperature) relation of methane in the temperature range from 273.15 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 mit eener Burnett-Apparatur. - Brennstoff-Warme-Kraft, 1982, Bd.34, No.6, s.311-314

[6] Eubank Ph.T., Scheloske J., Hall K.R., Holste J.C. Densities and mixture virial coefficients for wet natural gas mixtures. - Journal of Chemical and Engineering Data, 1987, v.32, No.2, p.230-233

[7] Jaeschke М., 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 М. 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. - Erdol-Erdgas-Kohle, 1988, Bd.104, H.10, s.412-417

[10] Samirendra N.B. et al Compressibility Isotherms of Simulated Natural Gases. - J. Chem. Eng. Data, 1990, v.35, No.l, p.35-38

[11] Fitzgerald M.P., Sutton C.M. Measurements of Kapuni and Maui natural gas compressibility factors and comparison with calculated values. - New Zealand Journal of Technology, 1987, v.3, No.4, p.215-218

[12] Jaeschke М., Humphreys A.E. The GERG Databank of High Accuracy Compressibility Factor Measurements. GERG TM4 1990. - GERG Technical Monograph, 1990, 477 p

[13] Jaeschke М., 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] ISO/TC 193 SC1 № 63. Natural gas - calculation of compression factor. Part 3: Calculation using measured physical properties

[15] ISO/TC 193 SC1 № 62. Natural gas - calculation of compression factor. Part 2: Calculation using a molar composition analysis

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

[17] VDI/VDE 2040, part 2, 1987. Calculation principles for measurement of fluid flow using orifice plates, nozzles and venturi tubes. Equations and formulas

[18] Jaeschke М. 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

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