40
*-3.080591D0,-2.122525D0,1.781466D0,-.4303578D0,-.4963321D-1,
*.347496D-1,1.317145D0,-10.73657D0,23.95808 D0,-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/
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