Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Задача измерения параметров потоков нефтегазоводяных смесей 9
1.1. Потоки нефтегазоводяных смесей как физические объекты 9
1.1.1. Разновидности многофазных потоков 9
1.1.2. Основные характеристики многофазных потоков 10
1.1.3. Структура многофазных потоков и
1.2. Потоки нефтегазоводяных смесей как объекты измерений 14
1.2.1. Показатели качества товарной нефти 14
1.2.1.1. Плотность 15
1.2.1.2. Фракционный состав 15
1.2.1.3. Содержание воды 16
1.2.1.4. Содержание механических примесей 17
1.2.1.5. Содержание серы 17
1.2.1.6. Вязкость 17
\22. Комерческий учёт нефти 18
Глава 2. Методы и технические средства измерения содержания свободного газа в потоках нефти 21
2.1. Современные приборы покомпонентного контроля нефтегазоводяных потоков 21
2.2. Ультразвуковой метод измерения 22
2.3. Диэлькометрический метод измерения расхода 27
2.4. Радиационно-акустический метод 28
2.4.1. Резонансное поглощение 30
2.4.2. Молекулярное рассеяние 33
2.4.3. Аэрозольное рассеяние 33
2.4.4. Измерение скоростей потоков 34
2.5. Радиоизотопный метод измерения расхода и количества 44
2.5.1. Обоснование использования радиоизотопного метода 46
2.5.2. Описание технических решений по бесконтактному измерению плотности нефти, основанных на применении гамма-излучения 48
2.5.3. Техническая реализация метода 49
2.5.4. Радиоизотопный преобразователь 56
2.5.5. Постановка задачи исследования и выбор сферы применения 66
Глава 3. Синтез и анализ информационно-измерительного комплекса для нпс 72
3.1. Экспериментальная установка 72
3.1.1. Узел учёта нефти (уун) 72
3.1.2. Особенности уун 74
3.1.3. Погрешность измерений при наличии в товарной нефти остаточного свободного газа 78
3.1.4. Формулирование условий эксперимента 81
3.1.5. Выбор измеряемых параметров для определения значения измеряемых величин 84
3.1.6. Основы математического моделирования потока 85
3.1.6.1. Физическая модель — постановка проблемы 86
3.1.6.2. Математическая модель 87
3.2. Информационно-измерительная система 89
3.2.1 назначение и область применения измерительной аппаратуры 89
3.2.2 интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред 90
3.2.3 структура иис измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред 94
3.2.4 архитектурная платформа открытых систем 96
3.2.5 измерительный интерфейс 97
3.2.6 вычислительный блок иис 103
3.2.7 операционная система 104
3.3. Технические средства ииис 107
3.3.1 радиоизотопный преобразователь 107
3.3.2 контроллер интеллектуального датчика 107
3.3.3. Центральный процессор ииис 107
3.3.4. Can-контроллер 108
3.3.5 контроллер локальной сети ethernet 108
3.3.6. Экспериментальный образец измерительной аппаратуры 109
3.3.6.1. Назначение и область применения экспериментального образца 109
3.3.6.2. Технические требования к экспериментальному образцу. 109
3.3.6.3 Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца 109
3.4. Программное обеспечение 114
3.4.1 программное обеспечение интеллектуального датчика 114
3.4.2. Программное обеспечение центрального процессора 116
3.4.3 программное обеспечение автоматизированного места оператора 117
3.5. Методика выполнения экспериментальных исследований 118
3.5.1. Метод измерений 118
3.5.2. Основы эксперимента 123
Глава 4. Результаты экспериментальных исследований 125
4.1. Экспериментальные исследования на исследовательских стендах.125
4.2.экспериментальные исследования на натурном стенде (в
Промышленных условиях) 130
Заключение 139
Список литературных источников
- Разновидности многофазных потоков
- Диэлькометрический метод измерения расхода
- Погрешность измерений при наличии в товарной нефти остаточного свободного газа
- Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца
Введение к работе
В настоящее время гетерогенные среды широко встречаются во многих отраслях промышленности, при пневмо- и гидротранспорте, добыче, сборе, транспортировке и переработке твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, в энергетике и военной технике. Гетерогенные среды — это многофазные и многокомпонентные потоки веществ. Особое место, среди гетерогенных потоков занимают газожидкостные потоки в трубопроводах. Их роль настолько велика, что в 60-х годах этого века возникла и стала бурно развиваться самостоятельная отрасль гидродинамики - гидродинамика газожидкостных потоков [32]. Главная особенность этой отрасли науки заключается в том, что свойства объектов, которые она изучает, изменяются в очень широких пределах. Обусловленно это тем, что в широких пределах изменяются как свойства жидкостей и газов, образующих потоки, так и их объёмное содержание в потоке, и термодинамическое состояние. Гидродинамические параметры газожидкостных потоков зависят не только от свойств жидкостей и газов образующих потоки, их состояния и относительного содержания, но и от геометрических характеристик трубопровода, физических и химических свойств материала, из которого он изготовлен, шероховатости стенок и ориентации трубопровода относительно вектора силы тяжести.
Специфическая особенность газожидкостных потоков состоит в том, что мгновенные значения их гидродинамических параметров изменяются случайным образом - флуктуируют. Осредненные характеристики этих флуктуации влияют на ход процессов, в которых газожидкостные потоки играют роль агентов, не меньше, а часто даже больше, чем средние значения гидродинамических параметров газожидкостных потоков \2j\.
Большое число влияющих факторов, трудно учитываемых, затрудняет создание достаточно точной, обобщенной, теоретической модели газожидкостного потока и определило индуктивный путь развития гидродинамики газожидкостных потоков. В процессе развития происходило накопление боль-
6 шого количества экспериментальных данных, их трактовок, интерпретаций, полученных различными авторами. Это послужило основой теории газожидкостных потоков. Следует отметить, что физические эксперименты проводились лишь со сравнительно небольшим набором относительно "чистых" жидкостей (вода, глицерин и т.д.) и газов (воздух, водяной пар и т.д.) на исследовательских стендах при фиксированных условиях формирования и движения газожидкостного потока. Это позволило контролировать воспроизводимость результатов, сопоставлять данные, полученные различными экспериментаторами, но ограничило возможности созданной на их основе теории. В тех случаях, когда к исследованиям предъявляются высокие требования по точности и достоверности результатов, основным методом исследований остается физический эксперимент. Теория в этом случае необходима для планирования и контроля хода эксперимента, анализа, оценки и трактовки результатов.
Потребность в проведении таких экспериментов очень велика и непрерывно возрастает. Она обусловленна широким и непрерывно возрастающим применением газожидкостных потоков. Кроме того, возросшие требования к качеству и контролю расхода потоков жидкостей и газов заставляют учитывать наличие в потоке второй фазы там, где раньше этим можно было пренебречь. В этих случаях исследования необходимо проводить в натурных условиях на промыитенно эксплуатируемых объектах. К таким исследованиям помимо высоких требований к метрологическим и эксплуатационным характеристикам аппаратуры предъявляются следующие требования: отсутствие внешнего влияния на ход исследуемых процессов, на работу технологического оборудования, целостность трубопроводов, по которым движутся исследуемые газожидкостные потоки.
Отсутствие технических средств, необходимых для проведения исследований, удовлетворяющих сформулированным требованиям, определяет актуальность и важность проблемы создания бесконтактной измеритель-
ной аппаратуры для точных и достоверных измерений гидродинамических параметров газожидкостных потоков в трубопроводах.
Измерительная аппаратура, посредством первичных измерительных преобразователей, должна: формировать конкретные физические величины, кодировать и передавать вычислительным средствам более высокого уровня сигналы измерительной информации, соответствующие результатам наблюдений этих величин. Кроме того, первичные измерительные преобразователи должны принимать от вычислительных средств более высокого уровня управляющие сигналы. Сигналы должны формироваться на основе априорной информации об объекте исследований и об условиях измерений и задавать режимы работы измерительных первичных преобразователей. Вычислительные средства более высокого уровня могут быть удалены от первичных измерительных преобразователей на значительные расстояния, а условия проведения исследований на промышленно-эксплуатируемых объектах характеризуются высоким уровнем промышленных помех. Эти требования определяют необходимость включения в состав первичных измерительных преобразователей сравнительно мощных средств автоматической обработки, преобразования, приема и передачи информации - контроллеров, которые образуют вычислительные средства нижнего уровня. Связь между вычислительными средствами нижнего и более высокого (среднего) уровня должна осуществляться по помехозащищенным линиям связи с использованием новейших способов кодирования информации и современных протоколов обмена информацией между вычислительными средствами. Высокие требования, по наглядности представления результатов измерений, определяет необходимость введения вычислительных средств верхнего уровня.
Измерительная аппаратура для бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред предполагает создание аппаратуры в виде многоуровневой информационно-измерительной системы открытого типа, построенной по модульному принципу. Создание такой информацион-
но-измерителъной системы невозможно без проведения научно-исследовательской работы.
Целью и содержанием представленной на рассмотрение работы является ответить на поставленные выше вопросы, подтвердить ответы экспериментом, построить экспериментальную установку, доказывающую возможность с необходимой для промышленной практики точностью измерять параметры потоков в нефтепроводах.
Главной задачей при синтезе информационно-измерительной системы является проблемма точного учёта энергорессурсов, в частности — нефти. Для решения этой проблеммы необходимо макимально снизить погрешность измерения. В настоящее время, главным неконтроллируемым фактором, влияющим на точность измерения нефти, является остаточный свободный газ в нефти. Отсутствие корректировки измерения расхода нефти на содержание в нефтяном потоке свободного газа приводит к существенным погрешностям измерения и экономическим потерям. Поэтому, основное внимание в работе, уделено проблемме контроля остаточного свободного газа в потоках нефти.
Выполненные патентные исследования подтвердили отсутствие в мировой практике завершенных технических решений аналогичных синтезируемому в рамках настоящей работы.
Разновидности многофазных потоков
Двухфазные потоки, как правило, не имеют гомогенной структуры, а характеризуются постоянным изменением концентрации фаз по длине трубопровода, поэтому измерение мгновенного расхода газожидкостного потока не имеет практического значения [23]. На практике нужно измерить среднее значение расхода за определённый интервал времени. Только усреднённое значение расхода многокомпонентного потока, с взаимосвязанными, неявно-выраженными параметрами может правильно охарактеризовать двухфазный поток. Интервалы времени, то есть дискретность измерений, зависят: - от структуры потока; - от технологических условий измерения; - от количества усреднённых значений расхода - обеспечивающего необходимую точность измерения; - от технических условий заказчика.
Минимальный интервал времени осреднения Т0 в некоторых случаях может достигать 90 - 100 с [23].
Любой двухфазный поток, прежде всего характерезуется массовыми или объёмными соотношениями каждой из фаз. При измерении расхода необходимо учитывать тот факт, что средние скорости различных фаз потока будут отличаться друг от друга. Так, например, при движении газожидкостного потока слой, прилегающий к стенке трубопровода, имеет меньшую скорость и нередко состоит из жидкости. В связи с чем, возникает необходимость различать истинную, реальную, и расходную концентрацию разных фаз.
В газожидкостных потоках, как правило, средняя скорость газа в 1,2-1,25 раза больше скорости жидкости [30]. Причём при уменьшении скорости течения потока разница между скоростями движения жидкой и газовой фазы увеличивается. Для характеристики движения двухфазных сред, особенно смеси жидкости и газа, во многих случаях целесообразно применять критерии подобия.
Характер движения большинства двухфазных потоков, в том числе газожидкостных, как правило, имеет пульсирующий характер, приводящий к волновому движению границы раздела фаз. Особенно ярко это выражено при переходе от раздельной к пробковой структуре смеси. Для таких потоков применяется критерий Струхаля, который характеризует пульсирующее, и, в частности, волновое движение. К характеристике таких потоков может успешно применяться также критерий Фруда, и различные его вариации.
Структуры газожидкостных потоков весьма разнообразны [23]. Это определяется процентным содержанием той или иной фазы, скоростью потока, пространственным расположением трубопровода и его диаметром.
При большом различии между концентрациями фаз в потоке, т.е. когда количество одной фазы преобладает над другими, получается дисперсная структура, при которой капли жидкости (или пузырьки газа) относительно равномерно распределены в газе (или жидкости, соответственно) (рис.1.1.). Такая структура потока ещё называется капельной или пузырьковой. поверхности раздела фаз начинают появляться волновные гребни, как в вертикальных, так и в горизонтальных и наклонных трубопроводах (рис.1.2.6.).
При последующем увеличении скорости, гребни растут, начинают рассекать на отдельные части непрерывный газовый поток, движущийся в центре трубы. Таким образом, возникает пробковая или снарядная структура потока (рис. 1.1 .д., 1.1 .е.). Это характерно и для верхней части горизонтального участка трубопровода (рис. 1.2.в., 1.2.г.). При такой структуре газ начинает перемещаться в виде отдельных больших пузырей, так называемых пробок, которые растут и сжимаются в процессе движения, перекрывая собой полностью и частично поперечное сечение трубопровоа.
Пробковый режим представляет собой волновое течение газожидкостной смеси с длиной волны, равной суммарной длине жидкой и газовой пробок [23, 80].
При последующем увеличении доли жидкости в потоке, газовые пробки уменьшаются в размере. Появляются мелкие пузырьки газа, двигающиеся вместе с крупными (рис. 1.1.ж., рис. 1.2.Д.). При дальнейшем изменении, получается пузырьковая форма потока. В вертикальной трубе эти пузырьки равномерно распределены по её сечению (рис. 1.1.з.), а в горизонтальной движутся в верхней части трубы (рис. 1.2.е.).
При рассмотрении процесса, где постепенно увеличивается доля газа в жидкости, наблюдается обратная картина перехода.
Границы перехода одной структуры газожидкостного потока в другую зависят от многих факторов - различных критериев подобия, величин, коэффициентов; факторов; но, прежде всего, границы зависят от числа Фруда (Fr) и расходного газосодержания (р) [18, 23, SB].
Диэлькометрический метод измерения расхода
Метод основан на измерении диэлектрической проницаемости смеси с, зависящей от концентрации отдельных компонентов [40]. Применяется для измерения концентрации многих двухфазных потоков. Можно использоваться при контроле смеси состоящей из двух жидких компонентов, которые об ладают различными значениями є.
Реализуется путём пропусканием участка двухкомпонентного потока между обкладками конденсатора, создающего между ними однородное электрическое поле. Ёмкость конденсатора зависит от эффективной диэлектрической проницаемости є3ф среды, между его обкладками.
Для конденсатора с параллельными пластинами имеется линейная зависимость Между С И 6эф в виде С = к Бэф, (2.13.) где к — коэффициент пропорциональности. Для сред, состоящих из двух различных компонентов, например жидкости и газа, еЭф определяется из выражения эф Лж Бж "" Тг г» (Z.14.) где гж и гг - объёмные концентрации жидкости и газа в смеси, а єж и БГ— их диэлектрические проницаемости.
Метод обладает следующими недостатками: - невозможность контроля многокомпонентных потоков; - влияние на результат нестабильности частоты, при которой производится измерение; - влияние на результат пространственного положения трубопровода; - погрешность измерения, обусловленная изменением характера распределения газовых включений по сечению потока; - уменьшение измеряемой ёмкости с возрастанием скорости потока от О до 4 м/с.
Радиационно-акустический метод
В настоящее время лазер стал одним из главных инструментов, используемых в самых разнообразных областях науки и техники. Имеется большое количество экспериментальных и теоретических работ по использованию ла зеров, что составляет надежную базу при разработке лазерных систем, связанных с анализом газов и газовых смесей [47, 55].
Процесс распространения лазерного луча через трубопровод (например: по его диаметру) сопровождается ослаблением его интенсивности (потока энергии через единичное поперечное сечение). Количественно это описывается законом Бугера в дифференциальной форме: dl(y) = -I(v) Ct(z,v)-dz, (2.15.) где dl(y) - изменения интенсивности /(у)при прохождении слоя толщиной flfz, a(v) - объемный коэффициент ослабления (в дальнейшем - коэффициент ослабления)среды, v - частота излучения лазера. В случае однородной среды закон Бугера можно представить в интегральной форме: 7(v) = /0(v)exp-a(v)/, (2.16.) где I(v) и /0(v) - интенсивности излучения до и после прохождения слоя толщиной 1.
Предположив, что длина волны излучения лазера соответствует одной из дискретных линий поглощения метана. Из всех возможных явлений, сопровождающих прохождение лазерного излучения через трубопровод и влияющих на величину коэффициента а, выделим три основных: резонансное поглощение молекулами метана, молекулярное рассеяние метаном и рассеяние частицами воды. Все эти процессы являются независимыми, поэтому a (v) можно представить как: a(v) = an(v) + alb(v) + a2b(v) + ap(v), (2.17.) где a„(v) - коэффициент поглощения излучения молекулами метана; a1A(v) - коэффициент рассеянная излучения каплями воды вперед (в сторону распространения излучения);
Погрешность измерений при наличии в товарной нефти остаточного свободного газа
Измерения потоков товарной нефти и нефтепродуктов — это определение объемного и массового расходов продуктов, а также анализ их качества для проверки на соответствие требованиям ГОСТ. Кроме того, анализ качества продукта необходим для проверки соответствия его физико-химических свойств, требованиям, которые предъявляют сами средства измерения расхода. В настоящее времы требования к контролю учёта и качеству энергорес-сурсов, в частности нефти становятся всё жёсче, технология подготовки нефти практически вышли на максимальный этап своего развития и без совершенствования средств контроля и учёта практически не имеет дальнейших перспектив развития. Снижение погрешности измерений возможно за счёт совершенствования средств измерения, контроля новых параметров, вызывающих дополнительные погрешности. Основным существенным параметром, влияющим на точность измерений, является остаточный свободный газ в нефтяном потоке. Данный показатель, в настоящее время не контроллиру-ется, из-за отсутствия тестированных средств его измерения.
Целью данных экспериментальных исследований является контроль свободного газа в нефтяном потоке на нефтеперекачивающих станциях. В проблемах трубопроводного транспорта нефти чаще всего используется идеализация процесса движения [28], при которой: 1. объектом измерений при учете нефти и нефтепродуктов является турбулентный поток однородной ньютоновской жидкости в трубопроводе; 2. нефть и нефтепродукты считаются сплошной средой, непрерывным образом заполняющей все сечение трубопровода или его часть; 3. определяющие параметры течения представляют собой осреднен-ные по сечению трубопровода значения того или иного физического параметра; 4. течение считается одномерным, т.е. все определяющие параметры зависят только от одной пространственной координаты х, отсчитываемой вдоль оси трубопровода, и в общем случае от времени t; Измеряемыми физическими величинами, с учетом используемой идеализации, являются: 1. средняя по сечению потока скорость течения жидкости 2. средняя по сечению потока плотность жидкости Априорная информация
Априорная информация - это диапазон скоростей потоков, диапазон плотностей продукта, диапазон возможных газосодержаний, диапазоны параметров химического состава, определяемые ГОСТ, условия эксплуатации узла учета нефти (температура и давление в измерительных линиях, температура и давление в линиях блока контроля качества)
Методы измерений
Метод измерения расхода нефти состоит в пропускании потока нефти через гидравлический контур, снабженный объемным или массовым преобразователем расхода. Гидравлический контур обеспечивает необходимый профиль скоростей потока.
Для измерения плотности и других параметров качества нефти используется специальный измерительный контур, через который проходит определенная часть основного потока нефти. Алгоритмы обработки информации Количества нефти и нефтепродуктов (далее - продукта) определяют путем интегрирования расхода продукта, протекающего через преобразователь расхода (счетчик), по времени: г Q = \q(t)dt » Д / (3.17.) О і где Q — количество (объем или масса) продукта, qt — мгновенные значения расхода продукта при /-ом измерении, Att — время, в течение которого значение расхода считается равным qh Мгновенный объемный расход определяют из соотношения q = S0-V, (3.18.) где V— локальная скорость продукта, усредненная по сечению потока, So — площадь поперечного сечения линии. Мгновенный массовый расход (при измерении косвенным методом -по объему и плотности) определяется из соотношения: g = S0-V-p, (3.19.) где р — локальная плотность нефтегазоводяной смеси, усредненные по сечению потока, So — площадь поперечного сечения линии.
Поэтому результаты измерений объема и плотности должны быть приведены к одинаковым условиям, например, к условиям измерения объема или к нормальным условиям.
Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца
Экспериментальный образец измерительной аппаратуры - это безкон тактный радиоизотопный первичный преобразователь определения остаточного газосодержания в нефтяном потоке, подробно рассмотрен в п.п. 2.5.4.
Экспериментальный образец измерительной аппаратуры предназначен для получения на исследовательских стендах и в натурных условиях на про-мышленно эксплуатируемых объектах экспериментальных данных, необходимых для выполнения ОКР измерительной системы для бесконтактных измерений гидродинамических параметров оптически непрозрачных гетерогенных сред с малым содержанием свободного газа.
Технические требования к экспериментальному образцу Диаметр трубопровода, мм 250, 400 Диапазон измерений 700- 1100 0-4 0,05 0,001 0-5 от-40 до+50 плотности, кг/м3 содержания свободного газа, % Погрешность измерений плотности (относительная), % содержания свободного газа (абсолютная) Скорость контролируемых потоков, м/с Температура окружающей среды, С
Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца
В основе способа измерения плотности потока и остаточного газосодержания лежит радиоизотопный метод измерения.
Первичным измерительным преобразователем системы служит радиоизотопный датчик плотности. Контролируемый поток облучается узко кол-лимированным пучком моноэнергетического гамма-излучения ("прямое" из лучение) и, кроме того, широким пучком вторичного (рассеянного) излучения в широком диапазоне энергий. Излучение из "узкого" и "широкого" пучков, прошедшее через контролируемую среду, регистрируется сцинтилляци-онным детектором. Импульсы сигнала, сформированные на выходе детектора, дискриминируются по амплитудам и передаются на один из двух выходов. На выход 1 передаются импульсы, соответствующие зарегистрированным квантам прямого излучения, на выход 2 - соответствующие квантам рассеянного излучения. Импульсы на обоих выходах подсчитываются за фиксированные промежутки времени, разделенные между собой фиксированными паузами. Таким образом, формируются две последовательности дискретных отсчетов сигнала, которые записываются на магнитном носителе и подвергаются дальнейшей обработке.
Для измерения фазового состава среды необходимо непрерывно идентифицировать фазу потока, текущую в данный момент через контролируемое сечение трубопровода. Для этого последовательность отсчетов разбивается на блоки, после чего каждый блок подвергается статистической обработке. В случае если в данном блоке не обнаружено флуктуации сигнала, делается вывод о том, что в течение времени, соответствующего формированию данного блока, в контролируемом течении находилась однородная жидкость. Последовательность таких блоков выделяется из последовательности информационного сигнала как соответствующая однородной жидкости.
За счет применения для определения плотности жидкости, помимо прямого, рассеянного излучения удается обеспечить инвариантность результатов измерения к изменению химического состава жидкости.
Сигнал, регистрируемый от узкого пучка прошедшего через среду прямого излучения, связан с плотностью жидкости следующим известным выражением: Пп ё-М (3.28.) где: гіж - средняя величина отсчета в последовательности, выделенной для однородной жидкости из информационного сигнала, полученного при регистрации прямого излучения; г01 - средняя величина отсчета в выборке заданного объема при регистрации прямого излучения в отсутствии контролируемой среды в трубопроводе; ju - массовый коэффициент ослабления прямого излучения; d - эффективная длина просвечиваемого слоя контролируемой среды; р- плотность жидкости.
Величина гої не зависит от свойств контролируемой среды и ее точность определяется стабильностью характеристик применяемых излучателей, детектора, трубопровода.
Величина /ла не зависит от химического состава контролируемой среды и, например, для такой неоднородной структуры, как нефть и нефтепродукты, может изменяться неконтролируемым образом. Это приводит к большим погрешностям измерения плотности. Чтобы устранить указанные погрешности, дополнительно используют результаты измерения рассеянного излучения при измерении плотности жидкости.
Точного аналитического выражения, связывающего величину регистрируемого рассеянного излучения с плотностью контролируемой среды, не существует.
Экспериментально в ходе разработки данного метода измерения были выявлены зависимости, связывающие плотность жидкости рж, массовый коэффициент ослабления прямого излучения ju и среднюю величину отсчета в последовательности, выделенной для однородной жидкости из сигнала, полученного при регистрации рассеянного излучения, г2ж: где аь Ь ь а2, Ъг - коэффициенты, определяемые по градуировочным зависимостям.
Коэффициенты ai, bi, а2, b2 не зависят от химического состава контролируемой среды. Их величина главным образом зависит от взаимного положения блоков, формирующих рассеянное излучение, блока детектирования, трубопровода.
Неизменность факторов, влияющих на значения указанных коэффициентов, в течение достаточно продолжительного времени обеспечивается конструкцией экспериментального образца системы.
Объединив уравнения (3.28.), (3.29), (3.30.), (3.31.) в систему и решив эту систему относительно плотности жидкости рж, получим:
Как видно из уравнения (3.32.), при определении плотности жидкости обеспечивается инвариантность результатов измерения к изменению химического состава контролируемой среды (в уравнение (3.32.) не входит величина juj), что отсутствовало при определении плотности контроллируемои среды по формулам (2.69.), (2.73.) в п.п. 2.5.3.
Входящие в уравнение (3.32.) величины гіж и г2ж определяют прямыми измерениями, а величины г0/ь aj, bh а2, Ь2 определяются по градуировочным зависимостям.
Для повышения точности определение величины г0/ осуществляется путем измерения величины сигнала от прямого излучения г і при контроле жидкостей, имеющих различные плотности и одинаковые значения коэффициента /л, например, при контроле дистиллированной воды с температурой 90. 75, 60. 35 и 20 градусов Цельсия.
