CC BY
51
3. NTC Termostors. Bowthorpe Thermometrics, Thermometrics Inc., Keystone Thermometrics Corporation.
4. Зотов В. Принципы построения систем температурного контроля на NTC-термисторах компании Epcos // Компоненты и технологии. -2007. №6.
5. Steinhart, J.S., Hart S.R. Calibration curves for thermistors, Deep Sea Res., 15, 497-503 (1968).
6. Beakley, W.R. The Design of Thermistors Thermometers With Linear Calibration. J. Sci. Inst., 31, 455 (1951).
7. John G. Webster. “Measurement, Instrumentation, and Sensors Handbook”, CRC Press, 1999, 2608 p.
8. Дворяшин Б.В., Кузнецов Л.И. Радиотехнические измерения. Учебное пособие для вузов. - М.: Сов. радио, 1978. - 360 с.
9. Haruff, R. W. Combine a Couple of Thermistors// Electronic Design, 3, 88 February (1968).
10. Michalski L., Eckersdorf K., Kucharski J., McGhee J. Temperature measurement 2ed., Wiley, 2001, 514 p.
11. Кукуш В.Д. Электрорадиоизмерения: Учебное пособие для вузов. - М.: Радио и связь, 1985. - 368 с.
12. Чистяков В.С. Краткий справочник по теплотехническим измерениям. - М.: Энерго-атомиздат, 1990. - 320 с.
13. Международная температурная шкала МТШ-90. Информационный портал. www.temperatures.ru (дата обращения 10.04.2009).
14. The Internet resource for thelnternational Temperature Scale of 1990. www.its-90.com.
15. ГОСТ Р 50342-92. Преобразователи термоэлектрические.
16. ГОСТ Р 8.625-2006. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля.
17. Электрические измерения. Средства и методы измерений (общий курс) / Под ред. Е. Г. Шрамкова. Учебное пособие для втузов. - М.: Высшая школа, 1972. -520 с.
18. Бронштейн ИН., Семендяев К.А. Справочник по математике. -М., 1967, -608 с.
Беляев Алексей Олегович
Технологический институт федерального государственного образовательного уч -реждения высшего профессионального образования «Южный федеральный университет» в г.Таганроге Е-mail: : [email protected] 347900, г. Таганрог, ул. Петровская, 81 Тел. +7(8634)32-80-25
Belyaev Alekcey Olegovich
Taganrog Institute of Technological - Federal State-Owned Educational Establishment of Higher Vocational Education «Southern Federal University»
E-mail: [email protected]
81, Petrovskay street, Taganrog, 347900, Russia
Phone: +7(8634) 328025
УДК 621.383
А.П. Цепа
ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ВНЕСЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОЙ ПОПРАВКИ ПРИ ИЗМЕРЕНИИ ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТЕЙ В ЗАДАЧАХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГРАНИЦ РАЗДЕЛА ЖИДКИХ
СРЕД
Целью данной работы является исследование возможности внесения температурной поправки при измерении плотности жидкостей в задачах определения границ раздела жидких сред.
Жидкость; плотность; границы раздела; определение; метод; температура; компенсация.
A.P. Tsepa
RESEARCHING OF DENSITY MEASUREMENT WITH TEMPERATURE COMPENSATION POSSIBILITY IN BORDER LINES LIQUIDS SEARCHING TASKS
This paper is studying researching of density measurement with temperature compensation possibility in border lines liquids searching tasks.
Liquid; density; borders; searching; method; temperature; compensation.
При решении актуальных задач практики, таких как определение границ раздела жидкостей при работе водозаборов вблизи источников загрязнения, эксплуатации скважин при вытеснении нефти краевой водой, ряде технологических процессов, когда одна жидкость замещает другую, а также на автозаправочных станциях (АЗС), где в резервуарах с бензином всегда имеется конденсат воды и некоторая доля осадка, возникает необходимость в измерении плотности жидкой среды с высокой точностью.
Плотность жидкости, в общем виде, описывается следующей формулой:
р ^
где m - масса жидкости, V - занимаемый ею объем.
Зависимость объема V от температуры T можно описать следующим уравнением [1]:
V = V(To) + b(T- To),
где b - коэффициент температурного расширения, определяемый для каждой жидкости индивидуально.
Соответственно и плотность жидкости зависит от температуры:
m П\
Р =------------------, (1)
V(T0) + b(T - T0)
причем, чем выше температура, тем меньше плотность (исключением является вода в интервале температур от 0 oC до 4 oC, плотность которой при нагревании увеличивается [1]).
Зависимость плотности жидкости от температуры, также, можно описать следующим уравнением [2]:
Pt=------------------------------------------------------------------------РР-, (2)
1 + Ьср(T - T0)
или, пренебрегая малыми членами [2]:
Р = Р0 [1 - bcT(T-To) ], (3)
где р0 - плотность при температуре T0, pt - плотность при температуре T, а рср -
средний коэффициент объемного теплового расширения в интервале температур
от To до T .
У многих жидкостей (не содержащих парафина), в том числе воды и нефтепродуктов, наблюдается линейная зависимость плотности от температуры, так что для них справедливо соотношение [3]:
£Р^ = «ср, (4)
T - T0
12Q
где аср - постоянная для данной жидкости величина, равная тангенсу угла наклона (к оси температур) прямой линии, выражающей зависимость плотности от температуры.
Из соотношения (4) находим:
рг = р- асР(Т -То) . (5)
Величина аср, выражаемая в [г/(см3 оС)], представляет собой среднюю температурную поправку к значениям плотности, показывающую насколько изменяется плотность данной жидкости при изменении температуры на 1 °С .
Сравнивая выражения (3) и (4), получаем, что
аср = р0 $ср . (6)
Таким образом, средняя температурная поправка в некотором интервале температур равна произведению плотности жидкости на средний коэффициент объемного теплового расширения в том же интервале температур.
Следует учитывать, что для определения плотности с большой точностью формулу (5) можно использовать только в тех случаях, когда температура измерения Т0 отличается от температуры Т, при которой требуется определить плотность, не более чем на +10 °С [3].
Так как плотность жидкости в значительной степени зависит от температуры, всегда следует указывать температуру, при которой была измерена плотность. Принято плотность жидкостей указывать при нормальной температуре 20 °С [4].
Для пересчета плотности рг жидкости, измеренной при некоторой температуре Т °С , на плотность р20 при нормальной температуре, служит следующая формула, полученная из выражения (1.05):
Р20 = рг - аср (20 - Т), (7)
где р20 и рг выражены в [г/см3].
В табл. 1 приведены значения аср для нефтепродуктов, взятые из ГОСТ 3900-47.
Таблица 1
Значения температурных поправок для непарафинистых нефтепродуктов
р г/см3 аср г/(см3 оС) р г/см3 аср г/(см3 оС)
0,6900..0,6999 0,000910 0,8500..0,8599 0,000699
0,7000..0,7099 0,000897 0,8600..0,8699 0,000686
0,7100..0,7199 0,000884 0,8700..0,8799 0,000673
0,7200..0,7299 0,000870 0,8800..0,8899 0,000660
0,7300..0,7399 0,000857 0,8900..0,8999 0,000647
0,7400..0,7499 0,000844 0,9000..0,9099 0,000633
0,7500..0,7599 0,000831 0,9100..0,9199 0,000620
0,7600..0,7699 0,000818 0,9200..0,9299 0,000607
0,7700..0,7799 0,000805 0,9300..0,9399 0,000594
0,7800..0,7899 0,000792 0,9400..0,9499 0,000581
0,7900..0,7999 0,000778 0,9500..0,9599 0,000567
0,8000..0,8099 0,000765 0,9600..0,9699 0,000554
0,8100..0,8199 0,000752 0,9700..0,9799 0,000541
0,8200..0,8299 0,000738 0,9800..0,9899 0,000528
0,8300..0,8399 0,000725 0,9900..1,0000 0,000515
0,8400..0,8499 0,000712 - -
Рассмотрим возможности, открываемые полученной формулой (7).
Задача: Допустим, что в резервуаре с непарафинистыми нефтепродуктами присутствует некоторый градиент температур. Причем, температура у поверхности и температура у дна отличаются менее чем на +10 оС. Необходимо определить количество жидкостей (далее - слоев) в резервуаре и границы их раздела, если известно, что два соседних по плотности слоя отличаются более чем на 0,01 г/см3. При точечном измерении плотности по всему столбу жидкости без поправки на разницу температур неизбежно возникнут так называемые «ложные слои», связанные с ошибкой измерения плотности. Возникает необходимость в температурной компенсации, которая становится возможной с применением формулы (7), если с каждым замером плотности жидкости производить измерение температуры. Обратимся к табл. 1. Очевидно, что весь диапазон плотностей необходимо разбить на участки по 0,0099 г/см3, считая, что каждая строка таблицы - это новая жидкость и выполнить последовательную компенсацию для каждого участка, используя коэффициенты пересчета аср.
Итак, измерив величину плотности в каждой точке по высоте столба жидкости (далее - узлах) и произведя температурную компенсацию, вычислим границы раздела жидких сред.
Пусть рп - приведенное к 20 оС значение плотности в узле п, п = 1,М, где М - количество узлов. Тогда построим вектор плотностей, содержащий информацию о величинах плотности в каждом узле:
4 = [р1,...,рМ ] . (8)
Введем вектор разделов, содержащий информацию о разностях величин плотности между каждыми двумя соседними узлами и показывающий разделение жидкостей по плотностям:
00 = [р -р2,...,рг -р!+\,...,р] -РМ] . (9)
Введем величину а, характеризующую разницу плотностей и произведем сравнение:
• если \р1 - р2\ < а, то узлы 1 и 2 находятся в одном слое;
• если \ р1 - р2\ > а, то узлы 1 и 2 находятся в разных слоях и, соответст-
венно, граница раздела этих слоев лежит между этими узлами.
Построим матрицу, содержащую информацию о границах раздела слоев:
(пп п12 ^ п21 п22
(10)
\п1\ Щ2 0
где Пу - порядковые номера пограничных узлов так, что граница ]-го слоя расположена между узлами и ^21.
Таким образом, определяются границы раздела всех жидкостей, находящихся в резервуаре. Стоит отметить, что процесс можно автоматизировать при использовании линейки из датчиков плотности и микрокомпьютерного устройства обработки данных.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Болтон У. Карманный справочник инженера-метролога. - М.: Додэка-ХХ1, 2002.
2. Гаузнер С.И., Кивилис С.С., Осокина А.П., Павловский А.Н. Измерение массы, объема и плотности. - М.: Изд-во стандартов, 1975.
3. Кивилис С. С. О стандартах на методы измерения плотности - М.: Стандартизация. 1957. №1.
4. ГОСТ Р 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API-ареометром - М.: Госстандарт России, 1997.
Цепа Антон Павлович
Технологический институт федерального государственного образовательного уч -реждения высшего профессионального образования «Южный федеральный университет» в г.Таганроге E-mail: [email protected] 347900, г. Таганрог, ул. Петровская, 81 Тел.: +7(950)8686860.
Tsepa Anton Pavlovich
Taganrog Institute of Technological - Federal State-Owned Educational Establishment of Higher Vocational Education «Southern Federal University»
E-mail: [email protected]
81, Petrovskay street, Taganrog, 347900, Russia
Phone: +7(950)8686860
УДК 681.3.07
И.В.Щербань, О.Г.Щербань, Г.В.Кривошеев
ЭФФЕКТИВНЫЙ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЙ АЛГОРИТМ ИДЕНТИФИКАЦИИ МОДЕЛЕЙ ИНФОРМАЦИОННЫХ ПОТОКОВ Т-
СЕТЕЙ
Разработанный алгоритм идентификации моделей информационных потоков телекоммуникационных сетей (Т-сетей) может быть использован в контуре систем динамического управления потоками, так как требует меньших, в сравнении с традиционными алгоритмами, вычислительных затрат. Решение получено на основе концепции обратной задачи теории чувствительности и учитывает некорректность задач оценивания.
Телекоммуникационная сеть; алгоритм идентификации; модели информационных потоков; обратная задача теории чувствительности.
I.V.Shcherban, O.G.Shcherban, G.V.Krivosheev
AT EFFICIENT SOLUTION ALGORITHM OF IDENTIFICATION OF THE T-NETS INFORMATION STREAMS MODEL
The worked out algorithm of identification of models of information streams of telecommunication nets (T-nets) can be used in the dynamic control systems, because it requires less in comparison with traditional algorithms computing expenditures. The decision has been synthesized on the basic of the use of the reserve problem concept of the sensitivity theory and takes into account incorrectness of valuation tasks.
Telecommunication net, algorithm of identification, models of information streams, reserve problem concept of the sensitivity theory.
Современная телекоммуникационная сеть (Т-сеть) - объект высокой структурной сложности, что приводит к необходимости решения задач, относящихся к теории массового обслуживания [1]. С целью обеспечения устойчивой работы Т-сети используются системы управления, осуществляющие контроль за сбором,
