Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Постановка задачи. Обзор существующих методов и средств измерений количественных параметров сжиженных углеводородных газов .
1.1. Сжиженные углеводородные газы. Физические свойства СУГ и 5 проблема учета СУГ в резервуарах.
1.2. Существующие методы и средства измерения количественных параметров СУГ .
Выводы к главе 1 20
Глава 2. Теоретические основы построения и исследование радиочастотных средств измерения технологических параметров сжиженных углеводородных газов в резервуарах .
2.1. Проблемы при измерениях количественных параметров СУГ. 21
2.2. Радиочастотный метод измерения количественных параметров СУГ. 24
2.3. Экспериментальные исследования радиочастотных средств измерения 34 технологических параметров при хранении СУГ в резервуарах.
2.4. Разработка промышленной измерительной системы для определения 40 количественных параметров СУГ.
2.5. Измерение плотности СУГ в резервуарах и трубопроводах
2.5.1. Необходимость измерения плотности СУГ при его учете. Изменение 43 плотности СУГ в зависимости от состава и температуры.
2.5.2. Радиочастотные средства измерения технологических параметров 46 при хранении и транспортировании СУГ
2.5.3. Реализация радиочастотного датчика плотности 47
2.5.4. Конструктивные особенности радиочастотного датчика для 48
измерения плотности СУГ
2.5.5. Устройство для термонезависимых измерений плотности СУГ Стр.
2.6. Автоматизированная система очистки СУГ от воды. 54
2.7. Измерение массы сжиженных углеводородных газов в транспортных емкостях газовозов.
2.8. Измерение массового расхода сжиженных углеводородных газов, перекачиваемых по трубопроводам.
Выводы к главе 2 70
Глава 3. Разработка и исследование радиочастотных метода и средств измерения массы сжиженных углеводородных газов в резервуарах с повышенной точностью .
3.1. Радиочастотный датчик и его размещение в резервуаре. 73
3.2. Измерения массы СУГ, инвариантные к его составу. 75
3.3. Измерение температуры. 79
3.4. Погрешности из-за неточного пересчета градуировочной таблицы 81
3.5. Повышение точности учета СУГ. 84
3.6. Алгоритмы и рабочие формулы. 85
3.7. Вычисление плотности жидкой фазы СУГ. 86
3.8. Вычисление плотности паровой фазы СУГ. 87
3.9. Вычисление уровня, объема и массы СУГ.
3.10. Практические результаты. 90
3.11. О градиенте температуры. 93
3.12. Измерения общей массы СУГ с повышенной точностью. 94
3.13. Уточненные формулы для определения обшей массы СУГ. 102
Выводы к главе 3 107
Глава 4. Разработка и исследование радиочастотных метода и датчиков для определения запасов двухфазных однокомпонентных веществ в замкнутых цилиндрических резервуарах .
4.1. Радиочастотный метод измерения массы двухфазного однокомпонентного вещества в баллоне.
4.2. Расчет методических погрешностей измерения массы радиочастотным методом для различных контролируемых веществ и различных типоразмеров модулей.
4.2.1. Определение плотности вещества. 119
4.2.2. Определение массы двухфазного однокомпонентного вещества. 121
4.2.3. Расчет электрической емкости датчика.
4.3. Расчет длины радиочастотного датчика. 125
4.4. Измерение массы двухфазного вещества при наличии вытесняющего вещества .
4.4.1. Расчеты изменения электрической емкости для азота. 132
4.4.2. Расчеты изменения электрической емкости для хладона-125. 134
4.5. Проработка вопросов метрологического обеспечения. 136
Выводы к главе 4
Глава 5. Разработка и исследование радиочастотных средств измерения и контроля технологических параметров при хранении и перемещении веществ .
5.1. Методы построения и исследование радиочастотных однозондовых устройств для многопараметровых и инвариантных технологических измерений.
5.1.1. Методы построения однозондовых измерительных устройств. 138
5.1.2. Коммутируемые нагрузки отрезков длинной линии. 139
5.1.3. Измерение уровня и физических свойств вещества в емкости. 141
5.1.4. Измерение положения границы раздела веществ в емкости и 148
их физических свойств.
5.2. Датчики уровня и положения границы раздела различных веществ в емкостях. Стр.
5.3. Радиочастотное устройство для контроля уровня биотоплива в технологической емкости при высокой температуре.
5.4. Датчики концентрации сыпучих материалов в трубопроводах. 173
179 Выводы к главе 5
Заключение 180
Литература 182
- Существующие методы и средства измерения количественных параметров СУГ
- Радиочастотные средства измерения технологических параметров 46 при хранении и транспортировании СУГ
- Погрешности из-за неточного пересчета градуировочной таблицы
- Измерение массы двухфазного вещества при наличии вытесняющего вещества
Существующие методы и средства измерения количественных параметров СУГ
Задача коммерческого учета сжиженных углеводородных газов имеет свои особенности. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) (англ. Liquefied petroleum gas (LPG)) – это смесь сжиженных под давлением лёгких углеводородов [1-6]. Состав может существенно различаться. Основные компоненты: пропан (от 30 % до 70 %), бутан (от 30 % до 70 %), метан и этан (до 4 %), этилен, пропилен, бутилен, жидкий неиспаряющийся остаток (пентан, гексан) и вода. Таким образом, сжиженные углеводородные газы – это многокомпонентная смесь углеводородов, состав которой может различаться в широких пределах, и, соответственно, при одинаковой температуре будут различные плотность жидкости, плотность газообразной фазы и давление.
При хранении сжиженных углеводородных газов в емкостях значительная часть продукта (до 7 % по массе) может находиться в газообразной фазе (газ над жидкостью). Для газообразной фазы сжиженных углеводородных газов используется термин «пары СУГ». Плотность паров СУГ зависит как от температуры, так и от состава паров. Состав паров СУГ определяется парциальными давлениями компонентов СУГ и всегда отличается от состава жидкости в резервуаре.
Целью коммерческого учета сжиженных углеводородных газов является измерение массы продукта при хранении в резервуаре или при перекачке по трубопроводу.
Для обеспечения коммерческого учета сжиженных углеводородных газов в резервуаре необходимо обеспечить достоверное и точное измерение количественных параметров сжиженных углеводородных газов – уровня жидкости, плотности жидкости, плотности паров СУГ. По уровню жидкости можно рассчитать объем жидкости и объем паров СУГ. Далее рассчитывается масса жидкости и масса паров СУГ.
Для обеспечения коммерческого учета сжиженных углеводородных газов при перекачке по трубопроводам необходимо обеспечить достоверное и точное измерение расхода жидкости, плотности жидкости, расхода паров СУГ, плотности паров СУГ.
Для коммерческого учета сжиженных углеводородных газов применяются в основном методы и средства, используемые для учета нефтепродуктов, но они не позволяют обеспечить достоверный учет. Это связано как с недостаточным учетом методических погрешностей, так и с отсутствием средств измерений для достоверного определения плотности жидкости и плотности паров СУГ. При коммерческом учете нефтепродуктов учет массы паров не требуется (их масса незначительна), а для измерения плотности жидкости можно взять пробу и определить плотность лабораторным методом (взвешиванием или с помощью ареометра) и с учетом температуры рассчитать плотность жидкости в резервуаре.
Плотность сжиженных углеводородных газов можно определить расчетным путем, если известно процентное содержание всех компонентов. Процентное содержание компонентов определяется лабораторным методом с помощью газового хроматографа.
Сжиженные углеводородные газы хранятся под давлением до 1,6 МПа, поэтому измерение плотности должно осуществляться инструментальными методами без отбора проб.
Каждому средству измерения, как известно, свойственна инструментальная погрешность, указываемая в паспорте прибора, и дополнительная методическая погрешность. Методические погрешности возникают в результате того, что измеряемая физическая величина не идентична определяемому на ее основе параметру, а применяемая методика измерений и расчетов не в должной мере соответствует физической сущности процессов, происходящих в действительности. Важнейшей особенностью измерений в резервуарном парке СУГ, требующей особо пристального внимания, является то, что методическая погрешность измерений может во много раз превышать инструментальную погрешность. Поэтому при выборе оборудования следует руководствоваться не столько паспортным значением инструментальной погрешности, сколько анализом физических основ процесса измерений и возможностью компенсации методических погрешностей.
Основными источниками методических погрешностей при учете СУГ на автомобильных газозаправочных станциях (далее – АГЗС) и газонаполнительных станциях (далее – ГНС) являются следующие особенности измеряемой среды.
Объем жидкой фазы СУГ подвержен сильной зависимости от параметров состояния (в первую очередь от температуры и давления) и от состава СУГ.
СУГ в резервуаре представляет собой замкнутую двухфазную систему «жидкость – пар». Изменение температуры, давления или количества СУГ в системе сопровождается перераспределением СУГ между жидкой и паровой фазами, а при многокомпонентном составе СУГ – изменением состава жидкой фазы (за счет паровой).
Изменение температуры, давления или состава СУГ приводит к сильному искажению показаний датчиков уровня. Причиной этого для поплавков является изменение глубины погружения в жидкую фазу, а для радаров – изменение скорости распространения сигнала в паровой фазе.
Количество воды, которое способно раствориться в жидкой и паровой фазах СУГ, подвержено изменениям в широких пределах. При понижении температуры растворенная вода конденсируется, выпадает на стенках резервуара, конструктивных элементах технологического оборудования, стекает и скапливается на дне резервуара, а при повышении – вновь растворяется. Кроме того, вода превращается в лед и образует кристаллогидраты, что может полностью нарушать работоспособность датчиков и технологического оборудования.
Основным требованием к измерительной системе резервуаров СУГ является обеспечение учета в единицах массы. Это связано с тем, что масса СУГ остается постоянной при изменении условий (температуры, давления) и зависит только от количества и типа молекул. Учитывать СУГ в единицах объема неэффективно, так как плотность жидкой фазы СУГ имеет сильную зависимость от температуры и состава (рис. 1.1), а погрешность, вызываемая этой зависимостью, недопустимо высока (рис. 1.2).
Радиочастотные средства измерения технологических параметров 46 при хранении и транспортировании СУГ
Зависимости эквивалентных емкостей Се1 и Се2 от уровня z СУГ для схемы измерительного устройства на рис. 2 приведены на рис. 2.3 (линии 1 и 2, соответственно). Здесь длина датчика 2 при втором измерении уровня обозначена /#. Текущее значение уровня z и соответствующие значения эквивалентных емкостей Сej(z) и Сe2(z) показаны на рис. 2.3 пунктирными линиями.
При радиочастотных измерениях различных неэлектрических величин часто используются автогенераторные схемы с емкостными датчиками или датчиками на базе отрезков длинных линий, являющимися частотозадающими элементами резонаторов в автогенераторах. Для схем с емкостными датчиками резонансная частота fр эквивалентного резонатора с сосредоточенными параметрами, которыми являются эквивалентные емкость Ck + Ce и индуктивность Lk, есть f р
В этой формуле Ck - эквивалентная емкость резонатора в автогенераторе; Се - эквивалентная емкость емкостного датчика. Величины Ьк, Ск и Се имеют индексы 1, 2 или 3 в зависимости от измерительного канала с емкостным датчиком 7, 2 или 3. Частота автогенератора соответствует резонансной частоте7р резонатора на рис. 2.4.
Следовательно, эквивалентные емкости Ce1, Ce2 и Ce3 в формулах (2.4) и (2.5) выражаются соотношениями (2.9) и зависят функционально от измеряемых резонансных частот fр1, fр2 или fр3. Измеряя эти резонансные частоты, можно найти текущие значения уровня СУГ и плотности его газовой фазы (зная ее диэлектрическую проницаемость). Отметим, что в (2.9) отсутствуют значения индуктивности Lk1, Lk2 или Lk3.
Режимы функционирования. Рассмотрим режимы функционирования рассматриваемых радиочастотных измерительных устройств. Датчик 2 (рис. 2.2) работоспособен лишь в тех случаях, когда уровень СУГ превышает положение нижнего конца этого датчика. Если же уровень СУГ ниже этого положения, то в качестве меры уровня выбирается его значение, соответствующее номинальному значению емкости Ce2н эквивалентной емкости Ce2 для ранее вычисленного значения жн диэлектрической проницаемости ж. Если данных о значении жн нет, то выбирается известное значение ж при номинальной температуре.
Увеличение емкости Ce2 может иметь место из-за как изменения давления газа (не более, чем 4 пФ для датчиков, используемых в экспериментах), так и при заполнении емкости сжиженным газом (до 100 пФ).
Значение 6 пФ емкости Ce2 выбрано в качестве меры наличия жидкости или газа у нижнего торца датчика 2: 1) если это значение достигается, то считается, что уровень СУГ выше этого торца; при этом соотношения (2.1) – (2.9) используются для определения количественных параметров СУГ; 2) в ином случае используется ранее вычисленное значение ж; погрешность, вызванная изменением ж, незначительна, так как уровень СУГ не превышает 30 % от диапазона измерения уровня; как следствие, соответствующие значения объема не превышают 15-20 %, так как емкости для хранения СУГ имеют в большинстве случаев или цилиндрическую форму и зафиксированы горизонтально, или сферическую форму; 3) при первом включении измерительного устройства используется постоянное значение ж при постоянной температуре; это значение значительно отличается от значения г; так, для пропан-бутановой смеси жн = 1,7 при температуре 20 0С; это значение жн подставляется в формулу (2.5) для определения уровня z.
В электронном блоке радиочастотной измерительной системы производится совместная функциональная обработка выходных сигналов всех радиочастотных измерительных каналов согласно вышеприведенным соотношениям для определения количественных параметров СУГ.
Полученные результаты справедливы также и при реализации радиочастотного метода на основе отрезков длинных линий.
При реализации рассматриваемого метода производятся измерения эквивалентных емкостей Ce1 и Ce2 двух коаксиальных датчиков уровня (радиочастотных емкостных измерительных каналов). Длина l одного из них равна L – 0,05L, где L – высота емкости; обычно L = 2 3 м. Другой датчик уровня укорочен на нижнем конце на величину l0, не превышающую 0,35l. В другом случае, не показанном на рис., датчик уровня длиной l имеет на нижнем конце дополнительную секцию (удлинение), которая перпендикулярна основной длине датчика. Эта дополнительная секция также заполняется контролируемой жидкостью. Третий емкостный датчик, используемый для измерения диэлектрической проницаемости газа, размещен полностью в газовой фазе вблизи верхнего торца емкости и имеет длину не более 0,12L. Производятся также измерения эквивалентной емкости Ce3 этого датчика (третьего радиочастотного измерительного канала).
Как отмечено выше, емкостный датчик уровня 2 имеет длину, уменьшенную на нижнем конце не более, чем на 0,35l по сравнению с длиной l датчика 1. Нежелательно, чтобы датчик 2 имел более короткую длину, так как при этом уменьшается диапазон измерения уровня; наоборот, длина l0 (разность длин датчиков 1 и 2) уменьшается с увеличением длины этого датчика. Это приводит к увеличению погрешности вычисления диэлектрической проницаемости ж согласно формуле (2.3).
Выбор длины l3 датчика 3 не более 0,12L обусловлен следующим. Нижний конец этого датчика не должен достигать максимального значения уровня zMaKC заполнения емкости. На практике zMaKC = 0,8 -=- 0,85L. Выбор реального максимального значения уровня zMaKC определяется требованиями безопасной эксплуатации емкостей, содержащих СУГ.
Объемы жидкой ж и газовой Уг фаз СУГ в емкости могут быть найдены, зная ее геометрические параметры. Так, если поперечное сечение S вертикальной цилиндрической емкости постоянно, то Уж = zS; VZ= V0 - Уж где Vo - объем емкости. Такое рассмотрение справедливо, если только имеется четкая граница раздела между жидкой и газовой фазами контролируемого вещества.
Определение массы СУГ. Количество сжиженного газа в емкости лучше всего характеризуется его массой М. Для неполярных диэлектрических веществ, включая СУГ, справедливо соотношение Клаузиуса-Мосотти между плотностью вещества (жидкости, газа) и его диэлектрической проницаемостью [29, 30, 31, 32]:
Погрешности из-за неточного пересчета градуировочной таблицы
Сжиженный углеводородный газ (СУГ) представляет собой смесь пропана и бутана, в которой в небольшом количестве присутствуют метан, этан и другие компоненты [1]. Плотность СУГ зависит от температуры и от состава смеси. Из-за отсутствия достоверной информации о плотности СУГ традиционными методами измерения (применяя измерение уровня жидкости) не удается обеспечить точный учет СУГ по массе.
Одна из проблем связана с тем, что при работе насосно-компрессорного оборудования возникает большой градиент температуры внутри резервуара и невозможно учесть плотность и массу СУГ в каждом слое.
Традиционный метод измерения массы СУГ в резервуаре заключается в измерении уровня, вычислении по градуировочной таблице объема и вычислении массы как произведение объема на плотность. Если неизвестно точное значение плотности, возникают дополнительные погрешности.
На рис. 3.1 изображены графики зависимости плотности пропана и бутана от температуры. На рис. 3.2 отражены результаты моделирования температурной погрешности измерения массы СУГ в измерительной системе с датчиком уровня, настроенной на измерение массы пропана: погрешности измерения массы пропана и массы бутана без температурной коррекции и с температурной коррекцией - 0,26 % на 1 С (коррекция по температуре для пропана). Такая измерительная система может измерять массу пропана с погрешностью около 1 %, а при измерении массы бутана будет занижать показания до - 15 %.
Если выбрать усредненные для пропана и бутана настройки плотности и температурной коррекции, погрешности можно уменьшить, но они все равно слишком большие. Фактически при изменении состава СУГ даже при оптимальной температурной коррекции погрешность вычисления плотности может изменяться при низких температурах в диапазоне от - 6 % до + 6 %, а при высоких температурах в диапазоне от - 8 % до + 8 %.
Коэффициент температурной коррекции для вычислении плотности пропана - 0,26 % на 1 С, поэтому требуется иметь точную информацию о температуре контролируемой среды. Если погрешность измерения температуры или градиент температур в резервуаре составит 2-4 С, то это приведет к дополнительной погрешности вычисления плотности 0,5-1 %. 5 -5
Зависимости погрешности измерения массы СУГ от температуры. 3.1. Радиочастотный датчик и его размещение в резервуаре.
Для высокоточных измерений технологических параметров СУГ, содержащегося в резервуаре разработаны радиочастотные метод и средства измерений [51-55].
Рассмотрим физические принципы работы разработанного и применяемого на практике радиочастотного датчика типа ДЖС-7М (рис. 3.3) для высокоточного измерения массы СУГ в резервуаре.
Радиочастотный датчик содержит коаксиальный резонатор (цилиндрический конденсатор), заполняемый СУГ, а также шесть измерительных преобразователей для определения температуры, равномерно расположенных по длине датчика, и микропроцессорный электронный преобразователь. Резонансные частоты радиочастотного датчика – в диапазоне частот 3 – 5 МГц.
На рис. 3.4 показано размещение в резервуаре этого датчика, содержащего коаксиальный резонатор, и измерительных преобразователей для определения температуры (6 шт.) Здесь H – уровень СУГ; L1 – длина датчика; L – расстояние от края лючка до дна резервуара; X0 = L - L1 – расстояние от дна до нижнего конца датчика; L0 – уровень СУГ при заполнении на 100 % объема; h – уровень заполнения датчика контролируемой средой; t1, t2, t3, t4, t5, t6 – точки расположения измерительных преобразователей для определения температуры. Каждый из этих датчиков температуры подсоединен к электронному блоку с помощью соответствующей линии связи (на рис. 3.4 они показаны условно, в виде одной линии).
На плате электронного преобразователя имеется еще один измерительный преобразователь для определения температуры t7, который используется для коррекции инструментальных погрешностей электронного преобразователя, а в алгоритмах вычисления массы он не используется и на рис. 3.4 не показан.
Работа радиочастотного датчика основана на радиочастотном методе измерения. Согласно данному методу производят измерения какого-либо информативного параметра радиочастотного датчика (отрезка длинной линии, конденсатора). Так, при реализации данного метода с применением датчиков в виде конденсатора (электрической емкости) в качестве информативного параметра датчика может быть резонансная частота электромагнитных колебаний fр резонатора, содержащего такой датчик в качестве частотозадающего элемента автогенератора. При реализации же этого метода с применением отрезков длинной линии, также в качестве информативного параметра может быть использована, в частности, fр этого отрезка линии, являющегося резонатором с колебаниями ТЕМ-типа. Для схем с датчиками в виде электрической емкости fр = \12ж ЬСэ , где L индуктивность, подсоединенная к датчику с эквивалентной емкостью Сэ. Для схем с датчиками в виде отрезков длинной линии зависимости от определяемых физических параметров описываются точными трансцендентными уравнениями в неявном виде или, в явном виде, приближенными соотношениями, которые, тем не менее, достаточно точны для решения задач технологических измерений [51-53].
Не ограничивая общности, для упрощения рассмотрения сущности метода будем проводить далее его описание применительно к его реализации с датчиками в виде электрической емкости. Получаемые выводы полностью распространяются и на случаи реализации данного метода на основе отрезков длинной линии.
Измерение массы двухфазного вещества при наличии вытесняющего вещества
Отсюда следует, что относительное значение Се/Се0 электрической емкости датчика уменьшилось при tк= +31,2 С на 10,5 % относительно величины Се/Се0 при -39 С. Относительное изменение (уменьшение) Се/Сео по сравнению со значением этой величины при +25 С составляет 1,5 %.
Это означает, что погрешность измерения по массе составляет не более ± 5 % при изменении температуры диоксида углерода в рабочем диапазоне её изменения. Реально же значение этой погрешности может быть значительно меньше, если принять во внимание наличие возможных погрешностей эксперимента в данных [68].
Следовательно, можно сделать следующие выводы.
Расчеты по определению электрической емкости датчика при заполнении баллона и изменении температуры от -39 С (заполнение составляет по уровню 50 %) до +25 С (заполнение по уровню 70 %) и до +50 С (заполнение по уровню 100 %; критическое состояние жидкости) показали следующее: изменение электрической емкости датчика в рабочем диапазоне изменения температуры вещества не превышает ± 5 %.
Данная методическая погрешность в определении электрической емкости датчика и, следовательно, массы двухфазного однокомпонентного вещества в баллоне, может быть скорректирована по показаниям датчика температуры. При этом может быть обеспечена методическая погрешность измерения массы в пределах 0,25 - 1,0 % от её реального значения.
Выше было показано, что уровень жидкой фазы диоксида углерода в баллоне зависит от температуры: чем выше температура, тем выше и уровень жидкости, вплоть до полного заполнения баллона при критической температуре и ее более высоких значениях.
С другой стороны, диэлектрическая проницаемость и плотность жидкой и газовой фаз диоксида углерода зависят от температуры по-разному: для жидкой фазы значения этих физических величин уменьшаются с возрастанием температуры, а для газовой фазы – увеличиваются.
Поскольку на величину электрической емкости Сe радиочастотного датчика влияют как уровень жидкости в баллоне, так и электрофизические параметры жидкой и газовой фаз, то результирующая зависимость Сe от температуры t определяется совокупным влиянием этих физических величин. Уровень z жидкости в баллоне определяет и степень заполнения ею пространства между проводниками датчика по высоте баллона: если длина датчика равна высоте баллона, то уровень z имеет место и в датчике; если же датчик укорочен снизу, то и степень его заполнения и, следовательно, величина электрической емкости Сe зависят от величины этого укорочения. Отсюда следует, что, выбирая длину датчика, можно регулировать величину емкости Сe и её зависимость от температуры, стремясь минимизировать такую зависимость.
В баллоне 1 с огнетушащим веществом – диоксидом углерода, содержащим металлическую сифонную трубку 2, вокруг последней и соосно с ней размещается металлическая труба 3 (рис. 4.5). При этом сифонная трубка 2 и металлическая труба 3 являются, соответственно, потенциальным и экранным электродами коаксиального емкостного датчика массы двухфазного однокомпонентного вещества. Жесткость конструкции коаксиального датчика, т.е. соосность металлической трубы 3 и сифонной трубки 2, обеспечивается с помощью нескольких (1 4) диэлектрических шайб 4 (изготовленных из полиамида или фторопласта), устанавливаемых равномерно вдоль длины датчика (на рисунке показана только одна такая шайба). Баллон 1 имеет в верхней части горловину 5; через герметичные отверстия в них с помощью проводников 7 и 8, соответственно, верхний конец металлической трубы 3 и сифонная трубка 2 подсоединены к электронному блоку 6. Электронный блок 6 содержит микропроцессор для функциональной обработки информативного сигнала от коаксиального датчика массы вещества. Электронный блок 6 имеет с другой стороны высокочастотный разъем для подсоединения к этому блоку источника питания, последовательного интерфейса, сигнализации предельных значений массы вещества. На верхнем конце баллона имеется кран 9 на трубопроводе 10 для выпуска вещества.
С другой стороны, диэлектрическая проницаемость и плотность жидкой и газовой фаз диоксида углерода зависят от температуры по-разному: для жидкой фазы значения этих физических величин уменьшаются с возрастанием температуры, а для газовой фазы – увеличиваются.
Поскольку на величину электрической емкости Сe емкостного датчика влияют как уровень жидкости в баллоне, так и электрофизические параметры жидкой и газовой фаз, то результирующая зависимость Сe от температуры t определяется совокупным влиянием этих физических величин. Уровень z жидкости в баллоне определяет и степень заполнения ею пространства между проводниками датчика по высоте баллона: если длина датчика равна высоте баллона, то уровень z имеет место и в датчике; если же датчик укорочен снизу, то и степень его заполнения и, следовательно, величина электрической емкости Сe зависят от величины этого укорочения. Отсюда следует, что, выбирая длину датчика, т.е. длину металлической трубы 3, можно регулировать величину емкости Сe и её зависимость от температуры, стремясь минимизировать такую зависимость. Укорочение длины емкостного датчика можно обеспечить путем укорочения снизу металлической трубы 3 – наружного проводника емкостного датчика; при этом длина датчика соответствует этой укороченной длине металлической трубы 3.
