Радиочастотные метод и средства измерений количественных параметров сжиженных углеводородных газов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.05, кандидат наук Терешин, Виктор Ильич

• Терешин, Виктор Ильич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Терешин, Виктор Ильич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1. Постановка задачи. Обзор существующих методов и средств 5 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 9 параметров СУГ.

Выводы к главе 1

Глава 2. Теоретические основы построения и исследование 21 радиочастотных средств измерения технологических параметров сжиженных углеводородных газов в резервуарах.

2.1. Проблемы при измерениях количественных параметров СУГ

2.2. Радиочастотный метод измерения количественных параметров СУГ

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 СУТ.

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

2.5.4. Конструктивные особенности радиочастотного датчика для 48 измерения плотности СУГ

2.5.5. Устройство для термонезависимых измерений плотности СУГ

л

2.6. Автоматизированная система очистки СУГ от воды

2.7. Измерение массы сжиженных углеводородных газов в транспортных 58 емкостях газовозов.

2.8. Измерение массового расхода сжиженных углеводородных газов,

перекачиваемых по трубопроводам.

Выводы к главе 2

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

3.2. Измерения массы СУГ, инвариантные к его составу

3.3. Измерение температуры

3.4. Погрешности из-за неточного пересчета градуировочной таблицы

3.5. Повышение точности учета СУГ

3.6. Алгоритмы и рабочие формулы

3.7. Вычисление плотности жидкой фазы СУГ

3.8. Вычисление плотности паровой фазы СУГ

3.9. Вычисление уровня, объема и массы СУГ

3.10. Практические результаты. 90 3.11.0 градиенте температуры

3.12. Измерения общей массы СУГ с повышенной точностью

3.13. Уточненные формулы для определения обшей массы СУГ. 102 Выводы к главе 3

Глава 4. Разработка и исследование радиочастотных метода и датчиков 108 для определения запасов двухфазных однокомпонентных веществ в замкнутых цилиндрических резервуарах. 4.1. Радиочастотный метод измерения массы двухфазного 110 однокомпонентного вещества в баллоне.

4.2. Расчет методических погрешностей измерения массы 119 радиочастотным методом для различных контролируемых веществ

и различных типоразмеров модулей.

4.2.1. Определение плотности вещества

4.2.2. Определение массы двухфазного однокомпонентного вещества

4.2.3. Расчет электрической емкости датчика

4.3. Расчет длины радиочастотного датчика

4.4. Измерение массы двухфазного вещества при наличии 130 вытесняющего вещества.

4.4.1. Расчеты изменения электрической емкости для азота

4.4.2. Расчеты изменения электрической емкости для хладона-125

4.5. Проработка вопросов метрологического обеспечения

1

Выводы к главе

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 138 устройств для многопараметровых и инвариантных технологических измерений.

5.1.1. Методы построения однозондовых измерительных устройств

5.1.2. Коммутируемые нагрузки отрезков длинной линии

5.1.3. Измерение уровня и физических свойств вещества в емкости. 141 5Л.4. Измерение положения границы раздела веществ в емкости и

их физических свойств. 5.2. Датчики уровня и положения границы раздела различных веществ в 157 емкостях.

/

5.3. Радиочастотное устройство для контроля уровня биотоплива в 168 технологической емкости при высокой температуре.

5.4. Датчики концентрации сыпучих материалов в трубопроводах

179

Выводы к главе

Заключение

Литература

Приложение. Документы, подтверждающие практическое применение 193 разработанных приборов.

А*

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Радиочастотные метод и средства измерений количественных параметров сжиженных углеводородных газов»

ВВЕДЕНИЕ

Сжиженные углеводородные газы находят широкое применение в качестве топлива в тепловых установках муниципальных, промышленных и сельскохозяйственных объектов. Сжиженный углеводородный газ (СУГ) становится всё более используемым в качестве моторного топлива. В настоящее время в России более чем на миллионе автомобилей используется в качестве моторного топлива СУГ; многие компании начали серийное производство транспортных средств, работающих на двух видах топлив. В городах, которые перевели муниципальный транспорт на СУГ, затраты на перевозки уменьшились в полтора раза. Растущая потребность в применении СУГ поставила задачу высокоточного определения количества СУГ, содержащегося в различных емкостях. В то же время существующие измерительные устройства для определения запасов СУГ в резервуарных парках не обеспечивают требуемую степень надежности и точности измерений при долговременной эксплуатации в тяжелых климатических условиях.

В Евросоюзе и большинстве зарубежных стран в качестве сжиженного газа используется чистый пропан. Учет ведется с помощью кориолисовых массомеров на трубопроводах (прием и выдача сжиженного газа), а в резервуарах с помощью уровнемеров. Плотность рассчитывается по температуре. В России и бывших советских республиках используется смесь пропана, бутана и других компонентов, определить плотность которой расчетным путем не зная компонентного состава жидкости и газообразной фазы невозможно. Погрешности учета достигают 2-3%, это открывает возможности для несанкционированных (неучтенных) отпусков СУГ до 1% от общих запасов в смену. Потери СУГ на одной автомобильной заправке могут достигать 2000 литров в месяц, а на одной газонаполнительной станции (несанкционированные отпуски СУГ в газовозы) - 50000 литров в

б

месяц. В связи с этим проблема учета СУГ имеет особую актуальность в России и бывших советских республиках.

В данной работе рассматриваются радиочастотные метод и средства измерения, обеспечивающий высокоточное определение количественных параметров СУГ в различных резервуарах.

Высокоточное определение запасов СУГ в каком-либо резервуаре является достаточно сложной задачей. Реально СУГ представляет собой двухфазное вещество - пропан-бутановую смесь, которая может содержать также и некоторые другие компоненты. Температура и давление могут изменяться в широких пределах, приводя к соответствующим изменениям физических параметров компонент СУГ.

Следующие факторы необходимо принять во внимание при высокоточных измерениях количества СУГ в резервуаре: возможность изменения плотности газовой фазы, являющейся функцией состава СУГ и его температуры; возможность изменения уровня и плотности СУГ при его кипении; возможность изменения плотности жидкой фазы СУГ, зависящей от его состава и температуры; отсутствие "зеркала" жидкости при кипении СУГ.

Известные методы не позволяют решить должным образом рассматриваемую проблему измерения массы сжиженного газа: или имеет место невысокая точность измерения даже уровня сжиженного газа, или требуется к тому же усложнение измерительной системы за счет требуемого наличия отдельного прибора - плотномера.

В связи с этим представляется актуальным проведение работы по разработке и исследованию новых методов измерения высокоточных измерениях количества СУГ в резервуаре.

Цель диссертационной работы состоит в разработке и исследовании научных основ нового радиочастотного метода высокоточного измерения количественных параметров СУГ в различных резервуарах, включая уровень

(положение границы раздела газа и жидкости), плотность и массу жидкости и газа, их общую массу.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие основные задачи:

- Разработать новый радиочастотный метод измерения количественных параметров СУГ, обеспечивающий поставленную цель.

- Разработать комплекс радиочастотных датчиков количественных параметров СУГ.

- Провести теоретические и экспериментальные исследования, подтверждающие возможность реализации и применения на практике разработанного метода измерения параметров СУГ.

- Разработать методику проведения экспериментальных исследований радиочастотных измерительных устройств для определения параметров СУГ.

- Провести исследования разработанных экспериментальных образцов радиочастотных измерительных устройств для определения параметров СУГ.

- Провести испытания разработанных радиочастотных измерительных устройств для определения параметров СУГ на реальных технологических объектах.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- предложен новый радиочастотный метод измерений технологических параметров сжиженных углеводородных газов в резервуарах;

- предложен радиочастотный метод прямого измерения общей массы СУГ с повышенной точностью;

- разработаны радиочастотные плотномеры СУГ с учетом особенностей измерения плотности СУГ;

- разработана автоматизированная система очистки СУГ от воды с радиочастотным датчиком физических свойств вещества;

- предложен радиочастотный метод измерения массы сжиженных углеводородных газов в транспортных емкостях газовозов;

- предложены конструктивные исполнения радиочастотных датчиков для определения запасов двухфазных однокомпонентных веществ в замкнутых цилиндрических резервуарах;

- предложены конструктивные исполнения радиочастотных датчиков для контроля технологических параметров при хранении веществ в емкостях и их перемещении по трубопроводам.

Практическая значимость работы заключается в разработке комплекса радиочастотных датчиков и измерительных устройств для измерения различных технологических параметров, их серийном выпуске и многолетней эффективной эксплуатации на многих промышленных объектах. Результаты применения этих устройств отражены в прилагаемых документах.

Глава 1. Постановка задачи. Обзор существующих методов измерений

количественных параметров сжиженных углеводородных газов.

1.1. Сжиженные углеводородные газы. Физические свойства СУГ и проблема учета СУГ в резервуарах.

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).

650 -г---------------------Р——,

•■к.

630 ---------

610 -szr^.. " ^-J * ------

590 ^ \ > Т^Г

V70 —Ч^чг г Чхх--

I 550 ----

м 530 ------Г\1

¡Е 5ю-------N. хч - ^—

с 490 ---------^S^j

470 ----------—-

450 -I--|__Д___]-----V.

Рис. 1.1. Зависимость плотности жидкой фазы СУГ от температуры. Составляющие этой погрешности и пути их устранения были подробно описаны в [7].

"""»»г« ..... »

4 "»■»,

N

ч, ч. * "V.

44 N

50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40

температура, град. С

пропан ——бутан —-—изобутан

• — -бутан 70% пропан 30% -............пропан 50% бутан 50% пропан 70% бутан 30%

16

10

О 6

-(О 2)% -(49 51)% (98 100)% (0 20)% (40 60)% (80 100)% (0 50)% (50 100)%

-30

-10 О 10

Средняя температура, °С

Рис. 1.2. Погрешность, вызываемая зависимостью плотности жидкой фазы

СУГ от температуры и состава.

1.2. Существующие методы и средства измерения количественных параметров СУГ.

Методические погрешности уровнемеров СУГ, в которых используется поплавок, и способы их компенсации.

Достаточно широкое распространение для измерения уровня СУГ получили поплавковые уровнемеры. Рассмотрим гидростатическую модель поплавкового датчика уровня. В зависимости от плотности СУГ и от давления пара СУГ будет изменяться сила, выталкивающая поплавок, и, соответственно, его положение относительно границы раздела жидкости и пара.

Теоретически чтобы минимизировать погрешности, надо делать поплавок плоским (низким) и широким, т. е. наподобие плавающего блина. Практически это не получается, потому что в низком поплавке не обеспечить

размещение магнитов и получение необходимой конфигурации магнитного поля, а делать его широким не позволяет ограниченность отверстия в лючке (обычно это 100 мм).

Если поплавок нельзя сделать широким, то необходимо делать его высоким, иначе его будет клинить и он будет зависать при сливе жидкости. А высокий поплавок будет иметь значительную погрешность измерения от изменения плотности жидкости.

Датчики уровня с широкой номенклатурой поплавков поставляет ЗАО «АЛЬБАТРОС» (см. [8] - сайт www.albatros.ru). У них имеются и плоские поплавки (высота 40 мм, диаметр до 400 мм) и высокие поплавки (высота 312 мм, диаметр 86 мм). Основная модель поплавка имеет высоту 134 мм, диаметр 122 мм. Диаметр внутренней трубки (по которой движется поплавок) 17 мм, высота поплавка 134 мм это в 7,8 раза больше диаметра трубки, этот параметр позволяет избежать заклинивания. Если высоту поплавка уменьшить, то небольшой перекос при движении вниз может вызвать в нижней части поплавка увеличение трения, это вызовет еще больший перекос и остановку поплавка. Жидкость будет опускаться, а поплавок останется на месте.

На сайте ЗАО «АЛЬБАТРОС» в описании датчика ДУУ4 на стр. 85 приведена формула для глубины погружения поплавка в жидкость.

Рассмотрим гидростатическую модель используемого для измерения уровня СУГ поплавка (рис. 1.3). Поплавок имеет диаметр около 90 мм и высоту около 100 мм. Для упрощения модели будем считать, что поплавок имеет цилиндрическую форму, т. е. одинаковый по высоте диаметр.

Гидростатическая модель

поплавок

2

о о

граница раздела

жидкость

Рис. 1.3. Гидростатическая модель поплавка.

На поплавок действует сила тяжести и 2 выталкивающие силы, равные весу вытесненной жидкости и весу вытесненного пара. Они уравновешивают друг друга. Напишем формулу:

5х1хр0 = £х/7Хрж + 5х(1-/7)хрп

где - площадь сечения поплавка, р0 — плотность поплавка, рж — плотность

жидкости, рп — плотность пара СУГ.

После преобразования получим формулу для глубины погружения поплавка:

А=2>( ро-рп )/(Рж-Рп)

Рассчитаем глубину погружения поплавка для различных значений плотности поплавка, плотности жидкости и плотности пара СУГ.

Расчет глубины погружения и погрешностей измерения уровня

Плотность Плотность Плотность Глубина Погрешность

поплавка Ро, кг/м3 жидкости рж, кг/м3 пара рп, Л кг/м погружения h, мм измерения уровня, мм

400 550 0 72 0 (точка настройки)

400 500 0 80 - 8

400 600 0 66 + 6

400 550 25 71,4 +0,6

400 465 (пропан при + 40 град. С) 0 86 - 14

400 638 (бутан при -40 град. С) 0 62,7 + 9,3

350 550 0 63,6 0(точка настройки)

350 500 0 70 -6,4

350 600 0 58,3 + 5,3

350 550 25 61,9 -1,7

275 550 0 50 0 (точка настройки)

275 500 0 55 - 5

275 600 0 45.8 + 4,2

275 550 25 47,6 + 2,4

Погрешности измерения уровня СУГ поплавковым датчиком с высотой поплавка 100 мм при изменении плотности СУГ в рабочем диапазоне достигают 6...8 мм, а в отдельных случаях могут быть и больше. Погрешность от изменения плотности пара СУГ мала. Погрешности могут быть уменьшены до 5 мм, если использовать более легкий поплавок (с меньшим весом при том же объеме), но при этом погрешности от изменения плотности пара СУГ возрастут до 2,4 мм.

Погрешности будут меньше, если использовать поплавок меньшей высоты. В датчиках ПМП производства Н1111 «СЕНСОР» (г. Пенза) используются поплавки высотой 50 мм, соответственно погрешности измерения уровня будут меньше в 2 раза.

В датчиках «СТРУНА» производства ЗАО «НТФ НОВИНТЕКС» (г. Королев) используются поплавки высотой около 70 мм, соответственно

погрешности измерения уровня будут меньше в 1,5 раза. При уменьшении высоты поплавка увеличивается вероятность его зависания.

На рис. 1.4 приведен пример расчета глубины погружения в СУГ конкретного поплавка (вертикальный цилиндр, высота 50 мм, плотность 450 кг/мЗ, номинальная глубина погружения в СУГ 43 мм) и двухкомпонентного СУГ «пропан - бутан». Данный поплавок широко используется в ультразвуковых (магнитострикционных) уровнемерах. Расчеты произведены с использованием закона Архимеда.

Температура, град.С

— Пропан 100% -Пропан 90% — — Пропан 80% -Пропан 70% -Пропан 60% -Пропан 50%

——-Пропан 40% -Пропан 30% — — Пропан 20% Пропан 10% Бутан 100% Номинал

Рис. 1.4. Пример расчета глубины погружения в СУГ конкретного поплавка.

При понижении температуры или уменьшении доли пропана происходит увеличение плотности жидкой фазы СУГ, и поплавок всплывает относительно поверхности раздела жидкой и паровой фаз, в результате чего показания уровнемера становятся завышенными. При повышении температуры или увеличении доли пропана в СУГ наблюдается обратный процесс. При этом, как видно из рисунка, методическая погрешность для уровнемера с данным поплавком может превосходить ± 5 мм.

Температурная компенсация этой погрешности для СУГ мало эффективна, потому что погрешность в одинаковой степени зависит как от температуры, так и от состава газа.

Компенсация погрешностей с помощью датчиков температуры. Плотность изменяется от температуры, поэтому можно осуществить компенсацию погрешностей, если известна температура.

Плотность поплавка Ро, кг/м3 Плотность жидкости рж, кг/м3 Глубина погружения Ь, мм Погрешность измерения уровня, мм

400 523 (при 20°С пропана 70%, бутана 30%) 76,5 0 (точка настройки)

400 555 (при 20°С пропана 30%, бутана 70%) 72 -4,5

При изменении состава СУГ при постоянной температуре возникает не скомпенсированная погрешность измерения уровня 4,5 мм.

Трение в измерительной системе

Принцип измерения уровня основан на изменении магнитного потока в магнитопроводящем элементе, расположенном внутри трубки, по которой перемещается поплавок. Электронная схема фиксирует расстояние до места изменения магнитного потока. Поплавок и трубка, по которой он перемещается, выполняются из немагнитных материалов. Взаимодействие осуществляется между магнитом внутри поплавка и магнитопроводящим элементом, расположенным внутри трубки. Между ними, естественно, имеется притяжение, за счет этого увеличивается трение между поплавком и трубкой. Наличие притяжения является фактором, способствующим перекосу поплавка и его зависанию.

Выводы:

• Для корректной работы поплавкового уровнемера СУГ необходим канал измерения плотности СУГ и компенсация погрешностей измерения уровня по информации от плотномера.

• Температурная компенсация погрешностей малоэффективна.

• Погрешности от изменения плотности пара СУГ малы, можно их не компенсировать.

• Недостаточная высота поплавка может приводить к его заклиниванию при движении вниз и к зависанию.

Измерение массы нефтепродуктов и СУГ с применением поплавковых уровнемеров.

В патенте [10] ЗАО «НТФ НОВИНТЕКС» (г. Королев) описывается устройство для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов в резервуаре, а в патенте [11] - способ для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов в резервуаре

Устройство содержит поплавковый датчик уровня, датчики температуры, многоточечный датчик плотности и датчик давления. По измеренным значениям плотности и температуры жидкой фазы СУГ определяется условный компонентный состав жидкой и паровой фазы СУТ, рассчитывается плотность, вычисляется масса.

К недостаткам способа следует отнести дополнительные погрешности, связанные с использованием понятия «условный компонентный состав». При таком подходе невозможно точно вычислить плотность паровой фазы СУГ, потому что не учитывается влияние легких фракций СУГ - этана и метана.

Устройство сложное и дорогое, содержит много измерительных каналов (датчик уровня, датчики температуры, многоточечный датчик плотности, датчик давления), каждый из которых должен быть отдельно поверен.

Для установки многоточечного датчика плотности требуется отдельный лючок, который не предусмотрен в стандартных резервуарах и не может быть добавлен на месте к имеющимся лючкам, потому что доработки сосудов под давлением могут производиться только на заводе-изготовителе этих сосудов.

Патенты [9] и [12] взяты на способ и устройство, обеспечивающие автоматизированный расчет погрешностей измерений массы нефтепродукта. По существующим нормативным документам при измерении массы нефтепродуктов нормируются относительные погрешности - чем меньше доза, тем больше будет погрешность. Автоматизированный расчет погрешностей в зависимостей от запасов нефтепродукта в резервуаре и с

учетом влияния градуировочной таблицы нужен при формировании отчетов по движению нефтепродукта.

Патент [13] защищает способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах, при котором измеряют температуру и плотность в каждом слое (до 10 слоев), вычисляют плотность при стандартной температуре (среднее значение вычислений по всем точкам измерения), затем вычисляют зависимость плотности от уровня, плотность и массу каждого слоя. Недостаток - требуется измерять плотность в каждом слое. На резервуарах с нефтепродуктами это можно сделать с помощью переносного плотномера. Резервуары с СУГ - сосуды под давлением, требуется стационарный многоточечный плотномер. Для установки многоточечного плотномера требуется отдельный лючок, который не предусмотрен в стандартных резервуарах и не может быть добавлен на месте к имеющимся лючкам, потому что доработки сосудов под давлением могут производиться только на заводе-изготовителе этих сосудов.

В способе автоматизированного учета массы нефтепродуктов на складах топлива в вертикальных и горизонтальных резервуарах при их отпуске потребителям [14] используются датчики объемного расхода и плотности, установленные на трубопроводе. Масса отпущенного нефтепродукта по датчикам в резервуаре сравнивается с массовым расходом по датчикам на трубопроводе. Для СУГ этот способ не применяется, потому что он не учитывает изменение массы газообразной части СУГ.

Представляет интерес способ градуировки резервуаров топлива на автозаправочных станциях [15]. Строится математическая модель при наклоне (просадке почвы), градуировка выполняется мерными объемами жидкости по упрощенной процедуре. Математическая модель позволяет использовать имеющиеся градуировочные таблицы и несколько замеров и построить новые таблицы. При работе над диссертационной работой была

разработана методик градуировки резервуаров с СУГ по массе, которая позволяет упростить градуировку резервуаров для сжиженного газа.

Методические погрешности радарных уровнемеров

Для расчета воспользуемся данными из [16]. Фазовая скорость волны в среде определяется как результат деления скорости света на корень из диэлектрической проницаемости среды по формуле: У = С/л[е. Диэлектрическая проницаемость паров сжиженных газов в зависимости от плотности изменяется от £ = 1,001 до в = 1,03. Изменение диэлектрической проницаемости паров в этом диапазоне приведет к изменению фазовой скорости волны на 1,4 %

Методическая погрешность определения уровня сжиженного газа с помощью микроволнового радара достигает при этом ±10.. .±20 мм.

Влияние растворенной в СУГ воды

Нельзя пренебрегать влиянием растворенной в сжиженном газе воды на работу датчиков и технологического оборудования. Свободная вода в поставляемом газе должна отсутствовать, но при этом достаточно большое количество воды может присутствовать в растворенном виде. Для расчетов воспользуемся данными из [2], с. 68-72. На рис. 1.5 приведена диаграмма значений растворенной воды в 1 м3 жидкого и газообразного пропана в зависимости от температуры. Это количество воды будет присутствовать в газе, если на дне резервуара имеется свободная вода.

Температура, град. С

■ жидкий пропан □ газообразный пропан |

Рис. 1.5. Диаграмма возможных значений воды, растворенной в 1 м3 жидкого и газообразного пропана, в зависимости от температуры.

На рис. 1.6 приведены значения конденсата воды, выпадающего в резервуаре объемом 200 м3, заполненном жидким пропаном на 50 % от максимального объема, при изменении температуры на 5 °С для различных диапазонов изменения температуры.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Терешин, Виктор Ильич, 2015 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Раневский Б.С. Сжиженные углеводородные газы. М.: Нефть и газ. 2009. 640 с.

2. Стаскевич Н. Л., Вигдорчик Д. Я. Справочник по сжиженным углеводородным газам. Л.: Недра, 1986. 543 с.

3. Преображенский Н.И. Сжиженные углеводородные газы. Л.: Недра. 1975.

279 с.

4. Рябцев Н.И., Кряжев Б.Г. Сжиженные углеводородные газы. М.: Недра.

1977. 279 с.

5. Зоря Е.И., Яковлев А.Л., Ларионов C.B. Определение массы сжиженных

углеводородных газов при приеме, хранении и отпуске потребителям. М.: ООО «Издательский дом Недра». 2012. 197 с.

6. Рубинштейн C.B. Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов. Л.: Недра. 1989. 232 с.

7. Sovlukov A.S., Tereshin V.l. Determination of liquefied petroleum gas quantity

in a reservoir by radiofrequency techniques// Proc. of the 20th IEEE Instrumentation and Measurement Technology Conference. Vail, CO, USA. 2003. Vol. 1. P. 368-373.

8. www.albatros.ru

9. Галкин A.C., Лакеев А.И., Цветков И.В. Устройство для измерения массы

жидкого продукта в резервуаре// Патент РФ на изобретение № 2343426. Бюлл. Изобрет., 2009, № 1. Ю.Галкин A.C., Лакеев А.И., Мустаев Н.Я., Цветков И.В. Устройство для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов в резервуаре// Патент РФ на изобретение № 2352906. Бюлл. Изобрет., 2009, № 11.

П.Галкин A.C., Лакеев А.И., Мустаев Н.Я., Цветков И.В. Способ для измерения массы топливных сжиженных углеводородных газов в резервуаре// Патент РФ на изобретение № 2361181. Бюлл. Изобрет., 2009, № 19.

12. Галкин A.C., Лакеев А.И., Цветков И.В. Способ для измерения массы жидкого продукта в резервуаре// Патент РФ на изобретение № 2380658. Бюлл. Изобрет., 2010, № 3.

13.Шэнкман Э.Н., Науменко С.Н., Мартынов JI.K. Способ автоматизированного контроля и учета массы нефтепродуктов на топливных базах при их хранении в вертикальных и горизонтальных резервуарах (варианты)// Патент РФ на изобретение № 2329472. Бюлл. Изобрет., 2008, № 20.

14. Шэнкман Э.Н., Науменко С.Н. Способ автоматизированного учета массы нефтепродуктов на складах топлива в вертикальных и горизонтальных резервуарах при их отпуске потребителям// Патент РФ на изобретение № 2377505. Бюлл. Изобрет., 2012, № 23.

15. Кузнецов Н.П., Волохин A.B. Способ градуировки резервуаров топлива на автозаправочных станциях// Патент РФ на изобретение № 2459184. Бюлл. Изобрет., 2009, № 36.

16. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков A.C. Радиоволновые измерения параметров технологических процессов. М.: Энергоатомиздат. 1989. 208 с.

17. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Способ определения физических параметров сжиженного газа в емкости// Патент РФ на изобретение № 2262667. Бюлл. Изобрет., 2005, № 29.

18. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Устройство для определения массы сжиженного газа// Патент РФ на изобретение № 2246702. Бюлл. Изобрет., 2005, № 5.

19. Совлуков A.C., Терешин В.И. Радиочастотный метод измерения количественных параметров сжиженных углеводородных газов в резервуарах//Измерительная техника. 2005. № 10. С. 68-71.

20. Измерение количества сжиженного углеводородного газа в резервуаре// Измерительная техника. 2006. № 2. С. 40-42.

21. Совлуков А.С., Терешин В.И. Высокоточные измерения количества сжиженного углеводородного газа в емкости// XV НТК "Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления. Датчик-2003". Материалы конфер. 2003. С. 122-123.

22. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Determination of liquefied petroleum gas quantity in a reservoir by radiofrequency techniques// Proc. of the 20th IEEE Instrumentation and Measurement Technology Conference. Vail, CO, USA. 2003. Vol. 1. P. 368-373.

23. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Radiofrequency measurement of liquefied petroleum gas quantity// Proc. of the XVII IMEKO World Congress. Dubrovnik, Croatia. 2003. P. 1197-1201.

24. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Measurement of liquefied petroleum gas quantity in a tank by radio-frequency techniques // IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement. 2004. Vol. 53. No. 4. P. 1255-1261.

25. Петров Б.Н., Викторов B.A., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Принцип инвариантности в измерительной технике. М.: Наука. 1976. 244 с.

26. Nyfors Е., Vainikainen P. Industrial microwave sensors. Artech House, Norwood, MA. 1989.

27. Викторов B.A., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин. М.: Наука. 1978. 280 с.

28. Брандт А.А. Исследование диэлектриков на сверхвысоких частотах. М.: Физматгиз. 1963.

29. Haynes W.M., Younglove В.А. Dielectric constants of saturated liquid propane, isobutene, and normal butane//Advances in Cryogenic Engineering. 1982. Vol. 27. P. 883-891.

30. Luo C.C., Miller R.C. Densities and dielectric constants for some LPG components and mixtures at cryogenic and standard temperatures//Cryogenics. 1981. Vol. 21. Feb., P. 85-93.

31. Petrov B.N., Viktorov V.A., Kriksunova N.A., Lunkin B.V., Sovlukov A.S. Measurement of storage of media in tanks on spacecraft//Acta Astronáutica. 1976. Vol. 3. No. 5-6. P. 449-458.

32. Petrov B.N., Viktorov V.A., Lunkin B.V., Sovlukov A.S. On measuring the oxygen stocks in spacecraft life-support systems// Proc. of the VIIIFAC Symp. on Control in Space. Germany, Rottach-Egern.1976. Vol. 2. P. 446-453.

33. Совлуков А.С., Терешин В.И. Устройство для измерения физических свойств вещества// Патент РФ на изобретение № 2315290. Бюлл. Изобрет., 2008. № 2.

34. Совлуков А.С., Терешин В.И. Измерение плотности сжиженных углеводородных газов в резервуарах и трубопроводах// Приборы. 2010. № 8. С. 39-44.

35. Совлуков А.С., Терешин В.И. Радиочастотные термонезависимые измерения плотности сжиженных углеводородных газов// Измерительная техника. 2008. № 7. С. 60-61.

36. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Radiofrequency on-line measurement of density and water content of liquefied petroleum gas// Proceedings of the 8th Int. Conference on Electromagnetic Wave Interaction with Water and Moist Substances. Ed. by Kupfer K. Helsinki, Finland. 2009. P. 241-248.

37. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Radiofrequency temperature-independent measurement of density of liquefied petroleum gas in reservoirs and pipelines// Proceedings of the 9th Int. Symposium on Measurement Technology and Intelligent Instruments (ISMTII-2009). Saint-Petersburg, Russia. 2009. Vol. 4. P. 4-016-4-020.

38. Совлуков А.С., Терешин В.И. Комплексный подход к организации высокоточного учета СУГ на ГНС и АГЗС// Автогазозаправочный комплекс плюс Альтернативное топливо. 2005. № 5. С. 10-13.

39. Совлуков А., Терёшин В. Беспроводные технологии в системах учета СУГ// Автогазозаправочный комплекс плюс Альтернативное топливо. 2006. №3. С. 23-25.

41. Терешин В .И., Совлуков А.С. Летуновский А.А. Особенности учета СУГ в резервуарном парке// Газ России. 2007. № 2. С. 66-71.

42. Терешин В.И., Совлуков А.С. Летуновский А.А. Новые компоненты для автоматизации современных АГЗС и ГНС// Автогазозаправочный комплекс плюс Альтернативное топливо. 2007. № 4. С. 18-21.

43. Терешин В.И., Совлуков А.С. Летуновский А.А. Система учета СУГ для оснащения газовозов// Транспорт на альтернативном топливе. 2008. № 4. С. 27-31.

44. Терешин В.И. Система учета газа для пропано-бутановых газовозов// Газ России. 2008. № 3. С. 36-39.

45. Кобылкин Н.И., Терешин В.И., Совлуков А.С., Барабанов А.С. Высокоточные узлы учета СУГ на основе инновационных технологий// Транспорт на альтернативном топливе. 2008. № 5. С. 18-21.

46. Терешин В.И., Совлуков А.С., Лоос К.С. Современные технологии передачи данных в системах автоматизированного управления и учета СУГ// Транспорт на альтернативном топливе. 2010. № 1. С. 36-41.

47. Терешин В.И., Совлуков А.С. Автоматизированная система очистки СУГ от воды// Автогазозаправочный комплекс плюс Альтернативное топливо. 2007. № 5. С. 38-40.

48. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Radiofrequency on-line measurement of density and water content of liquefied petroleum gas// Proceedings of the 8th Int. Conference on Electromagnetic Wave Interaction with Water and Moist Substances. Ed. by Kupfer K. Helsinki, Finland. 2009. P. 241-248.

49. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Radiofrequency technological measurements under pipeline transportation of liquefied petroleum gas// Proceedings of the XIXIMEKO World Congress. Lisbon, Portugal. 2009. P. 1298-1302.

50. Совлуков А.С., Терешин В.И. Радиочастотные технологические измерения при хранении и транспортировании сжиженных углеводородных газов// Труды Российской конф. с междунар. участием

"Технические и программные средства систем управления, контроля и измерения". УКИ'10. М, ИЛУ. 2010. CD. 11 с.

51. Совлуков A.C., Терешин В.И. Измерение массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре// Труды Третьей российской конф. с междунар. участием "Технические и программные средства систем управления, контроля и измерения". УКИ'12. М., ИЛУ. 2012. С. 18471856.

52. Совлуков A.C., Терешин В.И. Радиочастотный метод измерения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре// Материалы конф. "Управление в технических, эргатических, организационных и сетевых системах" (УТЭОСС-2012). 9-11 октября 2012 г. Санкт-Петербург. СПб.: ГНЦ ОАО "Концерн "ЦНИИ "Электроприбор". 2012. CD. ISBN 978-5900780-92-4. С. 654-657.

53. Sovlukov A.S., Tereshin V.l. Radiofrequency measurement of liquefied petroleum gas mass in a reservoir// Proc. of the XX IMEKO World Congress. Busan, Republic of Korea, September 9-14, 2012. 6 p. Paper 390_F_P _TC7_94_1.

54. Совлуков A.C., Терешин В.И. Измерение общей массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре с применением радиочастотного датчика// Труды XII Всероссийское совещание по проблемам управления (ВСПУ-2014). Москва, 16-19 июня 2014 г. С. 7067-7075.

55. Совлуков A.C., Терешин В.И. Способ определения массы сжиженного углеводородного газа в резервуаре// Патент РФ на изобретение № 2506545. Бюлл. Изобрет., 2014, № 4.

56. Техническая термодинамика / В.И. Крутов, С.И.Исаев, И.А. Кожинов и др. Под ред. В.И. Крутова. М.: Высшая школа, 1991. 384 с.

57. Стромберг А. Г., Семченко Д. П. Физическая химия. М.: Высшая школа. 1999. 527 с.

58. Пустынников С.С., Совлуков А.С., Терешин В.И. Устройство для пожаротушения// Патент РФ на изобретение № 2476760. Бюлл. Изобрет., 2013, №6.

59. Совлуков А.С., Терешин В.И. Устройство для измерения массы двухфазного вещества в замкнутом цилиндрическом резервуаре// Патент РФ на изобретение № 2515074. Бюлл. Изобрет., 2014, № 13.

60. Совлуков А.С., Терешин В.И. Радиочастотный метод определения массы двухфазного вещества в замкнутом цилиндрическом резервуаре// 21-я Международная Крымская конф. "СВЧ-техника и телекоммуникационные технологии" (КрыМиКо'2011). Севастополь. 12-16 сентября 2011 г. Материалы конф. Севастополь: Вебер. 2011. С. 933-934.

61. Sovlukov A.S., Tereshin V.I. Radiofrequency method for mass determination of a balloon-contained two-phase substance// Proc. of the 2012 IEEE Instrumentation and Measurement Technology Conference. May 13-17, 2012. Graz, Austria. 2012. P. 2317-2321.

62. Andreas T. Carbon dioxide fire extinguishing device//US Patent N 6836217. Int. CI.: G08B 21/00. 2004.

63. Андреас Т. Углекислотное противопожарное устройство// Патент РФ № 2266464. Инт. Кл.: F17C 13/02. 2005.

64. Bourscheid G.S., Muttesch W. Valve with built-in level gauge// US Patent N 5701932. Int. CI.: F16R 37/00. 1997.

65. Weitz P.G., Jr., Lamphere D. Capacitance density measurement of refrigerated hydrocarbon liquids// Advances in Instrumentation. 1976. Vol. 31, part 2. P. 605-1 -605-6.

66. Haynes W.M., Younglove B.A. Dielectric constants of saturated liquid propane, isobutene, and normal butane//Advances in Cryogenic Engineering. 1982. Vol. 27. P. 883-891.

67. Ахадов Я.Ю. Диэлектрические параметры чистых жидкостей. Справочник. М.: издательство МАИ. 1999. 856 с.

68. Алтунин B.B. Теплофизические свойства двуокиси углерода. М.: издательство стандартов. 1975. 552 с.

69. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Способ измерения уровня вещества и устройство для его осуществления// Авт. свид. СССР на изобретение № 1647273. Бюлл. Изобрет., 1991, № 17.

70. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Устройство для измерения положения границы раздела двух сред// Авт. свид. СССР на изобретение № 1647273. Бюлл. Изобрет., 1991, № 46.

71. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Принципы построения инвариантных радиоволновых уровнемеров на основе одного отрезка однородной длинной линии// Тез. докл. Всесоюзн. НТК ""Измерительные информационные системы (ИИС-89)". 1989.

72. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Коррекция погрешностей радиоволновых уровнемеров с применением коммутации нагрузок отрезка длинной линии// Тез. докл. респ. (УССР) НТК "Диагностика и коррекция погрешностей преобразователей технологической информации", г. Киев. 1989. С. 23-24.

73. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Принципы построения инвариантных уровнемеров на основе отрезков длинной линии с коммутируемыми нагрузками// Тез. докл. Всесоюзн. НТК "Информационные измерительные системы" ("ИИС-91"), г. С.-Петербург. 1991. С. 61.

74. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Инвариантные радиоволновые уровнемеры на основе отрезков длинной линии с коммутируемыми нагрузками// Тез. докл. Всесоюзн. НТК "Измерения и контроль при автоматизации производственных процессов ("ИКАПП-91")", г. Барнаул. 1991. Ч. 1. С. 126

75. Викторов В.А., Совлуков A.C., Терёшин В.И. Использование отрезков длинных линий с коммутируемыми нагрузками для измерений запасов веществ в емкостях// 3-я Крымская конфер. "СВЧ-техника и спутниковый приём". Материалы конфер. г. Севастополь. 1993. Т. 4. С. 345-350.

76. Викторов В.А., Совлуков А.С., Терёшин В.И. Радиочастотные однозондовые устройства для многопараметровых технологических измерений// XVI НТК "Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления. Датчик-2004". Материалы конфер. 2004. С. 146.

77. Sovlukov A.S., Tereshin V.I., Viktorov V.A. Radiofrequency single probe-based measurements of level/interface positions of liquids in tanks// Proc. of the 10th TC7 Int. Symposium on Advances of Measurement Science. Saint Petersburg, Russia. 2004. Vol. 2. P. 306-310.

78. Sovlukov A.S., Tereshin V.I., Viktorov V.A. Design principles of radiofrequency single probe-based devices for multiple-parameter and disturbance-independent technological measurements// Proc. of the 3rd Int. Symposium on Instrumentation Science and Technology (ISIST'2004). Xi'an, China. 2004. Vol. l.P. 76-82.

79. Викторов В.А., Совлуков A.C., Терёшин В.И. Методы построения радиочастотных однозондовых устройств для многопараметровых и инвариантных измерений// Датчики и системы. 2004. № 5. С. 8-13.

80. Zanker К. J. Radio-frequency interface detector// Oil & Gas Journal. 1984. Vol. 82. No. 5, January 30. P. 150-152.

81. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Сигнализатор уровня вещества в емкости// Патент РФ на изобретение № 2247334. Бюлл. Изобрет., 2005, № 6.

82. Прохоренков A.M., Совлуков А.С., Терешин В.И. Радиочастотное устройство для определения фиксированного значения уровня и положения границы раздела веществ в емкостях// Материалы Международной НТК "Наука и образование - 2013". Мурманск, МГТУ. 20-13. С. 73-77.

83. Прохоренков A.M., Совлуков А.С., Терёшин В.И., Яценко В.В. Радиочастотное устройство для определения положения границы раздела веществ в емкостях// Материалы Международной НТК "Наука и образование - 2014". Мурманск, МГТУ. 2014. С. 94-99.

84. Прохоренков A.M., Совлуков A.C., Терёшин В.И., Лценко B.B. Радиочастотное устройство для определения положения границы раздела веществ в емкостях// Датчики и системы. 2014. № 10. С. 41-45.

85. Прохоренков A.M., Совлуков A.C., Терёшин В.И., Яценко В.В. Радиочастотное устройство для определения положения границы раздела веществ в емкостях// Патент РФ на полезную модель.

86. Прохоренков A.M., Сабуров И.В., Глухих В.Г. Технико-экономические и экологические аспекты внедрения технологии использования биологического топлива на теплоэнергетических предприятиях// Труды Филиала МГТУ им. Н.Э. Баумана в г. Калуге (Специальный выпуск: материалы международной научно-технической конференции "Приборостроение - 2000", п. Симеиз, 2000). Калуга. 2000. С. 225-228.

87. Прохоренков A.M., Сабуров И.В., Совлуков A.C., Терёшин В.И. Радиочастотный контроль уровня высокотемпературного вещества в емкости// Сб. трудов Международной НТК "Приборостроение 2004". Крым, п. Кореиз. 2004. С. 229-232.

88. Прохоренков A.M., Глухих В.Г., Сабуров И.В., Совлуков A.C., Терешин В.И. Контроль уровня вещества в ёмкости при высокой температуре// Вестник Черкасского гос. технологического университета. 2005. № 3. С. 232-235.

89. Прохоренков A.M., Сабуров И.В., Совлуков A.C., Терешин В.И. Определение уровня вещества в технологической емкости при высокой температуре//Измерительная техника. 2008. № 8. С. 29-30.

90. Прохоренков A.M., Сабуров И.В., Совлуков A.C., Терешин В.И. Устройство для контроля уровня высокотемпературного вещества// Патент РФ на изобретение № 2296926. Бюлл. Изобрет., 2007, № 10.

91. Совлуков A.C., Терёшин В.И. Устройство для измерения концентрации сыпучего материала в трубопроводе// Патент РФ на изобретение № 2246721. Бюлл. Изобрет., 2005, № 5.

92. Teyssedou A., Tye P. A capacitive two-phase slug detection system// Review of Scientific Instruments. 1999. Vol. 70, N 10. P. 3942-3948.

93. Penirschke A., Jakoby R. Microwave sensor for accurate material density measurements of gas/solid flows in pipelines// Proceedings of the 36th European microwave conf. Manchester, UK. 2006. P. 443-446.

94. Stott A.L., Green R.G., Seraji K. Comparison of the use of internal and external electrodes for the measurement of the capacitance and conductance of fluids in pipes// Journal of Physics E: Scientific Instruments. 1985. Vol. 18. N 7. P. 587-592.