ФІЗІОЛОГІЧНІ МЕХАНІЗМИ М’ЯЗЕВОГО СКОРОЧЕННЯ

 

1. Сутність системного підходу.

2. Основні принципи системного підходу.

3. Запобігання порушенню чужих прав.

4. Системний аналіз об'єктів техніки (винаходів, корисних моделей, промислових виробів).

5. Методи дослідження операцій та прийняття рішень.

6. Методи побудови, дослідження та коригування моделей комерціалізації інтелектуальної власності.

7. Дослідження моделей комерціалізації інтелектуальної власності: етапи кількісного аналізу та інтерпретації його результатів.

 

1. Сутність системного підходу.

 

Елементом назвемо деякий об'єкт (матеріал, інформаційний …), що володіє рядом важливих для нас властивостей, але внутрішня будова, якого нас не цікавить.

Зв'язком назвемо важливий для цілей розгляду обмін між елементами (речовиною, енергією, інформацією).

Системою назвемо сукупність елементів, що мають наступні ознаками:

а) зв'язками, які дозволяють за допомогою переходів по них від елемента до елемента поєднувати елементи в сукупності;

б) властивість (призначенням функцій), відмінним від властивостей окремих елементів та їх сукупностей.

Великою системою назвемо систему, що включає значне число однотипних елементів і однотипних зв'язків (стілець, стіл).

Складною системою є система, що складається з елементів різних типів і володіє різнорідними зв'язками між ними (наприклад, комп'ютер, корабель і т.д.).

Структурою системи називається її розчленування на групи елементів із зазначенням зв'язків між ними, незмінна на весь час розгляду і що дає уявлення про систему в цілому.

У тому випадку, коли розглядається структура деяких дій, доцільно використовувати три типових елемента:

- Послідовність операцій (а);

- Цикл (б);

- Паралельні операції (в).

Схеми цих структур представлені на рис. 1.5. Там же демонструється умовний приклад (а) синтезу цих структур в деякий процес.

Рис. 1.5. Схеми типових структур дій (а, б, в) і деякого узагальнюючого процесу (г)

Декомпозиція - це поділ системи на частини, зручні для будь-яких операцій з цією системою.

Ієрархія - це структура з наявністю підпорядкованості.

Група елементів системи, що описується тільки своїми входами і виходами і володіє певною цілісністю називається модулем.

 

2. Основні принципи системного підходу.

1. Принцип кінцевої цілі:

Абсолютний пріоритет кінцевої (глобальної) цілі

2. Принцип єдності:

Спільне розгляд системи як цілого і як сукупності частин (елементів).

3. Принцип зв'язності:

Розгляд будь-якої частини разом з її зв'язками, з оточенням.

4. Принцип модульної побудови:

Корисно виділення модулів у системі і розгляд її як сукупності модулів.

5. Принцип ієрархії:

Корисно введення ієрархії частин (елементів) та / або їх ранжування (поділу за рангів).

6. Принцип функціональності:

Спільне розгляд структури і функції з пріоритетом функції над структурою.

7. Принцип розвитку:

Облік змінності системи, її здатності до розвитку, розширенню, заміни частин, накопичення інформації.

8. Принцип децентралізації:

Поєднання в прийнятих рішеннях і управлінні централізовано ції і децентралізації.

9. Принцип невизначеності:

Облік невизначеностей і випадковостей у системі.

5. Методи дослідження операцій та прийняття рішень.

В даний час існує міжнародна федерація, яка об'єднує різного роду науково-дослідні організації, що спеціалізуються в галузі дослідження операцій. Термін «дослідження операцій» можна зустріти в назвах спеціальних підрозділів, сформованих на багатьох промислових підприємствах. Те ж саме можна сказати про відповідні факультети, організованих у багатьох провідних університетах, наполегливо продовжують культивувати цю назву. За позитивні результати в галузі дослідження операцій може бути присвоєний вчений ступінь.

Проведення системного аналізу кожної конкретної задачі, як правило, здійснюється операційної групою, що складається з спеціалістів різних профілів: математиків, економістів, психологів і т. д. Саме комплексний склад операційної групи забезпечує всебічне і найбільш повне вивчення суті проблеми і дозволяє побачити різні її аспекти.

Таким чином, методологія дослідження операцій включає наступні найбільш суттєві компоненти: Системний аналіз, моделювання та використання для вирішення завдань організаційного управління комплексних операційних груп.

Моделі, як правило, являють собою наближений тематичний опис процесів функціонування досліджуваних систем. Вони розрізняються як за характером, так і за ступенем складності: Існують моделі детерміністичних та імовірнісні (стохастичні). Як ті, так і інші зазвичай містять оптимізаційну (максимізації або мінімізації) цільову функцію і деяку сукупність обмежень. Фізичний зміст цільової функції залежить від оптимізаційної завдання. В задачах виробничо-економічного характеру цільова функція найчастіше представляє собою максимізації прибутку або мінімізацію витрат.

Для зручності можна з достатнім ступенем точності визначити дослідження операцій як науковий підхід до вирішення завдань організаційного управління. При вирішенні будь-якої конкретної задачі чи застосування методів дослідження операцій передбачає:

1) побудова математичних, економічних або статистичних моделей для задач прийняття рішень і управління в складних ситуаціях або в умовах невизначеності;

2) вивчення взаємозв'язків, що визначають можливі наслідки прийнятих рішень, а також встановлення критеріїв ефективності.

 

Вимірювання технологічних показників якості робочих речовин. Вимірювання основних характеристик палива. Вимірювання температури спалаху палива. Вимірювання в’язкості палива. Вимірювання густини палива. Вимірювання показників якості води і водяної пари. Вимірювання солевмісту. Вимірювання концентрації розчиненого у воді кисню. Вимірювання концентрації водневих іонів (рН-метри). Визначення вологості пари

 

Вимірювання технологічних показників якості робочих речовин

Основними робочими речовинами в суднових енергетичних установках є паливо, вода і водяна пара. Від їх якості залежить доскона- лість фізико-хімічних процесів, які відбуваються в устаткуванні СЕУ, і, відповідно, економічність і надійність роботи. Особливе значення якість палива, води і пари має для суднових паровиробних установок. Якість робочих речовин оцінюють їх основними характеристиками. Для палива – це елементарний склад, теплота згоряння і фізико-хімічні властивості (для рідкого палива – в’язкість, температура спалаху і займання, температура застигання, густина тощо), які впливають на процеси горіння, транспортування і зберігання палива. Якість води характеризується корозійною активністю і концентрацією речовин, які можуть осідати на поверхнях нагріву і забруднювати пару. Основними показниками якості води є солевміст, жорсткість, вміст розчиненого кисню, концентрація водневих іонів тощо.

Насичена пара, яку виробляють суднові котли і випарні установки, вміщує деяку кількість води внаслідок краплинного виносу. Вологість насиченої пари погіршує її якість, оскільки до пари надходять солі, що містяться в краплинах води. Відкладення солі на поверхні труб погіршує теплопередачу, що може привести до перепалу труб.

В сучасних суднових енергетичних установках застосовують авто- матичні засоби вимірювання показників якості води і пари.

16.1. Вимірювання основних характеристик палива

16.1.1. Вимірювання температури спалаху палива

Температура спалаху – це найменша температура, при якій суміш парів палива з повітрям при певних умовах нагрівання спалахує при піднесенні до неї відкритого полум’я. Температура спалаху є показником пожежної небезпеки при транспортуванні та зберіганні палива. Для нафтового палива температура спалаху визначає вміст низько-киплячих фракцій. Так, температура спалаху флотських мазутів марки Фс-5 і Ф-12 дорівнює 80…160 ^оС, а топкового мазуту М40 – близько 105 ^оС. Температура спалаху палива для суднових енергетичних установок повинна бути не нижче 61 ^оС.

Значення температури спалаху залежить від її визначення шляхом аналізу в закритому або відкритому тиглі, а також від барометричного тиску. Температура спалаху при вимірюванні у відкритому тиглі дещо вища за температуру спалаху при вимірюванні в закритому тиглі внаслідок часткового розсіювання парів палива в навколишньому повітрі. Аналогічно цьому на температуру спалаху впливає збільшення барометричного тиску навколишнього середовища через зменшення парціального тиску парів палива в паливоповітряній суміші. Тому визначену температуру спалаху приводять до умови нормального тиску (101325 Па).

Для визначення температури спалаху застосовують прилади типу ПВНЭ, в яких температура спалаху визначається тільки в закритому тиглі і прилади типу ПТВ-1, в яких температуру спалаху визначають як у відкритому, так і в закритому тиглі. Схема приладу типу ПВНЭ показана на рис.16.1. Прилад складається з тигля 1, в який заливається випробуваний нафтопродукт, кришки тигля 6 з пристроєм 5 для відкривання тигля в момент підпалювання паливоповітряної суміші, запалювачем 2 і мішалкою 3 з приводом16, повітряної бані 7 з електронагрівником 8, термометра 4 для вимірювання температури нафтопродукту. На тигель щільно надіта кришка, в якій є три трапецієвидних отвори, закритих заслінкою. Для підпалювання суміші заслінка повертається за допомогою пристрою 5. При цьому відкриваються отвори і одночасно в них вводиться електрозапалювач. Заслінка і запалювач повертаються в початкове положення за допомогою пружини, яка міститься в механізмі переміщення заслінки. При нагріванні нафтопродукт весь час перемішують мішалкою. Короткочасно (протягом 5 с) натискують на кнопку електрозапалювача і на одну секунду відкривають отвори за допомогою пристрою 5. Якщо спалах не відбудеться, нафтопродукт знову перемішують і повторюють операцію запалювання через 2 ^оС.

В корпусі приладу ПТВ-1 розміщені блок спалаху і блок живлення. Блок спалаху складається з тигля і його нагрівника, а також електрозапалювача. Вони розміщені під знімною кришкою із скляним віконцем для спостереження за моментом спалаху. Цей блок також вміщує датчики і резистори мостової схеми живлення вимірювального приладу. Прилад живиться від електричної мережі змінного струму напругою 220 або 127 В через трансформатор, вторинна обмотка якого має десять виводів для регулювання ступеня нагріву тигля. Прилад забезпечує вимірювання температури спалаху в діапазонах від 50 до 150 ^оС і від 150 до 250 ^оС.

Температура нафтопродукту в тиглі, при якій відбувається спалах суміші парів палива з повітрям при піднесенні розжареної спіралі електрозапалювача, відповідає температурі спалаху. Вимірювання температури спалаху в закритому тиглі дає більш відтворювані результати. Тому цей метод вимірювання застосовують в автоматичних аналізаторах температури спалаху. Схема автоматичного аналізатора температури спалаху показана на рис.16.2. Нафтопродукт з блоку підготовки 1 з постійною об’ємною витратою надходить в попередній нагрівник 11, на виході якого до нафтопродукту примішується потік повітря, що надходить з постійною об’ємною витратою з блоку підготовки 2. Суміш нафтопродукту і повітря надходить в основний нагрівник 10, а з нього – в камеру спалаху 6. Коли температура суміші в камері 6 досягає температури спалаху паливоповітряна суміш спалахує від електричної іскри, що утворюється запальною свічкою 5, на яку від генератора 8 періодично (з інтервалом 7 с) подається високовольтна напруга. Полум’я спалаху змінює температуру в паровій частині камери 6, що сприймається термоелек-тричним перетворювачем 7. Сигнал перетворювача 7 надходить в блок керування16, який вимикає електроживлення основного нагрівника 10. Через проміжок часу, коли після іскри, що утворює спалах, буде подана нова іскра, нагрівник 10 вмикається. Якщо відбудеться декілька спалахів підряд, то нагрівник 10 залишається вимкненим, а його вмикання відбудеться після першої іскри, при якій не виникає спалах. Таким чином, в камері 6 автоматично підтримується температура аналізуємого нафтопродукту, при якій відбувається спалах суміші “повітря-пара нафтопродукту”.

Температура нафтопродукту в камері вимірюється термоелектричним перетворювачем 4, сигнал якого сприймається електронним потенціометром 3. Діапазони вимірювання температури спалаху 0…150 і 150…300 ^оС; основна похибка складає ±(1…3) ^оС,

16.1.2. Вимірювання в’язкості палива

Повнота згоряння рідкого палива залежить від якості його розпилювання (дисперсності), що обумовлює швидкість випаровування і сумішеутворювання палива з повітрям. Якість розпилювання палива, а також затрати енергії на розпилювання залежать від його в’язкості. Від в’язкості залежать також умови зберігання і транспортування палива.

В’язкість (внутрішнє тертя) – властивість речовин (рідин і газів) чинити опір переміщенню однієї їх частини відносно іншої. Основний закон в’язкої течії виражається формулою Ньютона

(16.1)

де F – тангенціальна (дотична) сила, яка спричиняє зсув шарів рідини (газу) одного відносно другого; S – площа шару, по якому відбувається зсув; – градієнт швидкості рідини W по нормалі n; – коефіцієнт динамічної в’язкості, який характеризує опір рідини (газу) зміщенню її шарів.

Крім динамічної в’язкості застосовується поняття кінематичної в’язкості

(16.2)

де – густина рідини (газу).

Одиницею динамічної в’язкості в міжнародній системі є Па·с, а кінематичної – м²/с.

При експлуатації енергетичних установок використовується поняття умовної в’язкості палива (^оВУ), яку достатньо знати для організації процесів паливопідготовки, зберігання і транспортування палива. Умовна в’язкість є абстрактним числом, яке визначається відношенням часу витікання при певних температурних умовах відомої кількості нафтопродукту до часу витікання такої ж кількості еталонної рідини (води) при стандартній температурі.

Засоби вимірювання в’язкості називають віскозиметрами. За принципом дії існують різні конструкції віскозиметрів: ротаційні, вібраційні, віскозиметри з падаючим тілом тощо. Ці віскозиметри найбільш поширені для вимірювання динамічної в’язкості продуктів переробки нафти в хіміко-технологічних процесах.

В суднових умовах для вимірювання умовної в’язкості палива застосовують віскозиметри типу ВУ (Енглера), а для вимірювання динамічної в’язкості – капілярні віскозиметри.

Схема віскозиметра типу ВУ показана на рис.16.3. Основними елементами віскозиметра є вимірювальний резервуар 1 для нафтопродукту і резервуар 2 (баня), заповнений водою і призначений для підтримання стабільної температури випробуваного нафтопродукту. Вимірювальний резервуар має поліровані і позолочені стінки, а днище має форму кульового сегмента з каліброваним центральним отвором. До внутрішньої поверхні вимірювального резервуара прикріплені три загострених штифта 3, які виконують роль покажчика рівня випробуваного нафтопродукту і покажчика горизонтального положення приладу. Вимірювальний резервуар закритий випуклою латунною кришкою 7, в центрі якої розміщується дерев’яний стрижень 6 для запирання зливного отвору. Через боковий отвір в кришці в резервуар 1 вставляється термометр 5, призначений для вимірювання температури випробуваного нафтопродукту. В резервуарі 2 розміщуються контрольний термометр 4 і мішалка 8. Віскозиметр має триножну підставку 10 з гвинтами 12 для регулювання горизонтального положення приладу. Підігрів водяної бані здійснюється за допомогою пальника або елек-тронагрівника16. Випробуваний нафтопродукт витікає в спеціальну вимірювальну колбу 11; час витікання вимірюється секундоміром.

Обезводнену і звільнену від механічних домішок пробу нафтопродукту заливають в резервуар 1 до рівня вістря штифтів 3. За допомогою нагрівника температура нафтопродукту підвищується до необхідної, після чого одночасно висмикується дерев’яний стрижень і вмикається секундомір.

В віскозиметрах типу ВУ для визначення в’язкості палива вимірюється час витікання 200 мл нафтопродукту. Основною характеристикою віскозиметра є його “водне число”, тобто час витікання 200 мл дистильованої води при температурі 20^оС. Для стандартних приладів “водне число” складає 50…52 с і перевіряється один раз за чотири місяця.

Умовна в’язкість в градусах ВУ визначається формулою

ВУ t

(16.3)

де ВУ _t – умовна в’язкість нафтопродукту при температурі t, ^оВУ; –час витікання 200 мл нафтопродукту при температурі t, c; –“водне число” віскозиметра (час витікання 200 мл дистильованої води при температурі 20 ^оС), с.

Дія к а п і л я р н и х в і с к о з и м е т р і в грунтується на закономірності витікання рідини через капіляр. Об’ємна витрата рідини при витіканні через капіляр визначається законом Пуазейля

(16.4)

де Q – об’ємна витрата рідини; d і l – внутрішній діаметр і довжина капіляра; Р ₁ і Р ₂ – тиск рідини перед і після капіляра.

При постійній об’ємній витраті рідини формулу (16.4) можна представити так

(16.5)

де – постійний коефіцієнт для прийнятої витрати рідини.

З формули (16.5) виходить, що при постійній об’ємній витраті рідини динамічну в’язкість можна визначити за результатами вимірювання перепаду тиску на капілярі.

На рис.16.4 показана схема капілярного віскозиметра, в якому постійна об’ємна витрата нафтопродукту утворюється насосом 1 з приводом від синхронного електродвигуна 2. Після насоса аналізуємий нафтопродукт надходить в змійовик 3, де нагрівається до температури масла, яке заповнює термостат 6, а потім – в капіляр 4, розміри якого вибирають в залежності від діапазону вимірюваних значень в’язкості. Перепад тиску на капілярі вимірюється диференціальним манометром 5 з пневматичним вихідним сигналом, пропорційним динамічній в’язкості аналізуємого нафтопродукту. Діапазони вимірювання в’язкості складають від (0…2) Па·с до (0…1000) Па·с; клас точності 1, 5…2, 5 (в залежності від діапазону вимірювань).

16.1.3. Вимірювання густини палива

Густиною речовини називають фізичну величину, що визначається відношенням маси речовини до об’єму, який вона займає, тобто

(16.6)

де m – маса речовини, кг; V – об’єм речовини, м³.

В деяких випадках використовується поняття відносної густини, яка визначається відношенням густини даної речовини до густини іншої (умовної) речовини при певних фізичних умовах. Відносну густину суднових палив (нафтопродуктів) прийнято визначати відношенням їх густини при температурі 20 ^оС до густини дистильованої води при температурі 4 ^оС ().

За принципом дії прилади для вимірювання густини поділяють на: вагові, поплавкові, гідростатичні, гідрогазодинамічні, радіоізотопні, акустичні, вібраційні [25]. Для вимірювання густини суднових нафтопродуктів найбільш поширені поплавкові і вагові прилади.

Принцип дії п о п л а в к о в и х або ареометричних приладів (нафтоденсиметрів) грунтується на вимірюванні підйомної сили, що діє на поплавок, який частково або повністю занурений в пробу нафтопродукту.

Стандартний нафтоденсиметр показаний на рис.16.5. Глибина занурення нафтоденсиметра в пробу нафтопродукту пропорційна значенню густини рідини.

Нафтоденсиметр має шкалу, за допомогою якої по поділці, що збігається з рівнем нафтопродукту, визначається його густина. Ці прилади застосовуються для визначення густини нафтопродуктів в’язкістю до 25 ^оВУ при температурі 50 ^оС. У випадку, коли в’язкість нафтопродукту перевищує 25^оВУ, пробу нафтопродукту розбавляють точно відомим об’ємом освітлювального гасу. Тоді, густину нафтопродукту визначають формулою:

ρ = 2ρ см – ρ г,

(16.7)

де ρ _см – густина суміші нафтопродукту і гасу, виміряна за допомогою нафтоденсиметра; ρ _г – густина гасу.

Стандартний нафтоденсиметр дозволяє вимірювати густину нафтопродуктів з точністю 1…5 кг/м³ в залежності від в’язкості.

Температура нафтопродукту при визначенні густини вимірюється термометром нафтоденсиметра або за допомогою допоміжного окремого термометра.

Для безперервного дистанційного вимірювання густини застосовують ареометр з частково зануреним поплавком, принципова схема якого показана на рис.16.6. Поплавок 2, розміщений в посудині 1, через яку безперервно прокачується аналізуємий нафтопродукт. Постійний рівень нафтопродукту підтримується через перелив його в верхній частині посудини. Через збірник 3 нафтопродукт виходить з посудини. При змінюванні густини нафтопродукту змінюється глибина занурення поплавка 2 в посудину. Переміщення поплавка 2 перетворюється в електричний сигнал за допомогою диференціально-трансформаторного перетворювача 5.

Вага поплавка 2 разом із стержнем 4 (в повітрі) G _п і підйомна сила N, що діє на поплавок визначаються формулами:

G п	(16.8)
	(16.16)

де m – маса поплавка і стержня; V – об’єм поплавка; l – довжина зануреної в рідину частини стержня; S – площа поперечного перерізу стержня.

При досягненні рівноваги сил N і G _п, враховуючи дію на стержень сил поверхневого натягу, з формул (16.8) і (16.16) отримуємо

(16.10)

де А – постійна для даної рідини величина, що враховує дію сил по-верхневого натягу.

З формули (16.10) виходить, що довжина стержня l, а відповідно, і сигнал диференціального трансформатора 5 однозначно пов’язані з густиною рідини. Масу поплавка і стержня m підбирають в залежності від діапазону вимірювань.

Прилади з частково зануреним поплавком мають високу чутли- вість, що дозволяє вимірювати густину у вузькому діапазоні(500…1000 кг/см³) з похибкою ±(1, 5…3) % від діапазону вимірювань.

На рис.16.7 показана схема приладу для вимірювання густини рідини з повністю зануреним поплавком. Поплавок 2 розміщується в камері 1, через яку прокачується аналізуєма рідина. Змінювання виштовхуючої (підйомної) сили, що діє на поплавок, при інших постійних умовах пропорційно змінюванню густини рідини. Поплавок прикріплений до важеля 3, герметичність виводу якого з камери 1 забезпечується сильфоном 4. Момент на важелі 3, який утворюється виштовхуючою силою при значенні густини, що відповідає нижній границі вимірювання, зрівноважується моментом, який утворюється противагою 5. Змінювання виштовхуючої сили перетворюється за допомогою перетворювача сили 6 в уніфікований пневматичний або електричний сигнал С _вих. Ці прилади дозволяють вимірювати густину рідини в інтервалі від 500 до 1200 кг/м³ при температурі рідини -5…110 ^оС. Клас точності приладів – 1.

Дія в а г о в и х, або пікнометричних приладів для вимірювання густини рідини грунтується на безперервному зважуванні постійного об’єму аналізуємої рідини в певній посудині або трубопроводі. Найбільш поширеним є прилад, схема якого показана на рис.16.8. Чутливим елементом приладу є U-подібна трубка 7, виготовлена з нержавіючої сталі, приєднана через тягу 3 до важеля 4. Кінці трубки 7 через сильфони 2 з’єднані з нерухомими патрубками 1, через які надходить аналізуєма рідина. Сильфони 2 дозволяють трубці 7 повертатися відносно осі 0-0. При збільшенні густини рідини збільшується маса трубки з рідиною, що через важіль 4 передається механоелектричному або механопневматичному перетворювачу 5, побудованому за принципом компенсації сил, вихідний сигнал С _вих якого пропорційний змінюванню густини аналізуємої рідини. Противага 6, закріплена на важелі 4, призначена для зрівноважування моменту сил, який утворюється трубкою 7 з рідиною при вибраній нижній границі вимірювання густини. Пристрій 8 призначений для автоматичного введення поправки до вихідного сигналу приладу в залежності від температури рідини, яку пристрій безперервно вимірює.

Вагові прилади дозволяють вимірювати густину рідини в інтервалі від 500 до 2500 кг/м³. При вимірюванні густини температура рідини не повинна перевищувати 100 ^оС; класи точності приладів складають 1…1, 5.

16.2. Вимірювання показників якості води і водяної пари

В суднових умовах використовується декілька видів води: живильна вода суднових котлів, дистильована вода, яку отримують в опріснювальних установках, конденсат пари, прісна берегова, забортна вода, тощо. Більшість видів води, які є робочими речовинами в суднових енергетичних установках, вміщують певну кількість розчинених і завислих домішок, які негативно впливають на експлуатаційну надійність і ефективність роботи устаткування. Істотно впливають на процес накипоутворення і корозію металу солі, розчинений у воді кисень, а також концентрація водневих іонів (число рН).

Головними показниками якості, що визначають вміст солей, є: жорсткісить, яка визначається концентрацією катіонів кальцію Са ⁺² і магнію Mg ⁺²; лужність – концентрацією іонів ОН^-; солоність – концентрацією іонів Cl^-; водневе число рН; загальний солевміст як сума всіх солей у воді – визначається сухим залишком після випаровування профільтрованої води і просушки залишку при температурі 110 ^оС до постійної маси.

Солі жорсткості є головними накипоутворювачами; солі, що зу-мовлюють лужність води, сприяють накипоутворенню і впливають на корозійні процеси; хлориди утворюють сильні електролити, в яких відбувається електрохімічна корозія металів. Водневе число рН і вміст кисню у воді є показниками корозійної активності води.

Насичена пара, яка виробляється судновими котлами і опріснювальними установками, вміщує певну кількість вологи внаслідок виносу крапель води. Вологість насиченої пари погіршує її якість, оскільки з краплями води виносяться солі, які вона вміщує. В суднових енергетичних установках застосовуються автоматичні засоби вимірювання показників якості води і пари.

16.2.1. Вимірювання солевмісту

Солевміст води і пари (конденсату) вимірюється солемірами – кондуктометричними аналізаторами рідини, які відносяться до електрохімічних засобів вимірювань. Принцип дії солемірів грунтується на вимірюванні електричної провідності розчинів електролітів, значення якої визначає концентрацію розчинених речовин. Одиницею електропровідності є сіменс (См) – величина обернена ому (Ом). В розчинах електролітів частина молекул дисоціює на позитивні (катіони) і негативні (аніони) іони. Внаслідок цього розчини здатні проводити електричний струм. Якщо такий розчин є частиною електричного кола, то при певних умовах він поводиться як електричний опір, провідність якого визначається формулою:

(16.11)

де – питомий опір; S і l – відповідно площа перерізу і довжина провідника.

Величина, обернена питомому опору, називається питомою електричною провідністю (питомою електропровідністю):

.

(16.12)

Одиницею питомої електропровідності є См/см. Питома електро- провідність розбавленого однокомпонентного розчину електроліту визначається законом Кольрауша:

(U к + U а)

(16.12)

де – ступінь електролітичної дисоціації, що визначає частку дисоційованих молекул електроліту від загальної їх кількості в розчині; – еквівалентна концентрація розчину, тобто концентрація, що вимірюється в грам-еквівалентах розчиненої речовини в 1 см³ розчину, г-екв/см³; U _к і U _а – відповідно рухомості катіонів і аніонів, які залежать від природи дисоційованої речовини і властивостей розчинника; z – валентність іонів.

Питома електропровідність водних розчинів має складну залежність від концентрації, але при невеликому змінюванні концентрації, доки малі сили міжіонної електростатичної взаємодії, (звичайно до концентрацій, які не перевищують 100 мг/л), що має місце в суднових енергетичних установках, ця залежність практично лінійна.

Температура розчину істотно впливає на його електропровідність. На відміну від металів з підвищенням температури електропровідність розчинів збільшується, що зумовлюється збільшенням кількості іонів. Залежність питомої електропровідності від температури визначається рівнянням:

,

(16.14)

де і – температурні коефіцієнти; – питома електропровідність при температурі t ₀.

Перетворювачі кондуктометричних солемірів, опір яких визначає концентрацію аналізуємого розчину, називають електролітичними вимірювальними комірками. Найбільш поширені контактні вимірювальні комірки, які являють собою електроди, розміщені в аналізуємому розчині, тобто має місце гальванічний контакт електродів з розчином. Контактні вимірювальні комірки можуть бути дво-, три- чотириелектродними.

Найпростішою є двоелектродна комірка (рис.16.16, а), яка складається з двох інертних металевих електродів 2 і 3, розміщених в камері 1, через яку протікає аналізуєма рідина. При прикладенні до електродів постійної різниці потенціалів в межах метал–електрод–електроліт утворюється, так званий, подвійний електричний шар, в межах якого і відбуваються електрохімічні процеси в комірці. Цей шар можна вважати плоским конденсатором, обкладками якого є заряджені поверхні металевого електрода і шар іонів протилежного знаку, які знаходяться поблизу поверхні електрода. При проходженні струму в одному напрямку катіони і аніони, стикаючись з електродами, розряджуються і виділяються на них як атоми. Струм через розчин постійно зменшується, що можна розглядати як процес зарядки конденсаторів, утворених подвійними електричними шарами біля електродів. Це явище називають поляризацією електродів.

При проходженні через вимірювальну комірку змінного струму поляризація електродів менше впливає на точність вимірювання елек-тропровідності. Тому практично при всіх вимірюваннях електропровідності розчинів застосовують змінний струм. Електричний опір вимірювальної комірки визначається формулою:

(16.15)

де – стала вимірювальної комірки, яка залежить від площі поверхні електродів, відстані між ними та геометричної форми електродів; визначається градуюванням по зразковим розчинам з відомою електропровідністю.

Для зменшення впливу зовнішнього електромагнітного поля на результат вимірювання застосовують триелектродні комірки (рис.16.16, б), в яких середній електрод 3 розміщений між двома зовнішніми 2 і 4. Зовнішні електроди з’єднані між собою і звичайно заземлені. Такі вимірювальні комірки являють собою дві двоелектродні комірки, підключені паралельно.

З метою зменшення похибки, зумовленої поляризацією електродів, застосовують чотириелектродні вимірювальні комірки (рис.16.16, в), в яких функції підведення електричного струму до комірки і отримання сигналу вимірювальної інформації відокремлені. В чотириелектродній комірці 1 до електродів 2 і 5 підведена стабілізована напруга U від джерела змінного або постійного струму і між ними в аналізуємій рідині проходить струм. Електроди 3 і 4 – це зонди для вимірювання спада напруги U_х, який утворюється струмом між цими електродами. При вимірюванні цього спаду напруги компенсаційним методом струм в електричному колі електродів 3 і 4 практично відсутній і вони не поляризуються.

Для вимірювання опору електролітичних вимірювальних комірок застосовують зрівноважені і незрівноважені мости змінного струму. На рис.16.10 показана схема кондуктометричного солеміру. Перетворювач R_x розміщений в корпусі 1, через який протікає аналізуємий водний розчин. Для температурної компенсації застосовується металевий терморезистор R_t в чохлі 3, розміщений в аналізуємій рідині. Перетворювач R_x, резистор R_{t ,} шунт R _ш і постійні опори R, R ₁ і R ₂ включені в плечі незрівноваженого моста. При цьому резистор R_t підключений до електричної схеми послідовно з перетворювачем R_x, а шунт R _ш – паралельно з ним. Внаслідок того, що температурні коефіцієнти електролітів і провідників протилежні за знаком, це дозволяє при відповідному підборі значення опору R_t і опору шунта R _ш добитися постійності загального опору, підключеного до вимірювального плеча незрівноваженого моста, при змінюваннях температури в заданому інтервалі для деякого, наприклад, середнього значення концентрації компоненту в аналізуємій рідині. В наведеній схемі розбаланс моста вимірюється вольтметром 2, а резистор R _о призначений для установки початкового рівня сигналу.

В суднових умовах застосовуються комплекти показуючих і сигналізуючих солемірів, призначених для вимірювання умовного солевмісту по NaCl водних розчинів і сигналізації граничного солевмісту. Основна похибка вимірювання більшості солемірів складає 1…4 %.

16.2.2. Вимірювання концентрації розчиненого у воді кисню

Розчинений в живильній воді кисень негативно впливає на надійність роботи суднових котлів. Кисень, як активний деполяризатор, ініціює виникнення і протікання електрохімічної корозії поверхонь нагріву з пароводяного боку. Тому вміст кисню в живильній воді котельних установок підлягає нормуванню. Максимальний вміст кисню в живильній воді нормується в залежності від тиску пари: при тиску менше 2 МПа – 1 мг/кг, від 2 до 4 МПа – 0, 05 мг/кг, від 4 до 6 МПа – 0, 03 мг/кг; від 6 до16 МПа – 0, 02 мг/кг. Для забезпечення надійної експлуатації котлів здійснюють постійний контроль концентрації розчиненого кисню в живильній воді.

Існують декілька методів вимірювання вмісту розчиненого у воді кисню: вольтамперметричний, кондуктометричний, колориметричний. Ці методи застосовуються для аналіз