Измерение процентного содержания воды в нефтепродуктах является важной научно-практической задачей. Данная задача является актуальной на всех стадиях цепочки использования полезных свойств углеводородов, начиная от добычи сырой нефти, ее переработки и заканчивая самым распространенным процессом - сжиганием нефтепродукта. Причем, несмотря на принципиально различную мотивацию контроля содержания воды в нефтепродуктах на различных стадиях его получения и использования, требования к точностным и эксплуатационным параметрам измерителя остаются достаточно высокими. Так, при добыче нефти и при передаче ее потребителям, необходимо довести уровень содержания воды в добытом материале до приемлемого значения, регламентируемого ГОСТами. Причем процедуру контроля содержания воды в добываемом и транспортируемом материале необходимо проводить перманентно, что позволит: а) проводить интегральный учет содержания воды в нефтепродукте на стадии его добычи и транспортировки по трубопроводам и б) в любой момент прекратить транспортировку нефтепродукта в случае превышения содержания воды выше определенного уровня. Использование периодического контроля содержания воды в нефтепродукте путем тестового забора проб является совершенно неадекватной процедурой по одной простой причине – нефтепродукт и вода являются несмешиваемыми жидкостями. С течением времени эти жидкости расслаиваются, и осуществить интегральный анализ содержания воды в контролируемом объеме нефтепродукта невозможно. Надо понимать также, что сама процедура контроля содержания воды в продукте может происходить в жестких условиях эксплуатации, при повышенном давлении и температуре. Кроме того, такие виды нефтепродукта как сырая нефть и мазут не являются «чистыми» жидкостями. Эти жидкости не должны приводить к загрязнению датчиков влажности, которое влечет за собой необходимость их регламентного обслуживания. Зачастую это может быть принципиально невозможной процедурой. Далее, при сжигании мазута в котельных также очень важно контролировать содержание в нем воды. Более того, согласно проведенным многочисленным исследованиям, является совершенно целесообразным преднамеренно добавлять воду в мазут (или в другую топливную жидкость: дизельное топливо, бензин, мазут-угольная пыль), диспергировать эти жидкости и доводить содержание воды в получаемой водотопливной эмульсии (ВТЭ) строго до определенного уровня. При использовании ВТЭ в мазутных котельных реализуются следующие преимущества: экономия мазута 10…17% за счет добавления воды; повышение КПД котла 3…5%; увеличение средней температуры в топке и повышение теплоотдачи; равномерное горение и снижение дымности и температуры уходящих газов (на 30…35 С); сокращение выхода в газовых выбросах (по результатам испытания NОх сокращается примерно на 50%, примерно в 3…4 раза снижается выброс сажистых отложений, уменьшается выход СО в среднем на 50%, сернистого ангидрида SO2x на 50%, сероводородов H2S на 50% и бензапирена в 2…3 раза); отсутствие несгоревших углеводородов; повышение эффективности и долговечности топочного оборудования (некоторые испытания показали, что перерасход топлива из-за загрязнения поверхностей нагрева в котлах сажистыми и коксовыми частицами может превысить 30…35%, при сжигании эмульсии часть капель долетает до поверхностей нагрева и взрывается на них, что способствует не только предотвращению отложений, но и очистке этих поверхностей от старых сажистых образований; исключение возможности аварийных ситуаций из-за попадания в топку водяных линз; диспергация содержащихся в топливе механических примесей и как следствие уменьшение абразивного износа форсунок; облегчение процесса перекачки топлива; утилизация сточных вод промышленного предприятия (даже если воды не содержат горючих веществ, их можно использовать в качестве водной фазы в мазутных эмульсиях и сжигать ВТЭ, имея основной задачей именно уничтожение сточных вод, а не энергетический выигрыш). Все сказанное выше накладывает определенные противоречивые требования к измерителю содержания воды в нефтепродукте, реализовать которые традиционными способами не представляется возможным. В рамках проекта предлагается провести НИОКР, создать измеритель содержания воды в нефтепродукте (далее Измеритель) и провести мероприятия по масштабному внедрению разработанного инновационного продукта на предприятиях страны и за рубежом. Измеритель будет обеспечивать адекватный и перманентный контроль содержания воды в нефтепродукте. С помощью Измерителя можно будет осуществлять интегральный контроль содержания воды в объеме нефтепродукта. Измеритель будет функционировать в жестких условиях эксплуатации. Измеритель можно будет эксплуатировать на всех стадиях использования нефтепродукта: добычи, переработки, транспортировки и утилизации. Измеритель не будет нарушать технологический процесс использования нефтепродукта. Измеритель не будет требовать своего регламентного обслуживания. Измеритель будет иметь конкурентноспособную цену. Потребителями Измерителя являются нефтедобывающие, нефтеперерабатывающие и транспортирующие предприятия. Повсеместное внедрение измерителя на мазутных (и/или производных от мазута) котельных позволит повысить ресурс топливного оборудования, упростить регламентное обслуживание котельных, снизить уровень вредных выбросов и осуществить утилизацию побочных продуктов производств, что в рамках страны даст огромный экономический эффект. Измеритель использует косвенный метод определения содержания воды в нефтепродукте. Работа измерителя основана на измерении параметров микроволнового излучения при его распространении через среду с изменяемой интегральной диэлектрической проницаемостью, которая формируется за счет весового сложения воды (диэлектрическая проницаемость около 80) и нефтепродукта (диэлектрическая проницаемость 2-4). В качестве информационного параметра, используемого в Измерителе, выступает набег фазы микроволнового излучения, что делает Измеритель фазовой радиотехнической системой, обладающей, как известно, наивысшими параметрами

Производитель: ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГЕНЕЗИС-ТАВРИДА"

Другое