Экономика производства альтернативных топлив

Для экономики производства альтернативных моторных топлив определяющими факторами являются следующие:

физико-химические свойства, агрегатное состояние и стоимость исходного сырья;

теоретический термический к. п. д. процесса и его реальная энергетическая эффективность;

жесткость требований к конструкционным материалам, оборудованию и аппаратурному оформлению (определяется условиями процесса — температурой, давлением, наличием коррозии, эрозии и др.);

расход катализаторов, реагентов, энергетических ресурсов, воды;

сложность и Трудоемкость эксплуатационного и ремонтного обслуживания;

район добычи сырья и строительства предприятия по его переработке, что связано с требованиями по созданию инфраструктуры, включая мероприятия по охране окружающей среды.

Проектируемые (расчетные) значения себестоимости, капитальных и трудовых затрат являются, по сути дела, производными всех рассматриваемых факторов, т. е. количественным и качественным суммированием всех технико-эксплуатационных и экологических параметров процессов производства альтернативных топлив, приведенных к единой стоимостной оценке.

Физико-химические характеристики и агрегатное состояние перерабатываемого сырья предопределяют технологию и технико-экономические показатели их получения. На получение моторных топлив из твердых горючих ископаемых — угля, сланцев, битуминозных пород — требуются значительно более высокие затраты, чем на получение их из нефти. При использовании твердого сырья возникает необходимость в дополнительных стадиях подготовки его к переработке (экстракции битума из песка или смолы из сланцев, дроблении, сушке, помоле угля), получении синтетической нефти (термической деструкцией из сланцев и битуминозных песков или жидкофазной гидрогенизацией из углей) с последующим облагораживанием этой нефти или ее дистиллятов. Таким образом, при переработке жидкого и твердого альтернативного сырья широко применяются каталитические гидрогенизационные процессы, протекающие под давлением 10—30 МПа, что обусловливает сложность технологических схем и высокие капитальные и эксплуатационные затраты на получение моторных топлив. Технико-экономические показатели переработки твердых видов сырья с получением синтетической нефти приведены ниже [186]:

Битумные пескн

Сланцы

Уголь (процесс «Н-Со-al»)

Мощность, млн. т в год 5,0

2,5

2,5

Расход водорода, м33 185

281

1092

Капитальные затраты, млн. долл. 2525

2050

2195

на 1 т мощности, долл. 505

820

878

Издержки производства плюс 15% 189 прибыли, долл/м3 н. э.

239

314

Оценка процесса переработки битуминозных песков сделана на основании данных о работе установки "Syncrude” (Канада). Для оценки процесса переработки сланцев рассматривался процесс Tosco-II (при переработке сланцев с содержанием смолы 132 л/т). Оценка процесса переработки угля производилась по показателям процесса прямого ожижения угля ”Н-Соа1”. Принятые в оценках экономические показатели будут характерны, по прогнозу, для условий США в конце 80-х годов.

В работе [187] представлено технико-экономическое сравнение переработки смеси аравийской нефти (65% легких и 35% тяжелых нефтей) с альтернативными видами сырья — тяжелой босканской нефтью и синтетической нефтью, полученной из угля (угольный дистиллят) и сланцев (сланцевая смола). Материальные балансы переработки этих видов сырья приведены в табл. 5.3.

Для обеспечения приведенных в таблице выходов продуктов потребовались специальные процессы переработки. Так, для переработки гудрона аравийской нефти использовали процесс деасфальтизации растворителем с последующим направлением деасфальтизата в смеси с вакуумным газойлем на установку гидрокрекинга. Мазут тяжелой босканской нефти поступал на установку «Ауробон» фирмы ИОР, и продукт этого процесса, выкипающий при >232 °С, подвергался гидрокрекингу. Схема переработки легких дистиллятов была традиционной для нефтеперерабатывающего предприятия.

Продукт процесса ”Н-Соа1” фракционировали последовательно в трех ректификационных колоннах. В первой отбирали фракцию С4—С6 и подвергали ее гидроочистке для удаления азота, серы и насыщения олефинов. Бензиновую и среднюю дистиллятную фракции разделяли во второй колонне, затем бензиновую фракцию этой колонны подвергали двухступенчатой гидроочистке в жестком режиме и последующему риформингу. Часть дистиллятной фракции поступала в третью колонну, верхний погон которой после гидроочистки поступал на компаундирование бензина, а остаток смешивали с неиспользованной частью дистиллята из второй колонны и подавали на гидрокрекинг. ,

Таблица 5.3. Материальный баланс переработки различных видов сырья

[% (масс.) на сырье]

Синтетическая нефть

Продукт

Смесь аравийских нефтей

Босканская нефть

нз угля

нз сланцев

Сжиженный газ

6,97

4,88

3,46

Неэтилированные бензи-

50,42

45,76

54,44

9,20

ны

Реактивное топливо

_

_

_

67,30

Дизельное топливо

4,70

Котельное топливо: № 2

27,57

26,42

31,98

__

№ 6

0,36

Сера

1,98

5,64

0,14

0,60

Итого

87,30

82,70

90,02

81,80

Продукты для завод-

10,63

5,07

6,42

7,15

ских энергетических нужд

Неиспользованные отхо-

2,07

12,23

3,56

11,05

ды и потери

Всего

100,00

100,00

100,00

100,00

Сланцевую смолу обессоливали, обезвоживали и направляли на гидроочистку для стабилизации и удаления мышьяка. Гидроочищенное сырье после деазотирования поступало на гидрокрекинг, где после фракционирования получали тяжелый бензин, который направляли на риформинг, реактивное и дизельное топливо.

Технико-экономическое сопоставление рассматриваемых схем проводили применительно к заводу мощностью 5 млн. т в год. В табл. 5.4 представлены технико-экономические показатели переработки нефтяного и синтетического сырья по полной схеме, включая процессы получения синтетической нефти, ее разделения и облагораживания получаемых продуктов, по данным [186, 187]. В соответствии с ранее выполненными расчетами [61] удельные капитальные вложения на получение синтетической нефти из битуминозных песков Канады определились в 505 долл/м3, а себестоимость переработки — около 246 долл/м3 при расходе водорода 2,8% (масс.) на сырье.

Приведенные данные позволяют проследить зависимость технико-экономических показателей и расхода водорода от физикохимических свойств и агрегатного состояния перерабатываемого сырья. Так, по сравнению с переработкой смеси аравийских нефтей при переработке тяжелых нефтей расход водорода увеличивается в 2,5 раза, удельные капитальные вложения — в 1,5 раза, себестоимость — примерно в 2 раза. При переработке битуминозных нефтей эти показатели увеличиваются в 3,4, 2,25 и 2,5 раза, при переработке горючих сланцев — в 3,2, 4,8 и

Таблица 5.4. Технико-экономические показатели производства товарных продуктов при переработке нефтяного и синтетического сырья*

Показатель

Аравнйская нефть

Босканская

Синтетическая нефть

нефть

нз угля

нз сланцев

Капитальные вложения, млн. долл.

в том числе:

1119,0

1538,0

5244,0

5363,0

иа получение синтетической нефти

4390,0

4100,0

на переработку нефти

1119,0

1538,0

854,0

1263,0

Удельные капитальные вложения, долл/м3 сырья Стоимость 1 м3 нефти, долл.

224,0

308,0

1048,0

1073,0

31,5

57,9

314,0

239,0

Удельные затраты на переработку 1 м3 нефти, долл.

66,7

134,6

53,4

80,5

Общая стоимость переработки 1 м3 сырья в товарную продукцию, долл.

98,2

192,5

367,4

319,5

Расход водорода, % (масс.) на сырье

0,82

2,20

5,45

2,60

* Виды сырья те же, что н в табл. 5.3.

3,3 раза, а при переработке угля — в 6,6, 4,7 и 3,7 раза соответственно. Следует отметить, что точность оценки техникоэкономических показателей производства синтетических топлив составляет, по разным предположениям, от 10 до 20% [186].

Кроме рассмотренных процессов и видов сырья синтетические топлива можно получать на базе синтез-газа. Технико-экономические показатели производства синтетических топлив из синтез-газа (сырье — иллинойский уголь) приведены в табл. 5.5 [186]. Н

Очевидно, переработка альтернативного сырья может конкурировать с переработкой традиционных нефтей при стоимости

Таблица 5.5. Технико-экономические показатели производства синтетических топлив из синтез-газа*

Мощность завода, млн. т в год

Капитальные вложения

Издержки

Продукт

Процесс

полные, МЛН. долл

удельные, долл/т

производства+15%

прибыли, цент/л

Метанол Бензин Бензин и дизельное топливо

«Lurgi»

«Mobil»

SASOL

5,0

2,5

2,25

2650.0

2875.0

3020.0

530,0

1150.0

1342.0

19,8

39,7

51,6

При оценке приведенных показателей необходимо учесть, что на период выполнения расчета стоимость нефтяного бензина составляла 24—26 цент/л, а для замещения 1 л бензина требуется примерно 1,7—2,0'л метанола.

такого сырья ниже стоимости нефти. В работе [188] отмечается рентабельность известных методов переработки угля в синтетические моторные топлива (газификации с получением синтез-газа и последующим синтезом углеводородов по методу Фишера— Тропша или метанола с дальнейшим превращением его в углеводороды по процессу «Mobil», жидкофазного гидроожижения углей и переработкой полученной синтетической нефти) при цене на уголь 30—50 долл/т и цене на нефть 250 300 долл/т. При такой же цене на нефть и цене на газ не выше 2,37 долл/ГДж экономически рентабельной может оказаться переработка природного газа в бензин по процессу «Mobil». Физико-химические свойства сырья и технология его переработки определяют термический к. п. д. процессов получения моторных топлив. Как правило, при использовании менее «благородного» с точки зрения содержания гетероатомных соединений и соотношения С:Н сырья термический к. п.д. процессов получения моторных топлив снижается в связи с увеличением расхода сырья и необходимостью подвода значительных количеств энергии в виде технологического топлива, тепло- и электроэнергии, охлаждающей воды. Другими словами, получение высококачественного энергоносителя из низкокачественного требует значительных затрат энергии на ее концентрирование. В конечном счете эти качественные изменения ведут к росту затрат на производство моторных топлив, причем эти изменения коррелируют между собой. Ниже приведены к. п. д. процессов (%) производства альтернативных топлив из различного сырья как по расчетам авторов, так и по данным [189]:

Бензин:

нефтяной

Метанол:

85—88 из угля 43

из сланцев

63 из природного газа 54

жидкофазной гидроге

52—65 из биомассы 25

низации угля

Этанол из биомассы 35

по процессу Фишера—

37 Природный газ, сжатый до 85—90

Тропша из угля

20 МПа

по процессу «Mobil»

37

из угля

Зная энергетический к. п. д., можно (с определенной условностью) определить стоимость сырьевой составляющей процесса производства топлива. Например, на европейском рынке в начале 1980-х годов стоимость нефти составляла 180 долл/т у. т., а угля — 70—80 долл/т у. т. Приняв к. п. д. процесса жидкофазной гидрогенизации угля для получения моторных топлив равным 0,55, можно рассчитать, что расход угля на получение 1 т у. т. моторных топлив составит около 2,7 т у. т. при общих затратах соответственно 189—216 долл/т у. т. моторных топлив против 1,1 т у. т. расхода нефти (при к. п. д. = 88) и затратах соответственно равных 205 долл/т у. т. моторных топлив. Если учесть эксплуатационные затраты на получение синтетической нефти из угля и ее переработку (см. табл. 5.4), значительно превышающие издержки по переработке обычной нефти, становится очевидной экономическая неэффективность получения синтетических топлив из угля (даже с учетом достаточно высокой технической готовности технологии к внедрению, например в ФРГ). Вместе с тем по мере увеличения разрыва в ценах на нефть и уголь более высокие затраты на получение моторных топлив из угля могут быть компенсированы разностью в стоимости сырьевой составляющей.

С этой целью выполнен экономический анализ условий, обеспечивающих равноэффективное производство моторных топлив из угля и нефти. Технико-экономические показатели производства синтетических жидких топлив из угля принимались по технологии ИГИ при переработке угля Канско-Ачинского бассейна с теплотой сгорания 14,6 ГДж/т. Энергетический к. п. д. производства варьировался в диапазоне 50—60%- В качестве источника получения нефтяных моторных топлив принимался мазут с переработкой его в моторные топлива с использованием современной гидрокаталитической технологии нефтепереработки (схемы ее рассмотрены в главе 2). Энергетический к. п. д. производства моторных топлив из мазута принимался равным 88%• Оценка стоимости нефти, угля, моторных топлив и затрат на их получение осуществлялась по приведенным затратам. На рис. 5.2 показана зависимость затрат на уголь от затрат на нефть при условии равенства приведенных затрат на моторные топлива, получаемые из этих видов сырья. Как видно, минимальные приведенные затраты на нефть, при которых целесообразна организация производства синтетических жидких топлив Из угля, составляют 176 руб/т. Чтобы обеспечить равноэффективные затраты на производство моторных топлив в размере 238 руб/т, приведенные затраты на добычу угля не должны превышать 3 руб/т (при к. п. д. = 55%).

Удельная теплота сгорания 1 т нефти, угля и моторных топлив различна, и на рис. 5.3 показана зависимость затрат на получение моторных топлив от стоимости нефти и угля в расчете на эквивалентное количество энергии — 1 ГДж.

В соответствии с выполненными расчетами приведенные затраты на переработку угля в моторные топлива процессом прямой гидрогенизации примерно в 6 раз выше, чем при получении моторных топлив из мазута (без стоимости сырьевой составляющей). Для компенсации этой разницы стоимость угля (см. рис. 5.2 и 5.3) должна быть намного ниже стоимости нефти. Полученные результаты совпадают с зарубежными данными, согласно которым текущие издержки производства синтетических моторных топлив из угля в 2—3 раза выше затрат на получение моторных топлив из нефти. На конференции ООН по новым и возобновляемым ^источникам энергии (г. Найроби,

Рис. 5.2. Соотношение между приведенными затратами на уголь Зу и нефть 3„ при условии равноэффективной стоимости производства моторных топлив:

Цифры на линиях—приведенные затраты иа производство моторных топлив

Рис. 5.3. Приведенные затраты на получение моторных топлив Зб из нефти 3„ и угля Зу в зависимости от затрат на сырье 1981 г.) сообщалось, что капиталоемкость производства синтетического топлива из угля в 10—14 раз выше по сравнению с традиционной нефтью [187]. В то же время процессы прямого ожижения угля методом гидрогенизации по экономическим показателям превосходят процессы получения моторных топлив из угля по методу Фишера ¦— Тропша и метанола через синтез-газ, получаемый при газификации угля (при пересчете метанола в равный энергетический эквивалент) в 1,5 и 1,1—1,2 раза соответственно. Так, удельные капитальные вложения на заводе SASOL-II на 1 т моторных топлив составляют 1800 долл, (против 1000—1200 долл/т, ожидаемых при гидрогенизации угля), а себестоимость производства — около 450 долл/т (против 360—380 долл/т при гидрогенизации угля).

Газификацией угля с получением синтез-газа, кроме конверсии его в метанол и жидкие углеводороды, можно также получать бензин через метанол по процессу «Mobil» или прямой конверсией синтез-газа получать бензин и водород. Сопоставление технико-экономических показателей этих процессов показало, что при существующем уровне развития технологии по эффективности они уступают жидкофазной гидрогенизации угля [13]. Наряду с традиционно используемыми продуктами переработки природного и нефтяного попутного газов в качестве компонентов бензина (бутанами, газовым бензином) все более широкое применение находит сжиженная пропан-бутановая смесь этих газов как самостоятельное моторное топливо. По ресурсной базе и углеводородному составу природный и попутный газы различны между собой. Попутный газ, добываемый совместно с нефтью, извлекается при сепарации на наземных установках и объем извлеченного газа определяется как произведение газового фактора на объем нефти, добытой за рас-четный период. В свою очередь, газовый фактор — это объем газа, приходящийся на 1 т добытой нефти. Газовый фактор колеблется в очень широком диапазоне в зависимости от состава нефти и горно-геологических условий ее залегания: для нефтяных месторождений СССР — от 30—60 м3/т (месторождения Татарии, Башкирии, некоторые месторождения Западной Сибири и др.) до 400 м3/т и выше (месторождения Чечено-Ингушской АССР, Тенгиз в Казахстане и др.). По сравнению с природным газом нефтяной попутный газ характеризуется более высокой плотностью и большим содержанием жидких углеводородов от Сг и выше. В попутных газах, добываемых в СССР, содержание углеводородов от С2 и выше составляет от 200^ 300 до 600—700 г/м3, в том числе этана — более 90 г/м3. В природном газе содержание таких углеводородов, как правило, 30—100 г/м3 и лишь в высококонденсатных природных газах (число их ограничено)—от 100 до 200 г/м3 и выше. Наличие в попутном газе жидких углеводородов влияет на экономические показатели его переработки. Для природных газов экономический порог рентабельности устанавливается в зависимости от содержания этана, который используют в качестве сырья для установок пиролиза. Считается, что концентрация 3—5% эта-на — минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения этана из газа.

В настоящее время среднее содержание этана в разведанных запасах этансодержащего газа по СССР составляет 4,8%, пропана— 1,72% и бутанов — 0,81% (об.) [190]. Наиболее целесообразно перерабатывать этансодержащие газы с извлечением жидких компонентов на газохимических комплексах мощностью по переработке газа от 10 до 30—40 млрд, м3 в год. В СССР действуют Оренбургский и Астраханский газохимические комплексы. Перспективной считается переработка этансодержащих газов Карачаганакского, Шуртанского, Уренгойского и других газовых и газоконденсатных месторождений страны. При переработке этих газов наряду с этаном можно получать сжиженные газы и вовлекать их в источники сырья для производства моторного топлива, а также для нефтехимических нужд и коммунально-бытового топлива.

Организацию крупномасштабного производства по переработке природного газа следует рассматривать и в другом аспекте. Этан и сжиженные* газы как сырье пиролиза частично заменяют прямогонный бензин, используемый для этих целей. При этом сохраняются ресурсы бензина для получения моторных топлив и сокращаются расходы нефти. В настоящее время за рубежом действуют более 1400 заводов и установок суммарной суточной мощностью по переработке газа около 3 млрд. м3. Только в США на базе природного газа в 1984 г. было произведено 54 млн. т жидких углеводородов, в том числе 5 млн. т этана, 12,7 млн. т сжиженных газов, более 36 млн. т конденсата и газового бензина [190].

При анализе экономических показателей производства сжиженных газов из природного и попутного газов необходимо учитывать размещение газоперерабатывающих заводов (ГПЗ), а также технологию и экономику переработки газа. В связи с высоким содержанием жидких углеводородов в нефтяном попутном газе транспорт его на дальние расстояния затруднителен из-за выпадения конденсата по трассе газопровода. Поэтому такие газы перерабатывают непосредственно на промыслах, как правило, в районе центральных пунктов сбора нефти. Таким образом мощность ГПЗ определяется объемом добычи нефти на близрасположенных нефтяных месторождениях и газовым фактором. По мере выработки нефтяных залежей мощность ГПЗ снижается, а технико-экономические показатели — ухудшаются. Специфические условия привязки ГПЗ к нефтяным месторождениям предопределяют сравнительно небольшую мощность по переработке газа. Даже для крупных ГПЗ она составляет 4—8 млрд, м3 в год, а более типичной является мощность в пределах 250—500 млн. м3, что, с определенной долей условности, эквивалентно 300—600 тыс. т нефти или в 10— 12 раз меньше НПЗ средней мощности.

ГПЗ по переработке нефтяного газа ¦— достаточно энергоемкие предприятия, поскольку газ перед переработкой компримируют с давления 0,2—0,4 МПа на приеме до технологического 3,5—4,0 МПа, охлаждают до —35...—40 °С в процессе низкотемпературной конденсации жидких углеводородов С3—С4, а при выделении этана и до —80 °С. Широкая фракция легких углеводородов, полученная при низкотемпературной конденсации, подвергается затем газофракционированию с получением сжиженных газов С3—С4 и газового бензина.

Таким образом, на технико-экономические показатели переработки нефтяного попутного газа решающее влияние оказывают следующие факторы:

небольшие единичные мощности ГПЗ, что увеличивает удельные капитальные и эксплуатационные затраты на единицу перерабатываемого сырья и получаемой продукции;

достаточно сложная технологическая схема его переработки из-за применения высоких давлений и низких температур для конденсации жидких углеводородов;

географические условия размещения ГПЗ около нефтяных месторождений, основная часть которых находится в районах с суровыми природно-климатическими условиями и недостаточно развитой инфраструктурой, что удорожает стоимость строительства и эксплуатации завода.

Для переработки природного газа можно создавать мощные газоперерабатывающие заводы на транспортных потоках этансодержащих газов, т. е. вблизи газопроводов, или в районах крупных центров газодобычи с единичной мощностью предприятий от 5 до 30—40 млрд, м3 в год. Создание таких предприятий с блоками по переработке газа единичной мощности 5 млрд, м3 в год позволяет снизить удельные капитальные и эксплуатационные затраты на переработку газа. Вместе с тем при отнесении этих затрат на жидкие углеводороды, содержание которых в природном газе по сравнению с попутным в 2—3 и более раз ниже, они будут примерно равны или выше аналогичных затрат на получение жидких углеводородов при переработке нефтяного газа. Важное значение имеет также метод распределения затрат между получаемыми продуктами — сухим газом, этаном и широкой фракцией углеводородов. Приведенные затраты на получение сжиженных газов будут выше аналогичных затрат на получение моторных топлив из мазута в 1,3— 1,5 раза (без стоимости сырьевой составляющей). При оценке сырья — нефти и природного газа — по замыкающим затратам, приведенные затраты на производство бензина составят 160—180 руб/т, а сжиженного газа 150—165 руб/т. Энергетический к. п. д. процессов получения сжиженного газа, по нашей оценке, составляет 60;—65%, т. е. уступает моторным топливам, получаемым из нефти (85—88%).

Природный газ, как уже известно, можно использовать непосредственно в качестве моторного топлива в виде компримированного (сжатого) до 20 МПа газа и сжиженного газа. Для экономической оценки производства сжатого газа необходимо учитывать коэффициент замещения бензина газом, так как стоимостные показатели на производство бензина приводятся в расчете на 1 т, а газа — на 1000 м3. В соответствии с утвержденными линейными нормами расхода топлива на автомобильном транспорте 1 м3 сжатого природного газа равнозначен 1 л бензина.

Исходя из плотности бензина — 740 кг/м3, расход газа в эквиваленте замещаемого бензина будет равен 1,35 м3/кг. Приведенные затраты на 1000 м3 сжатого газа равны 58 руб., в том числе эксплуатационные без стоимости сырья — 38 рубII000 м3, удельные капитальные вложения — 168 рубII000 м3.

С учетом коэффициента замещения бензина, равного 1,35, приведенные затраты на сжатый газ составит 78 руб/т н. э. без стоимости сырья, а с учетдм стоимости природного газа по за мыкающим оценкам, приведенные затраты на получение сжатого газа в бензиновом эквиваленте составят 160—180 руб/т (120—130 рубII000 м3). К-и.д. полезного использования энергии сжатого газа составляет 85%. При существующих оптовых ценах на нефть и газ приведенные''затраты на 1000 м3 сжатого газа превышают цену производства, т. е. приведенные затраты, бензина А-76 на 15—20%, а с учетом коэффициента замещения—примерно в 1,6 раза. С увеличением стоимости нефти, как это следует из расчета, приведенные затраты на производство сжатого газа будут примерно равны аналогичным затратам на бензин, получаемый при глубокой переработке нефти. Окончательную оценку эффективности использования газовых топлив можно дать с учетом затрат на их применение, так как специфика газомоторных топлив требует дооборудования автомобиля и соответствующего развития системы распределения этих топлив.

Использование природного газа вместо угля при реализации процессов газификации с получением синтез-газа позволит снизить капитальные вложения, по имеющимся оценкам, примерно на 30% за счет отказа от таких технологических операций, как помол, сушка угля и др. Тем не менее приведенные затраты на производство жидких углеводородов в этих процессах будут достаточно велики. Так, приведенные затраты на получение метанола при принятых в расчетах замыкающих затратах на природный газ составят 150—160 руб/т, бензин процесса «Mobil» — около 370—380 руб/т. При оценке эффективности использования метанола необходимо иметь в виду, что теплота его сгорания ниже теплоты сгорания бензина более чем в 2 раза, а энергетический к. п. д. производства составляет ^54%.

Таким образом, при использовании легкого углеводородного сырья — природного и нефтяного попутного газов — для производства моторных топлив лучшими экономическими показателями обладают сжиженный пропан-бутан, получаемый при переработке газа традиционными методами, и сжатый природный газ.

Возможности использования газового сырья для производства моторных топлив или его высокооктановых компонентов не исчерпываются рассмотренными выше способами. За рубежом исследования направлены на синтез высокооктановых добавок и спиртов, на непосредственное получение моторных топлив из разнообразных видов газового сырья, в том числе вторичного (в частности, олефинов С2—С5, получаемых в процессах переработки нефти). Широкое распространение за последние годы получило производство грег-бутил метилового эфира этерификацией изобутена с метанолом. Однако ограниченность ресурсов изобутена, поступающего на производство грег-бутилметилового эфира с установок каталитического крекинга и пиролиза бен зина, и рост спроса на высокооктановые добавки в связи с переходом на производство неэтилированных бензинов, вызвали интерес к возможности использования н-бутана для этих целей.

Рассмотрим получение грег-бутилметилового эфира из н-бутана с использованием следующих процессов: изомеризации н-бутана, дегидрирования изобутана, синтеза метанола из природного газа и этерификации изобутена с метанолом [191]. Технико-экономические показатели процесса таковы:

Мощность по трет-бутил метиловому

475

эфиру, тыс. т

Себестоимость, долл/т

348,7

Удельные капитальные вложения,

522

долл/т

Энергетический к. п. д., %

60—57

В ряде стран ведутся работы по получению спиртов из различных видов сырья, хотя ряд опубликованных данных свидетельствует об их низкой конкурентной способности. Так, сообщается [192], что при стоимости бензина 3,8 долл/МДж стоимость метанола и этанола составляет 7,6 и 16 долл/МДж соответственно, т. е. в 2 и 4 раза выше стоимости бензина. По расчетам фирмы ENI (Италия), затраты на получение этанола из зерновых культур в условиях Западной Европы составляют 1030 лир/кг, а на грег-бутилметиловый эфир — 400 лир/кг [193].

В настоящее время 93% промышленного этанола получают гидратацией этилена. Путем ферментации всех сельскохозяйственных продуктов, производимых в США, можно получить этанол в количестве, эквивалентном 15% потребности в бензине, а за счет всего годового приращения лесной биомассы в США, равного 329 млн. м3 древесины, можно получить метанол в объеме 14% потребления бензина в США [194]. Здесь же отмечается, что при производстве этанола из зерна расходуется в два раза больше энергии, чем ее содержится в получаемом продукте. С этой точки зрения определенный интерес вызывает получение этанола из различных сельскохозяйственных культур (числитель — выход из 1 т сырья, знаменатель — с 1 га):

Урожайность,

Выход

Урожайность,

Выход

т/га

спирта, л.

т/га

спирта, л

Сахарный

56,40

70/3923

Пшеница

1,78

340/605

тростник

Кукуруза

3,27

360II175

Маниока

8,70

180II575

Ячмень

1,76

250/445

Сахарная

30,21

110/3323

Картофель

15,50

110II705

свекла

Рис

2,67

430II127

Меласса

245/—

В энергетическом

эквиваленте выход

спирта из

сахарного

тростника составляет около 82 ГДж с га площади, что примерно равно количеству энергии, содержащейся в 1,8 т бензина. В Бразилии широкое распространение получила программа «Этанол», по которой в 1984—1985 гг. выработали из 89,5 млн. т сахарного тростника 9,5 Млрд, л этанола. Капитальные вложения в эту программу за 1975—1984 гг. составили 4,5 млрд, долл (удельные капитальные вложения на 1 т спирта — около 490 долл.). Стоимость 1 л этанола составила 22,7 цента, или 38,6 цента в бензиновом эквиваленте, при цене бензина 37,8 цент/л [195].

Фирмами «Hamfry and Glasgow ltd», «Monsanto» и BASF разработан процесс синтеза этанола из природного газа в несколько стадий: паровая конверсия природного газа в синтез-газ, газоразделение и получение метанола из синтез-газа, получение уксусной кислоты из СО и метанола, получение этанола гидрированием уксусной кислоты и обезвоживание этанола [196]. Для получения 2000 т/сут этанола расходуется 2,9 тыс. м3 газа; полный энергетический к. п. д. процесса составляет 50%, удельные капитальные вложения — 586 долл/т этанола. При цене природного газа 0,95 долл/ГДж (что представляется заниженным, так как в других аналогичных расчетах цена газа принимается равной 4,5 долл/ГДж), себестоимость этанола составляла 17,2—23,8 цент/л, или 300—383 долл/т. При пересчете на цену газа в 4,5 долл/ГДж себестоимость спирта, по нашей оценке, составит 32,9 цент/л, или 411 долл/т.

Как уже отмечалось, основной недостаток смесевых нефтяных топлив с метанолом — расслоение топливной смеси в присутствии следов воды и образование паровых пробок. Поэтому в них добавляют высшие спирты — С4 и выше. Однако они дороги, и во Французском институте нефти (ФИН) разработан процесс получения из синтез-газа смеси метанола с более тяжелыми спиртами. Эту смесь используют в качестве высокооктановой добавки к бензину [197]. Условия получения спиртов Ci—С6 из синтез-газа на оксиднометаллических катализаторах следующие:

Основа катализатора

t, °С

р, МПа

W, 103 ч-1

с спирта' % (масс.)

Сг—Zn—К

370—420

20—28

5—10

10—20

Си—Zn—К(+А1, Сг)

350—400

10-15

3—8

20—30

Си—Со

270—320

6—10

3—6

35—50

Изменяя состав катализатора, можно изменять и выход спиртов С2 и выше в пределах от 10 до 50%. Процесс осуществляется при отношении Н2: СО, равном 2,0—2,5. Технико-экономические показатели процессов получения метанола и смеси высших спиртов приведены ниже.

Метанол

Спирты

Ci-Cs*

Мощность установки по продукту, тыс. т

600

600

В год

Капитальные вложения, млн. долл.

164

298

в том числе:

на установку

121

220

в общезаводское хозяйство

43

78

* Содержание метанола в смеси 70% (масс.).

** При цене природного газа 4,5 долл/ГДж.

Смесь спиртов можно использовать в качестве компонента премиального бензина при объемной доле до 8%. Расслоение бензина не происходит при массовой концентрации воды до 0,1% и при температуре до —20 °С.

Интересный процесс получения бензина и средних дистиллятов из легких олефинов разработан фирмой «Mobil» [198]. Процесс, названный МОГД, основан на использовании синтетических цеолитов ZSM-5 и предназначен главным образом для переработки пропилена или бутенов. Выход средних дистилля-

тов и бензина различен:

За проход

С рециркуляцией бензина

Для бензинового варианта

Сй—С3, % (масс.)

2

2

4,5

С4

4

2

5,0

Бензин н. к. — 166 °С

29

12

Средние дистилляты (>166°С)

65

84

Бензин н. к. — 204 °С

84,0

Средние дистилляты (>204°С)

6,5

Отношение бензин/дистилляты

0,45

0,14

12,0

При переработке в этом процессе пропан-пропиленовой и бутан-бутеновой фракций каталитического крекинга общий выход жидких моторных топлив на сырье может достигать 75— 80% (масс.). Характеристика получаемых в процессе МОГД продуктов такова: октановое число бензина 92 (исследовательский метод) и 79 (моторный метод); цетановое число дизельного топлива после гидроочистки~52, а температура застывания ¦—51 °С и бромное число 4; реактивное топливо имеет высокую термическую стабильность и по качеству удовлетворяет или превосходит требования стандартов, предъявляемые ко всем гражданским и военным реактивным топливам США.

Перспективным топливом для двигателей внутреннего сгорания является водород, преимущества и недостатки которого как моторного топлива рассмотрены в главе 4. В настоящее время водород в основном используют в процессах нефтепереработки и нефтехимии, и его потребление непрерывно растет. Главными источниками сырья для производства водорода служат углеводороды: на долю паровой конверсии приходится 68%, других углеводородов (сжиженных газов, бензина)—24%, парокислородной газификации нефтяных остатков и угля — 6% и прочих способов — 2% мирового производства водорода. Экономические

Удельные капитальные вложения, долл/т 273,3

496

Себестоимость, долл/т** 180,3

304

Минимальная продажная цена, гарантирую- 223 щая необходимую прибыль, долл/т

Теплота сгорания, ГДж/м3 15,86

400

17,94

показатели процессов получения водорода из различных видов сырья во многом определяются энергетическими к. п. д. [59]. Суммарный расход сырья, топлива и других подведенных энергоносителей на 1 т получаемого водорода составляет (в т н. э.):

Расход, т н. э.

К. П. Д„ %'

Паровая конверсия:

природного газа при 2 МПа

3,75—3,90

74—71

прямогонного бензина при 2 МПа

4,0—4,1

72—68

Парокислородная газификация нефтяных остатков под давлени

4,6—5,9

60—41

ем

Газификация бурого угля под

5,6—8,1

51—34

давлением

Перспективен электролиз воды для получения водорода, но при наличии дешевой электроэнергии. Этим способом производят некоторое количество водорода в Норвегии и АРЕ, ведутся работы во Франции по получению водорода различными методами с использованием дешевой электроэнергии АЭС в ночное время. Тем не менее паровая конверсия природного газа остается самым дешевым способом получения водорода. Выполненные в США расчеты с учетом перспективных оценок в изменении стоимости углеводородного сырья показали, что к 2000 г. себестоимость получения водорода составит: при паровой конверсии природного газа — 830 долл/т, при газификации нефтяных остатков — 2218 долл/т, при газификации угля — 1080 долл/т, при электролизе воды с использованием энергии АЭС (к. п. д. = 27%) — 1427—1732 долл/т.

Как уже отмечалось, для некоторых стран с благоприятными природно-климатическими условиями, энергетические ресурсы могут быть пополнены энергией биомассы. По различным оценкам, в мире ежегодно образуется около 4,2 млрд, т сельскохозяйственных отходов, а в высокоразвитых странах в пересчете на душу населения — от 0,4 до 1,0 т различных бытовых отходов. Существующая в настоящее время технология переработки биомассы — пиролиз, газификация, сжижение, анаэробная ферментация и т. п. — позволяет получать из нее: топливный газ и жидкие продукты различной калорийности, метанол, этанол, высокоэффективные удобрения. С точки зрения рассматриваемой в этом разделе проблемы, наибольший интерес из продуктов переработки биомассы представляют метанол и этанол (выше рассматривался возможный выход этанола из различных сельскохозяйственных культур). При использовании древесины можно получить 25—30% метанола и 15—20% этанола (в расчете на сухую древесину). В работе [194] отмечается, что энергия спирта, полученного из биомассы, вдвое превышает ее расход на выращивание сельскохозяйственных культур, а в работе

[199] сообщается, что при производстве этанола из древесины потребляется столько же энергии, сколько ее получают в виде спирта. Энергетический к. п. д. этанола из сахарного тростника может достигать 60%, т. е. для стран, расположенных в тропическом поясе, этанол и метанол, получаемые из биомассы, являются перспективными заменителями нефтяных топлив [200].

На основе обобщения рассмотренных в настоящем разделе технико-экономических показателей производства альтернативных моторных топлив из различных видов сырья, ниже приведена стоимость их получения в расчете на 1 л и 1 ГДж, что. позволяет привести различные по теплоте сгорания топлива к единому энергетическому эквиваленту. В связи с тем, что при использовании многих альтернативных топлив требуется модификация автомобиля, рассмотренные топлива разделены на две группы: первая — без модификации автомобиля, и вторая — с модификацией автомобиля:

долл/ГДж

долл/л

Топлива I группы, получаемые из

5,20

0,18

нефти при ее стоимости 120 долл/т

то же, 203 долл/т

8,90

0,31

» 280 долл/т

12,20

0,43

синтетической «сланцевой» нефти при ее стоимости 234—280 долл/т

11,90—15,40

18,87

0,41—0,54

0,59

синтетической «угольной» нефти процесса «Н-Соа1» при ее стоимости 338 долл/т

Топлива II группы при использовании в чистом виде:

5,20-5,40

0,12—0,14

пропан-бутан из природного газа*

метанол:

из природного газа*

13,80

0,22

из угля

12,50-16,70

0,20—0,27

из биомассы**

9,70—19,80

0,17—0,34

этанол:

из природного газа (процесс «ЕпзоЬ)*

15,30

0,33

из биомассы**

10,10—16,90

0,24—0,40*

смесь спиртов С1—С6 из природного га-

22,12

0,40

водород:

6,93

из природного газа*

*—

из угля

9,02

электролизный с использованием энергии

12—15

АЭС

* Стоимость природного газа — 4,5 долл/ГДж.

** Нижияя граница дана применительно к условиям производства в странах тропического пояса (Бразилия, ЮАР и др.).

Как следует из выполненных расчетов, приоритетность в ранжировании эффективности производства альтернативных топлив существенно зависит от стоимости нефти. Очевидно, при стоимости нефти от 120 до 203 долл/т наиболее близкими к стоимости нефтяных моторных топлив будут пропан-бутан,, а также метанол и этанол, получаемые из биомассы в тропиче ских и субтропических странах. При повышении цены на нефть до 280 долл/т эффективным может оказаться применение «сланцевой» нефти (для условий США) при затратах на ее получение не выше 234 долл/т. Производство метанола, этанола и смеси спиртов независимо от вида используемого сырья, а также получение моторных топлив из угля эффективным будет при цене нефти выше 280 долл/т. Необходимо иметь в виду, что техникоэкономические показатели производства тех альтернативных топлив, для которых требуется модификация автомобиля, не в полной мере отражают эффективность их использования. Они не учитывают затрат на дооборудование автомобиля и создание распределительной системы топливоснабжения. То же в полной мере относится и к водороду. Может показаться несколько неожиданным, что при стоимости водорода, превышающей стоимость самых дорогих альтернативных топлив на единицу массы (1 т) в 2—4 раза, стоимость его в расчете на эквивалентное количество энергии (ГДж) оказалась наиболее близкой к стоимости 1 ГДж нефтяных моторных топлив. Однако не следует забывать, что по концентрации энергии на единицу массы (119,7 ГДж/т) водород превосходит моторные топлива из нефти (43 ГДж/т) почти в 2,8 раза, а спирты — в 5—6 раз. Вместе с тем газообразный водород обладает чрезвычайно низкой энергоплотностью на единицу объема (ниже чем у бензина почти в 3000 раз). Поэтому, несмотря на уникальные эксплуатационные свойства водорода, использование его в качестве моторного топлива требует весьма значительных затрат и носит проблематичный характер даже на достаточно длительную перспективу.

С учетом ранее выполненных расчетов [61], а также перспективных оценок на добычу различных видов сырья и затрат на его переработку, в табл. 5.6 приведены технико-экономические показатели производства альтернативных моторных топлив применительно к условиям нашей страны. Расчеты носят ориентировочный характер с допущением, что неопределенность исходной информации учтена разбросом значений в пределах 10— 25%. Показатели производства альтернативных моторных топлив, отличных по теплоте сгорания от нефтяного бензина,— метанола, сжатого и сжиженного газов — приведены в нефтяном эквиваленте. По данным табл. 5.6 четко прослеживается связь двух факторов. При переработке сырья, качество которого ниже качества нефти, энергетический к. п. д. процессов получения топлив снижается, а приведенные затраты возрастают. При переработке более высококачественного сырья доля сырьевой составляющей в общей структуре затрат возрастает, а доля затрат на переработку снижается. Этим объясняется, с одной стороны, более высокий уровень затрат на добычу более высококачественного сырья — нефти, газа, а с другой, — меньший уровень

Таблица 5.6. Техиико-экоиомические показатели производства моторных топлив из различных видов сырья

Энергетиче-

Изменение приведенных затрат иа

Приведенные затраты, %

Сырье и топливо

получения топлив, %

производство топлива по отношению к нефтяному, %

на сырье

на переработку

Обычная нефть

88—90

100

70—85

30—15

Тяжелая и битуминозные нефти

80—85

120—150

40—50

60—50

Горючие сланцы

60—65

130—150

15—20

85—8Ц

Сжиженный пропан-бутан

78—75

85—90

60—65

40—35

Компримированный природный газ при 20 МПа Метанол

83—85

100

55—60

45—4а

из природного газа

54

230—250

25—30

75—7а

из угля

Синтетические жидкие топлива из угля:

гидрогенизация при

43

270—330

10—15

90—85

10—30 МПа

52—56

240—300

15—25

85—/5

процесс Фишера — Тропша

37

370-450

10—12

90—88

затрат на производство и облагораживание моторных топлив из этого сырья. При сопоставлении приведенных затрат на производство альтернативных и нефтяных моторных топлив по данным табл. 5.6 с аналогичными зарубежными данными, приведенными выше, видно, что общий порядок соотношения затрат и ранжирования эффективности производства по стоимостным показателям достаточно близок. Меньшие затраты на производство, наряду с нефтяными моторными топливами, приходятся на сжиженные нефтяные газы, затем на компримированный природный газ, метанол из природного газа и т. д. Общая же оценка эффективности применения этих топлив должна быть дана с учетом технико-экономических показателей их использования на транспорте.

Определение эффективности производства и применения альтернативных топлив | Моторные топлива из альтернативных сырьевых ресурсов | Экономика и перспективы применения альтернативных топлив