Финансовая оценка производства метанола в Дальневосточном регионе на базе инноваторских технологий переработки угольных минеральных ресурсов МОКРИЕНКО Павел Валерьевич Дальневосточный муниципальный технический институт Перспектива развития добычи и роль угля в топливноэнергетическом балансе Далекого Востока предназначают необходимость поиска новых технологических решений, содействующих увеличению конкурентоспособности угольной продукции. При всем этом технологические решения должны комплексно обеспечивать наибольшее внедрение природного потенциала при наименьшем воздействии на окружающую среду в границах нормативных требований, также наименьшем потреблении денежных, вещественных и трудовых ресурсов [1].
В текущее время учеными и практиками разработаны технологии по использованию угольного сырья для переработки его в искусственные водянистые горючего. Посреди технологий крупномасштабного производства разных видов искусственного водянистого горючего одной из более многообещающих является разработка газификации угля с следующим синтезом метанола (СНзОН).
В базе этого процесса, заключающегося во содействии угля с кислородом, воздухом, водяным паром либо консистенцией этих веществ, лежит реакция неполного окисления начального органического продукта.
В текущее время промышленный синтез метанола — один из отработанных гетерогенно-каталитических процессов: довольно селективный, высокопроизводительный, непрерывный и технологичный. Современная разработка позволяет создавать узкую чистку синтез-газа, получаемого из угля, что экономически оправдывает внедрение медьсодержащих метанольных катализаторов. Единичная мощность агрегатов доведена до 2000 т/сут., т. е. до 0,7-0,8 млн т в год [2].
Намеченная цель экономической оценки производства метанола в Дальневосточном регионе решалась применительно к бурым углям Павловского и Бикинского месторождений Приморского края и бурым углям Сахалинской области.
Принятые для рассмотрения угли Приморского края имеют относительно низкую теплоту сгорания, которая соответственно приравнивается 11 и 10,8 МДж/кг. Угли Сахалинских месторождений имеют более высшую теплотворную способность — 18,2 МДж/кг (4343,7 ккал/кг) и по существу являются переходными от бурых углей к каменным, потому в их выше и содержание углерода по сопоставлению с бурыми углями Приморского края [3].
Для решения намеченной цели предусмотрены более многообещающие решения на реальный момент по технологическому оформлению применяемых в ней процессов.
Газификация происходит в газогенераторах с кипящим слоем на паровоздушном дутье под давлением до 2 МПа [4]. Таковой газогенератор является аналогом довольно исследованного и реализованного в промышленных масштабах газогенератора Winkler. Способ Winkler очень эффективен и довольно обширно всераспространен в текущее время, метод имеет значительные плюсы: возможность непрерывной подачи горючего в газогенератор; насыщенная теплопередача и не плохое смешивание, обеспечивающее изотермический режим в обскурантистской зоне; простота регулирования температуры и высочайшая производительность аппарата. Более желательными топливами для газификации по этому способу являются бурые и реакционноспособные каменные угли, буроугольный кокс либо полукокс????? Таковой газогенератор по способу Winkler был разработан в Институте горючих ископаемых [2]. Техно возможность переработки углей по таковой технологии доказана долговременной работой опытно-промышленной установки (см. набросок), построенной при Столичном коксогазовом заводе (г. Видное), главные характеристики которой приведены в табл. 2 [6].
Технологическая схема производства газа имеет последующие стадии:
— начальный уголь со склада после подготовительного отсеивания от него фракций 0-10 мм подается на молотилку и грохот, а потом — сушку;
— подсушенный до 10 % влажности уголь через бункер и разгрузочное устройство поступает на газификацию, куда сразу подается подогретая до 400-500 °С паровоздушная смесь;
— выходящий из газогенератора жаркий газ (температура 900-1000 °С) поступает в систему аппаратов для чистки от механических примесей;
— очищенный газ поступает на высокотемпературную чистку от сернистых соединений, после этого передается потребителю????? Лучшая технологическая схема синтеза метанола выбрана в итоге подготовительных исследовательских работ разных технологических решений в работах ИСЭМ СО РАН им. Л. А. Менделеева [2]. Поступающий синтез-газ дожимается в компрессоре синтез-газа, догревается в регенеративном теплообменнике и поступает на вход реакторов, где происходит процесс каталитического синтеза метилового спирта на медьсодержащем катализаторе СНМ-1. Газ после реакторов охлаждается в расположенных по ходу газа теплообменни ках: регенеративном и конденсаторе метанола-сырца. В последнем газ охлаждается до данной температуры, при всем этом большая часть метанола и водяных паров конденсируется. Эта жидкость (метанол-сырец) отделяется от газа в сепараторе и выводится из установки.
При выполнении расчетов были учтены советы разработчиков процесса в части конструктивного его дизайна, которые считают, что промышленное предприятие по производству газа (самостоятельный газовый завод) будет представлять собой набор технологических линий, имеющих в собственном составе по одному генератору. В данном случае производственная мощность каждой полосы должна соответствовать единичной производительности основного агрегата-генератора, которая составляет 60 т/ч (либо 423 000 т в год) по подсушенному углю. В данном случае расход угля и выход газа при наличии одной технологической полосы на заводе, работающей 7200 ч в год, будут характеризоваться величинами, представленными в табл. 3 [6].
На базе начальных данных, представленных в табл. 2, согласно разработанной экономико-математической модели и выполненным расчетам экономической и вкладывательной эффективности, получены последующие главные характеристики (см. табл. 3). В итоге переработки схожего объема 1,296 млн т бурого угля Приморского края и Сахалинской области, что соответствует 486 тыс. т у. т.
угля Бикинского месторождения, 477 тыс. т у.
т. угля Павловского месторождения и 805 тыс.
т у. т. углей Сахалинской области может быть получить 1,025 миллиардов м3; 1,006 миллиардов м3 и 1,696 миллиардов м3 синтетического газа соответственно по каждому месторождению. В итоге предстоящего синтеза может быть произвести около 330 тыс. т метанола из углей Приморского края и 549 тыс. т метанола из углей Сахалинской области, что связано с их более наилучшими средними показателями свойства.
Себестоимость приобретенного таким способом метанола составляет около 6200 руб/т для критерий переработки углей Павловского и Бикинского месторождений Приморского края и 5350 руб. за 1 т, приобретенного из углей Сахалинской области. Необходимо подчеркнуть, что приобретенный показатель себестоимости является экономически применимым, если сравнить его с текущими ценами на метанол (например, цены производителей метанола в Рф по состоянию на 12 февраля 2007 г.
составляли в районе 10 500 руб. /т, а на мировом цены колебались выше 400 дол. за 1 т) [8].
Сравнивая вкладывательные проекты по вышеуказанным ранее аспектам, можно прийти к выводу, что переработка угля Сахалинской области в метанол способом газификации является экономически более прибыльной и финансово симпатичным мероприятием. NPV=9,2 миллиардов руб. Срок окупаемости — чуток более 4 лет, а внутренняя норма доходности (IRR) составляет 23 %. Технико-экономические характеристики 2-ух проектов переработки бикинских и павловских бурых углей Приморского края в метанол значительно уступают сахалинским, а меж собой различаются некординально, но согласно приведенным аспектам все таки числятся инвестиционно симпатичными.
Соответственно характеристики производства метанола из углей Бикинского месторождения: NPV=2,95 миллиардов руб, IRR = 17,8 %, срок окупаемости — 6,7 лет; из углей Павловского месторождения:
NPV=2,7 миллиардов руб, IRR = 17,3 %, срок окупаемости — 7,1 лет.
Перечень литературы 1. Стратегия развития топливно-энергетического потенциала Дальневосточного экономического района до 2020 г. /РАН.
Дальневост. отд-ние; Авдейко Г. П., Жуков А. В., Подолян В. И. и др. — Владивосток: Дальнаука, 2001. — 112 с.
2. Тюрина Э. А. Всеохватывающие исследования технологий получения ИЖТ и электроэнергии из твердого и газообразного горючего/ Центр информ. технологий РГБ. М.: Рос. гос. б-ка, 2003.
— http://www. rsl. ru.
3. Жуков А В. Воздействие высококачественных черт минерального сырья на выбор технологий переработки угля для производства синтетического жикого и газообразного горючего//Труды ДВГТУ. 2006. Вып. 143. С. 243-249.
4. Потапенко Е. Ю. Экономическое обоснование направлений производства водянистого горючего и хим товаров из углей / Центр информ. технологий РГБ. М.: Рос. гос. б-ка, 2006. — http://
www. rsl. ru.
5. Печуро Н. С., Капкин В. Д., Песин О. Ю. Химия и разработка синтетического водянистого горючего и газа — М.: Химия, 1986. — 352 с.
6. Потапенко И. О. Экономическое обоснование направлений производства и использования экологически незапятнанного энергетического горючего из углей/ Центр информ. технологий РГБ. М.: Рос.
гос. б-ка, 2003. — http://www. rsl. ru.
7. Сизоненко А. С. Методологические базы совершенствования управления газовой индустрией в современных критериях хозяйствования. — Волгоград: Издательство ВолГУ, 2001. 244 с.
8. Обзор рынка метанола. — М.: RCC, 2006-2007. www. rccgroup.
ru; www. kortes. com