1598005355-8175385b9c8404424807f40ff9c50b0a (811200), страница 52
Текст из файла (страница 52)
и. 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 рнс. 5.2 показана зависимость затрат на уголь от затрат на нефть прн 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 нз 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 н моторных топлив различна, и на рнс. 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 виже стоимости нефти. Полученные результаты совпадают с зарубежными даннымн, согласно которым текущие издержки производства синтетических моторных топлив из угля в 2 — 3 раза выше затрат на получение моторных топлив нз нефти. На конференции ООН по новым и возобновляемым 'источникам энергии (г. Найроби, 215 зв, руб/т 76 ду, руб//4л< зз, руб/гдм /,02 7з74 0,6г 774 0,6! 676 0,4/О 6,<6 676 д ~"'дуб/~г 4762~6;67 606 646 з„руб/гб Рис. 6.2. Соотношение между принеденными затратами на уголь З„и нефть 3, при условии равнозффентивной стоимости производства моторных топлив: Цифры нв лианах — привадаииыв затраты па производство позорных топлив Рис 6.3. Приведенные затраты на получение моторных топлив За из нефти 3.
н угля Зт в зависимости от затрат на сырье 2!б 1981 г.) сообщалось, что капиталоемкость производства синтетического топлива из угля в 10 — 14 раз выше по сравнению с традиционной нефтью 11871. 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 синтезгаз, получаемый при газификации угля (при пересчете метанола в равный энергетический эквивалент) в 1,5 и 1,1 — 1,2 раза соответственно.
Так, удельные капитальные вложении на заводе 5АЗОГ.-П 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 «МоЬ!1» 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 жидкофазпой гидрогенизации угля [131.
Наряду с традиционно используемыми продуктами переработки природного и нефтяного попутного газов в качестве компонентов бензина (бутанами, газовым бензином) все более широкое применение находит сжиженпая пропаи-бутановая смесь этих газов как самостоятельное моторное топливо.
Г1о 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 расчетный 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 м'/т (месторождения Татарии, Башкирии, некоторые месторождения Западной Сибири и др.) до 400 м'/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 болыпим содержанием жидких углеводородов от Сз и выше.
В попутных газах, добываемых в СССР, содержание углеводородов от Сз и выше составляет от 200— 300 до 600 — 700 г/м', в том числе этапа — более 90 г/м'. В природном газе содержание таких углеводородов, как правило, 30 — 100 г/м' и лишь в высококопденсатных природных газах (число их ограничено) — от 100 до 200 г/м' 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 этапа, который используют в качестве сырья для установок пиролиза.
Считается, что концентрация 3 — бо/з эта, на — минимально рентабельная при современном технологическом уровне извлечения этана из газа. В настоящее время среднее содержание этапа в разведанных запасах этансодержащего газа по СССР составляет 4,8%, пропана — 1,72% и бутапов — 0,81% (об.) (190!. Наиболее целе. сообразно перерабатывать этансодержащие газы с извлечением жидких компонентов на газохимических комплексах мощностью по переработке газа от 10 до 30 — 40 млрд. м' в год. В СССР действуют Оренбургский и Астраханский газохимические комплексы.
Перспективной считается переработка этансодержащих газов Карачаганакского, Шуртанского, Уренгойского н других газовых и газоконденсатных месторождений страны. При переработке этих газов наряду с этапом 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 сжиженныеагазы как сырье пиролиза частично 217 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. м'.
Только в США на базе природного газа в 1984 г. было произведено 54 млн. т жидких углеводородов, в том числе 5 млн. т этапа, 12,7 мли. т сжиженных газов, более 36 млн. т конденсата и газового бензина 11901. 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. м' в год, а более типичной является мощность в пределах 250 — 500 млн.
м', 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 низко- температурной конденсации жидких углеводородов Са — С4, а при выделении этапа и до — 80'С.
Широкая фракция легких углеводородов, полученная при низкотемпературной конденсации, подвергается затем газофракционированию с получением сжиженных газов Сз — Ся 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; 218 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.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
