| Каталог статей | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Каренов Р.С. Посткризисная активизация угольного рынка КазахстанаЗначение угольной отрасли для топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Республики Казахстан (РК) и энергетической безопасности страны трудно переоценить. Несмотря на то, что в период мирового финансового кризиса в республике имело место снижение добычи угля на фоне сокращения его потребления электростанциями Казахстана и России, уже со второго полугодия 2009 г. объемы добычи стабилизировались, а впоследствии росли от месяца к месяцу. Это в конечном итоге позволило снизить темпы падения угледобычи.Согласно данным статистики, опубликованном в журнале «Горно-металлургическая промышленность», в 2009 г. объем добычи угля в Казахстане составил 100, 8 млн. т. Это составило 90% по отношению к результатам 2008 г., когда казахстанские предприятия добыли 111 млн. т угля. Отметку в 100 млн. т добычи угля Казахстан превысил и в 2010 г., на протяжении которого угольная промышленность также демонстрировала рост. На сегодняшний день суммарный объем инвестиций в отрасль достиг 579, 1 млн. долларов США, причем около 12,8 млн. долларов, или около 1% от этой суммы, по данным Республиканской ассоциации горнодобывающих и горно-металлургических предприятий (АГМП), пришлось на проведение геологоразведочных работ. Среди казахстанских компаний угольной отрасли наиболее крупным инвестором, по данным на начало 2010 г. стал «Арселор Миттал Темиртау» с долей в 41%, «Евроазиатская энергетическая корпорация» (20%), «Богатырь Комир» (13%); по 5% приходится на долю ТОО «Ангренсор», корпорации «Казахмыс» и АО «Шубарколь комир» [1]. В последнее время рост добычи угля обеспечивался как благодаря стабилизации деятельности отечественных предприятий, так и за счет увеличения потребления угля электростанциями Казахстана. Так, в 2010 г. только на Экибастузскую ГРЭС – 1 было поставлено 5 млн. 600 тыс. т угля, что на 966 тыс. т больше, чем в 2009 г. По свидетельству данных таможенной статистики, Российская Федерация была и остается одним из основных потребителей казахстанского каменного угля. Например, на долю России сейчас приходится около 90% казахстанского угольного экспорта. Создание Таможенного союза (входят Россия, Казахстан и Беларусь) открывает для отечественной угольной индустрии еще более широкие перспективы. В условиях крупных объемов добычи угля в Казахстане рациональное использование углей предоставляет собой важную народнохозяйственную задачу. Она предусматривает не только основные традиционные направления, собственно топливное и коксохимическое, но и достаточно широкий диапазон так называемых нетопливных видов их потребления (рис. 1). При этом справедливо считается, что эффективность и рентабельность последних может быть достигнута только при комплексной переработке исходных углей и связанных с ними минеральных компонентов. Еще одним значимым видом рационального использования углей является экономное расходование получаемой на их основе энергии, переход на менее энергоемкие процессы производства. Проблема рационального использования углей особо актуальна в отношении месторождений мощных пластов, пригодных для открытой разработки, поскольку это первоочередные объекты добычи в крупных размерах, дающие наиболее дешевые угли и обладающие сравнительно ограниченными запасами. Безусловно, диапазон свойств и пригодности углей мощных пластов неодинаков. Это касается степени углефикации (бурые мягкие и твердые, каменные, антрациты), количества минеральных компонентов (мало-, средне-, высокозольные), сернистости, коксуемости, обогатимости, выхода смол, содержания редких элементов и др. Отсюда многовариантность схем рационального использования углей таких месторождений, начиная от прямого сжигания до сложных процессов предварительной переработки с получением широкого диапазона конечных продуктов разнообразного назначения.
Рисунок 1 – Схема основных направлений переработки и использования органической части углей (Примечание – данные работы [2])
Повышение интереса к получению из углей газообразного и жидкого топлива
На сегодняшний день как за рубежом, так и в нашей стране наиболее перспективным направлением переработки и использования органической части углей представляются реальные возможности получения из них газообразного и жидкого топлива [3 - 7]. Появление в 50 – 60-е годы XX столетия на мировой энергетической арене большого количества сравнительно дешевой нефти, а затем природного газа существенно изменили положение. Производство искусственного топлива стало малорентабельным и к началу 70-х годов в значительной степени сократилось. Снизилась и интенсивность исследований в области переработки углей, в то время как нефтехимия, наоборот, развивалась чрезвычайно быстрыми темпами, достигнув огромных практических результатов. Между тем в условиях современного и тем более будущего многокомпонентного энергетического баланса имеют значение не только характеристики доступности и рентабельности добычи ископаемых углей, но и виды их использования, поскольку приходится учитывать, с одной стороны, ориентацию системы хозяйства развитых стран на жидкое и газообразное топливо, а с другой – требования защиты окружающей среды. Отсюда повышение интереса к получению из углей газообразного и жидкого топлива.
Два главных направления в синтезе жидкого горючего
Существуют два главных направления в синтезе жидкого горючего: 1) непосредственное получение путем прямой (деструктивной) гидрогенизации исходного угля и 2) гидрирование газа, полученного предварительно в результате газификации твердого топлива. 1. Гидрогенизация – один из видов термической переработки угля, к числу которых относятся, в частности, полукоксование и коксование. Однако условия и режимы этой термической деструкции неодинаковы. Полукоксование и коксование – это разложение вещества без доступа кислорода, ведущее к повышению выхода твердого продукта. В случае же гидрогенизации тот же термический процесс, но в присутствии избытка водорода, приводит к образованию главным образом жидких и газообразных продуктов при малом выходе твердого остатка (табл. 1). Осуществление процесса гидрогенизации углей в промышленных условиях связано с большими трудностями, особенно если иметь в виду его экономичность и эффективность. Помимо характера исходного угля большое значение имеет выбор режимов давления, температуры и катализаторов. Впервые промышленный синтез жидкого горючего был осуществлен в Германии и связан с именами Ф. Бергиуса и М. Пирра. Тонкоизмельченный бурый или каменный уголь затирался в масле, смешивался с измельченным катализатором и в виде пасты гидрировался вначале в жидкой фазе при давлении 250 – 700 кгс/см2 и температуре около 450 °С. Полученное среднее масло (tкип до 325 °С) далее вновь гидрировалось в газовой фазе при меньших давлениях (200 – 300 кгс/см2), что в результате приводило к образованию бензина. По тем временам это было крупнейшее достижение, отвечавшее вершинам химии органического синтеза (способ ИГ-Фарбениндустри). Дальнейшие исследования в области гидрогенизации углей были направлены главным образом на модернизацию способа ИГ – Фарбениндустри, выявление новых типов катализаторов, снижение давления и температуры реакций, уменьшение расходов водорода и исходного угля. Эти исследования проводились в основном в США и бывшем Советском Союзе. Одним из интересных проектов является способ ИГИ (Институт горючих ископаемых) в России применительно к бурым и каменным углям. Задачей данного процесса было получение не конкретного вида горючего, что значительно труднее и дороже, а синтетической нефти, чтобы далее пользоваться обычной схемой переработки, принятой в нефтехимической промышленности, включая тот же крекинг.
Таблица 1
Выход продуктов при термической обработке и гидрогенизации углей в пересчете на горючую массу, %
Далее собственно новым решением является применение в составе «угольной пасты» богатых водородом нефтепродуктов (более 240 - 280°) и выбор активного катализатора. Введенные в пасту жидкие нефтепродукты в количестве до 40 - 50% способствуют растворению угля и одновременно служат донорами водорода в процессе гидрогенизации, давая возможность снизить его подачу в реактор. Кроме того, способ предусматривает введение небольших порций (1 – 5%) ингибирующих добавок органических веществ, повышающих активность процесса и препятствующих возникновению вторичных реакций конденсации углеводородов, образовавшихся при деструкции угля. Было показано также, что интенсивность процесса гидрогенизации заметно возрастает при очень тонком измельчении углей. Полагают, что увеличение их реакционной способности в данном случае связано с проявлением механохимической деструкции угольного вещества [9]. В результате удалось существенно снизить давление
процесса гидрогенизации (до 80 – 100 2.
Другому направлению
производства жидкого топлива отвечает процесс гидрогенизации газа,
предварительно полученного при газификации углей. В основе лежит известный
синтез Фишера – Тропша, освоенный в промышленных масштабах в Германии в 20 –
40-х годах прошлого столетия и получивший дальнейшее развитие во многих
вариантах [3, 8, 10]. Исходным сырьем в данном случае служит обычный генераторный или водяной газ, который после очистки от
механических примесей и
Методика определения экономических показателей производства жидкого топлива из углей и продуктов их переработки
Организации производства синтетического жидкого топлива из углей в промышленном масштабе должно предшествовать создание необходимых условий, под которыми в широком смысле следует понимать: наличие технических решений и технологических схем, проверенных в укрупненных масштабах; изученность сырьевой базы и наличие угольных месторождений, освоение которых позволит обеспечить будущие заводы сырьем требуемого качества и в необходимых объемах; подготовленность кадров, способных решать научные, проектно – конструкторские и организационные вопросы. Вместе с тем внедрение их в промышленность во многом будет определятся экономичностью производства продукции на их основе. Это обстоятельство окажется решающим, поскольку производство бензина, дизельного топлива и другой продукции из угля, как будет показано ниже, требует относительно больших единовременных и текущих затрат. 1. Производство жидкого топлива на основе гидрогенизации углей. Применение этой технологической схемы позволяет превратить 85-92 % органической массы угля (углерода) в жидкое состояние. Полученная ожиженная масса разделяется на жидкие и твердые продукты (шлам). Первые в дальнейшем подвергают облагораживанию на основе процессов гидроочистки, каталитического риформинга и гидрокрекинга с целью получения бензина и дизельного топлива. На стадии сжигания осуществляют также улавливание молибденового катализатора (из дымовых газов) и возвращение его в производственный процесс для повторного использования. На производство 1 т всех видов жидкого топлива будет расходываться 5,35 т бурого угля с теплотой сгорания 14658 Дж/кг, в том числе на технологическую переработку – 3,11 т, производство водорода – 1,02 т и топливные нужды – 1,22 т. При переработке 1 т угля указанного сырья будет производиться в качестве основной продукции 0,085 т бензина (45,7% общего ее выхода), 0,091 т дизельного топлива (48,5%) и 0,011 т сжиженных газов (5,8%). Одновременно с этим будет получаться попутная продукция (аммиак) в количестве 0,003т. Применительно к указанным выше выходам продукции с учетом имеющихся экспериментальных и фактических данных ниже определены экономические показатели производства синтетического жидкого топлива на основе гидрогенизационной переработки угля. Расчет показателей выполнен для следующих условий: ) предприятия по изводству жидкого топлива размещаются на месте добычи сырья, в качестве которого используются бурые угли Торгайского бассейна. По данным геологов, в данном бассейне сосредоточены 23 месторождения и ряд перспективных впадин. Общие запасы угля в бассейне (до глубины 600 м) оцениваются более чем в 50 млрд. т. Преобладающая их часть залегает на глубине до 300 м и может разрабатываться прогрессивным и дешевым открытым способом; ) годовая мощность предприятий по всем видам жидкого топлива условно принята 3,4 и 5 млн. т. Возможный объем производства продукции и ожидаемый расход угля на предприятиях принятой мощности приведены в табл. 2. При данных условиях затраты на производство основной и попутной продукции будут характеризоваться следующими величинами. Капитальные вложения. Единовременные затраты на строительство предприятий определяются затратами на сооружение производственных объектов по подготовке сырья (дробление, помол, приготовление пасты), гидрогенизации пасты, производству водорода, электроэнергии, пара и газа, облагораживанию жидких полупродуктов с целью доведения их до товарного вида. Капитальные вложения потребуются на строительство объектов общезаводского хозяйства. При принятой технологической схеме переработки углей существенное влияние на размер капитальных вложений (суммарных и удельных), кроме района размещения и сырьевой базы, окажет мощность будущих предприятий. При этом установленный для расчета диапазон мощности, несмотря на некоторую условность, все же является неслучайной величиной. Таблица 2 Ассортимент вырабатываемой продукции и расход угля на технологические нужды на гидрогенизационных заводах, тыс. т
Нижний предел мощности (3 млн. т моторного топлива в год) обусловлен единичной производительностью основного оборудования, применяемого сейчас в нефтеперерабатывающей промышленности и рекомендуемого для использования на будущих углеперерабатывающих заводах. В противном случае высокопроизводительное оборудование будет использоваться ниже своих возможностей, что приведет к отрицательным последствиям. Верхний предел принятой мощности (5 млн.т моторного топлива в год) вызван необходимостью достижения соизмеримых объемов производства синтетического жидкого топлива со средней мощностью нефтеперерабатывающих заводов. Одинаковый уровень мощностей рассматриваемых заводов обеспечит также сопоставимость вариантов при их экономической оценке. Следует подчеркнуть, что оптимальный размер мощности и наиболее точные от нее зависимости капитальных вложений могут быть получены только на стадии проектирования с учетом многих факторов, включая объем и радиус перевозки сырья и готовой продукции. Но этот идеальный по исполнению подход в большинстве случаев не может быть реализован в практических условиях, особенно при ориентировочной оценке того или иного экономического явления из-за трудности выполнения такого характера работ. Поэтому на предпроектной стадии подобную задачу целесообразно решать другими путями. В частности, для этого можно использовать материалы некоторых отраслей промышленности, касающиеся этого аспекта. Например, такой материал имеется в энергетике и черной металлургии, которые и были объектом изучения. На основе анализа данных этих отраслей установлены следующие зависимости: Таблица 3 Зависимость капитальных затрат от размера мощности угольных пластов
Приведенные числовые значения показывают, что увеличение мощности в этих отраслях в 4-5 раз сопровождается снижением капитальных вложений на 20-25%. С некоторой мерой условности эти зависимости можно распространить и на углеперерабатывающие заводы. В нашем случае приведенные выше результаты будут использованы лишь для сопоставления с аналогичными зависимостями, полученными на основе уравнения, выведенного специалистами США и Великобритании. Уравнение позволяет рассчитать сумму капитальных вложений на строительство заводов различной мощности, исходя из уже известной величины рассчитанного (базового) варианта. Капитальные вложения в искомые варианты , (1) где Обобщение зарубежного опыта и опыта стран СНГ показало, что величина х может колебаться в пределах 0,6 – 0,9 и находиться примерно в равных соотношениях (50:50). Поэтому в наших расчетах он принят равным 0,75. В основу расчета капитальных вложений положены предпроектные данные, характеризующие одновременные затраты на строительство предприятия мощностью 3 млн. т жидкого топлива в условиях Центрального Казахстана с соответствующей корректировкой этих данных. Последняя вызывается размещением рассматриваемого предприятия в другом природно-климатическом районе. Эта задача решалась на основе применения территориально – поясного коэффициента, который составляет 1,15 по всем видам затрат (оборудованию и строительно-монтажным работам) по отношению к аналогичным затратам в Центральном Казахстане. Полученные расчетным путем суммарные капитальные вложения распределены между основной продукцией – жидким топливом и попутной – аммиаком методом отключения с применением принципа эквивалентных затрат на выработку аналогичной продукции в индивидуальных производствах. Капитальные вложения на попутную продукцию приняты по нормативам отечественных горнохимических предприятий, занимающихся отработкой фосфоритовых месторождений Каратауской группы. Результаты расчета представлены в табл. 4. Эксплуатационные расходы. При их определении были учтены затраты на сырье, катализаторы, энергоносители, заработную плату, амортизационные отчисления и текущий ремонт. Эти затраты, так же как и капитальные вложения, рассчитаны для предприятий различной мощности, что позволило найти один из обобщающих экономических показателей - себестоимость продукции и выявить зависимость последней от объема выработки жидкого топлива на каждом предприятии. Таблица 4
Капитальные вложения на производство жидкого топлива на основе гидрогенизации углей, млн. тенге (тенге/т)
Производство жидкого топлива будет связано с относительно большим расходом технологического сырья для ожижения, в качестве которого принят бурый уголь. Последний потребуется также для производства технологического и энергетического газа. Первый предполагается использовать в качестве сырья, из которого будет извлекаться водород для процесса гидрогенизации, а второй будет направлен на отопление производственных установок. Процесс производства жидкого топлива связан с применением реагентов и катализаторов. При этом предусматривается, что после прохождения производственного цикла катализатор подвергается регенерации (восстановлению), в результате чего примерно 95 % этого продукта возвращается для повторного использования. Стоимость реагентов и катализаторов, участвующих в превращении органической массы угля в жидкие продукты, принята по укрупненным нормативам. Переработка углей методом гидрогенизации потребует 1456 кВт۰ч электроэнергии и 7913 МДж пара в расчете на 1 т жидкого топлива всех видов. Потребность в паре полностью покрывается за счет его выработки на ТЭЦ, входящей в состав гидрогенизационного завода, а в электроэнергии - только на 47 % (690 кВт۰ч). Остальную электроэнергию завод будет получать со стороны. Затраты на энергоносители, вырабатываемые на предприятии, включены в общую смету расходов по соответствующим элементам: топливо, заработная плата, амортизация и др. Расходы на заработную плату рассчитаны исходя из ожидаемого среднегодового фонда заработной платы одного трудящегося и предполагаемой их численности на каждом предприятии. Амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт определены на основе норм, утвержденных для нефтехимической промышленности и суммы капитальных вложений на непосредственное строительство углеперерабатывающих предприятий. При этих нормативных предпосылках эксплуатационные затраты на производство жидкого топлива и химических продуктов будут характеризоваться величинами, приведенными в табл. 5. Таблица 5 Эксплуатационные затраты на производство жидкого топлива на основе гидрогенизации бурых углей, млн. тенге (тенге / т)
Полученные расчетным путем общие эксплуатационные расходы распределены между основной и попутной продукцией на основе тех же методических принципов, которые применялись при определении капитальных вложений. На основании данных табл. 3 и 4 можно констатировать, что увеличение мощности предприятия с предельно минимальной до технически допустимой экономически оправданно. В этом случае обеспечивается снижение капитальных вложений на 10, 3%, а эксплуатационных затрат на – 7, 5%. 2. Производство жидкого топлива на основе гидрогенизации смолы полукоксования. Синтетическое жидкое топливо из смолы полукоксования каменных и бурых углей производилось в прошлом и вырабатывается в настоящее время в относительно небольших масштабах. Одной из причин, сдерживающих развитие этого направления увеличения ресурсов моторного топлива, является низкий выход смолы из исходного сырья. Так, из каменноугольного концентрата, перерабатываемого в печах типа Лурги, он составляет около 75 кг (5 % исходного сырья). Для производства моторного топлива можно использовать только легкую смолу, которая содержит в себе нежелательные компоненты (серные, азотистые и кислородные соединения). Они могут быть удалены методом гидроочистки, что подтверждено опытами ИГИ, в которых процесс гидроочистки проходил при температуре 400 °С и давлении 5 МПа. При этих условиях глубина доазотирования составляла 80 – 92%, а обессеривания – 93 – 95%. Затем полученный гидроочищенный продукт подвергали дистилляции с выделением фракции с температурой кипения до 180 и выше 180 °С. В результате проведения этих операций из получаемой на заводе смолы в качестве основной продукции вырабатывали бензин и дизельное топливо в соотношении 28:72. Глубина отбора указанных видов топлива в расчетах принята по аналогии с переработкой нефти. Кроме того, при переработке смолы получена следующая попутная продукция: гудрон (тяжелые остатки) и сера (5 кг на 1 т исходного сырья). На основе этих данных определены возможные объемы производства основной и попутной продукции применительно к мощности заводов полукоксования. Результаты расчета приведены в табл. 6. В соответствии с предполагаемой технологической схемой для превращения легкой смолы в топливо моторных видов в составе второй части углеперерабатывающего комбината необходимо предусмотреть отделения (стадии) по гидроочистке смолы, разделению гидроочищенного продукта на бензиновую и дизельную фракции и их облагораживанию соответственно на основе риформинга и гидрокрекинга, утилизации сернистых соединений, а также объекты общезаводского хозяйства. Таблица 6 Объемы производства моторного топлива из смолы полукоксования углей, тыс. т
Капитальные вложения на их строительство определены расчетным путем исходя из объема производства всех видов продукции и на основе нормативов, применяемых для расчета аналогичной категории затрат при гидрогенизационной переработке углей. Правомерность применения такого аналога подтверждается наличием в обоих случаях одинаковых стадий облагораживания первичных полупродуктов (легкой смолы полукоксования и гидрогенизата) и идентичными конечными целями их облагораживания (получение бензина и дизельного топлива). По приведенным выше данным, на гидрогенизационном заводе мощностью 3 млн. т моторного топлива в год капитальные вложения на аналогичные стадии, включая и объекты общезаводского хозяйства, составят примерно 1750 тенге в расчете на 1 т продукции. В нашем случае (см. табл. 5) даже при максимальной мощности завода объем производства моторного топлива будет равняться только 350 тыс. т, т. е. меньше в 9 раз. Поэтому затраты, принятые за исходную базу, были скорректированы в сторону увеличения на основе имеющихся аналогичных зависимостей в коксохимической промышленности. Рассчитанные при этих условиях суммарные капитальные вложения на производство моторного топлива и других продуктов из легкой смолы распределены между ними методом отключения, применяемого также и при оценке гидрогенизации углей. Потребность в капитальных вложениях на строительство объектов по переработке смолы, определенная расчетным путем, характеризуется данными табл. 7. Второй экономический показатель – эксплуатационные затраты на производство жидкого топлива и других продуктов из смолы определены исходя из ожидаемых норм расхода сырья, энергоносителей и других элементов производства. Они, так же как и капитальные вложения, могут быть рассчитаны по двум производственным стадиям: полукоксование углей с целью получения смолы и других продуктов и переработка легкой смолы в моторное топливо. Годовые эксплуатационные затраты по переработке смолы, рассчитанные с учетом перечисленных особенностей технологической схемы, распределены между основной продукцией (моторным топливом) и попутной (серой и гудроном). Затраты на серу исключаются по себестоимости ее производства на предприятиях горнохимической отрасли, а гудрона – оценивается по аналогии с решением этой задачи на нефтеперерабатывающих заводах. В соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции в нефтеперерабатывающей промышленности гудрон, получаемый на заводах, принимается в размере 60 % стоимости перерабатываемой нефти. Результаты расчета приведены в табл. 8. Таблица 7 Капитальные вложения на переработку смолы полукоксования в жидкое топливо
Таблица 8 Эксплуатационные затраты на переработку смолы полукоксования в жидкое топливо
Суммарные капитальные вложения и годовые эксплуатационные затраты по двум стадиям предприятия (производство смолы из углей и переработка ее в жидкое топливо), а также удельные их значения в расчете на единицу жидкого топлива приведены в табл. 9. Таблица 9 Экономические показатели производства жидкого топлива из смолы полукоксования углей
3. Производство жидкого топлива на основе газификации углей и синтеза газа по методу Фишера - Тропша освоено в промышленных масштабах. По своей сущности и ассортименту вырабатываемой продукции многообразные процессы и технологические схемы можно объединить в две группы: процессы, обеспечивающие получение главным образом дизельного топлива и бензина (газификация угля и превращение газа в жидкие продукты по методу Фишера-Тропша), и процессы, предназначенные для производства метанола (газификация угля с последующей конверсией газа). Возникшие в последние годы трудности обеспечения потребности в жидком топливе и постоянный рост мировых цен на нефтепродукты вновь привлекли внимание к производству синтетического жидкого топлива из угля по методу Фишера - Тропша. Это вызвано также технической готовностью процесса к промышленному внедрению. На его основе представляется возможным решить проблему производства синтетического жидкого топлива из угля в более короткие сроки, чем по новым схемам. В соответствии с изложенным выше сделана попытка определить ориентировочные экономические показатели производства жидкого топлива из бурых углей по методу Фишера – Тропша. В основу расчета показателей положены исходные данные применительно к заводу с годовой производственной мощностью (тыс.т): по всем видам продукции – 2670, в том числе по жидкому топливу – 2600, из него моторному – 2100 (бензин – 900, дизельное топливо – 1000, спирты – 100 и нефть – 100) и котельно-печному (смола) – 500, химическим продуктам – 70, из них сере – 30 и аммиаку – 40. При дальнейшем рассмотрении все виды жидкого топлива относятся к основной продукции, а аммиак и сера – к попутной, что определено главной целью переработки углей. Завод с указанными видами и объемами производства продукции при решении поставленных задач в области экономической оценки принимается за базовый вариант. По конструктивному оформлению, перерабатываемому сырью и ассортименту выпускаемой продукции эти заводы будут идентичны базовому варианту; они отличаются только объемами производства основной и попутной продукции (табл. 10). В результате принятия таких объемов производства продукции на заводах будет обеспечена сопоставимость данного направления переработки углей в жидкое топливо с ранее рассматриваемым вариантом (гидрогенизацией). Сопоставимость вариантов достигается также применением одинакового методического подхода к распределению суммарных капитальных вложений и годовых текущих расходов между основной и попутной продукцией. Таблица 10 Объемы производства продукции на углеперерабатывающих заводах, тыс. т
С учетом названных предпосылок определялись затраты для производства жидкого топлива на заводах, условно размещаемых на месте добычи сырья. Капитальные вложения, необходимые для строительства заводов по производству жидкого топлива и химических продуктов на основе сочетания процесса газификации углей и синтеза газа по методу Фишера – Тропша, рассчитывались так же, как и при гидрогенизации. Использование одинакового методического подхода при оценке различных технических направлений, предназначенных для решения одной и той же хозяйственной задачи, обеспечило равные условия сравнимости вариантов по показателю капитальных вложений. Результаты расчета этого показателя по заводам различной мощности приведены в табл. 11. Применительно к рассматриваемым заводам были определены эксплуатационные расходы на производство жидкого топлива и химических продуктов. Расчет базируется на исходных данных западногерманских фирм, скорректированных на местные условия и принятые мощности заводов. Производство жидкого топлива будет связано с относительно большим расходом технологического сырья, в качестве которого приняты бурые угли. Последние являются также энергетическим топливом, расходуемым на выработку электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, входящей в состав предприятия, и используются для отопления технологических установок. Таблица 11 Капитальные вложения на производство жидкого топлива на основе метода Фишера – Тропша, млн. тенге (тенге / т)
Затраты на производство энергоносителей (электроэнергию, пар и др.), в том числе и стоимость топлива, в качестве которого приняты торгайские угли, включены в общую смету затрат заводов по отдельным ее видам (сырье, заработная плата, амортизация и т.д.), а поэтому расходы на их выработку отдельно не калькулируются. В основу определения затрат, входящих в себестоимость продукции (табл. 12), положены те же принципы, что и по гидрогенизационным заводам. При производстве жидкого топлива по методу Фишера – Тропша основная доля в структуре себестоимости приходится на расходы по переработке, которые для рассматриваемых случаев составляют примерно 80 %, затраты на сырье 20 % (см. табл. 12). Это обстоятельство подчеркивает необходимость совершенствования технологического процесса для повышения производительности оборудования, снижения его металлоемкости и улучшения организационной структуры предприятий.
Таблица 12 Эксплуатационные затраты на производство жидкого топлива на основе метода Фишера – Тропша, млн. тенге (тенге / т)
Сравнительная эффективность различных методов производства жидкого топлива из углей
Проблема увеличения ресурсов жидкого топлива в технологическом плане, как указывалось выше, может иметь вариантные решения, а потому критерием их оценки должны быть народнохозяйственные затраты на единицу вырабатываемого жидкого топлива. В связи с этим размер затрат будет определяться расходами на непосредственное производство жидкого топлива (строительство и эксплуатация заводов) и развитие смежных отраслей, обеспечивающих заводы оборотными фондами. При определении затрат по рассматриваемым вариантам последние поставлены в равные условия по качеству получаемой продукции, реализации в них современных достижений науки и техники в области технологии и организации производства, а также по требованиям охраны окружающей среды от загрязнения отходами и вредными выбросами. Необходимые условия сопоставимости, кроме учета затрат в смежные отрасли, были соблюдены при оценке технологии и определении экономических показателей производства жидкого топлива на основе гидрогенизации, полукоксования и газификации углей. Поэтому приведенные выше числовые значения капитальных вложений и эксплуатационных затрат, характеризующие отраслевой аспект экономики, дополнены расчетами потребности капитальных вложений для строительства объектов в смежных отраслях. В данную группу включены предприятия по добыче углей и нефти. В основу расчета этих затрат положены укрупненные нормативы, применяемые для решения подобных задач в различных отраслях промышленности. Капитальные вложения на строительство предприятий по добыче торгайских углей, используемых в качестве технологического сырья и энергетического топлива, определены исходя из потребности и перспективных затрат на сооружение разрезов. Расчетами установлено, что капитальные вложения на добычу сырья для производства 1 т жидкого топлива будут равны: при гидрогенизации углей – 535 тенге, газификации углей и синтезе газа – 690 тенге и гидрогенизации смолы полукоксования – 600 тенге. Эксплуатационные расходы были учтены через стоимость технологического сырья, энергетического топлива, реагентов, катализаторов и других оборотных фондов. Поэтому общие эксплуатационные расходы, по которым устанавливалась народнохозяйственная эффективность, были оставлены без изменения и приняты в размерах, определенных при расчете экономических показателей производства жидкого топлива. На основе капитальных вложений, предназначенных для непосредственного строительства заводов и сооружения объектов смежных отраслей, а также эксплуатационных затрат, связанных с переработкой углей и нефти, была определена сравнительная народнохозяйственная эффективность производства жидкого топлива различными методами и технологиями. В качестве вариантов приняты производства: ) синтетического жидкого топлива гидрогенизацией углей; ) смолы полукоксованием углей и переработкой ее в жидкое топливо по аналогии с нефтью; ) газа углей и синтезированного газа в жидкое топливо по методу Фишера – Тропша. Общим критерием их оценки являются приведенные затраты на 1 т жидкого топлива (без попутной продукции). Принятие в качестве критерия удельных, а не суммарных затрат не противоречит существующим методическим положениям и в данном случае обусловлено невозможностью приведения третьего варианта (производство жидкого топлива из смолы) в сопоставимый вид по объемам производства. Это объясняется относительно небольшим выходом смолы из угля и неполным ее превращением при переработке в жидкое топливо. Если объем производства жидкого топлива на основе смолы довести до 5 млн. т в год, что принято по другим вариантам, то на таком заводе необходимо перерабатывать более 100 млн. т угля. Подобный вариант практически не может быть реализован в промышленных условиях из-за отсутствия потенциальных возможностей добычи такого количества угля и организационных трудностей его переработки на одном предприятии. Расчеты выполнены применительно к заводам с максимальной мощностью (табл. 13). Рассматриваемые варианты увеличения ресурсов жидкого топлива по своей эффективности (в порядке увеличения затрат на решение одной и той же хозяйственной задачи) располагаются в следующей последовательности: – гидрогенизация углей; – переработка легкосредной смолы полукоксования углей; – газификация угля с синтезом газа. По данным выполненных расчетов можно сделать вывод о необходимости скорейшего завершения работ по отработке отечественной технологической схемы гидрогенизации углей, обеспечивающей производство жидкого топлива с относительно высокой сравнительной эффективностью. Таблица 13 Сравнительная народнохозяйственная эффективность производства синтетического жидкого топлива из углей, тенге / т
Список литературы
1. Шатерникова А. Реализация программы технической модернизации и перевооружения позволит угольщикам разреза «Каражыра» укрепить лидирующие позиции на коммунально – бытовом рынке Казахстана и достичь в 2011 году объема годовой добычи в 6 млн. тонн // «Панорама», №20, 27 мая 2011 года, С. 7. 2. Лебедев В.В., Рубан В.А., Шпирт М.Я. Комплексное использование углей. – М.: Недра, 1980. – 239 с. 3. Еремин И.В., Жарова М.Н. Угли как сырье для производства облагороженных жидких и газообразных топлив // Химия твердого топлива. – 1985. - №5. – С. 3 – 9. 4. Кричко А.А. Перспективы производства синтетического топлива из угля // Уголь. – 1982. - №11. – С. 35 – 36. 5. Калечиц И.В., Асланян Г.С. Синтетическое жидкое топливо из углей: виды на будущее // ЭКО. – 1985. - №8. – С. 124 – 130. 6. Чикин А.А. Производство и использование нефтяного топлива из каменного угля в ЮАР // Уголь. – 1988. – №12. – С. 50 – 52. 7. Розен Б.Я. Соперники нефти и бензина. – М.: Недра, 1985.- 112 с. 8. Химические вещества из угля. – М.: Химия, 1980. – 614 с. 9. Еремин И.В., Лебедев В.В., Цикарев Д.А. Петрография и физические свойства углей. – М.: Недра, 1980. – 262 с. 10. Кричко А.А., Лебедев В.В., Фарберов И.Л. Нетопливное использование углей. – М.: Недра, 1978. – 215 с.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
) и расход водорода, обеспечить превращение органической
массы угля до 90% и выход фракций бензинов и дизельного топлива до 50% от
объема исходного угля. Больше того, было экспериментально показано, что в качестве
растворителя и донора можно использовать остаточные продукты ожижения угля (более 300 °С), доводя их количество до 70 %, вплоть
до полного отказа от применения нефтепродуктов. В целом
способ ИГИ позволяет
ориентировать переработку углей на получение моторного и котельного топлив.
, а также иногда от излишних количеств, 
, , называют синтез-газом, содержащим главным образом 
и СО. Суть процесса заключается в реакциях
гидрирования СО (частично) водородом, в результате чего образуется сложная
смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов. Состав этой смеси,
количество и соотношения компонентов могут меняться в больших пределах в
зависимости от состава подаваемого в реактор синтез-газа, давления,
температуры, типа катализатора. Поэтому синтез Фишера-Тропша и все последующие
его модификации являются в этом отношении очень гибкими. В зависимости от целей
процесс можно направлять на получение нужных продуктов. Крайние варианты отвечают
производству одного бензина или, наоборот, только химических продуктов. В
частности, одним из вариантов развития синтеза Фишера – Тропша является
гидрогенизация газа в потоке порошкообразного катализатора. Процесс реализован
в промышленном масштабе на заводе фирмы
«Сасол» в ЮАР и успешно работает с 1956 г. (доля бензина в
товарной продукции 74,5%).
определялись по
формуле:
- капитальные
вложения по базовому варианту, тыс. тенге; и 
- мощность
соответственно базового и сравниваемого предприятия, т; x –
показатель степени, зависящий от типа установки.