Разработка малостадийной технологии производства СЖТ на установках низкого давления

ТЕХНОЛОГИИ

Разработка малостадийной технологии производства СЖТ на установках низкого давления

Д.Н. Каган, Э.Э. Шпильрайн, Институт высоких температур РАН

А.Л. Лапидус, Институт органической химии им. Н.Д. Зелинского РАН

Анализ состояния топливно-энергетического комплекса России показывает, что проблема получения моторных топлив из природного газа и других источников газообразного углеводородного сырья (как альтернативы падающей и дорожающей нефтедобыче) должна рассматриваться в качестве локальной со сравнительно небольшими единичными масштабами соответствующих производств. Это позволит при ограниченных капиталовложениях за относительно короткие сроки решить проблему автономного обеспечения потенциальных потребителей моторными топливами.

В то же время существует большое количество удаленных и рассредоточенных потребителей в местах добычи, транспортировки и производства углеводородных газов, куда доставка жидкого моторного топлива автотранспортом и по продуктопроводам неэкономична. Следовательно, проблема обеспечения таких потребителей моторным топливом стоит крайне остро. Весьма целесообразным является автономное производство жидкого моторного топлива путем углубленной переработки имеющегося местного газообразного углеводородного сырья, что крайне важно для значительной части регионов России.

При этом принципиально важным является то, что существенная часть данного сырья (13-17% от общих запасов газа) [1, 2] приходится на долю низконапорных скважин и месторождений, не эксплуатирующихся ввиду неэкономичности подачи добываемого из них газа в магистральный трубопровод высокого давления. Это потребовало бы предварительного компримирования, являющегося весьма энерго- и

капиталоемким процессом. Следует подчеркнуть [2], что из 1 195 месторождений 880 — мелкие, в том числе 187 законсервированы, 110 подготовлены к промышленной эксплуатации, но не разрабатываются. Таким образом, если технология переработки могла бы базироваться на низком исходном давлении газа (без его предварительного компри-

весьма целесообразным является автономное производство жидкого моторного топлива путем углубленной переработки имеющегося местного газообразного углеводородного сырья, что крайне важно для значительной части регионов России

мирования), то ее применение дало бы дополнительное преимущество в виде значительного расширения ресурсной базы природного газа за счет появляющейся возможности автономного использования малодебитных месторождений и месторождений с падающей добычей.

Что касается целевого продукта технологии, то с учетом протяжен-

ности дорог России и трудности создания в ряде отдаленных регионов плотной сети автозаправочных станций задачей технологии должно являться получение топлива, обладающего максимальной теплотой сгорания (чтобы обеспечить наибольшую длину независимого пробега) и дающего возможность полностью использовать существующую инфраструктуру заправочной сети, хранения топлива и моторостроения. Этим требованиям одновременно отвечают синтетические жидкие топлива (СЖТ), причем углеводородного типа (УСЖТ). Синтетические топлива неуглеводородного типа, то есть оксигенаты (метанол, ДМЭ и др.) имеют теплотворную способность примерно вдвое меньшую, чем углеводородные.

Непосредственное применение компримированного природного газа (КПГ), сжатого до максимального давления 20 МПа, в качестве топлива обеспечивает объемную теплотворную способность Q = 7,2 МДж/л, что примерно в 5 раз ниже, чем у стандартного (в том числе и синтетического) жидкого моторного топлива. Ограничивающим фактором является также значительный балластный вес баллонов даже в случае применения новейших металлопластиковых материалов. Сжиженный метан — сжиженный природный газ (СПГ) в качестве моторного топлива по удельным энергетическим характеристикам не уступает УСЖТ (по объемным энергетическим характеристикам уступает почти вдвое), но необхо-

ТАБЛ. 1.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ

Топливо QV, МДж/кг d, кг/л QHcr,o6 , МДж/л Условия хранения P, aтм t,0 С Температура 1 самовоспламенения Цетановое число Октановое число КПВ, %

Нефтяные углеводородные МТ 43-46 0,76-0,84 35-36 норм. норм. 250 0С 40-55 75-98 0,6-7

Синтетические углеводородные МТ 43-46 0,76-0,84 35-36 норм. норм. 250 0С 40-55 75-98 0,6-7

КПГ 50 0,143 7,2 200 норм. 650 0С — 130 5-15

СПГ 49,4 0,42 21 норм. -162 650 0С — 130 5-15

СНГ 46 0,55 25 8 норм. 365-470 0С — 100 2-9

Метанол 20 0,8 16 норм. норм. 450 0С 5 111 5-26

Этанол 25 0,8 20 норм. норм. 420 0С 8 108 3-15

ДМЭ 28 0,67 19 5 (U = -25 0С) норм. 235 0С 55-60 — 3-18

50 ГАЗОХИМИЯ I июнь-июль 2008 года

ТЕХНОЛОГИИ

димость применения криогенных емкостей (температура нормального кипения метана t™ = -162°С, то есть перепад температур на стенке сосуда может достигать 200°С) существенно усложняет проблему доставки и хранения топлива. При этом хранение принципиально может носить только временный характер. Энергетические и эксплуатационные преимущества синтетических жидких топлив углеводородного типа представлены в табл. 1 [1] (где Q'W — низшая удельная теплота сгорания, МДж/кг; d — плотность, кг/л; О'сг.об — низшая объемная теплота сгорания, МДж/л; данные о теплоте сгорания для всех топлив, кроме КПГ, соответствуют отсчету от состояния в жидкой фазе).

Как видно из табл. 1, важнейшими преимуществами УСЖТ по сравнению с оксигенатами, КПГ, СПГ и СНГ (сжиженный нефтяной газ) являются энергетические показатели, а также тот факт, что применение УСЖТ полностью вписывается в уже существующую инфраструктуру заправочной сети, хранения и моторостроения, не требуя никаких дополнительных вложений в эти сферы. Использование же оксигенатов, КПГ и СПГ требует пусть не принципиального, но, тем не менее, переоборудования двигателей и (что самое существенное) создания новой заправочной сети.

Цель разработки и основные требования к технологии

Вышесказанное определяет цель разработки — создание малостадийной технологии переработки природного газа в синтетические дизельные и реактивные топлива на установках низкого давления:

для автономного обеспечения моторным топливом небольших удаленных и рассредоточенных потребителей в местах добычи или транспортировки природного газа, куда доставка жидкого топлива автотранспортом и по продуктопроводам неэкономична;

для существенного расширения ресурсной базы природного газа за счет возможности применения установок (без какого бы то ни было предварительного компримирования газа) на низконапорных и забалансовых месторождениях, содержащих значительную часть от общих запасов газа, а также на локальных сетях после газораспределительных станций (ГРС).

В соответствии с этой целью разрабатываемая технология должна отвечать следующим требованиям:

минимальное число стадий, определяемое максимальной конверсией в каждой стадии в однопроходном режиме, что обеспечивает экономичность в создании, простоту и возможность эксплуатации установок в полевых условиях;

низкое давление процесса (не более 10-12 атм), что обусловливает возможность его ведения при давлении, соответствующем исходному давлению природного газа без предварительного его компри-

использование оксигенатов, кпг и спг требует пусть не принципиального, но, тем не менее, переоборудования двигателей и (что самое существенное) создания новой заправочной сети

мирования на низконапорных скважинах, а также на локальных сетях после ГРС;

производство углеводородного моторного топлива, которое одновременно обладает максимальной теплотой сгорания и обеспечивает возможность использования существующей инфраструктуры заправочной сети, хранения и моторостроения;

экологическая чистота процесса, характеризующаяся отсутствием (или предельной минимизацией) вредных выбросов и стоков;

высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемого синтетического жидкого топлива — оптимальные цетановое число для дизельных и люминомет-рическое число для реактивных топлив, регулируемые значения температуры застывания и холодной вязкости для работы в северных условиях, отсутствие серы и ароматики;

июнь-июль 2008 года I ГАЗОХИМИЯ 51

ТЕХНОЛОГИИ

гибкое регулирование мощности с возможностью кратного масштабирования;

экономические показатели, обеспечивающие конкурентоспособность по целевому продукту с учетом регионов и условий эксплуатации установок.

Обзор состояния проблемы

Ряд известных фирм ведут работы в направлении получения СЖТ — Shell, Texaco, Gulf Badger, ExxonMobil, Sasol, Mossgas, Amoco, Syntro-leum, Haldor Topsoe, Lurgi, Ruhr-Chemie, Rentech, Intevep, Synergy, существенные и эффективные усилия предприняты в последнее время в Японии и Италии.

Заводы Sasol-I, II, III в ЮАР (4 млн т/год), построенные с помощью фирм Lurgi и Ruhr-Chemie (ФРГ), реализуют процесс газификации угля, а в настоящее время (фирма Mossgas) и конверсии природного газа шельфовых месторождений, с последующим синтезом Фишера-Тропша. Недостатком (применительно к нашей задаче) является относительно низкая селективность

процесса по целевому продукту, характеризующемуся весьма хаотичным набором углеводородов с невысоким выходом моторных топлив.

В Новой Зеландии по технологии фирм Mobil и Lurgi (MTG — Methanol to Gasoline) построен завод по производству моторного топлива из природного газа через синтез-газ и метанол (0,75 млн т/год), но только бензиновых фракций. Последнее относится и к процессу TIGAS (Topsoe Integrated Gasoline Synthesis) датской фирмы Haldor Topsoe A/S (HTAS), опытная установка в Хьюстоне, США (1 т/сут.).

При этом продукты как MTG, так и TIGAS содержат значительное количество экологически неприемлемой для современных (а тем более — для перспективных) моторных топлив

в предлагаемой разработке полностью использован имеющийся мировой опыт. таким образом, степень технологической неопределенности процесса предельно низка

ароматики (что привело к остановке бензиновой стадии завода Mobil).

Прогрессивные технологии получения дизельных и реактивных топлив предложены фирмами Shell и Gulf Badger.

Процесс SMDS (Shell Middle Distillate Synthesis) дает получение из синтез-газа тяжелых предельных углеводородов (н-парафины С >= 20), но они не могут быть моторным топливом, поэтому необходима специальная стадия гидрокрекинга всего полученного продукта. По данной технологии фирмой Shell в Малайзии построен крупнотоннажный завод (0,6 млн т/год).

По технологии MOGD (Methanol ^ Olefins ^ Gasoline, Diesel; фирмы Mobil, Sasol, Gulf Badger) синтез осуществляется в основном через непредельные углеводороды (олефины), которые для получения МТ должны пройти стадии олигомеризации и гидростабилизации.

Анализ современного состояния разработок показал, что каждая из них предлагает многостадийный процесс, либо направленный на обеспечение широкого спектра потребностей химической технологии и не преследующий цели высокого выхода моторных фракций, либо ориентированный на производство промежуточного продукта (например, средних дистиллятов С >= 20 или метанола), который для получения моторных топлив требует полной переработки и, соответственно, необходимых дополнительных стадий технологии.

Технология

В предлагаемой разработке полностью использован имеющийся мировой опыт. Таким образом, степень технологической неопределенности процесса предельно низка. Однако прямое использование технологических схем крупномасштабного производства — прежде всего в силу многостадийности существующих процессов — было бы крайне неэффективно. Поэтому указанная выше цель разработки потребовала новых научных и инженерно-технических решений.

Разрабатываемый процесс состоит из двух этапов [2-4]:

получение синтез-газа, осуществляемое комбинированной (Н2О/СО2) конверсией метана (Р = 1 МПа, t = 750-850°С), обеспечивающей высокую степень конверсии и тонкую регулировку состава синтез-газа за один проход;

52 ГАЗОХИМИЯ I июнь-июль 2008 года

ТЕХНОЛОГИИ

высокоселективный по отношению к дизельной и реактивной фракциям синтез Фишера-Тропша (Р = 1 МПа, t = 180-200°С), позволяющий непосредственно в однопроходном процессе получать высокие выходы этих фракций (С7-С20) с хорошими эксплуатационными и экологическими показателями;

упрощенная стандартная стадия фракционирования (при необходимости).

На рис. 1 представлена принципиальная схема технологии с необходимыми пояснениями. Блоки 1-4 на схеме соответствуют основной технологии, блоки 5-7 являются дополнительными (при специальных требованиях к топливу).

Малостадийность процесса обеспечивается отсутствием рециклинга по основному технологическому потоку (за счет максимальных выходов целевых продуктов в однопроходном режиме) и отсутствием в основном варианте технологии стадий гидрооблагораживания (кондиционирования) — гидрокрекинга, гидростабилизации, гидроизомеризации, а также в ряде случаев и стадии фракционирования получаемого продукта. В основе технологического решения лежит, прежде всего, предварительная оптимизация термодинамических параметров с целью выявления режимов с максимальной термодинамической вероятностью получения топлива требуемого состава [5-8]. Это позволяет существенно облегчить и ускорить разработку высокоэффективных катализаторов [9-12] (поскольку поиск осуществляется в заранее заданном оптимальном диапазоне давлений и температур), обеспечивающих регулирование процесса по выходам, селективности, углеводородному составу и структуре целевого продукта с получением жидких углеводородов (непосредственно в синтезе) с высокими моторными и экологическими характеристиками.

Поскольку второй стадией процесса

Анализ методов конверсии метана в синтез-газ [13, 14] показал, что:

Основная технология (1-4):

1 — комбинированная (Н2О/СО2) конверсия метана в синтез-газ (СО + 2Н2);

2 — селективный ФТ-синтез; 3 — разделение жидких продуктов (фракции С7-С2О, Н2О; ВМП (высокомолекулярные парафины) < 3%, ROH: Сі-Сб < 2%);

4 — разгонка полученных жидких углеводородов: ДТ, РТ, Б (дизельное топливо, реактивное топливо, бензин-растворитель).

Возможные дополнительные стадии

— с точки зрения выполнения условия (2),

— по степени конверсии метана за один проход (до 80-85%),

— по уровню технологической отработки и приемлемости для рассредоточенных потребителей пароуглекислотная конверсия метана

3СН4 + 2Н2О + СО2 + 659 кДж ^ 4

является оптимальной. Условию

однако осложняющим фактором для применения этого процесса является необходимость кислородной станции, что связано с дополнительными технологическими и экономическими трудностями при эксплуатации в полевых условиях. Этот фактор будет играть сущест-

замена кислорода, используемого в качестве окислителя, воздухом приводит к повышению давления процесса и опасности появления окислов азота в целевом продукте

венную роль при любом методе получения кислорода (адиабатическое расширение, дросселирование, коротко цикловая адсорбция). Что касается мембранного метода разделения воздуха, то он сам по себе не может дать требуемого уровня сепарации (это же, но в меньшей степени, относится и к методу короткоцикловой адсорбции). Замена кислорода, используемого в качестве окислителя, воздухом приводит к повышению давления процесса и опасности появления окислов азота в целевом продукте.

Источником Н2О при пароуглекислотной конверсии является, как показано на схеме, один из продуктов синтеза в реакторе 2, что в значительной мере определяет безот-ходность всего процесса по выбросам, то есть его экологическую чистоту. Источником СО2 являются продукты сгорания части метана в воздухе по реакции

CH4+ 2O2 ^ CO2+ 2H2O + 802 кДж

в печи конверсии (один дополнительный моль метана на 3 моля метана, конвертируемого по реакции (3)) с отмывкой СО2 в надежной

июнь-июль 2008 года I ГАЗОХИМИЯ 53

ТЕХНОЛОГИИ

основой катализатора в пароуглекислотной конверсии является никель, в том числе используются хорошо апробированные катализаторы ГИАП-18

жидкостной абсорбционной системе с использованием моноэтаноламина (MЭA). В настоящее время для этой цели имеются схемы с применением также метилдиэтаноламина (МДЭА), селексола, ректизола. Реакция (5) обеспечивает также необходимое количество теплоты для эндотермической реакции конверсии (3). В случае необходимости использования вспомогательных стадий (блоки 5-7) с целью получения водорода для гидрооблагораживания целевого продукта дополнительным источником СО2 может являться шифт-конверсия по реакции сдвига в реакторе 5 СО + Н2О ^ СО2 + Н2 + 41 кДж. (6) Основой катализатора в пароуглекислотной конверсии является никель, в том числе используются хорошо апробированные катализаторы ГИАП-18 (12% Ni), ГИАП-3-6Н (6% Ni).

Разработка стадии конверсии для давления, соответствующего исходному давлению природного газа на низконапорных скважинах (Р = 1 МПа), позволяет осуществить проведение всего процесса (как конверсии природного газа в синтез-газ, так и синтеза жидких углеводородов из синтез-газа) при этом давлении и, следовательно, исключить какое бы то ни было компримирование природного газа на входе в блок конверсии 1 и синтез-газа между блоками конверсии 1 и синтеза 2. Таким образом, выбранная схема конверсии имеет следующие преимущества:

обеспечивается тонкая регулировка состава синтез-газа;

осуществляется практически замкнутый цикл технологии по воде (рис. 1), обеспечивающий минимизацию стоков реакционной воды из реактора синтеза и экологическую чистоту процесса;

углекислый газ используется в технологическом цикле пароуглекислотной конверсии, и таким образом минимизируются выбросы СО2 в атмосферу;

исключается потребность в кислороде или обогащенном воздухе, необходимая для большинства типов конверсии;

отсутствие азота и его окислов в цикле целевого продукта.

Основная стадия процесса — синтез Фишера-Тропша жидких углеводородов из синтез-газа — осуществляется в Arge-реакторе с неподвижным слоем, который отличается достаточной надежностью и возможностью тщательного регулирования термодинамических параметров и условий теплоотвода в процессе. Последний фактор является весьма существенным из-за высокоэкзотермической реакции ФТ-синтеза (1).

Ключевые характеристики процесса, технологическая схема, материальный баланс процесса, свойства синтетического дизельного топлива, а также экологические характеристики технологии и топлива рассмотрены в [13, 14]. В данной статье подробно остановимся на экономических показателях технологии.

Экономические показатели

Различным аспектам методики экономических оценок технологий посвящен целый ряд работ [16-65]. Анализ экономических показателей разрабатываемой технологии в основном соответствует указанным рекомендациям, согласованным с методикой ЮНИДО [16], согласно

54 ГАЗОХИМИЯ I июнь-июль 2008 года

ТЕХНОЛОГИИ

которым необходимо проводить оценку динамических показателей

где t — продолжительность периода в годах, r — ставка процента.

На величину ставки процента влияют:

— инфляция;

— альтернативная возможность использования денег;

— риск, суммарно выражающийся уравнением [16, 17, 62]:

r = IR + MRR • RI,

где IR

— минимальная реальная норма прибыли; RI (risk of investments) — коэффициент, учитывающий степень инвестиционного риска (очевидно, RI >= 1).

Обычно в проектном анализе r берется как экзогенная величина (то есть данная извне, расчет которой не входит в задачи проекта), равная, например, кредитному проценту (альтернативной стоимости капитала, или упущенной выгоде). Для собственного капитала фирм ставка процента (или норма дисконта) определяется депозитным процентом по вкладам, для заемного капитала — ставками по долгосрочным кредитам. Достаточно точной оценкой долларового кредитного процента является величина средней учетной банковской ставки r = 10-12%.

По методике ЮНИДО и, соответственно, [16] наиболее употребимы следующие дисконтированные критерии эффективности проектов [16, 17, 62]:

— чистая текущая ценность (Net present value) NPV;

— индекс прибыльности (Profitability index) PI;

— отношение выгод к затратам (Benefit to cost ratio) B/C ratio;

— внутренняя норма доходности проекта (Internal rate of return) IRR;

— период окупаемости (Payback period) PBP.

Чистая текущая ценность — NPV (чистый дисконтированный доход

— ЧДД [16, 17], чистая приведенная стоимость, чистый приведенный

доход), сумма дисконтированных значений нетто-поступлений (поступлений за вычетом затрат с учетом начальных инвестиций), получаемых в каждом году в течение всего срока жизни проекта:

t £3 _ Ґ'

npv = ^tPJ-Co, (11) c-1 0 + 0

где Bi (Benefit) — выгоды проекта в год i; Ci (Cost) — затраты проекта в год i; I = 1 / t — текущие годы жизни проекта до момента t; Co — начальные инвестиции (фиксированные затраты) — затраты нулевого года — недисконтированная величина (коэффициент дисконтирования равен 1).

Проект, дающий положительное значение NPV при выбранной ставке дисконтирования (обычно принимаемой равной альтернативной стоимости капитала), является приемлемым.

Принимая значения по годам (Bi - Ci) = (Bt - Ct) = const, получаем:

f і

NPV = (Bi-Ci)'Z-±4-C0. (12) ы (1 + 0

Величина

есть не что

иное, как сумма коэффициентов дисконтирования, то есть коэффициент аннуитета

проект, дающий положительное значение npv при выбранной

ставке дисконтирования (обычно принимаемой равной альтернативной стоимости капитала), является приемлемым

1

1=1 /=1 О + ч

o+o'-i

(1 + г)* X г

.

как и коэффициент дисконтирования d(t, r), табулированы в специальной литературе [17]. В итоге NPV = (Bt- Ct) • a(t, r) - Co. (14) Как показано в [14, 65], коэффициент аннуитета при принятых t и r (срок жизни проекта 15 лет, банковская ставка 10-12%, то есть t = 15, r = 11%) равен a (15, 11) = 7,2 [17]. Тогда [14, 65] NPV = 1,7-106 USD, что говорит об экономической эффективности проекта.

Индекс прибыльности — PI, относительная прибыльность проекта или дисконтированная стоимость чистых денежных поступлений от всего проекта (чистый дисконтированный доход проекта с учетом начальных инвестиций — ЧДД) в расчете на единицу вложений:

PI = NPV/ Co.

Для рассматриваемого проекта этот показатель равен PI = 48%.

Отношение выгоды/затраты — B/C ratio, отношение дисконтированного потока (суммы) выгод к дисконтированному потоку затрат (с учетом начальных инвестиций) за весь период жизни проекта:

Считая, как и в вышеприведенном расчете, Bi = Bt = const и Ci = Ct = const, получаем

где a(t, r) — коэффициент аннуитета. Как было указано выше, для срока t, соответствующего сроку жизни проекта, a (15, 11) = 7,2.

Согласно [14, 65] B/C ratio = 1,24, то есть и по этому показателю («рубль на рубль») проект является экономически весьма привлекательным.

Внутренняя норма доходности — IRR (ВНД [16, 17], внутренние нормы рентабельности и прибыльности), дисконтированный показатель прибыльности проекта, процент возврата, который обеспечивается на всю совокупность вкладываемых в проект ресурсов (инвестиционные и эксплуатационные затраты). Нетрудно видеть, что технически IRR представляет собой ставку дисконтирования r, соответствующую «точ-

июнь-июль 2008 года I ГАЗОХИМИЯ 55

ТЕХНОЛОГИИ

Рис. 2,

К определению внутренней нормы доходности (рентабельности) IRR

таким образом, предлагаемая технология является результатом тщательных научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических проработок

ке безубыточности» проекта (где убывающая функция NPV = f(r) пересекает ось абсцисс), означающей, что NPV = 0, то есть дисконтированная сумма затрат за весь проект равна дисконтированной сумме выгод (выручки). Если банковская учетная ставка меньше IRR, то возврат капитала от проекта выше, чем альтернативная стоимость капитала (r), то есть проект выгоден, если наоборот, то проект убыточен. В таком случае, положив деньги в банк, инвестор получит большую выгоду. Таким образом, «точка безубыточности» соответствует внутренней норме доходности проекта, то есть максимальной альтернативной стоимости капитала, при которой проект еще не убыточен. Очевидно, чем дальше точка пересечения кривой NPV = f(r), тем совершеннее проект. Значение IRR является нижним гарантированным уровнем прибыльности (гарантированной внутренней нормой доходности) проекта.

На рис. 2 показан график NPV = f(r) [14, 65], из которого видно, что для данного проекта внутренняя норма доходности (внутренняя норма рентабельности) IRR равна ~19 %.

Очевидна следующая корреляция между рассмотренными критериями — дисконтированными показателями ценности проекта:

NPV > 0, PI > 1, IRR > r;

NPV< 0, PI < 1, IRR < r;

NPV = 0, PI = 1, IRR = r.

Рис. 3

Я К определению дисконтированного периода окупаемости РВР

Период окупаемости — PBP, период времени, необходимый для полного возмещения суммы, инвестированной в проект (окупаемость начальных инвестиций). Данный критерий аналогичен статическому сроку окупаемости, но использует дисконтированные значения выгод и затрат. Под периодом окупаемости (PBP) понимается тот период времени, за который поток (сумма) дисконтированных доходов (чистой прибыли после уплаты налогов) станет равным дисконтированному потоку затрат (с учетом начальных инвестиций), то есть когда NPV =f(t) = 0.

Для определения PBP необходим анализ функции NPV = f(t) при данной ставке r = 10-12% (очевидно, dNPV(t)/dt > 0). Ясно, что ввиду приведения будущих доходов к настоящему времени (коэффициент дисконтирования d(t, r) < 1) дисконтированный период окупаемости будет больше, чем статический срок окупаемости.

На рис. 3 показан график NPV = f(t), из которого следует, что дисконтированный период окупаемости PBP равен ~6,7 года. Для химикотехнологической отрасли, по дан-

ным аналитических обзоров Amoco [60, 61], период окупаемости составляет в среднем 7 лет.

Отметим, что определение дисконтированного периода окупаемости — не что иное, как определение «точки безубыточности» относительно времени эксплуатации проекта t.

Таким образом, условие NPV = 0 («точка безубыточности») определяет целый ряд критических параметров проекта в зависимости от того, по какому аргументу исследуется функция NPV = f(r, t, Q). Если рассматривается зависимость NPV =f(r), то это условие («точка безубыточности» относительно альтернативной стоимости капитала r) отвечает внутренней норме доходности проекта IRR. Анализ зависимости NPV = f(Q), где Q — объем производства (объем продаж), согласно этому условию, определяет «точку безубыточности» по объему производства. Условие NPV = 0 для зависимости NPV = f(t) определяет «точку безубыточности» по времени эксплуатации проекта.

Кроме того, оценка экономических показателей технологии, выполненная в соответствии с современными международными требованиями анализа проектов ЮНИДО [16, 17, 62, 63], показывает, что разрабатываемый малостадийный процесс получения синтетического жидкого топлива из природного газа экономически эффективен и, безусловно, обеспечивает конкурентоспособность по целевому продукту. Особенно это относится к условиям автономного обеспечения рассредоточенных потребителей, учитывая стоимость доставки привозного нефтяного топлива и резко возросшую его исходную стоимость.

Таким образом, предлагаемая технология является результатом тщательных научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических проработок. Реализация всех отработанных поста-дийно технических решений в едином модульном исполнении обеспечит следующие преимущества разрабатываемой технологии.

1. Минимальное число стадий (две основные стадии — конверсия и синтез и дополнительная упрощенная стадия фракционирования), определяемое максимальным выходом целевого продукта в каждой стадии и высоким качеством топлива, получаемого непосредственно в синтезе в однопроходном режиме (без ре-циклинга, стадий гидрокрекинга и

56 ГАЗОХИМИЯ I июнь-июль 2008 года

ТЕХНОЛОГИИ

гидрооблагораживания), что обеспечивает экономичность в создании, простоту и возможность эксплуатации установок в полевых условиях (включая непрерывный рабочий ресурс каталитических систем не менее одного года).

2. Низкое давление процесса (до 1012 атм), что обусловливает возможность его ведения при давлении, соответствующем исходному давлению природного газа на низконапорных скважинах без предварительного его компримирования; при этом обе основные стадии осуществляются при одинаковом давлении, поэтому отсутствует также необходимость компримирования синтез-газа между стадиями (такое компримирование присуще практически любой технологии, в том числе в так называемых компрессионных реакторах); отсутствие компримирования как природного газа, так и синтез-газа обеспечивает снижение энергозатрат не менее чем на 20%, с созданием замкнутого энергетического цикла.

3. Производство углеводородного моторного топлива:

обладающего максимальной теплотой сгорания (по сравнению с любым оксигенатным топливом, в том числе метанолом и диметиловым эфиром);

обеспечивающего возможность использования существующей инфраструктуры заправочной сети, хранения (отсутствие необходимости баллонов высокого давления для КПГ и ДМЭ и криогенных баллонов для СПГ) и моторостроения без капиталовложений в эти сферы;

имеющего высокие моторные характеристики (высокие цетановые числа дизельного топлива за счет максимального содержания н-парафинов среди целевых продуктов синтеза) и регулируемые эксплуатационные свойства, в том числе в северных условиях (регулируемые температура застывания и холодная вязкость за счет регулируе-

мой концентрации изопарафинов в процессе синтеза).

4. Экологическая чистота процесса, определяемая тем, что именно в силу экологических требований была выбрана в качестве первой стадии комбинированная пароуглекислотная конверсия с использованием отходящей реакционной воды второй стадии (синтез жидких углеводородов) и углекислого газа в технологической линии конверсии, что обеспечило практически замкнутый цикл по реакционным выбросам процесса.

5. Экологическая чистота получаемого синтетического моторного топлива, определяемая полным отсутствием серы и ароматики среди целевых продуктов синтеза, что позволяет использовать это топливо не только по прямому назначению, но и в качестве добавки для компаундирования нефтяных топ-

разрабатываемый процесс получения синтетического жидкого топлива из природного газа экономически эффективен и обеспечивает конкурентоспособность по целевому продукту

лив, повышая их экологические характеристики.

6. Отсутствие потребности в кислороде или обогащенном воздухе, необходимой для большинства типов конверсии, отсутствие азота в цикле целевого продукта.

7. Гибкое регулирование мощности с модульным наращиванием масштаба.

8. Вполне приемлемые экономические показатели по основным международным критериям оценки эффективности и конкурентоспособности проектов.

1. Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. - М.: Химия, 1995. - 304 с.

2. Малостадийная технология производства синтетических дизельных и реактивных топлив из природного газа на малогабаритных установках низкого давления / В.М. Батенин, Д.Н. Каган, А.Л. Лапидус и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2000. - № 1. - С. 21-27.

3. Batenin V.M., Kagan D.N., Lapidus A.L., Pekhota F.N., Radchenko M.N., Sedykh A.D., Shpilrain E.E. Short-stage technology of synthetic diesel and jet fuels production from natural gas for small-scale installations of low pressure. In: Studies in surface and catalysis. Vol.119. Natural gas conversion V. /Ed. A.Parmaliana et al. - Amsterdam, New York, Oxford, Tokyo: Elsevier Science B.V. - 1998. - P. 901-906.

4. Разработка малостадийной технологии производства синтетического моторного топлива (дизельных и реактивных фракций) из природного газа на малогабаритных установках / В.М. Батенин, Д.Н. Каган, А.Л. Лапидус и др. / В сб.: Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 111-122.

5. Radchenko M.N., Kagan D.N., Krechetova G.A. Synthetic liquid hydrocarbon motor fuel from natural gas. - M.: IVTAN, 1998. - 223 p.

6. Yoshimura Y., Shokubai T. Application of thermodynamic analysis when elaborating catalysts // Catalysts and Catalysis, 1998. - V. 40. - № 8. - P. 608-616.

7. Каган Д.Н., Кречетова Г.А., Шпильрайн Э.Э. Оценка влияния введения метана в качестве одного из исходных компонентов на термодинамические харак-

июнь-июль 2008 года I ГАЗОХИМИЯ 57

ТЕХНОЛОГИИ

теристики синтеза Фишера-Тропша / В сб.: Химия угля на рубеже тысячелетий.

Ч. 1. - М.: Изд. МГУ, 2000. - С. 63-65.

8. Жоров Ю.М. Термодинамика химических процессов. Нефтехимический синтез, переработка нефти и природного газа: Справочник. - М.: Химия, 1985. - 464 с.

9. Лапидус А.Л., Крылова А.Ю. Катализаторы синтеза углеводородов из СО и Н2 / В сб.: Актуальные проблемы нефтехимии. - М.: Наука, 2001. - С. 17.

10. Влияние содержания кобальта на свойства катализаторов синтеза углеводородов из СО и Н2 / А.Л. Лапидус, А.Ю. Крылова, М.В. Цапкина и др. / В сб.: Актуальные проблемы нефтехимии. - М.: Наука, 2001. - С. 262.

11. Синтез углеводородов из СО и Н2 в присутствии кобальт-алюминиевых катализаторов / А.Л. Лапидус, А.Ю. Крылова, Л.В. Синева и др. / В сб.: Химия угля на рубеже тысячелетий. Ч. 1. - М.: Изд. МГУ, 2000. - С. 53-55.

12. Лапидус А.Л., Крылова А.Ю. Синтез изопарафинов // Успехи химии. -1998. - Т. 67. - № 11. - С. 1032-1044.

13. Каган Д.Н., Лапидус А.Л., Крылова А.Ю. Разработка малостадийной технологии переработки природного газа в синтетические дизельные и реактивные топлива на малогабаритных установках низкого давления / В кн.: Газохимия в XXI веке. Проблемы и перспективы. - М.: Нефть и газ, 2003. - С. 131-170.

14. Каган Д.Н., Кречетова Г.А., Шпильрайн Э.Э. Малостадийный процесс получения синтетических моторных топлив из природного газа на малогабаритных установках низкого давления. Технология. Экономика. Препринт ОИВТ РАН № 8473. - М., 2004. - 59 с.

15. Арутюнов В.С., Крылов О.В. Окислительные превращения метана. - М.: Наука, 1998. - 361 с.

16. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 15.07.1993 № 683). - М.: Теринвест, 1994. - 86 с.

17. Волков И.М., Грачева М.В. Проектный анализ. - М.: Банки и биржи, ЮНИ-ТИ, 1998. - 423 с.

18. Curry S., Weiss J. Project Analysis in Developing Countries. - London: The Macmillan Press LTD, 1993. - 224 p.

19. Инвестиционное проектирование: практическое руководство по экономическому обоснованию инвестиционных проектов / Под ред. РИ. Шумилина. - М.: Финста-тинформ, 1995. - 108 c.

20. Эксперт. - 1997. - № 1. - С. 19.

21. Методические рекомендации по составлению бизнес-плана. - М.: ОАО «Московский комитет по науке и технологиям», 1994. - 42 с.

22. Коммерсант. - 1995. - № 7. - С. 21.

23. Bromwich M. The Economic of Capital Budgeting. - N.Y.: Penquin Books, 1976. -192 p.

24. Clark J. Capital Budgeting: Planning and Control of Capital Expenditures. -London: The Macmillan Press LTD, 1980. - 158 p.

25. Лав В.Д. Как понимать и использовать финансовую отчетность. - М.: Джон Уайли энд Санз, 1996. - 256 с.

26. Gittinger J.P. Economic Analysis of Agricultural Projects. - Baltimore: Johns Hopkins University Press., 1982. - 52 p.

27. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева и др. - М.: Изд. НУМЦ Минприроды России, 1997. - 144 c.

28. Арсланова З., Лившиц В. Принципы оценки инвестиционных проектов в разных системах хозяйствования // Инвестиции в России. - 1995. - № 1-2. - С. 24-41.

29. Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. - М.: ИНФРА-М (Интерэксперт), 1995. - 84 c.

30. Бернстайн Л.А. Анализ финансовой отчетности: теория, практика и интерпретация. - М.: Финансы и статистика, 1996. - 130 c.

31. Бизнес-план инвестиционного проекта: отечественный и зарубежный опыт. Современная практика и документация / Под ред. В.М. Попова. - М.: Финансы и статистика, 1997. - 218 c.

32. Брейли Р., Майерс С. Принципы корпоративных финансов. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 1997. - 188 c.

33. Ван Хорн Дж. К. Основы управления финансами. - М.: Финансы и статистика, 1996. - 346 c.

34. Горемыкин В.А., Богомолов А.Ю. Планирование предпринимательской деятельности предприятия. - М.: Инфра-М, 1997. - 102 c.

35. Дунаев В.Ф. Капитальные вложения и начальные инвестиции // Экономика и математические методы. - 1990. - Т. 26. - Вып. 6. - С. 18-27.

36. Идрисов А.Б. Анализ чувствительности инвестиционных проектов // Инвестиции в России. - 1994. - № 3. - С. 30-42.

37. Идрисов А.Б. Планирование и анализ эффективности инвестиций. - М., Финансы и статистика, 1994. - 128 c.

38. Идрисов А.Б., Картышев С.В., Постников А.В. Стратегическое планирование и анализ эффективности инвестиций. - М.: Информ.-изд. дом «Филинъ», 1997. - 198 c.

39. Комплексная оценка эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса: Сб. трудов. - М.: Информэлектро, 1989. - 84 c.

40. Коласс Б. Управление финансовой деятельностью предприятия. Проблемы, концепции и методы / Под ред. проф. Я.В. Соколова. - М.: ЮНИТИ (Финансы), 1997. - 264 c.

41. Кочович Е. Финансовая математика: Теория и практика финансово-банковских расчетов. - М.: Финансы и статистика, 1994. - 220 c.

42. Кузнецова О.А., Лившиц В.Н. Структура капитала. Анализ методов ее учета при оценке инвестиционных проектов // Экономика и математические методы. - 1995.

- Т. 31. - Вып. 4. - С. 21-34.

43. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. - М.: БЕК, 1996. - 92 c.

44. Материалы рубрики «Проектный анализ» // Экономика и жизнь. - 1995.

- № 2, 4, 6, 15, 20.

45. Патров В.В., Ковалев В.В. Как читать баланс. - М.: Финансы и статистика, 1993. - 99 c.

46. Проект и его жизненный цикл. - Вашингтон: Институт эконом. развития Всемирного банка, 1994. - 67 c.

47. Ронкин Г., Смоляк С. Смена ориентиров // Инвестиции в России. - 1994.

- № 4-5. - С. 42-50.

48. Родионова В.М., Федотова М.А. Финансовая устойчивость предприятия в условиях инфляции. - М.: Перспектива, 1995. - 79 c.

49. Руководство по проектному анализу. - Вашингтон: Институт эконом. развития Всемирного банка, 1994. - 151 c.

50. Смирнов А.Л. Организация финансирования инвестиционных проектов. -М.: АО «Консалтбанкир», 1993. - 201 c.

51. Стоянова Е.С. Финансовый менеджмент в условиях инфляции. - М.: Перспектива, 1994. - 91 c.

52. Холт РН., Баренс С.Б. Планирование инвестиций. - М.: Дело ЛТД, 1994. - 189 c.

53. Черняк В.З. Оценка бизнеса. - М.: Финансы и статистика, 1996. - 297 c.

54. Четыркин Е.М. Методы финансовых и коммерческих расчетов. - М.: Дело ЛТД, 1992. - 69 c.

55. Шапиро В.Д. и др. Управление проектами. - СПб.: ДваТрИ, 1996. - 89 c.

56. Шарп У., Александер Г., Бейли Дж. Инвестиции. - М.: Инфра-М, 1997. - 207 c.

57. Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С. Методика финансового анализа. - М.: Ин-фра-М, 1995. - 37 c.

58. Результаты испытаний и экономические оценки малостадийной технологии получения синтетического дизельного топлива из синтез-газа / В.М. Батенин, В.С. Будцов, Д.Н. Каган и др. / В сб.: Химия угля на рубеже тысячелетий. -

Ч. 1. - М.: Изд. МГУ, 2000. - С. 59-62.

59. Боксерман Ю.И., Грунвальд В.Р., Брагинский О.Б. Перспективы развития, производства и применения в России моторных топлив и химических продуктов из природного газа до 2010 г. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 40 c.

60. Gradassi M.J., Green N.W. Economical aspects of natural gas processing technologies. Fuel Processing Technology, 1995. - V. 42. - Р. 65-83.

61. Gradassi M.J. Gas-to-Liquid R&D: Setting Cost Reduction Targets. 6th Natural Gas Conversion Symposium, Alaska, USA, June 17-21, 2001, article 70.

62. Брагинский О.Б., Шлихтер Э.Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение. - М.: Academia, 2002. - 262 с.

63. Брагинский О.Б. Мировая нефтехимическая промышленность. - М.: Наука, 2003. - 556 с.

64. Брагинский О.Б. Мировой нефтегазовый комплекс. - М.: Наука, 2005. - 576 с.

65. Каган Д.Н., Кречетова Г.А., Шпильрайн Э.Э. Экономические показатели малостадийной технологии переработки природного газа в синтетические дизельные и реактивные топлива на малогабаритных установках низкого давления. - М.: Нефть и газ, 2004. - С. 63-77.

58 ГАЗОХИМИЯ I июнь-июль 2008 года