Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Транспорт природного и попутного нефтяного газа и продуктов их переработки 10
1.1 Транспорт сжиженного природного газа 14
1.2 Транспорт метанола 19
1.3 Транспорт диметилового эфира 22
Глава 2 Совершенствование производства метанола 28
2.1 Технология производства метанола 28
2.1.1 История развития технологий производства метанола 28
2.1.2 Сырье для синтеза метанола 33
2.1.3 Современные промышленные способы производства метанола 35
2.2 Способы размещения установок для производства метанола 37
2.2.1 Крупнотоннажное производство метанола на суше 37
2.2.2 Малотоннажное производство метанола для размещения на промыслах 44
2.2.3 Производство метанола в море 48
2.3 Реакторы синтеза метанола 63
2.3.1 Реакторы для синтеза при высоком давлении 64
2.3.2 Реакторы для синтеза при низком давлении
2.4 Катализаторы синтеза метанола 73
2.5 Области применения метанола в нефтегазовой промышленности 77
2.6 Рынок метанола
2.6.1 Анализ мирового производства и использования метанола 79
2.6.2 Анализ производства и потребления метанола в России 92
Глава 3 Совершенствование производства диметилового эфира 99
3.1 Становление производства диметилового эфира в России 99
3.2 Мировой опыт производства диметилового эфира 102
3.3. История применения диметилового эфира в топливах 107
3.3.1 Использование диметилового эфира в качестве моторного топлива дизельных двигателей 108
3.4. Производство диметилового эфира 111
3.4.1. Технология получения диметилового эфира дегидратацией метанола 112
3.4.2. Одностадийный синтез диметилового эфира из синтез-газа 118
3.4.3. Выбор технологии переработки 124
Глава 4 Перспективы использования метилового спирта и диметилового эфира 127
4.1. Перспективы и прогнозы использования метанола 127
4.2 Перспективы и прогнозы использования диметилового эфира 132
4.2.1 Перспективы диметилового эфира как топлива 132
4.2.2 Производство диметилового эфира в море 138
Выводы 142
Список использованных источников 143
- Транспорт метанола
- Современные промышленные способы производства метанола
- Мировой опыт производства диметилового эфира
- Перспективы и прогнозы использования диметилового эфира
Введение к работе
Актуальность темы. Во многих газодобывающих странах имеются большие запасы природных газов, находящиеся в труднодоступных районах, удаленных от мест потребления и районах со сложным климатом, где отсутствуют крупные рынки потребления углеводородного сырья. В этом случае сооружение магистральных газопроводов часто оказывается технически либо экономически нецелесообразным. Расходы на перекачку газа по магистральным газопроводам достаточно высоки, в связи с этим транспортировка газа непосредственно к местам потребления требует крупных капиталовложений как на строительство магистральных газопроводов так и на сооружение компрессорных станций. Подобное строительство может быть целесообразным только для крупных месторождений, обеспечивающих загрузку магистральных газопроводов минимум на 20-25 лет. Достаточно часто освоение месторождений сдерживает именно отсутствие действующих газотранспортных коммуникаций вблизи от них.
Обеспечение России природным газом и развитие газовой промышленности России в ближайшем будущем связано с освоением отдаленных, труднодоступных месторождений, расположенных в недрах арктических морей и районах континентального шельфа. Освоение этих месторождений невозможно без разработки коммерчески привлекательной схемы транспортирования извлекаемого углеводородного сырья потребителям СНГ и Западной Европы. Помимо того, в районах добычи нефти порядка 9,1 млрд. м3 попутного газа ежегодно сжигается на факелах. Согласно оценкам в России на нефтепромыслах каждый год бесполезно сгорает около трети извлекаемого количества попутного нефтяного газа. Сжигание ПНГ наносит огромный ущерб окружающей среде и экономике страны. В настоящее время нефтегазодобывающие компании испытывают трудности при переработке попутного нефтяного газа, в связи с ограничением его использования на промыслах и формированием газотранспортной системы. Создание трубопроводной системы транспорта газа из указанных районов чрезвычайно дорого из-за больших расстояний и сурового климата. В связи с вышесказанным не менее актуальной является проблема утилизации ПНГ, получающегося совместно с нефтью на крупных, но отдаленных нефтяных месторождениях.
Помимо строительства магистральных трубопроводов и сжижения
природного газа с последующим транспортированием в специальных морских танкерах возможными решениями задачи являются химическая переработка природного газа в смесь жидких углеводородов, в том числе моторные топлива,
непосредственно в районах добычи, и последующая их транспортировка по более экономичной и гибкой схеме транспорта жидких продуктов (танкеры, трубопроводы малого диаметра, железная дорога). Превращение газовых запасов в востребованный потребителем продукт (монетизация запасов) весьма актуально.
В настоящее время появляются новые предложения относительно возможностей применения технологии GTL. Внедрение технологии GTL в промышленных масштабах позволит газодобывающим странам или нефтегазовым компаниям превратить в востребованный продукт те запасы газа, которые раньше считалось экономически нецелесообразным добывать и транспортировать потребителю. Ряд стран, располагающих значительными ресурсами природного газа и по географическим условиям лишенных возможности пользоваться трубопроводным транспортом для доставки его потребителям, для развития своего экспортного потенциала уже активно используют (Малайзия, Тринидад) или ведут активную подготовку к использованию (Нигерия, Катар, Австралия) конверсии газа в такие жидкие продукты, как синтетические жидкие углеводороды (СЖУ) или метанол.
Исходя из сказанного, такие технологические идеи, как проекты плавучих
установок по переработке природного и попутного нефтяного газа
«нерентабельных» морских месторождений в востребованные на рынке продукты, является актуальной задачей и может способствовать развитию нефтегазового комплекса страны.
Цель работы: исследование вопросов утилизации природного и попутного нефтяного газа отдаленных, мелких, нерентабельных месторождений и их переработка в метанол и диметиловый эфир (ДМЭ) непосредственно на месте.
Реализация поставленной цели обусловила необходимость решения следующих задач:
анализ состояния и выявление тенденций развития внешнего и внутреннего рынков углеводородного сырья и продуктов из него;
выявление «нерентабельных» газовых месторождений на шельфе арктических морей России и выбор наиболее перспективных для освоения их в ближайшие годы;
исследование процесса производства метанола и диметилового эфира, а также вопросы их дальнейшей транспортировки;
проведение анализа существующих технологий по получению метанола и диметилового эфира в России и за рубежом;
- исследование возможности применения плавучих установок по переработке попутного и природного газа в вышеуказанные продукты в морских условиях.
Научная новизна. Впервые проведен анализ по развитию и функционированию заводов по производству метанола и ДМЭ. Рассмотрены существующие технологии по получению данных продуктов из природного и попутного нефтяного газа, а также возможные способы размещения этих производств. Выявлены различия, преимущества и недостатки технологий производства метанола и ДМЭ.
Впервые рассмотрено становление, развитие плавучих установок по получению метанола и диметилового эфира. Проведен анализ технологий и технических средств по производству метанола и ДМЭ в море. Дана оценка перспектив дальнейшего применения этих технологий в морских условиях.
Практическая ценность работы. Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию газового дела в России и за рубежом.
Основные положения работы используются в учебном процессе и включены в программу дисциплины «Современные ресурсоэнергосберегающие технологии при проектировании и эксплуатации газонефтепроводов и газонефтехранилищ» при подготовке магистров направления 21.04.01 «Нефтегазовое дело», а также включены в программу дисциплины «История развития технических средств и способов освоения морских месторождений нефти и газа» при подготовке бакалавров направления 131000 «Нефтегазовое дело» в ФГБОУ ВПО УГНТУ.
Представленные в диссертации результаты работы будут полезны при выборе технологий производства на конкретных месторождениях, расположенных как на суше, так и на море.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора представлены на: международном научно-практическом семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2014 г.); международных научно-технических конференциях «Реактив – 2011, 2012, 2013, 2014» (г. Уфа); международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт – 2012, 2013» (г. Уфа, УГНТУ); на 63, 64, 65 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ,2012, 2013, 2014 г.).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 22 печатных издания, в том числе: 4 статьи в ведущих журналах, рекомендуемых перечнем ВАК и 17 тезисов докладов на научно-технических конференциях.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов, содержит 154 страницы машинописного текста, в том числе 14 таблиц, 43 рисунка, библиографический список из 144 наименований.
Транспорт метанола
Перспективным направлением потребления природного газа отдаленных месторождений в настоящее время является его переработка в синтетические жидкие топлива. Существующие на данный момент промышленные процессы производства и переработки топлива по технологии GTL состоят из нескольких стадий, включающих стадию образования синтез-газа (смесь CО и H2), стадию получения жидких продуктов (синтетической нефти или диметилового эфира), стадию каталитического гидрооблагораживания нефти с производством высокорентабельной продукции, но прежде всего должно быть экологически чистое моторное топливо.
Диметиловый эфир (ДМЭ) - простейший эфир, он практически не токсичен и практически не загрязняет окружающую среду. При н. у. ДМЭ пребывает в газообразном состоянии, однако очень легко сжижается при давлении 0,5 МПа (и при температуре 20С) [69]. ДМЭ может быть получен из любого углеродсодержащего сырья: природного либо попутного газа, а также отходов деревообрабатывающей промышленности или иного биосырья.
ДМЭ очень схож с СПГ по своим физическим свойствам, и в тоже время имеет неоспоримые технологические преимущества перед ним [135].В связи с этим ДМЭ может являться заменителем сжиженного природного газа в качестве моторного топлива, топлива для газовых турбин, в коммунальном хозяйстве и быту. ДМЭ имеет существенно более высокую температуру сжижения (минус 24,5С) в сравнении с СПГ, поэтому ДМЭ можно хранить в тех же резервуарах, что и СПГ [140].
При сгорании ДМЭ не образуется сажа, а только вода и углекислый газ. Теплотворная способность ДМЭ (28,4 МДж/кг) только немного ниже низшей удельной теплоты сгорания природного газа.
Важное преимущество ДМЭ – это возможность поставлять его в контейнерах, баллонах и цистернах прямо от производителя или с приемного терминала конечным потребителям на заправки и в личные коммунальные хозяйства. При этом снижаются затраты на распределение. Современные суда, перевозящие сжиженный газ, идеально подходят для перевозки жидкого ДМЭ. Возможна транспортировка ДМЭ в контейнерах и лихтерах. А существующую инфраструктуру хранения сжиженного газа можно полностью приспособить для хранения ДМЭ.
Огромным плюсом проектов GTL является возможность создания наиболее экономичной системы транспортировки и доставки жидких продуктов при окружающих температурах и давлениях, в т.ч. по существующим в данный момент нефтепроводам или в стандартных обычных танкерах и цистернах, а также нет необходимости в использовании специальных танкеров и различных хранилищ с криогенными резервуарами или оборудованием. По различным оценкам некоторых фирм, на внедрение проектов по получению ДМЭ требуется гораздо меньше капвложений, нежели для проектов сжиженного природного газа при одинаковом же объеме переработки исходного сырьевого газа. В данный момент большое внимание в России уделяется технологии получения ДМЭ, который будет использоваться как экологически чистое топливо для двигателей (при незначительных переделках топливной системы транспортного средства).
Перспективность развития направления переработки природного газа в ДМЭ обусловлена следующими причинами [109,124]:
Уменьшение роста разведанных запасов нефти - как сырья для производства различных жидких моторных топлив (бензина и дизельного топлива). Специалисты оценивают, что в связи с непрерывным, постоянным увеличением роста мирового потребления жидких моторных топлив, запасов нефти хватит на срок до 40 лет. В связи с чем резко встает проблема использования иных видов углеводородного сырья, а именно, природного газа;
Продолжение глобального потепления климата нашей Земли, которое приведет к катастрофически тяжелым последствиям на всех континентах. В этой связи в 1997 г. примерно 160 стран приняли так называемый Киотский протокол, призывающий все промышленно-развитые страны сократить к 2008 - 2012 гг. выбросы газов, которые способствуют появлению парникового эффекта, в среднем на 5,2% по сравнению с показателем 1990г., в т.ч: окислов азота, метана, углекислого газа и т.п. Отсюда следует, что всё жестче становятся требования для сокращения факельного сжигания природного, попутного и других видов углеводородных газов на нефтегазовых промыслах, газо- и нефтеперерабатывающих заводах, а также других нефтехимических комбинатах;
Увеличение на мировом рынке экологических требований к горючим моторным топливам (бензинам и дизельным топливам) по содержанию в них серы, ароматических углеводородов, олефинов. Совсем жесткие требования вводятся теперь по содержанию серы, так как она отравляет катализаторы в ТС, которые способствуют полному сгоранию топлива и нейтрализующие вредные для экологии примеси в выхлопных газах, в частности окислы азота.
Технология GTL может обеспечить получение еще дополнительного количества жидких высококачественных бессернистых моторных топлив (в частности ДМЭ), где будут использоваться в качестве сырья природные и попутные газы отдаленных от берега месторождений с различными запасами, что одновременно решит проблему рентабельной транспортировки энергоносителей к местам их потребления и уменьшит сокращение выбросов в атмосферу различных парниковых газов.
Показательным является также сравнение вариантов разработки ряда месторождений Восточной Сибири со строительством традиционного газопровода или завода производства ДМЭ, с последующей транспортировкой продукции по железной дороге. В данном случае рассматривался вариант использования ДМЭ в качестве перспективного моторного топлива.
В качестве критерия экономической эффективности применялась заданная величина показателя внутренней нормы доходности (IRR) равная 12%. В качестве базовой принята промысловая цена газа, равная 25 $/1000 м3, условно принято расстояние транспортировки продукции на 2500 км.
Основной задачей проводимых экономических расчетов было определение возможности обеспечения заданного норматива эффективности в рамках прогнозируемых цен на товарную продукцию при различных затратных показателях. При таком подходе, искомыми переменными в расчетах экономической эффективности являются не величины показателя IRR, а цены на товарную продукцию[71,76,]. Результаты расчетов представлены в таблице 3.
Из таблицы видно, что транспорт газа по магистральному газопроводу не эффективен, в отличие от ДМЭ, расчетная цена которого находится в допустимом интервале прогнозных цен, при его использовании в качестве моторного топлива. Следует отметить, что при расположении завода вблизи морского побережья разница будет еще более существенной за счет более дешевой транспортной схемы вывоза ДМЭ.
Современные промышленные способы производства метанола
При добыче на промыслах сначала происходит разделение многофазной продукции, и затем последующее получение метанола на морском месторождении.
Применение сепарационных установок обеспечивает разделение потока на две составные части: нефть и газ. Нефть транспортируется на берег выбранным для данного месторождения способом (трубопровод, танкер), а в отношении газа принимается одно из следующих решений [110,119]:
В 1979 – 1980 годах было проведено исследование технической и экономической целесообразности строительства в Северном море плавучего завода по получению из попутного газа метанола [110].
В 1980-е годы все используемые процессы производства метанола из природного газа включали риформинг очищенного от сернистых соединений в потоке пара с образование промежуточного газа, содержащего СО, Н2 и СО2 в соответствующих пропорциях. В 1967 г. английская компания «ICI» разработала процесс производства метанола из природного газа.
Применяемые процессы получения метанола, главным образом схожи, однако отличаются применяемыми катализаторами и различной конструкцией риформеров и реакторов. В 1997 году Дж.Аббатом был разработан и представлен на конференции по нефтехимии в Хьюстоне вариант плавучей морской установки по получению метанола, которую возможно разместить рядом с нефтедобывающей платформой [57].
Согласно предлагаемой схеме процесс получения метанола включал следующие стадии: подготовка исходного газа, получение синтез - газа, синтез метанола и ректификация. С целью получения синтез - газа на плавучей метанольной установке рассматривалось четыре возможных решения: реакция углеводородов с кислородом; реакция углеводородов с воздухом, обогащенным кислородом; автотермическая конверсия с воздухом, обогащенным кислородом и компактный агрегат конверсии с топкой под давлением.
Фирма «ICI» (Великобритания) разработала технологию, представленную на рисунке 14, которая позволяла получать из природного газа синтез – газ с малым процентным содержанием инертных примесей и почти стехиометрическим соотношением СО и Н2. Тем не менее из газа со значительным содержанием пропана и бутана вырабатывается синтез – газ, содержащий недостаточное количество водорода [32, 47]. В подобной ситуации состав синтез – газа можно подкорректировать в дешевом мембранном аппарате.
В установке такого типа капитальные затраты распределяются следующим образом [66,91]: 60% приходится на блок получения синтез – газа, включая разделение воздуха; 9% - на узел синтеза метанола; 12% - на ректификацию метанола; 19% - на энергетические сооружения, включая газовую турбину.
В Лавертоне (Австралия) на заводе была построена наземная версия этой установки, которая проработала два года (1995 – 1997 гг.) и тем самым подтвердила свою надежность и эффективность.
В связи с тем, что многие вновь открытые газовые месторождения являются морскими, специалисты норвежской фирмы «Sоlcо» разработали проект специального судна [34] для автономного производства метанола в открытом море мощностью около 1 млн т/год. Это комбинированный плавучий агрегат, ведущий одновременно морскую добычу попутного газа и производство метанола. Одно из преимуществ предлагаемого проекта – максимальное приближение производства к источнику сырья. Также разработкой плавучих установок по производству метанола в морских условиях занимались фирмы: «Swedyarddevelоpment», «HaldоrTоpsоe», «ICI». По технологии фирмы «ICI» получают метанол под низким давлением[65]. Установка по получению метанола состоит из трех секций: получение синтез-газа, синтез метанола, очистка метанола.
К основным преимуществам морского комплекса перед береговым относят: экономичность перевозок метанола морским транспортом (танкерами или баржами) по сравнению с трубопроводным и железнодорожным, сокращение расходов на хранение, возможность использования последовательно на нескольких месторождениях по мере их истощения и малых затрат на его передислокацию.
В настоящее время имеются месторождения, освоение которых традиционными методами делает эти месторождения нерентабельным. Это связано с крупными финансовыми затратами на строительство добывающих платформ и подводных морских трубопроводов для транспорта газа от месторождений на берег и далее к потребителю. Поэтому в случае разработки мелких и средних морских месторождений эффективно использовать морские производственные комплексы (МПК) для переработки природного и попутного газа в метанол, который можно использовать на месте и также транспортировать его в различные районы мира обычными нефтеналивными танкерами или перекачивать по трубопроводу. Но как показала практика, перекачка метанола по трубопроводу малоэффективна из-за отсутствия возможности полной загруженности трубы и постоянного потребителя большого количества метанола. Наличие собственного производства метанола на газовых и газоконденсатных месторождениях позволяет исключить экологические угрозы, возникающие в случае аварийных ситуаций, вследствие отказа от транспортировки метанола на месторождение водным транспортом.
В настоящее время основное внимание организаций при разработке российских шельфовых месторождений газа обращено на освоение крупнейших месторождений газа, имеющих стратегическое значение не только для энергообеспечения России, но и стран Западной Европы и Юго-Восточной Азии [1, 132].
В Баренцевом и других морях России имеются месторождения, разведанные запасы которых составляют десятки и сотни миллиардов м3 газа, освоение которых традиционными методами делает эти месторождения нерентабельным (таблица Ошибка! Источник ссылки не найден.), в связи с большими затратами на строительство платформ и подводных газопроводов, транспортирующих газ от месторождений на берег и далее к потребителю. Таблица 4 - Характеристики газовых месторождений Баренцева моря Основные месторождения углеводородов на шельфе России расположены в арктических морях, наличие льда в которых создает специфические трудности для обустройства месторождений и транспорта добываемых углеводородов к потребителям. Штокмановское газоконденсатное месторождение, расположенное в Баренцевом море в 600 км к северу от Кольского полуострова, относится к крупнейшим месторождениям, разведанные запасы которого составляют более 3 триллионов м3. Наиболее перспективным для освоения с целью переработки природного газа в метанол является «Мурманское» месторождение с разведанными запасами газа - 120 млрд. м3, где глубина моря составляет около 100 м [24,132]. Таких месторождений как Северо-Кильдинское и Мурманское по запасам природного газа достаточно много. В районе месторождений возможно появление плавающих льдов.
До настоящего времени разработки проектов освоения «нерентабельных» месторождений практически не велись. Возможные способы разработки подобных месторождений предложены Соболевым А.Л. [131] и показаны на рисунке15.
Учитывая специфические требования к реализации процесса переработки природного газа в метанол в морских условиях, было проведено исследование по выбору рационального способа производства метанола в море и сформированы требования к морской платформе, результаты которого приведены на рисунке 16.
Мировой опыт производства диметилового эфира
В данный момент время ОАО «Газпром», объединяя усилия с немецкими фирмами, образовало совместное предприятие «Метапром», которое в свою очередь, начинает строительство и ввод в эксплуатацию в районе г. Архангельска метанольного завода ориентацией большой частью на экспорт, примерной мощностью около 660 тыс. т в год и ценой около 300 млн. долл. Изначальная цена метанола составляет при оценке природного газа по собственной стоимости составит 104,0 долл./т, если же оценивать газ по ценам внутреннего рынка то - 130 долл./т. При том, что затраты на промышленное производство метанола и его доставку в западноевропейские страны пропорционально уровню примерно 140-150 долл./т, что обеспечит конкурентоспособность российского метанола [108, 126]. Сегодня в РФ изготовители производят более 3 млн. тонн метанола в год, но потребление данного продукта на внутреннем рынке достигает всего 1 млн. тонн в год, прирост каждый год переработки 3- 4 %, в связи с чем производство метанола в основном направляется на экспорт (более 50 % метанола экспортируется).
Основными причинами экспорта продукта являются: нехватка российских перерабатывающих мощностей и благоприятная внешняя экономическая ценовая конъюнктура.
В России действуют 9 крупных предприятий-производителей метанола. При этом исключительно на изготовлении метанола предназначается только ОАО «Метафракс», ЗАО «Метанол» и ООО «Сибметахим». Остальные – ОАО «Тольяттиазот», ОАО «НАК «Азот», ОАО «Акрон», ОАО «Невинномысский Азот», ОАО «Щекиноазот» и ОАО «Новочеркасский завод синтетических продуктов» – производят азотные удобрения, и метанол в данный момент является дополнительным сырьем при изготовлении аммиака.
Предприятие ЗАО «Метанол» которое является дочерним компании ОАО «Востокгазпром» специализируется производством и изготовлением метилового спирта – метанола, это есть основной вид специализации данной промышленности. Его выходная мощность оценивается в объеме 750 тысяч тонн в год. Доля объема равная 1\5 производства метанола предназначена предприятиям ЗАО «Газпром» в городах Новом Уренгое, Сургуте, Надыме - это 20%. Заводы метанола в городах Тобольске, Омске, Кемерово, Нижнем Тагиле, Новосибирске являются отечественными потребителями метилового спирта. На экспорт отправляется свыше 20 тысяч тонн в год метилового спирта. Предприятие ЗАО «Метанол» начало свою работу в 1983 году. В состав компании ОАО «Востокгазпром» данное предприятие вошло в 2000 году. ЗАО «Метанол» в Советское время был одним из самых крупных заводов по производству метанола на территории СССР. Равное по производственным мощностям с ЗАО «Метанол» является предприятие ОАО «Метафракс», которое производит около 30% метанола от всего отечественного производства – это около 1 млн. тонн за год. Два этих предприятия - одни из самых значительных производителей метилового спирта.
Инвестиционная программа, разработанная ОАО «Акрон» до 2016 года на сумму 1,4 млрд. долларов позволит модернизировать предприятие и построить новые мощности на предприятии. Это позволит увеличить производство метанола. На строительство личных энергетических мощностей направлено свыше 100 млн. долларов. А непосредственно в производство метилового спирта будет направлено около 73 млн. долларов.
В 2005 году реконструкцию провели и на предприятии ЗАО «Метанол». Данные работы связаны с мероприятиями, направленными на повышение долговечности и надежности эксплуатации оборудования, что естественным образом способствует увеличению выпуска метанола. Объем производства будет составлять свыше 750 тысяч тонн в год метанола.
Завод метанола ОАО «Щекиноазот» планирует увеличить производство продукции на 25%.
В 2009 году крупнейшим производителем метанола в России являлся «Сибметахим», доля которого в общероссийском производстве составляла 25,6%, «Метафракс» (25,1%), НАК «Азот» (13,5%), «Тольяттиазот» (12,5%) и «Щекиноазот» (11,6%). Если же оценивать отечественных производителей метанола по мощности в 2009 г., то складывалась совсем иная картина. «Метафракс» и «Тольяттиазот», потенциально способные выпускать 1 млн тонн метанола в год, стояли первыми в списке. Третью позицию занимал «Сибметахим» с объемом мощностей 820 тыс. тонн в год, на четвертом месте – «Невинномысский Азот» с 550 тыс. тонн в год. Замыкал пятерку «Щекиноазот», ежегодные мощности которого составляли 384 тыс. тонн метанола.
В среднем по России уровень загрузки мощностей для производства метанола достиг 75%. Несмотря на наметившееся перепроизводство, на отечественных предприятиях планировалось строительство новых мощностей по выпуску метанола. Например, в 2007 году модернизация действующей линии в ОАО «Тольяттиазот» позволила увеличить ежегодную выработку метанола на 71% (произведено почти 700 тыс. тонн). В том же году на 22% возрос выпуск основного продукта ОАО «Метафракс» – до 966 тыс. тонн метанола. ОАО «Новочеркасский завод синтетических продуктов», располагающее мощностями 120 тыс. тонн метанола в год, предполагало строительство нового производства для увеличения общего объема выпуска данного продукта до 1 млн. тонн в год. Согласно данным к 2010 году внутренний рынок метанола возрос до 2075 тыс. тонн, а в 2014-м увеличился до 2350 тыс. тонн. Отечественные предприятия химической промышленности освоить такие объемы сегодня не в состоянии, поэтому почти 100% российского метанола поставляется на экспорт в качестве сырья для промышленной переработки. Кроме того, зарубежные партнеры готовы заплатить за продукцию гораздо больше, чем российские. В последние годы цены на метанол стабильно повышаются, что объясняется увеличением цен на природный газ. К примеру, в 2010 году стоимость 1 тонны метанола составляла около $500 [142].
Перспективы и прогнозы использования диметилового эфира
Как видно из вышеприведенной таблицы, ДМЭ как топливо для дизельного двигателя превосходит альтернативные виды, включая традиционное. Несмотря на то что по теплотворной способности традиционное дизельное топливо в 1,5 раза превосходит ДМЭ, по остальным показателям ДМЭ несомненно лидирует. Наиболее значимой характеристикой моторного топлива является цетановое число. Для диметилового эфира цетановое число составляет 55–60, в то время как для дизельного топлива – 40-55, температура воспламенения ДМЭ равна 235 С, тогда как для дизельного топлива – 250 С. Данные свойства предоставляют возможность с легкостью запускать холодный двигатель, входящий в состав ДМЭ атом кислорода способствует бездымному горению топлива.
Исследования показывают, что использование диметилового эфира как моторного топлива для дизелей становится поводом для весьма оптимистичных прогнозов. Действительно, у ДМЭ есть ряд преимуществ по сравнению с дизельным топливом и другими альтернативными видами топлива. Он является газообразным. В нормальных условиях это газ, и его молекулы не имеют химических связей углерод–углерод, что исключает образование в пламени радикалов С2, способствующих сажеобразованию при сгорании. Одним из важнейших физико-химических свойств ДМЭ является повышенная испаряемость, за счет которой снижаются требования к дисперсности распыления, обеспечивается хорошее смесеобразование и понижается давление впрыска [76]. Отличная самовоспламеняемость в дизельном двигателе (у ДМЭ ЦЧ = 55- 60 в отличие от ЦЧ = 45- 50 для дизельного топлива) улучшает пусковые качества и способствует «мягкому» сгоранию. Высокое содержание в ДМЭ связанного кислорода (35%) повышает равномерность распределения в камере сгорания, препятствуя образованию NОх, наиболее агрессивного компонента дизельного топлива [7,68,96]. Использование диметилэфира – это практически полное отсутствие дымности отработавших газов и значительное снижение шума от двигателя.
Немаловажно и то, что по физическим параметрам ДМЭ идентичен пропан-бутановым газам, которые нашли широкое применение как альтернативное топливо двигателей внутреннего сгорания. Также ДМЭ имеет близкие значения параметров насыщения: температура перехода в жидкую фазу минус 25C (для пропана – минус 50C), давление насыщенных паров составляет 5,1 кгс/см2 (для пропана – 8 кгс/см2) при температуре 20С.
Хранение ДМЭ гораздо проще, чем сжатого природного газа (метана) и сжиженного нефтяного газа (пропана). Метан, как известно, требует для хранения резервуары высокого давления и криогенные температуры, а пропан – емкости, изготовленные из двух слоев нержавеющей стали. ДМЭ же можно безопасно держать в обычных стальных емкостях длительное время. Баки для заправки ДМЭ гораздо легче, что снижает общий вес автомобиля.
Подача ДМЭ в цилиндры производится в жидком состоянии и требует гораздо меньшего давления впрыска в системе питания. Так как при сгорании ДМЭ не образуется серы, отпадает необходимость в сажевом фильтре – одном из самых дорогостоящих элементов очистки выхлопных газов современных дизелей. А из-за отсутствия сажевого фильтра нет необходимости и в системе регенерации. Также безболезненно можно удалить систему рециркуляции выхлопных газов (EGR). Стандартный дизельный двигатель для работы на ДМЭ требует только переделки системы питания [77].
Отработавшие газы двигателей, работающих на ДМЭ, экологически менее опасны, чем у дизельных и бензиновых. Вода и углекислый газ являются главными компонентами выброса. Содержание окислов азота в отработавших газах не превышает аналогичные показатели для дизельного топлива.
Ещё одним преимуществом ДМЭ является возможность его искусственного получения (синтеза) из природного газа. Это самый дешевый способ получения ДМЭ [9].
Если для бензинового двигателя экономичной заменой в ближайшей перспективе может стать двигатель, работающий на природном газе (или другом виде газа), то для дизеля проблема намного сложнее. Она связана с тем, что конвертация дизельного двигателя на природный газ требует, в отличие от бензинового, его коренной, а потому дорогостоящей перестройки. Проще всего поэтому переводить дизель на диметиловый эфир (ДМЭ). Подобная перестройка требует лишь изменения некоторых узлов и обходится гораздо дешевле, чем перевод на природный газ. Лидерами по разработке подобных двигателей на сегодня являются Россия, США и Япония. Однако в практическом применении нового вида топлива Россия далеко обогнала и США, и Японию.
Как топливо для транспортного двигателя (без применения нейтрализатора) природный газ имеет преимущества только по сравнению с бензином. В связи с этим в программах перехода двигателей на газовое топливо предусматривается использование 3-ступенчатых каталитических нейтрализаторов, так, например, компании «J. Matthey» со степенью очистки газов: от NОx – 35...80 %, от СО – 85...95 %, от СН – 50...80 % [95]. Только в этом случае количество вредных выбросов приближается к полученному при работе на ДМЭ без дополнительного очищения отработавших газов [113].
В присутствии специально разработанных катализаторов ДМЭ превращается в очень неплохой бензин с октановым числом 92. Вредных примесей в нем меньше, чем в нефтяном топливе. Такой синтетический бензин вполне конкурентоспособен даже на европейском рынке. Новый способ получения синтетического топлива намного экономичнее и эффективнее классического «метанольного». В Институте высоких температур совместно с Институтом нефтехимического синтеза РАН создан генератор синтез-газа, представляющий собой немного модифицированный дизельный двигатель. На входе - природный газ метан, который в генераторе превращается в синтез-газ. Далее синтез-газ в присутствии специально разработанных катализаторов преобразуется в топливные углеводороды. Поворотом крана можно запустить производство необходимого конечного продукта и по желанию получить на выходе метанол, ДМЭ, смесь углеводородов, аналогичных дизельному топливу, синтетический бензин. Экономическую выгоду от промышленного внедрения такого процесса трудно переоценить [15,63].
Недостатками ДМЭ являются меньшая плотность и меньшая теплота сгорания, что увеличивает объемный расход ДМЭ в отличие от дизельного топлива и снижает запас хода автомобиля. Существует также проблема уплотнений, так как ДМЭ – сильный растворитель для большинства эластомеров. Чистый ДМЭ не вызывает коррозии, однако неизвестно, как он поведет себя при наличии примесей метанола и воды. Эти обстоятельства увеличивают стоимость доработки топливной аппаратуры для автомашин с дизельными двигателями [71]. Также ДМЭ обладает значительно меньшей вязкостью и, как результат этого, меньшей по сравнению с дизельным топливом смазывающей способностью.