Переход   на  крупномасштабные технологии производства водорода из воды потребует значительных затрат на доработку самих технологий, чтобы сделать их конкурентоспособными, а также развития рынка водородного топлива и обеспечивающей этот рынок инфраструктуры.

В ближайшей перспективе основным производственным процессом получения водорода и его производных в промышленных масштабах была и остается конверсия природного газа. По мере роста затрат на добычу и доставку газа с отдаленных газопромыслов всё большую сравнительную эффективность начинают приобретать технологии, сокращающие расход газа, сжигаемого как топливо,  не только в энергетике, но и в других отраслях, а также в самой газовой промышленности.

С этой точки зрения в перспективе начнут формироваться экономические стимулы к созданию комбинированых технологий, в которых значительная часть энергетических процессов будет переводиться с углеводородного топлива на новые более эффективные и безопасные для окружающей среды энергоисточники и, в первую очередь, для крупнотоннажных производств и большой энергетики – на высокотемпературные ядерные реакторы следующего поколения.

Ведущей разработкой высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов для различного применения стал проект модульного реакторного блока  ГТ-МГР, разрабатываемый совместными усилиями компаний России, США, Японии.

На базе этого проекта по заказу Концерна «Росэнергоатом» выполнена концептуальная проектная проработка возможности привязки к реактору МГР производства водорода. Такой проект с ядерной энергоустановкой МГР-Т был проработан в сочетании с новым процессом производства водорода путем паровой адиабатической конверсии метана (АКМ) (см. .http://isjaee.hydrogen.ru/?pid=831).

Принципиальные особенности технологии АКМ как в привязке к ВТГР, так и при работе на сжигании отбросных газов в производстве синтез-газа (смесь водорода и оксидов углерода) обеспечивают бескислородное производство метанола и его производных при относительно невысоких капитальных затратах. 

 Технологии, предназначенные для доставки  природного газа из отдаленных районов к потребителям, используют либо  трубопроводный транспорт высокого давления, либо  криогенные технологии получения сжиженного газа (LNG), либо, как это всё больше обсуждается,  производство жидких продуктов из газа, так называемые технологии gas-to-liquid (GTL). Каждая из этих технологий имеет конкурентные выгоды и обладает, в свою очередь, недостатками, которые способны менять приоритетность  технологий  в зависимости от поставленной  коммерческой задачи и условий её реализации.

Традиционные GTL продукты включают в себя, но не ограничиваются этим перечнем: метанол, уксусную кислоту, олефины, диметиловый эфир (ДМЭ),  мочевину, аммиак, минеральные удобрения и синтетические углеводороды, производимые в процессе Фишера-Тропша (Ф-Т) и др. Процесс Ф-Т производит главным образом углеводородные синтетические продукты с различной длиной углеродной цепи, позволяя создавать тем самым низкокипящие алканы, алкены, полиоксиметилены, нафту, дистилляты, применяемые как реактивное или моторное топливо, смазочные масла, парафины.

GTL продукты могут распределяться и применяться по уже существующим отраслям, включая, в первую очередь, транспорт, с помощью существующей инфраструктуры.

Активность в области создания GTL производств возрастает: рассматривается до 55 проектов суммарной производительностью около 2 млн. барр./сут. (до 100 млн. т/год) с общим потреблением газа 166 млрд. м3/год. Около 20 крупнейших компаний нефтегазового сектора во главе с ExxonMobil, Shell, BP, ENI, ConocoPhillips, Sasol и др. ведут разработки  технологий и создание производств в этой области. Мощность отдельных заводов выходит на 2 млн.т/год.

Более широкое применение  GTL технологии с коммерческих позиций, однако, было ограничено высокими капитальными и эксплуатационными расходами, которые приводили к относительно невысокой экономической эффективности  GTL производств. Самым крупным компонентом капитальных затрат и основной составляющей стоимости продукта таких производств (до 60%) является производство синтез-газа. 

 В этой связи во многом перспективы широкого применения GTL технологий зависят от разработки и оптимизации  промышленных  процессов получения синтез-газа с улучшенными показателями по эффективности. 

 В технологии АКМ, разработанной в России, расходный коэффициент по природному газу равен 1281 куб.м/т диметилового эфира (ДМЭ), 930 нм3 природного газа/т метанола.
Конверсия ДМЭ в этилен и полипропилен требует в целом, начиная с конверсии природного газа, около 3300 нм3 природного газа/т этилена.   

Переработка синтез-газа предполагается в метанол и/или диметиловый эфир (ДМЭ) путем двухстадийного процесса: синтез метанола, его дегидратация с получением ДМЭ и  подачей непрореагировавшего метанола на дегидратацию. Метанол и  ДМЭ могут быть также переработаны   в более тяжелые аналоги ДМЭ – полиоксиметилены с общей формулой СН3-(ОСН2)х-ОСН3 с помощью низкотемпературной (менее 100С) каталитической дистилляции на кислотном катализаторе. В частности, смесь таких продуктов в интервалах х=3-8, называемая диметоксиметан (ДММ3-8), обладающая подходящей температурой кипения для смешения с дизельным топливом, исключительно высоким цетановым числом (76) и хорошей температурой вспышки (65С)  и не требующая каких-либо модификаций двигателя. Уже при добавке 15% ДММ в дизельное топливо эмиссия твердых частиц снижается на 50%.

Метанол и ДМЭ могут быть переработаны в олефины, например, процессом МТО (methanol-to-olefin), разработанным первоначально фирмой Mobil, и представленном также компаниями UOP LLC, США и   Norsk Hydro, Норвегия (технология UOP/Hydro MTO Process) на базе катализатора

(силикоалюмофосфатного) SAPO-34 с выходом этилена и пропилена до 80% и селективностью по этим продуктам до 85-90%, а также с возможностью изменения соотношения этилен/пропилен. Технология продемонстрирована на крупнотоннажном производстве Norsk Hydro в Норвегии. Для комплекса по производству в год 426 тыс. т полиэтилена и 500 тыс.т пропилена полимеризационной чистоты полные инвестиции оцениваются в 495 млн. дол.США.

Метанол может быть также переработан в синтетическое топливо методами технологии Фишера-Тропша (ФТ-технологии). В частности, фирма Statoil, Норвегия создала в ЮАР (Mossel Bay, 2003) полупромышленную установку на основе собственной ФТ-технологии. Фирма Statoil сотрудничает также с компаниями Lurgi и Borealis по конверсии метанола в пропилен (МТР), что может существенно расширить рынок метанола. Получены заводские результаты, свидетельствующие об успешности технологии: при конверсии более 94% метанола выход пропилена составил 68% при цикле работы цеолитового катализатора разработки Lurgi  свыше 600 час. 

  По сегодняшним  оценкам, с учетом текущих цен на природный газ и нефть метанол может заместить другие технологии производства олефинов уже  при себестоимости ниже 200 дол.США/т, а на рынке транспортных топлив- ниже 160 дол.США/т и на рынке энергетического топлива – ниже 140 дол.США/т, что может быть достигнуто только с помощью технологий с низкими удельными капиталовложениями (менее 350-400 дол.США/т.год-1) и при стоимости природного газа ниже 100-120 дол.США/тыс.нм3.   Предлагаемая технология АКМ позволяет минимизировать как газовую так и капитальную составляющую затрат на производство метанола, ДМЭ и их производных.

www.newchemistry.ru