автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Комплексные исследования технологий получения ИЖТ и электроэнергии из твердого и газообразного топлива

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева

На правах рукописи ТЮРИНА Элина Александровна ^__

КОМПЛЕКСНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОЛУЧЕНИЯ ИЖТ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Ш ТВЕРДОГО И ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Ирхсутск-2004

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А. Мслентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН)

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

Клер Александр Матвеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

член-корреспондент РАН Шпильрайи Эвальд Эмильевич

доктор технических наук, профессор Каганович Борис Моисеевич

доктор технических наук, профессор Ноздрснко Геннадий Васильевич

Ведущая организация - Институт энергетических исследований Российской Академии наук (ИНЭИ РАН)

Защита диссертации состоится 27 апреля 2004 г. в 12 часов 00 мин. на заседании диссертационного совета Д.003.017.01 при Институте систем энергетики СО РАН по адресу: 664033, Иркутск - 33, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Автореферат разослан «18» марта 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного сове-га, д. т. н., профессор

А.М. Клер

гол7 -» /7г/г

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. В ближайшие десятилетия с высокой вероятностью можно ожидать устойчивого роста мировых цен на квалифицированное жидкое топливо из нефти. Поэтому во многих странах проявляется значительный интерес к технологиям получения искусственного жидкого топлива (ИЖТ) из твердого и газообразного топлива.

Переработка твердого и газообразного топлива в жидкое позволяет повысить потребительские свойства топлива, следовательно, его стоимость, расширить рынок сбыта. Кроме того, получение ИЖТ открывает возможность сократить транспортные издержки путем перехода от железнодорожного транспорта твердого топлива и трубопроводного - природного газа к более эффективному трубопроводному транспорту жидкого топлива.

Среди технологий крупномасштабного производства различных ИЖТ одной из наиболее перспективных является технология получения метанола из синтез-газа, производимого в свою очередь из угля или природного газа. Это связано с высокой производительностью и селективностью каталитического процесса синтеза метанола, а также возможностью использования метанола как экологически чистого моторного и котельно-печного топлива. В то же время наряду с достоинствами метанолу как топливу присущи и недостатки, основные из которых - токсичность и сравнительно низкая теплота сгорания (21 МДж/кг). В настоящее время в мире проявляется повышенный интерес к новому энергоносителю - диметиловому эфиру (ДМЭ), который практически не токсичен, имеет более высокую теплоту сгорания (29 МДж/кг) и также может применяться в качестве экологически чистого топлива в двигателях и силовых установках.

При производстве как метанола, так и диметилового эфира, выделяется значительное количество тепла и образуются горючие продувочные газы. Эффективным способом утилизации этих «энергоотходов» является комбинированное производство ИЖТ (метанола или ДМЭ) и электроэнергии в единой энерготехнологической установке (ЭТУ).

ЭТУ синтеза ИЖТ характеризуются высокой сложностью технологических схем, многообразием физико-химических процессов, протекающих в элементах, а также практическим отсутствием значительного опыта их проектирования. Основной путь исследования таких установок - математическое моделирование и проведение технико-экономических исследований на моделях.

Кроме этого, оценка экономической эффективности переработки газа и угля в ИЖТ будет не полной, если не учесть эффект, получаемый за счет снижения транспортных затрат при переходе от транспорта газа или угля к транспорту ИЖТ. Это приводит к необходимости корректно сопоставлять (с применением одинаковых моделей и цен) транспорт природного газа и ИЖТ.

Как правило, развитие добычи и транспорта природного газа происходит в рамках единой газотранспортной системы. Для этой системы вопросы дина-

мики добычи газа на отдельных месторождениях и динамики ввода звеньев трубопроводной сети должны решаться согласованно. Включение в такую систему предприятий по производству ИЖТ и трубопроводов для его транспорта существенно усложняет задачу её моделирования и оптимизации и требует специальных методических разработок.

Решение отдельных аспектов указанных выше проблем привлекает внимание ученых как в нашей стране, так и за рубежом. Значительный опыт математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок (ТЭУ) отражен в работах Левенталя Г.Б., Попырина Л.С., Шубенко-Шубина Л.А., Андрющенко А.И., Палагина A.A., Клера A.M., Алемасова В.Е., Дрегали-на А.Ф., Вульмана Ф.А., Хорькова Н.С., Андреева П. А., Гринмана М.И., Смол-кина Ю.В. и многих других авторов. В химической технологии в этом направлении широко известны работы школы Кафарова В.В., Полака Л.С., Островского Г.М. и др.

Исследованиями в области переработки топлив занимаются в Российских институтах ЭНИН, ИГИ, ИВТ РАН, КАТЭКНИИуголь и др., за рубежом в известных фирмах Sasol, Shell, Mobil, Bechtel и др.

Сложные вопросы математического моделирования, оптимизации трубопроводных и других гидравлических систем уже давно решаются с применением Теории гидравлических цепей, основные положения которой заложены и развиты в работах Хасилева В.Я., Меренкова А.П., Сенновой Е.В. и др. В рамках этой теории решен ряд принципиальных вопросов анализа режимов, оптимального синтеза и идентификации параметров систем тепло-, нефте- и газоснабжения.

В работах Кагановича Б.М. и соавторов предложено совместное использование принципов термодинамики, моделей и методов теории гидравлических цепей для оценки пределов энергетического и экологического совершенствования технологий трубопроводного транспорта различных энергоносителей.

Общие алгоритмы математических описаний и оптимизации систем транспорта газа, основанные на методах линейного программирования, опубликованы в работах Сухарева М.Г., Ставровского Е.Р.

Работы по сравнительной эффективности транспорта различных энергоносителей до конечных потребителей опираются, в основном, на экономические оценки с применением аналитических или упрощенных линейных зависимостей.

Анализ проводимых исследований в отмеченных направлениях позволяет выявить некоторые нерешенные вопросы, которые возникают при комплексном рассмотрении систем добычи, переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей.

Работы, связанные с переработкой энергоресурсов в ИЖТ, большей частью посвящены экспериментальному и теоретическому изучению новых технологических высокоинтенсивных процессов переработки угля, опытно-промышленной проверке методов. Выбору обоснованных схем и параметров экологически перспективных энерготехнологических установок с новыми тех-

4

нологиями использования энергоресурсов, определению областей их экономической эффективности с применением подробных математических моделей не было уделено достаточного внимания.

В задачах оптимизации систем транспорта энергоносителей часто не учитывается нелинейный характер зависимостей, не проводится оптимизация пропускных способностей трубопроводов. Кроме того, не учитывается важный фактор оптимального режима разработки конкретного месторождения в системе добычи и переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей с учетом динамики.

Анализ выполненных работ позволяет сделать вывод об актуальности комплексного подхода к исследованию технических систем добычи, переработки и транспорта энергоносителей (ТСДПТЭ), содержащих в своем составе предприятия по переработке природного газа в ИЖТ и системы транспорта ИЖТ, на основе согласованной системы математических моделей входящих в нее элементов и исходных данных.

Основной целью работы является разработка методических подходов, математических моделей и методов для комплексного решения следующих взаимосвязанных задач для оценки условий широкомасштабного вовлечения ИЖТ в энергетику страны.

> Выбор оптимальных технологий переработки угля и природного газа в ИЖТ, схем и параметров реализующих их установок.

> Выбор оптимальных технологий дальнего транспорта ИЖТ.

> Согласованная оптимизация технических систем добычи, переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей.

В итоге решения этих задач в диссертации впервые получены, составляют предмет научной новизны и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Методика математического моделирования энерготехнологических установок синтеза ИЖТ и производства электроэнергии и разработанные на ее основе математические модели ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ на угле и природном газе.

2. Постановка и методический подход к решению задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ и производства электроэнергии при различных условиях их функционирования.

3. Метод решения задачи оптимизации параметров энерготехнологических установок с учетом случайного характера исходных данных, основанный на принятии в качестве целевой функции критерия эффективности с заданным уровнем обеспеченности.

4. Постановка и решение задачи нелинейной оптимизации пропускных способностей трубопроводов ИЖТ на основе их математических моделей.

5. Методический подход к оценке сравнительной эффективности дальнего транспорта различных энергоносителей с учетом затрат на их переработку.

6. Методика математического моделирования элементов ТСДПТЭ, включающих энерготехнологические установки по переработке природного газа и угля в ИЖТ, газовые месторождения, элементы систем транспорта энергоносителей с учетом нелинейности, дискретности и развития в динамике и математические модели элементов ТСДПТЭ и системы в целом, построенные на её основе.

7. Комплексный подход к проблеме использования ИЖТ в энергетике страны, состоящий в согласованной оптимизации ТСДПТЭ, содержащей в своем составе предприятия по добыче природного газа, предприятия синтеза ИЖТ и системы транспорта энергоносителей, учитывающий нелинейный характер технологических процессов, дискретный характер некоторой части технико-экономической информации, развитие ТСДПТЭ в динамике с выделением нескольких расчетных интервалов времени.

8. Практические результаты, полученные на базе разработанных методов и моделей:

• оптимизации ЭТУ синтеза метанола или ДМЭ и производства электроэнергии при различных условиях функционирования;

• оптимизации ЭТУ синтеза метанола в условиях неопределенности функционирования;

» оптимизации пропускных способностей трубопроводов ИЖТ;

• сравнительной эффективности дальнего транспорта различных энергоносителей с учетом затрат на их переработку.

9. Пример оптимизации ТСДПТЭ, содержащей в своем составе ЭТУ синтеза ИЖТ и системы трубопроводного транспорта ИЖТ. Методология исследований опирается на основные положения системных исследований в энергетике, теорию математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок, теорию принятия решений в условиях неопределенности.

Практическая значимость и внедрение результатов работы. Разработанные методики, подходы, математические модели, алгоритмы и программы расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по технологиям производства ИЖТ из угля и природного газа, технологиям транспорта ИЖТ, структуре и динамике развития ТСДПТЭ, которые включают подсистемы производства и транспорта ИЖТ. Полученные с использованием представленных разработок технико-экономические показатели ЭТУ и систем транспорта ИЖТ могут служить информационной базой для обоснования рациональных масштабов вовлечения в топливно-энергетический баланс страны и объёмов экспорта ИЖТ из углей и природных газов крупных месторождений России.

Методические результаты диссертационной работы получили практическую реализацию в работах ИСЭМ СО РАН, ИНХС РАН и МЕТАНОЛПРОЕК-Та по технико-экономическим исследованиям ЭТУ производства метанола и электроэнергии. На базе разработанных методов и моделей были проведены

исследования, результаты которых нашли отражение в материалах: «Программа развития энергетики Восточно-Сибирского района», 1992-1993; «Комплексные исследования перспективных технологий для малой энергетики», 1994; «Концепция развития нефтегазовой промышленности восточных регионов России и изучение возможности экспорта углеводородных ресурсов в страны АТР», 1998; «Разработка комплексной программы «Развитие топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока», 2000; «Концепция создания единой системы добычи и транспортировки нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока с выходом на рынки стран тихоокеанского региона», 2001; и др.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на следующих заседаниях: Международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона», 1998, Иркутск; 4lh International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline, 1998, Ulan-Bator, Mongolia; Second international conference on a World Energy System, May 19-22, 1998, Toronto, Ontario, Canada; 5th International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline, 1999, Yakutsk; семинаре вузов Сибири и Дальнего Востока, институтов СО РАН по теплофизике и теплоэнергетике, посвященного памяти академика С.С. Кутателадзе, 1999, Новосибирск; Международной конференции «Физико-технические проблемы Севера», 2000, Якутск; International Conference «Energy Integration in Northeast Asia: Perspectives for the Creation of Interstate Electric Power Systems», 2000, Irkutsk; Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы использования Канско-Ачинских углей на электростанциях», 2000, Красноярск; Всероссийской конференции «Энергетика России в 21 веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития», 2000, Иркутск; 6th International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline: Multilateral Cooperation, 2000, Irkutsk; 12-ой Байкальской международной конференции «Методы оптимизации и их приложения», 2001, Иркутск; третьей Международная конференции «Энергетическая кооперация в Северовосточной Азии: предпосылки, условия, направления», 2002, Иркутск; 5-х Ме-лентьевских чтениях «Системные исследования развития энергетики в рыночных условиях», 2003, Звенигород; и др.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 25 работ, из них - 1 монография, главы в 6 монографиях, 8 статей в центральных изданиях, а также в сборниках и трудах международных, всероссийских симпозиумов, конференций и семинаров.

Личный вклад. Диссертантом разработано лично большинство из представленных методических подходов, математических моделей, алгоритмов и программ расчета. Те части исследований, которые проводились в сотрудничестве, или использованные наработки других авторов отмечены при описании содержания глав. Все практические результаты получены лично автором. Хотелось бы выразить благодарность научному консультанту, который на началь-

ных этапах исследований был организатором работ и впоследствии своими ценными замечаниями и плодотворным обсуждением помогал в вопросах решения поставленных проблем.

Состав и объем работы. Диссертация состоит из введения, 8 глав, заключения, списка литературы из 177 наименований. Общий объем - 257 страниц, из них 236 страниц основного текста, 41 таблица, 30 рисунков.

Основное содержание работы

Во введении кратко обоснована актуальность темы диссертации, сформу-тированы цели и задачи исследования, отмечены элементы новизны полученных результатов и перечислены положения, выносимые на защиту.

Глава 1 «Современное состояние, перспективы производства ИЖТ, области применения» посвящена анализу существующего положения и перспектив использования технологий переработки твердых и газообразных топлив в ИЖТ, обоснованию перспективности переработки угля и природного газа в метанол и диметиловый эфир в комбинированной установке синтеза ИЖТ и производства электроэнергии.

Вывод о необходимости постоянного увеличения масштабов использования угля в энергетике и промышленности подтверждается данными по сопоставлению запасов нефти, газа, угля и сложившейся в настоящее время структуре их мирового потребления. Снижение ущерба окружающей среде от угольной энергетики может быть достигнуто путем перехода к использованию экологически более безопасных видов топлива угольного происхождения, К ним относится облагороженный или «чистый уголь», синтетические газообразные и жидкие топлива, полученные путем химической переработки угля.

Среди известных технологий переработки угля в ИЖТ (гидрогенизация, пиролиз, газификация и др.) наиболее перспективной признаётся технология газификации угля в синтез-газ с последующим получением из него ИЖТ. Это обусловлено несколькими причинами. Во-первых, процессы газификации твердых топлив отработаны в промышленных масштабах (газогенераторы Лур-ги, Винклера, Копперс-Тотцека, Тексако и др. к 2000 г. имели суммарную мощность в мире порядка 40 ГВт по синтез-газу). Во-вторых, одним из наиболее распространенных путей использования синтез-газа - синтез из него метанола, который является отработанным гетерогенно-каталитическим процессом: достаточно селективным, высокопроизводительным, непрерывным и технологичным. Общая мощность существующих заводов производства метанола в мире составляет порядка 30 млн. т в год. В последние годы значение метанола резко возросло. Оставаясь важнейшим химическим сырьем (полупродуктом), он дает возможность решить большинство острых и актуальных проблем энергетики, транспорта, экологии, поскольку метанол может служить универсальным энергоносителем, компонентом и сырьем для получения моторных топлив, высокооктановых добавок, водорода, источником углерода для микробио-

логического синтеза белков, удобен для транспортирования и хранения. И, наконец, при объединении процессов газификации и синтеза в одной установке появляется возможность утилизации тепла газификации, синтеза и теплоты сгорания продувочных газов синтеза в энергетической установке для производства электроэнергии.

В то же время наряду с достоинствами метанолу как топливу присущи и недостатки, основные из которых - токсичность и низкая теплота сгорания.

В последнее десятилетие в мире проявляется значительный интерес к новому энергоносителю - диметиловому эфиру, который не токсичен и имеет более высокую теплоту сгорания. При комнатной температуре и атмосферном давлении диметиловый эфир - газ, но при давлении 6-8 атм легко сжижается и без труда помещается в топливные баки. Диметиловый эфир характеризуется высоким цетановым числом (55-60 против 40-55 для нефтяного дизельного топлива), а также отсутствием сажи и оксидов азота в продуктах сгорания. В публикациях отмечается, что ДМЭ имеет хорошие показатели при использовании его в качестве дизельного топлива, нет препятствий и для использования ДМЭ в энергетике как котельно-печного топлива.

В институтах Российской академии наук (ИНХС им. A.B. Топчиева, ИОХ им. А.Д Зелинского) разрабатываются высокоэффективные процессы получения ДМЭ и высокооктанового бензина (через ДМЭ) на базе природного или попутного газа. Производство ДМЭ осуществляется в две стадии: окисление метана в синтез-газ и каталитический синтез ДМЭ из синтез-газа. Технология получения ДМЭ близка к технологии производства метанола. Для синтеза ДМЭ возможно использование и синтез-газа, производимого из угля. Так же, как в установках синтеза метанола, эффективной представляется комбинация указанных стадий со стадией производства электроэнергии из «энергоотходов».

Что касается природного газа, происходит все большее удаление его добычи в труднодоступные районы, что сказывается на удорожании как добычи, так и транспорта к потребителям. Основное использование природного газа -энергетическое, для замены на электростанциях мазута, как котельно-печное и бытовое топливо. В химической переработке его традиционно применяют для производства синтез-газа, потенциального сырьевого источника для получения ИЖТ. Производство ИЖТ из природного газа позволяет резко сократить транспортные затраты и, соответственно, стоимость единицы энергии у потребителей.

Таким образом, имеет актуальность исследование комбинированных энерготехнологических установок по производству ИЖТ (метанола и ДМЭ) и выработке электроэнергии из угля и природного газа для оценки эффективности комбинирования и нахождения условий эффективности функционирования таких установок.

В главе 2 «Постановка задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ и производства электроэнергии» дается постановка и рассматривается методический подход к решению задачи комплексных

технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ и производства электроэнергии на основе математических моделей таких установок.

Следует отметить практическое отсутствие опыта комплексных технико-экономических исследований ЭТУ с использованием подробных и эффективных математических моделей. Исследования, выполненные в ИГИ, ЭНИН, ГИАП, ИНХС РАН, СГТУ и других организациях, в основном посвящены экспериментальному и теоретическому изучению новых технологических высокоинтенсивных процессов переработки угля, опытно-промышленной проверке методов. Выбору обоснованных схем и параметров экологически перспективных энерготехнологических установок с новыми технологиями использования угля или природного газа, определению их экономической эффективности, технико-экономических показателей с использованием подробных математических моделей не было уделено достаточного внимания.

Основными задачами комплексных технико-экономических исследований ЭТУ являются:

• определение целесообразности комбинированного производства ИЖТ и электроэнергии в одной энерготехнологической установке и оценка критериев экономической эффективности такого производства в широком диапазоне изменения исходной экономической информации. » нахождение рациональных (близких к оптимальным) схемно-параметрических решений по ЭТУ при конкретных условиях ее функционирования.

Важно отметить, что решение указанных задач невозможно без использования достаточно подробных и эффективных математических моделей ЭТУ. Разработка таких моделей является одной из важных задач, решаемых в работе.

Стадиями разработки ЭТУ, на которых принимаются основные схемно-параметрические решения, являются предпроектные стадии и стадии эскизного проектирования. Именно здесь установка рассматривается как сложная единая техническая система и требуется использование достаточно подробных математических моделей ЭТУ, наиболее полно отражающих протекающие в их элементах процессы. Для построения эффективных математических моделей ЭТУ предложена методика, основанная на применении методов агрегирования и декомпозиции. Иерархия построения математической модели ЭТУ дана на рис.1.

Главным фактором, который необходимо учитывать при исследовании ЭТУ, является соотношение между производством ИЖТ и выработкой электроэнергии, что оказывает наибольшее влияние на стоимость всех блоков установки и ее тепловую эффективность. Основными параметрами, влияющими на это соотношение, являются состав дутья в газогенераторы, что определяет состав синтез-газа, и количество параллельно работающих реакторов в ступенях блока синтеза, что обусловливает степень превращения синтез-газа в ИЖТ. В работе рассматривались варианты с различными значениями этих параметров. -

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ

^------V- - -

-1 СИСТЕМАМ ТОСТРОЕНИ5 ¿ШИННОГО и I ПРОГРАММ ■

Математическая модель блока газификации (конверсии)_

Математическая модель блока синтеза ИЖТ

Математическая модель энергетического блока

система машинного построения программ

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ СВОЙСТВ РАБОЧИХ ТЕЛ И КОНСТРУКЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ

I .Термодинамические свойства воды и водяного пара. 2.Термодннамнческне свойства газовых смесей.

З.Определение констант равновесия и скоростей химических реакций. 4.0лределснис допустимых напряжений металла труб н др.

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ЭЛЕМЕНТОВ ЭТУ

Энергети чсских: о)газогснсраторов, фгазовых турбин,

в)отсеков паровых турбин,

г)компрессоров,

д)конвективных теплообменников,

е)раднашюнных теплообменников и др.

Тех пол оги чсских:

1 а)реакторов синтеза ,'ИЖТ,

-] 6)регенеративных ) подогревателей ' в)холодн.иникоо. , конденсаторов. ; г)сепораторов

;ижт

5 и др.

Рис.1. Иерархия построения математической модели ЭТУ

Для выполнения важнейшего принципа сопоставимости исследуемых вариантов ЭТУ, постановки их в оптимальные условия, проводится контроль системь1 ограничений на уровне расчета моделей установки, определяющей области допустимых значений параметров (условия на неотрицательность концевых температурных напоров теплообменников, перепадов давлений вдоль проточной части паровых и газовых турбин, ограничения на расчетные температуры и механические напряжения труб теплообменников, на минимальную и максимальную температуру синтеза и газификации и т.д.).

Кроме этого, применен оригинальный подход, состоящий в выделении контрольных выходных параметров модели, значения которых во всех вариантах должны быть одинаковыми, близкими к оптимальным (концевые температурные напоры в теплообменниках и др.). Для «подгонки» контрольных параметров назначаются балансируемые входные параметры модели, изменяя которые, можно влиять на контрольные параметры.

11

Так как существует значительная неопределенность исходной экономической информации (цены на уголь, природный газ, удельные стоимости материалов и элементов и т.д.) исследования проводились при различных сочетаниях исходных экономических данных.

В результате предлагается следующий методический подход к решению задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ (рис.2).

В качестве критерия экономической эффективности при сопоставлении вариантов может применяться чистая дисконтированная стоимость проекта, внутренняя норма возврата капиталовложений (IRR) и др. Следует подчеркнуть, что корректное сопоставление вариантов по чистой дисконтированной стоимости возможно лишь при равенстве их производственных эффектов. Более универсальным критерием является внутренняя норма возврата капитальных вложений, при использовании которой соблюдение указанного выше условия не обязательно. Оптимальным считается вариант, для которого внутренняя норма возврата достигает максимального значения. Сопоставление вариантов производится при фиксированных ценах на конечную продукцию. В условиях, когда существует значительная неопределенность в этих ценах, может решаться обратная задача поиска варианта, для которого при фиксированной внутренней норме возврата (т.е. при некотором приемлемом уровне коммерческой эффективности) цена на продукцию будет минимальной. Очевидно, что такой вариант обладает наибольшей конкурентоспособностью.

В главах 3, 4 «Математическое моделирование энерготехнологических установок синтеза метанола» и «Математическое моделирование энерготехнологических установок синтеза диметилового эфира» обсуждаются вопросы построения эффективных математических моделей ЭТУ синтеза ИЖТ и производства электроэнергии. Дается описание технологических схем установок в целом и отдельных блоков. Рассматривается моделирование основных процессов и элементов ЭТУ, при этом наибольшее внимание уделяется вопросам математического моделирования блоков синтеза метанола и диметилового эфира. Приведены методические подходы к построению математических моделей отдельных энергетических и технологических элементов ЭТУ, моделей отдельных блоков и установок в целом.

Следует отметить, что настоящая работа опирается на работы по математическому моделированию теплоэнергетических установок, которые проводились в ИСЭМ СО РАН под руководством Б.Г. Левенталя, JI.C. Попырина, уже длительное время под руководством A.M. Клера, и является естественным их развитием.

В работе рассматриваются ЭТУ синтеза ИЖТ, представляющие собой комбинированные технические системы, содержащие в своем составе элементы как технологических установок синтеза ИЖТ, так и теплоэнергетических (парогазовых) установок.

Условно энерготехнологическую установку синтеза ИЖТ можно представить состоящей из трех блоков (частей): газификации угля (или конверсии природного газа для установок на природном газе), синтеза ИЖТ и энергети-

12

Рис.2. Схема решения задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ.

ческого блока. В блоке газификации (конверсии) осуществляются процессы газификации твердого топлива (или конверсии природного газа), охлаждения и очистки продуктов газификации (конверсии), генерация пара высокого и низкого давления. В блоке синтеза метанола происходит каталитический синтез ИЖТ, генерируется пар низкого давления (в установках синтеза метанола), поступающий в энергоблок на выработку электроэнергии, В энергоблоке сжигается продувочный газ, поступающий из блока синтеза, генерируется пар различных параметров в котле-утилизаторе и вырабатывается электроэнергия в паровой и газовых турбинах.

Нужно отметить, что при разработке технологической схемы ЭТУ предусмотрены наиболее перспективные решения на настоящий момент по технологическому оформлению используемых в ней процессов. Газификация топлива происходит в газогенераторах с кипящим слоем и сухим шлакоудалением на парокислородном дутье под давлением 2 МПа. Такой газогенератор является аналогом достаточно исследованного и реализованного в промышленных масштабах газогенератора Winkler. В нашей стране в ИГИ этом же направлении был разработан газогенератор, в котором применяется так называемый процесс КАТЭК. Такие газогенераторы чаще всего применяются в установках синтеза ИЖТ. Оптимальная технологическая схема синтеза метанола, с прямоточными реакторами синтеза и промежуточным охлаждением продуктов синтеза в теплообменниках кипящей водой, выбрана в результате предварительных исследований различных технологических решений: с изотермическим реактором, с предвключенным реактором синтеза, с охлаждением продуктов синтеза свежим синтез-газом и др. В энергетическом блоке предусмотрен наиболее перспективный для энергетических установок комбинированный парогазовый цикл.

С другой стороны разработанная система математических моделей энергетических и технологических элементов позволяет на ее основе рассматривать широкий класс таких установок (на различном топливе, с использованием других газогенераторов, реакторов синтеза и др.).

Математические модели элементов ЭТУ создавались с учетом следующих предъявляемых к ним требованиям.

а Математические модели должны обеспечивать достаточно точные описания реальных процессов, протекающих в элементах установки, соответственно поставленным целям и задачам исследования, а Модели должны включать в себя зависимости между входными и выходными параметрами элементов (расходами, температурами, давлениями, концентрациями газовых смесей и т.д.), а также зависимости между этими пе-ремеиными и конструктивными характеристиками элементов. Это обеспечивает проведение теплового, гидравлического, аэродинамического и конструктивно-компоновочного расчетов установки, а В модели основных элементов необходимо включить зависимости, обеспечивающие проверку допустимости принятых решений - расчет действующих напряжений в трубах теплообменников, проверка на неотрицательность расходов, перепадов давлений, температурных напоров и т.д.

И

а Математические модели элементов должны отвечать требованиям быстродействия при их расчете, что обеспечивает возможность проведения на их основе оптимизационных исследований. □ Математические модели энергетических и технологических элементов должны быть согласованы между собой как по детализации протекающих в них процессов, так и по входным и выходным параметрам.

Исходя из этих предпосылок, строились математические модели отдельных элементов ЭТУ.

При построении математических моделей блоков и всей установки использовалось большое число моделей отдельных элементов энергетических установок (газогенераторов, теплообменников различных типов, камер сгорания, компрессоров, газовых и паровых турбин и т.д.) разработанных ранее в ИСЭМ СО РАН. Более подробно представлены математические модели и алгоритмы расчета элементов технологической части, которые в большей части автор разрабатывал лично.

Принципиально новым элементом, отсутствующим в энергетических установках, является каталитический реактор синтеза метанола. Состояние газовой смеси в реакторе значительно отличается от равновесного состояния и хорошо описывается дифференциальными уравнениями химической кинетики. Математическая модель реактора основана на механизме синтеза метилового спирта и кинетических уравнениях, предложенных проф. А .Я. Розовским из ИНХС РАН.

Реактор синтеза метанола состоит из нескольких адиабатных зон, заполненных катализатором, между которыми включены конвективные теплообменники для отвода тепла синтеза. Зоны в свою очередь при расчетах разбиваются на участки. .

Процессы, протекающие в каждом из участков реакторов синтеза, описываются следующей системой уравнений.

Уравнения материальных балансов' по отдельным химическим элементам: ■

а) углероду G'c02 + Gco + G'CH.j0H = G"c02 + G"c0 + GCH]0H, (1)

б)водороду G'Hl0 +G'h2 + 2' GCH)0H = GH;0 + GH} + 2 ■ G'CH)SH, (2)

в) кислороду

Gco2 +0>5'( Geo + gh2o + gch3oh ) = Gco2 + °'5 • (gc0 + gh:0 + gch3oh )• (3)

г) азоту G'N: = G"N2, (4) где G - мольные расходы соответственно CO, C02,H2, H20, N2, СН}ОНна входе в участок, G - то же на выходе из участка.

Кинетические уравнения скоростей образования СЩЗН и СО:

dgch3oh - gch3oh - gch3oh - wch3oh • dGk = wch3oh • so • Pk ■ dl' (5)

dGC0 = G'cq - G'co = wco ■ dGk = wco •s0-pk ■ dl, (6)

где я3он • Л?со - число киломолей СН3ОН и СО, образующихся на участке

в единицу времени; <11 и - длина и площадь поперечного сечения участка; сЮ/, - масса катализатора на участке; р* - насыпная плотность катализатора; мси он, мс0 - удельные скорости образования СН3ОН и СО, которые рассчитываются следующим образом:

к ■к .(Р -Р ?СЯзои'Ри2°)

К1 кСО, 1 гСО.. ГН. , 2

р. Гн, (7)

____*Я| Р»1

Р ■ Р

1 m 1 и

k .к -I'Р •Р С°2 Нг )

2 КН-,0 ' ГСО ГИ,0 7_ /

> i-c /JjU £

(8)

00 П + кС0г-РС0))-(\ + кН70-РН70)~1'

где Р, - парциальное давление /-ого компонента на входе в участок, /с у - константа скорости синтеза метанола, /с? - константа скорости образования СО, кцго> ксог ' константы равновесия соответствующих стадий образования промежуточных соединений, к , к- константы равновесия реакций синтеза

CIIjOH и конверсии СО.

Уравнения теплового баланса (без учета теплообмена с окружающей средой):

2h(T')■<?,' = hi(T")-G';, (9)

где T'a Т" - температура газа на входе и выходе участка, /,- полная энтальпия

соответствующей г-ой компоненты газовой смеси, G, и G, - мольные расходы

г'-ых компонентов газовой смеси на входе и выходе участка.

Уравнение для определения гидравлического сопротивления фильтрующего слоя катализатора:

{10)

^ЗКв 2

где Р и Р - давление на входе и выходе участка, £ - коэффициент сопротивления, с1жв - эквивалентный диаметр между таблетками катализатора, р2 - плотность газовой смеси, © - средняя скорость газовой смеси, / - высота слоя катализатора.

4-s F

Î270/ если Ле<50, 1 ^ = il 1.6/(tfe025), если Ле> 50,j (12)

dxe=~, (П)

o = Gx/(p2'S0- г), (13)

где е - порозность слоя катализатора, F-удельная внешняя поверхность зерен катализатора (на единицу объема слоя), Ле-критерий Рейнольдса, ,syплощадь поперечного сечения слоя, G!C-весовой расход газовой смеси на входе в реактор.

Рассматриваемая система уравнений включает обыкновенные нелинейные дифференциальные уравнения первого порядка (5-6) и систему нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений (1-4), (7-13). Для решения системы (1-8) используется метод Рунге-Кутта четвертого порядка. Алгоритм решения системы уравнений (1-13) разработан совместно с A.M. Клером с применением оригинального подхода, который заключается в том, что при расчете адиабатная зона разбивается на большие (по давлению и константам равновесия и скорости образования СН3ОН и СО) и малые (для расчета мольных долей компонентов газовой смеси) участки, что позволяет существенно снизить объем вычислений.

При построении эффективных математических моделей ЭТУ в целом также потребовалось решить ряд задач.

□ Разработать расчетную схему ЭТУ, отличие которой от технологической состоит в том, что каждый ее элемент должен иметь математическую модель, а каждой технологической связи между элементами схемы должна соответствовать информационная связь между моделями. В качестве примера на рис.4 дана расчетная схема ЭТУ синтеза метанола из угля, о При построении расчетной схемы ЭТУ необходимо произвести ее агре. гирование. В нашем случае, для уменьшения числа элементов и связей, т.е. уменьшения размерности схемы, целесообразно заменить группы одинаковых параллельно работающих и равномерно загруженных элементов технологической схемы на один элемент расчетной схемы (параллельно работающие газогенераторы, реакторы синтеза ИЖТ и др.). а В связи с большой размерностью расчетной схемы ЭТУ целесообразно использование метода декомпозиции. Суть этого метода заключается в том, что в технологической схеме ЭТУ на основании анализа выделяется несколько частей, связи между которыми немногочисленны и для каждой части строится своя математическая модель. Затем происходит увязка математических моделей частей ЭТУ между собой. С использованием такого подхода создавались математические модели трех достаточно обособленных блоков ЭТУ: газификации угля или конверсии природного газа, синтеза метилового спирта или диметилового эфира, энергетического.

Для построения математических моделей блоков использовалась разработанная в ИСЭМ СО РАН и успешно применяемая для моделирования теплоэнергетических установок система машинного построения программ (СМПП), которая на основании информации о математических моделях отдельных элементов блоков, технологических связях между ними и целях расчета автомати-

Рис.4, Расчетная схема ЭТУ синтеза метанола из угля: T7 - радиационный теплообменник на продуктах газификации, GAK - реактор газогенератора, OXL -охладитель шлака, TZ - инжектор системы возврата, КО - блок получения кислорода, К1 - кислородный компрессор, W71-VV77 - конвективный теплообменник на продуктах газификации, bl, SI, S2, S3 - барабан-сепаратор, С, С1-С6 - смеситель потоков воды или пара, R1-R5 - разделитель потока воды или пара, N1-N6 - насос, RDI разделитель потока воды или пара долевой, YI. Y2 - сухой уловитель золы, МО - скруббер мокрой газоочистки, МС - система удаления излишнего COj.KSG - компрессор синтез- газа, R - регенеративный газо-газовый теплообменник, SL - сепаратор метанола-сыриа. ХК - холодильник-конденсатор метанола-сырца, REAK - адиабатная зона реактора синтеза метанола, TP - расширительная газовая турбина, KCL - камера сгорания газовой турбины, TG - основная газовая турбина, КВ - компрессор воздушный, RBD - разделитель потока воздуха, CMG - смеситель потоков газа и воздуха, ОК1-ОК4 - отсеки паровой турбины, W41-W49 - конвективные газоводяные теплообменники котла- утилизатора, К - конденсатор паровой турбины, РН1 - регенеративный подогреватель низкого давления. Обозначение потоков: t-уголь, к-кнелород. z-зола, р-пар, w-нодп. пар, пароводяная смесь, охлаждающая вода, v-транспортный пар. g-продукты газификации, синтез-газ, продувочный газ, продукты сгорания, h-шлак, Ь-воздух, kk-конденсат. и, Ь, с-вода на циркуляционный насос, 1,2 - раздвоение, смешение потоков.

1S

чески генерирует математическую модель блока в виде программы расчета на языке Fortran. Полученные таким образом модели блоков были оформлены в виде подпрограмм, из которых опять-таки с помощью СМПП строилась математическая модель установки в целом. Модель ЭТУ синтеза метанола из угля (рис.4) содержит порядка 2000 переменных, несколько сот алгебраических и трансцендентных уравнений. Решение систем уравнений, описывающих отдельные блоки и всю установку, проводится методом Зейделя. Математическая модель ЭТУ ориентирована на конструкторский расчет элементов установки: определение поверхностей нагрева теплообменников, объема катализатора в реакторах, мощности привода насосов и компрессоров, мощности газовых и паровой турбин, термодинамических параметров, расходов продуктов газификации, продуктов сгорания, воды и пара в различных точках схемы.

Математическая модель ЭТУ синтеза метанола из природного газа подобна представленной выше, за исключением блока конверсии природного газа, в котором вместо математической модели газогенератора разработана модель конвертора природного газа.

Все предлагаемые к реализации технологии синтеза ДМЭ из природного газа являются, в общем случае, развитием метанольного производства и включают в себя ряд общих стадий: стадию конверсии природного газа в синтез-газ, стадию каталитического превращения синтез-газа в смесь метанола и ДМЭ, стадию их разделения. Поэтому при моделировании ЭТУ синтеза диметилово-го эфира применены те же принципы и подходы, что и для ЭТУ синтеза метанола. Принципиальное различие ЭТУ синтеза ДМЭ и метанола состоит в блоке синтеза. В ЭТУ синтеза ДМЭ не требуется установка промежуточных теплообменников в реакторах синтеза. Это обусловлено существенно меньшим тепловыделением при образовании из синтез-газа ДМЭ, чем при образовании метанола, что позволяет достичь в адиабатном каталитическом реакторе термодинамического равновесия, не выходя из допустимого для процесса синтеза интервала температур. Необходимо отметить, так как на выходе из реакторов синтеза ДМЭ присутствует остаточный метанол (до 4-6 %% об. в зависимости от условий процесса синтеза), этот метанол может использоваться после разделения как целевой продукт, либо может быть возвращен в цикл, что повышает общий выход диметилового эфира. В работе рассматривается последний вариант. ■ . •

Для технологий каталитического синтеза ДМЭ из синтез-газа, в отличие от синтеза метанола, в публикациях не приводятся уравнения химической кинетики этих процессов. Указывается только на их высокую селективность и производительность. Поэтому при создании математической модели реакторов синтеза ДМЭ использовались соотношения равновесной термодинамики.

Термодинамическое описание процессов, протекающих в реакторах синтеза ДМЭ, включает уравнения материальных и энергетических балансов по химическим элементам и функции Гиббса продуктов синтеза.

Лки-уГ-ЪкгуГ=0- ........7- (14)

м 1=1

J у СЫТ

нвш (твых )= ^ (Н0+ | о (теых т . уВш ) (15) А 7"*

Н%(Т°*)= Е(Н? + 1 сГ(т°*))дг-Уг, (16) 1=1 т„

пт = Нв1ых(Тшх )-Н%(Твх ) = 0, (17)

0(Т"Ш, Рсш, уе,ых,......уУ* ) = Нв/Х - Твых ■ , (18)

= I 8?(Тшх,Рвых), (19) Н

8Р (тш* рвы* ) = 50, увш _ к . уеш . 1п

пвых ,.СЫХ

г 'У]

J

вых

Ро ■ 2>;

н

(20)

где у0* - мольный расход I-го компонента газовой смеси на входе в реактор, I -число компонентов газовой смеси на входе в реактор, у"ш - мольный расход у-го компонента газовой смеси на выходе из реактора, 3 - число компонентов газовой смеси на выходе из реактора, Кц - число молей /-го химического элемента, содержащихся в одном моле 1-го компонента входной смеси, Кц - число молей /-го химического элемента, содержащихся в одном моле у'-го компонента выходной смеси, / - число химических элементов, Твх, Таш - температура газовой смеси на входе и выходе из реактора, Ртх - давление газовой смеси на выходе из реактора, С2Т- количество тепла, выделившегося или поглощенного в реакторе, Н%, Н°^х - полная энтальпия газовой смеси при входной и выходной температуре,. Н?, - энтальпия образования компонента при стандартных условиях, с/>, с? - средняя теплоемкость компонента газовой смеси, -

энтропия у'-го компонента газовой смеси, в™* - энтропия газовой смеси на выходе, Ро - стандартное давление, Л - универсальная газовая постоянная.

Определение равновесного состава газовой смеси в ходе изобарно-изотермического процесса сводится к минимизации функции Гиббса 1тпс,(тшх,рсь'х.у?6",-,уТх) ПРИ ограничениях (14). Решение задачи определяется нахождением стационарной точки функции Лагранжа

Цу,и) = 0(Теых,Рт',уГ,...,/Г)-Ь<гК^у;), (21)

1=1

где ц - множитель Лагранжа, относящийся к ограничению - равенству = 0.

Система уравнений, определяющих стационарную точку функции Лагранжа, имеет вид

Температура продуктов синтеза на выходе реактора определяется из условия выполнения энергетического баланса (17).

Результатом работы в данном направлении являются эффективные математические модели ЭТУ синтеза метанола и производства электроэнергии из угля и природного газа, а также установок производства ДМЭ и электроэнергии на основе природного газа. Такие модели позволяют проводить широкий круг исследований как в направлении схемно-параметрических решений, так и условий функционирования ЭТУ.

В главе 5 «Технико-экономические исследования ЭТУ синтеза ИЖТ и производства электроэнергии» представлены результаты технико-экономических исследований ЭТУ синтеза метанола на угле, природном газе и газе подземной газификации угля, а также ЭТУ синтеза ДМЭ на природном газе. Найдены оптимальные схемно-параметрические решения по ЭТУ. Проанализирована чувствительность критериев экономической эффективности к изменению цен на уголь, природный газ, метанол и электроэнергию. Показано, при каких условиях ИЖТ, получаемое на ЭТУ, может конкурировать с моторным и котельно-печным топливом из нефти.

Целью исследований, проводимых с помощью математических моделей ЭТУ, является определение оптимальных параметров установки и чувствительности ее экономических показателей к изменению внешних условий. Это требуется для оценки перспективности крупномасштабного применения данного способа переработки угля и природного газа.

Как уже отмечалось, наиболее важно найти оптимальное соотношение между производством метанола и выработкой электроэнергии, Указанное соотношение определяет стоимость всех блоков установки. В связи с этим рассмотрены разные значения данного соотношения, которое определяется изменением таких технических характеристик, как параметры дутья в газогенераторы, число реакторов синтеза и др., и найдены соответствующие им технико-экономические показатели.

Некоторые результаты расчета технологических схем ЭТУ для оптимальных вариантов представлены в таблице 1. В таблице 2 приведены итоговые технико-экономические показатели оптимальных вариантов ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ.

Видно, что ЭТУ производства метанола и электроэнергии из угля имеет высокий термический коэффициент полезного действия, около 65%, по сравнению с 55% для технологических установок, производящих только метанол.

(22)

Ы М

(23)

Табли ц а 1

Параметры оптимальных вариантов ЭТУ синтеза метанола или ДМЭ и производства _электроэнергии из природного газа и угля_

ЭТУ синтеза

Наименование, размерность метанола из ДМЭ из метанола из

газа газа угля

Удельный расход кислорода на конверсию при-

родного газа (газификацию угля), кг/кг топлива 1,24 0,4

Удельный расход пара на конверсию природно-

го газа (газификацию угля), кг/кг топлива 0 0,5

Выход продуктов конверсии (газификации),

кг/с:

водород 12,9 10,1

окись углерода 94,0 118,9

двуокись углерода 8,9 100

водяные пары 14,4 61,8

метан 1,5 3,1

оксид серы - 0,6

оксид азота - 0,7

Расход метилового спирта или ДМЭ из сепара-

торов, кг/с:

первой ступени синтеза, 35,5 42,9 35,1

второй ступени синтеза, 25,0 17,5 25,3

'третьей ступени синтеза 16,3 6,8 14

Весовые расходы продувочных газов третьей

ступени блока синтеза, кг/с:

водород 3,16 1,13 0,9

окись углерода 26,3 0,2 51,3

двуокись углерода 9,13 21,6 25,5

водяные пары 0,05 18 0,02

метанол 0,41 0,04 0,4

ДМЭ - 2,8 -

метан 1,5 1,5 3,1

Расход острого пара на паровую турбину, кг/с 174 120 190

Расход пара из испарителей высокого давления

на паровую турбину, кг/с 146 48 100

Мощность, МВт:

паровой турбины 355 192 285

основной газовой турбины 175 80 153

расширительной турбины 9,2 3,1 9,3

Мощность собственных нужд, МВт, 189 205 206

в том числе мощность компрессоров:

кислородных 30 30 30

синтез-газа 46,4 58,3 45,6

Табли ца2

Основные технико-экономические показатели ЭТУ синтеза ИЖТ из угля и природного газа

Показатель ЭТУ синтеза

метанола из газа ДМЭ из газа метанола из угля

Годовой расход условного топлива, тыс. т у.т. 2600

Годовой расход натурального топлива, млн. нм3 газа, тыс. т угля 2300 2300 5000

Годовое производство ИЖТ, ......тыс. т у.т. 2100 1500 1800 1770 2050 1480

Годовой отпуск электроэнергии, млн. кВтч 2450 490 1700

Полезная мощность установки, МВт 350 70 240

Капиталовложения в установку, млн. долл. 550 400 620

Удельные капиталовложения на т ИЖТ, тыс. долл./т 260 220 300

Термический КПД производства ИЖТ, % 75,2 70,3 66,2

Внутренняя норма возврата при использовании ИЖТ в качестве: ......заменителя природного газа (100-120 долл./т у.т.), ......котельно-печного топлива (120-140 долл./ту.т.), ......дизельного топлива (140-170 долл./т у.т.), ......моторного топлива (170-200 до лл./т у.т.), ......сырья для химических производств, (200-210 долл./т у.т.), % 10,5-13,5 13,5-15 15-18 18-19 19-22 9-13 13-16 16-22 22-25 25-30 10-12,5 12,5-1414-17 17-18,5 18,5-20

Аналогичные КПД для установок на природном газе равны 75% и 65% соответственно. Во всех оптимальных вариантах ЭТУ синтеза метанола наблюдается отклонение состава свежего синтез-газа от стехиометрически необходимого (меньше соотношение Е^СО). Работа с таким составом снижает энергетические потери, а весь избыточный СО сгорает в энергетической установке. Это дает возможность отказаться от блока конверсии СО, снизить подачу водяного пара в газогенераторы или конверторы (по сравнению с чисто технологическими установками), что повышает энергетическую эффективность использования химической энергии угля и газа. Необходимо отметить, что за счет большего отдува газа из блока синтеза (существенно большего, чем для технологических установок синтеза) резко повышается производительность реакторов синтеза (в 1,5-2 раза), т.к. они работают на синтез-газе с более благоприятным составом.

То есть комбинация производства метанола и выработки электроэнергии повышает тепловую эффективность и снижает удельные капиталовложения в установку по сравнению с раздельным производством. Следует отметить, что такие выводы сделаны для ЭТУ синтеза метанола.

По результатам сравнительных исследований ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ из природного газа можно сделать следующие выводы. Оптимальный состав синтез-газа как для синтеза ДМЭ, так и метанола, получаемых из природного газа, образуется при его чисто кислородной конверсии. Видно, что установка производства ДМЭ характеризуется значительно меньшей выработкой электроэнергии, что определяет более низкие капитальные вложения в установку, и меньшим термическим КПД синтеза. Сопоставление установок по комплексному экономическому показателю - внутренней норме возврата капиталовложений - позволило определить для каждого значения IRR стоимость электроэнергии, при которой ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ из природного газа являются равноэкономичными. Условием равноэкономичности служит равенство цен энергетически эквивалентных количеств ДМЭ и метанола, при которых обеспечивается (с учетом заданной цены электроэнергии) требуемое значение IRR. На рис.5 представлена кривая равноэкономичности ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ, а также зоны экономической эффективности указанных установок. Изменение IRR в «точке равноэкономичности» при изменении цены на электроэнергию объясняется различными соотношениями между производством ИЖТ и электроэнергии для сопоставляемых ЭТУ. В табл. 3, в качестве примера приведены (при одной цене на электроэнергию) зависимости между заданными значениями IRR и соответствующими им ценами на ИЖТ. Как видно из таблицы, при IRR, несколько больше 18%, цены метанола и ДМЭ совпадают.

С учетом прогнозов изменения мировых цен на нефть и тенденций в соотношении цен на нефть и другие виды топлив в работе показано, при каких условиях ИЖТ, получаемое на ЭТУ, может конкурировать с моторным и ко-тельно-печным топливом из нефти.

Из табл.2, например, видно, что метанол из угля может успешно конкурировать с дизельным топливом (IRR=14 - 17 %%), с бензином (IRR=17 - 18,5 %%) и метанолом для химической промышленности (IRR=18,5 - 20 %%). Менее благоприятным является сопоставление метанола из угля с жидким печным бытовым топливом (IRR=12,5 - 14 %%). Однако, с учетом более экологичного состава продуктов сгорания метанола замена им жидкого печного топлива у мелких потребителей может быть целесообразной. Самым неблагоприятным является сопоставление метанола из угля с природным газом (IRR=10 - 12,5 %%). Как будет показано далее, метанол может конкурировать с природным газом лишь в случае необходимости дальнего транспорта этих энергоносителей.

Исследование чувствительности цены метанола к изменению цены на уголь, производимую электроэнергию и капиталовложений при IRR, равной 15% и 18%, показало, что повышение цены угля на 10 долл./т у. т. приводит к

24

росту цены метанола на 16-22 долл./т у. т, изменение капиталовложений в ЭТУ на 10% - к изменению цены метанола на 15-18 долл./т у. т., а изменение цены электроэнергии на 1 цент - к изменению цены метанола на 11-12 долл./т у.т.

12 3 4 5 6

Цена электроэнергии, отпускаемой от ЭТУ, цент/кВт ч

Рис. 5. Зависимость значений внутренней нормы возврата капитальных вложений, характеризующих точки равной экономической эффективности ЭТУ синтеза метанола н ДМЭ, от стоимости отпускаемой электроэнергии: 1 - зона эффективности ЭТУ синтеза ДМЭ, 2 - зона эффективности ЭТУ синтеза метанола.

ТаблицаЗ

Цены на метанол и ДМЭ при разных уровнях внутренней нормы возврата капитальных

вложений (цена отпускаемой электроэнергии - 3,5 цента/кВт ч), долл./т у.т.

1Ш1, % ЭТУ синтеза

метанола ДМЭ

12 60 74

15 74 83

18 90 92

21 106 102

Аналогичные данные получены для ЭТУ синтеза метанола из природного газа. Для ЭТУ синтеза метанола из газа подземной газификации угля рассчитана требуемая стоимость газа для обеспечения принятой эффективности проекта.

В главе 6 «Оптимизация параметров энерготехнологических установок в условиях случайного характера исходной информации» предлагается подход к решению задачи оптимизации параметров ЭТУ с учетом случайного характера исходных данных, основанный на принятии в качестве целевой функции критерия эффективности с заданным уровнем обеспеченности. Приведен алгоритм решения рассматриваемой задачи. Подход проиллюстрирован на примере оптимизации ЭТУ каталитического синтеза метилового спирта и производства электроэнергии из угля.

Проведение технико-экономических исследований энерготехнологических установок сопряжено с неоднозначностью значительной части исходной информации. В первую очередь это относится к ценам на потребляемое топливо, производимые энергоносители и элементы оборудования.

При решении оптимизационных задач в условиях случайного характера исходной информации наибольшее распространение получили методы, основанные либо на использовании средневзвешенных оценок, либо на использовании предельных оценок (критерии Лапласа, Сэвиджа, Вальда и др.). Первая группа оценок обеспечивает оптимальное значение критерия эффективности «в среднем», а вторая - оптимальное решение при наихудших, с точки зрения риска или затрат, реализациях вектора случайных параметров. К недостаткам таких подходов можно отнести следующее. Наихудшие условия реализуются, как правило, при крайних сочетаниях неоднозначно заданных исходных данных, вероятность реализации которых, как правило, мала. Оптимизация «в среднем» приводит к тому, что в действительности достаточно велика вероятность реализации таких условий, при которых будет иметь место значительное ухудшение значения целевой функции по сравнению с ожидаемым значением.

Представляется, что в дополнение к указанным выше методам можно использовать подход, основанный на принятии в качестве целевой функции задачи оптимизации некоторого критерия эффективности, имеющего заданный уровень обеспеченности с учетом принятых законов распределения случайных исходных данных. В задачах максимизации (минимизации) под уровнем обеспеченности некоторого критерия эффективности понимается вероятность того, что он примет значение большее (меньшее) или равное заданному значению.

Рассмотрим задачу максимизации внутренней нормы возврата капиталовложений с заданной обеспеченностью. С математической точки зрения она сводится к решению следующей задачи.

max £ (24)

при условиях

xsr, (25)

r = {x|G(A:)>0, Н{х) = 0\ , (26)

P{F(x,y)-4bO)bPz, (27)

0<Р:й1, (28)

где G(x) и н(х) - нелинейные вектор-функции ограничений в форме неравенств и равенств, х - вектор оптимизируемых параметров, у - вектор случайных параметров, £ - дополнительная оптимизируемая переменная (предел обеспеченности одномерного распределения порядка Pz), Рг - заданное значение вероятности (уровень обеспеченности критерия эффективности F(x,y)).

Такая задача относится к классу задач стохастического программирования с вероятностными ограничениями. В прямых методах стохастического программирования контроль выполнения ограничения (27) осуществляется вероятностными методами с помощью испытаний в пространстве состояний слу-

чайных величин. При этом точное решение задачи (24)-(28) получается при бесконечном числе испытаний. Очевидно, что при технико-экономических исследованиях сложных технических систем это невозможно. Можно провести конечное число испытаний, которым следует распорядиться так, чтобы найти оптимальное решение х е R, с наибольшей гарантией удовлетворяющее условию (27) и максимизирующее целевую функцию (24). Такая постановка задачи приводит к дискретизации вектора случайных параметров и к экстремальным задачам частично-дискретного программирования.

Для решения задачи оптимизации параметров ЭТУ с учетом случайного характера исходной информации предлагается алгоритм, разработанный совместно с A.M. Клером и Н.П. Декановой (рис.6), основная идея которого состоит в том, что она сводится к последовательности более простых задач из класса детерминированных задач нелинейного программирования, имеющих следующий вид

max minHx.y)- (29)

xeR уеу"

Для этой цели выделяется конечное число М сочетаний значений случайных параметров вектора у - У1,У2,-,Уо-,Ум ■ Выбранные точки распределены равномерно на множестве [>>""", /,ш] и имеют известные вероятности реализации в сумме равные 1. В начальной точке, допустимой с точки зрения физико-технических ограничений, все М реализаций вектора случайных параметров у нумеруются в соответствии с убыванием значений принятого критерия эффективности. Выделяется реализация вектора случайных величин, которая соответствует наибольшему значению критерия эффективности для заданной обеспеченности критерия. На этом векторе выбирается к предшествующих реализаций, составляющая множество Y1. Далее решается задача максимизации по

вектору оптимизируемых параметров л минимального на множестве У1 значения критерия эффективности при соблюдении физико-технических ограничений задачи. Критерием окончания решения задачи является равенство формируемого на некотором шаге множества случайных точек У1 с множеством У1'1, сформированном на предыдущем шаге. Решением задачи является вектор оптимизируемых параметров х*, последовательность значений критерия эффективности Ft-F[x', у ¡), V/е [ДЛ/] и величина - достижимый предел для критерия эффективности при заданном уровне обеспеченности. Решая задачу (24)-(28) при различных значениях уровня обеспеченности критерия эффективности Ргх из некоторого рационального диапазона |дт'", Я,ти J получаем совокупность рациональных диапазонов значений технических параметров и технико-экономических показателей оптимизируемой установки. Кроме того, для дальнейшего инженерного анализа результатов оптимизации и принятия окончательного решения становится возможным:

Счетчик итераций 1=0, хеЯ;

Я= {х/в(х)20.Н(х)=0}. у°,

\Ле[1,...М],р1=1/М

Определение .Р^^'у/А перенумерация у'.

Определение вектора уJ: J , J+l ,

р)

у=/ , Н

Формирование вектора У1

:зГ

хеК\

Р(х,у'])>\, к]

Решение /-ой задачи:

1=1+]

Решение задачи: х , 4 •

Выход

Рис. б. Алгоритм решения задачи оптимизации параметров ЭТУ с учетом случайного характера исходной информации.

□ построить зависимости указанных параметров и показателей установки от величины заданного уровня обеспеченности/^ ;

□ сформировать «платежную» матрицу, наименования строк и столбцов которой соответствуют рассматриваемым уровням обеспеченности Р[ из диапазона [/>.""", -P.""* j, а в качестве данных представлены значения критерия эффективности. Диагональные элементы матрицы соответствуют достижимым пределам для критерия эффективности при заданных уровнях обеспеченности Р[. Остальные элементы строк содержат значения критерия эффективности Ff =F[x*,y'), полученные при решении задачи оптимизации с заданным уровнем обеспеченности Р;' и отвечающие указанным в наименовании столбцов уровням обеспеченности из диапазона Р™ j.

Построение таких зависимостей и матриц для дальнейшего анализа и принятия решений является достоинством предлагаемого подхода.

Указанный подход был применен для оптимизации технических параметров ЭТУ синтеза метанола и производства электроэнергии из угля, расчетная технологическая схема которой показана на рис. 4. В качестве целевой функции принята внутренняя норма возврата капитальных вложений IRR, подлежащая максимизации. Задано три значения обеспеченности оптимального решения р\ = 0,9, р} = 0,7 и Д3 = 0,5.

В качестве оптимизируемых параметров в задаче назначены энтальпии, давления и расходы острого пара, пара промперегрева, давления и паропроиз-водительность в испарительных контурах высокого и низкого давления, параметры дутья в газогенераторы, число реакторов в ступенях блока синтеза, температура на входе в реакторы и выходе из холодильников-конденсаторов блока синтеза и др. Всего в задаче оптимизировалось 30 параметров технологической схемы. Система ограничений (26) включает условия на неотрицательность концевых температурных напоров теплообменников, перепадов давлений вдоль проточных частей паровых и газовых турбин, ограничения на расчетные температуры и механические напряжения труб теплообменников, на минимальную и максимальную температуру синтеза и газификации, на предельно-допустимую степень сжатия в отсеках компрессоров и т.д. Кроме этого в систему условий задачи входят дополнительные ограничения вида (27). Всего учитывалось 228 ограничений.

Вектор случайных параметров включает цены на метанол и уголь, которые изменяются соответственно в интервалах 80 - 320 долл./т у,т. и 10-60 долл./т у,т. В принятых диапазонах изменения этих цен назначено по 25 равномерно расположенных точек. Упорядоченная последовательность значений внутренней нормы возврата при различных сочетаниях цен включает соответственно 625 точек. Число дополнительных ограничений на значения критерия эффективности (27) принималось равным 10 (т.е. h= 9).

В табл. 4 представлены оптимальные значения оптимизируемых переменных при заданных значениях обеспеченности реализации оптимального решения. Полученные при этом оптимальные технические показатели ЭТУ даны в табл. 5. В табл. б приведены итоговые экономические показатели вариантов ЭТУ. Видно, что с ростом уровня обеспеченности в оптимальном варианте сокращается производство метанола, увеличивается выработка электроэнергии, и возрастают капиталовложения в установку. Увеличение выработки электроэнергии происходит за счет роста параметров острого пара и пара промперег-рева и увеличения объема продувочных газов, поступающих в камеру сгорания газовой турбины. Понижение уровня обеспеченности приводит к наращиванию производства метанола и сокращению выработки электроэнергии. Это сопровождается уменьшением температуры газификации (за счет большего расхода пара на дутье в газогенераторы), поскольку при этом образуется синтез-газ, состав которого "позволяет увеличивать выход метанола. Причем, при уровне обеспеченности Рг3 = 0,5 наблюдается самая высокая удельная производительность одного «среднего» реактора синтеза - 4,1 кг/с, по сравнению с 3,4 кг/с при Р} =0,7 и 1,8 кг/с при Р\ =0,9, характеризующаяся и самым высоким термическим КПД производства метанола (68,2% по сравнению с 67,9% при Р} = 0,7 и 66% при Р\ = 0,9.

В табл. 7 представлена «платежная» матрица, строки которой соответствуют вариантам ЭТУ, получающимся в результате решения задачи оптимизации при заданном уровне обеспеченности, а столбцы - значениям внутренней нормы возврата, которые соответствуют указанным уровням обеспеченности из диапазона [р.т'л, Р™* }. На пересечении ¿-той строки и j-го столбца указывается IRR i'-го варианта, имеющаяу-тый уровень обеспеченности.

Для большей наглядности отраженные в матрице зависимости приведены на рис. 7. Видно, что максимальные значения критерий эффективности принимает в вариантах, соответствующих оптимальным решениям при заданном значении обеспеченности (диагональные элементы матрицы).

Анализ рис. 7 позволяет сделать вывод о предпочтительности варианта ЭТУ, полученного в результате оптимизации по IRR, при уровне обеспеченности равном 0,7. Этот вариант не дает существенного проигрыша по сравнению с оптимальным ни по одному из используемых критериев.

Представленный подход дает возможность оценить рациональный интервал изменения технических параметров и экономических характеристик исследуемых установок в условиях неопределенности исходной информации.

В главе 7 «Энерготехнологическая переработка угля и природного газа в ИЖТ как базовая технология для дальнего транспорта энергии» представлены результаты сопоставления экономической эффективности трубопроводного транспорта ИЖТ и природного газа. Рассмотрены математические модели трубопроводных систем и их элементов, приведена постановка задачи оптимизации трубопроводов. Даны сопоставительные расчеты стоимости транспортировки единицы условного топлива в виде метанола, диметилового эфира и при-

Таблица4

Оптимальные значения параметров вариантов ЭТУ при разных уровнях обеспеченности'

Наименование, размерность Уровень обеспеченности

0,9 0,7 0,5

Энтальпия, ккал/кг: -острого пара на выходе КШ ГГ, 3328 3090 3043

-пара промперегрева на выходе КШ ГГ, 3332 3140 2733

-пара НД КШ ГГ, 3056 3120 3035

-пара на выходе экономайзера ВД КШГГ, 1766 1457 1478

-пара промперегрева КУ, -острого пара КУ, 3495 3328 3390 3200 3120 3035

-пара на выходе перегревателя ВД КУ, 3148 3098 2985

-пара на выходе перегревателя НД КУ. 3080 3080 3090

Давление, МП а: -пара промперегрева, -острого пара на выходе КШ ГГ, 2,4 14,8 1,8 14,0 1,2 12,1

-острого пара в КУ. -питательной воды на входе КШ ГГ. 14.7 1,7 13,6 1,2 12,0 1,0

Расход, кг/с:

-питательной воды общий, 330 357 323

-пара на промперегрев в КШ ГГ и дутье в ГГ, -питательной воды на входе КУ. 158 124 134 118 70 137

Число параллельно включенных реак-

торов: -первой ступени блока синтеза, 13 6 8

-второй ступени блока синтеза, -третьей ступени блока синтеза. 9 5 7 5 8 3

Температура газа на входе в реакторы первой ступени, К 516 510 496

Температура газа на выходе холодильников-конденсаторов, К 345 342 340

Удельный расход на газификацию, кг/кг угля. -водяных паров, -кислорода. 0,25 0,42 0,43 0,42 0,66 0,44

1 Здесь КШ - конвективная шахта, ГГ - газогенератор. НД, ВД - высокое и низкое давление, КУ - ипел-угилнмтор

31

Таблица5

Технические показатели оптимальных вариантов ЭТУ при разных уровнях обеспеченности

Наименование, размерность Уровень обеспеченности

0,9 0,7 0,5

Температура газификации угля. К Расход продуктов газификации, кг/с: -водород, -окись углерода, -двуокись углерода, -водяные пары, -метан, -сероводород, -азот. 1304 9,0 150,1 59,0 35,0 0,6 0,6 0,7 1277 9,6 135,5 82,0 56,1 0,6 0,6 0,7 1236 10,7 115,0 114,0 91,3 0,6 0,6 0,7

Расход метанола из сепаратора, кг/с:

-1-ой ступени, 15,5 21,4 34,3

-2-ой ступени, 20 22,5 29,2

-3-ей ступени. 15,8 16,6 14,3

Расход продувочных газов 3-ей ступени синтеза

метанола, кг/с:

-водород, 2,0 1,7 1,2

-окись углерода, 99,6 79,0 38,7

-двуокись углерода, 26,4 24,2 33,2

-метанол, 3,8 2,8 1,6

-метан, 0,6 0,6 0,6

-азот. 0,7 0,7 0,7

Расход продуктов сгорания, кг/с:

-азот, 955 743 384

-кислород, 208 160 80

-двуокись углерода, 191 144 100

-вода. 47 43 30

Расход острого пара на паровую турбину, кг/с 220 210 174

Расход пара промперегрева на паровую турбину,

кг/с 180 143 63

Мощность, МВт:

-паровой турбины, 360 330 212

-основных газовых турбин, 344 275 143

-расширительной турбины, 18 15 10

-кислородных компрессоров, 47 48 50

-компрессора синтез-газа, 45

-собственных нужд, 158 154 150

-полезная. 564 466 215

Годовой расход топлива: -натурального (условного), млн. т (млн. ту.т.) 4,6 (2,5)

Годовое производство метанола: -условного, тыс. ту.т. -натурального, тыс. т 930 1290 1100 1530 1410 1960

Годовой отпуск электроэнергии, млн. кВт ч 3825 3140 1430

Капиталовложения в установку, млн. долл.: 585 554 472

Термический КПД производства метанола, % 66 67,9 68,2

Таблицаб

Итоговые экономические показатели вариантов_

Наименование, размерность Уровень обеспеченности

0,9 0,7 0,5

Цена, долл/ту.т.:

-метанола, 90 150 200

-угля. 34 34 34

Цена электроэнергии, цент/кВт ч 5,5 5,5 5,5

Чистая дисконтированная стоимость проекта, млн, долл. 372 598 782

Дисконтированные показатели проекта, млн. доля.:

-суммарная выручка. 1894 2173 2327

-капиталовложения 488 462 394

-суммарные чксппуатационные издержки 713 704 680

-возврат кредитов и процентов -налоги 504 305 470 401 397 468

Срок окупаемости проекта, лет 13-14 11-12 9-10

Внутренняя норма возврата капитальных вложений, % 16,5 20,0 24,0

Таблица7

«Платежная» матрица

Уровень обеспеченности, при котором проводилась оптимизация IRR, имеющая обеспеченность

0,5 0,7 0,9

0,5 24 19,3 13,4

0,7 23,1 20,2 16

0,9 22,4 19,9 16,5

( 26

I

24

^20- ; М TS - :

16 -

| 14 ■ j

i

I

| 12 ---;- i

0,5 ,0,7 0,9

Уровень обеспеченности_,

Рис 7. Значения внутренней нормы возврата капиталовложений при разных уровнях обеспеченности: 50z - целевая функция (IRR) варианта, попучениого при оптимизации с обеспеченностью 0,5; 70z - то же с обеспеченностью 0,7; 90z - то же с обеспеченностью 0,9

0,5 ,0,7 0,9

Уровень обеспеченности

родного газа. Показаны условия, при которых переработка газа в ИЖТ и его последующий трубопроводный транспорт экономически оправданы.

В восточных регионах России сосредоточены значительные топливно-энергетические ресурсы (ТЭР), которые позволяют обеспечить не только внутренние потребности страны, но и значительный экспорт энергоносителей в страны Северо-Восточной Азии (СБА). Однако расстояния между регионами, обладающими значительными запасами ТЭР, и возможными областями их потребления в странах СВА велики и могут достигать 5-6 тыс. км. Поэтому экономическая эффективность экспорта энергоресурсов во многом определяется транспортными затратами. В этих условиях чрезвычайно важно подобрать оптимальные технологии транспорта энергоресурсов.

Как известно, трубопроводный транспорт жидкости требует значительно меньших капитальных вложений и эксплуатационных издержек на перекачку, чем трубопроводный транспорт природного газа при одинаковых массах перекачиваемых сред. Поэтому представляется целесообразным исследование варианта переработки природного газа или угля в ИЖТ на достаточно близком расстоянии от места его добычи и трубопроводный транспорт ИЖТ потребителю. Очевидно, что чем больше расстояние, на которое транспортируется энергоноситель, тем больший экономический эффект даст вариант транспорта ИЖТ по сравнению с транспортом газа. Если этот выигрыш перекроет дополнительные затраты, связанные с производством ИЖТ, то относительная суммарная экономическая эффективность переработки природного газа в ИЖТ и последующий трубопроводный транспорт его будет положительна.

Кроме того, следует учитывать, что потребительская ценность ИЖТ, в нашем случае метанола или диметилового эфира выше, чем природного газа. Метанол не требует дорогостоящей распределительной сети, легко транспортируется и хранится. Диметиловый эфир, кроме того, не токсичен. Поэтому есть основания полагать, что единица условного топлива в ИЖТ может быть продана дороже, чем единица условного топлива в природном газе.

Важным условием корректного сопоставления газопроводов и трубопроводов ИЖТ является определение их оптимальных технико-экономических характеристик. Данную задачу можно сформулировать следующим образом. Задавая диаметр трубопровода, определяем его пропускную способность и расстояние между компрессорными или насосными станциями, которые обеспечат минимальную разность цен перекачиваемой среды на выходе трубопровода и на его входе при принятом уровне внутренней нормы возврата капитальных вложений. Считаем, что источником дохода при функционировании трубопровода является разность цен перекачиваемой среды на входе и выходе (цена перекачки). В этом случае наиболее конкурентоспособным будет тот вариант трубопровода, для которого заданный уровень рентабельности обеспечивается наименьшей ценой перекачки. При такой постановке задачи оптимизации предполагается, что ограничения по возможному объему добычи газа или производства ИЖТ и по возможностям потребителей этих энергоносителей не яв-

при условиях

ляются лимитирующими для определения пропускной способности трубопровода.

Математическая постановка задачи может быть представлена следующим образом.

mir7 (30)

^cpMcp.^ych

(31)

^t« ~ Pqx ~ dPyai > (32)

Я = (33)

4 ych

Nc:i^^{Gcp,Pllx,P<lblx,Snep), (34)

Nlp = N™-n, (35)

= ^nep ' Ken ' Cm > (36)

K:1 = Lmp ■ кЦ + n• (кпст + kg ■ NZ'p), (37)

Z = Kcn-Gcp-Ccp, (38)

Ш = /{Е,2у,ж1)=Ш:, (39)

где CCp - цена перекачки единицы массы или объема транспортируемой среды, Gcp - расход транспортируемой среды, Ьуси - длина участка трубопровода между перекачивающими станциями, dPyci, - перепад давлений на участке трубопровода между перекачивающими станциями, dPy'cf - заданный максимальный перепад давлений на участке трубопровода между перекачивающими станциями, D - внутренний диаметр трубопровода, Рах, Ртх - давления на входе и выходе участка, Lyci, - длина участка между перекачивающими станциями, Lmp - общая длина трубопровода, п - число перекачивающих станции по длине трубопровода, Smp - вектор конструктивных характеристик компрессоров или насосов, N™p - механическая мощность одной перекачивающей станции, Nfep - суммарная мощность перекачивающих станций, hucn - число часов использования трубопроводов в году, См - цена электроэнергии, расходуемой на перекачку, Zm - суммарные годовые затраты на электроэнергию, расходуемую на перекачку, Е- доход от перекачки энергоносителя по трубопроводу, К^ - суммарные капитальные вложения в трубопровод, - удельные на единицу длины капитальные вложения в линейный участок трубопровода, к^, - удельные на единицу потребляемой мощности капитальные вложения в перекачивающие станции, К"т - постоянная составляющая капитальных вложений в перекачивающую станцию, IRR - внутренняя норма возврата капитальных вложений, IRR: -заданная норма возврата капитальных вложений.

35

В результате решения задачи оптимизации найдены оптимальные пропускные способности трубопроводов природного газа, метанола и диметилового эфира. В этом случае удельные затраты на транспорт природного газа составляют в зависимости от удельных капиталовложений в линейные участки и типоразмеров 18-45 долл./г у.т., на транспорт метанола - 7-18 долл./ т у.т., для трубопроводов ДМЭ - 5-14 долл./ т у.т. на 1000 км. На рис.8 представлены в качестве примера зависимости пропускной способности и удельной стоимости

Рис.8. Оптимальные пропускные способности газопроводов и удельные затраты на транспорт природного газа.»

Таким образом, определено, что удельные затраты на транспорт единицы энергии в ИЖТ в 2-4 раза меньше, чем в природном газе, а энергетическая пропускная способность трубопроводов ИЖТ более чем в два раза выше, чем газопроводов того же диаметра.

Сравнивая показатели экономической эффективности оптимального варианта газопровода с показателями экономической эффективности оптимального варианта переработки природного газа в ИЖТ с его последующим транспортом, можно определить границы областей эффективности этих способов транспортировки химической энергии природного газа.

В этом случае решается задача оптимизации, в которой максимизируется внутренняя норма возврата капиталовложений при заданных значениях стоимости энергии у потребителей. Постановка такой задачи оптимизации в общем виде может быть представлена следующим образом.

тахШ(С3.,(),х,у,з), (40)

О.х

при условиях

Н(д,х,у,8) = 0, (41)

в(<2,х,у,8)>0. (42)

Здесь Сэи - цена транспортировки единицы энергии, - объем транспортируемого энергоносителя, х - вектор оптимизируемых (независимых) параметров системы транспорта энергии, у - вектор вычисляемых параметров,.? - вектор исходных технических и экономических данных, Н - векторная функция ограничений-равенств, в - векторная функция ограничений-неравенств.

Следует отметить, что'йри использовании постановок задач оптимизации (30-39) и (40-42), основанных на применении показателя внутренней нормы возврата капиталовложений, нет необходимости приводить сопоставляемые варианты к одинаковому энергетическому эффекту.

Рассмотрены следующие технологии переработки энергоресурсов и дальнего транспорта энергоносителей.

1. Транспорт природного газа по газопроводу диаметром 1020 мм (ГПР1020).

2. Транспорт природного газа по газопроводу диаметром 1420 мм (ГПР1420).

Эти варианты газопроводов рассматриваются в основных проектах экспорта газа из азиатских регионов России в страны СВА.

3. Производство метанола из природного газа на энерготехнологической установке и его транспорт по метанолопроводу (ЭТУмет+ТРп),

4. Производство ДМЭ из природного газа на энерготехнологической установке и его транспорт по трубопроводу (ЭТУдмэ+ТРп).

5. Производство метанола из угля на энерготехнологической установке и его транспорт по метанолопроводу (ЭТУу+МПр).

6. Производство метанола из природного газа на энерготехнологической установке и его железнодорожный транспорт (ЭТУг+ЖДт).

7. Производство метанола из угля на энерготехнологической установке и его железнодорожный транспорт (ЭТУу+ЖДт).

Относительная эффективность транспорта энергоресурсов представлена на рис.9. При значительных объемах варианты производства ИЖТ с последующим транспортом по трубопроводам эффективнее вариантов транспорта газа с расстояний 3-3,5 тыс. км для ДМЭ и метанола из газа и 4 тыс. км для метанола из угля. При малых объемах транспорта большую эффективность имеет железнодорожный транспорт метанола из газа по сравнению с транспортом газа по трубопроводу малого диаметра, начиная с расстояний 3 тыс. км, метанола из угля - с 4 тыс. км.

Рис.9. Зависимость от дальности транспорта энергии.

Видно, что экономическая эффективность проектов экспорта энергоресурсов на дальние расстояния существенно зависит от правильного выбора технологии транспорта. С увеличением дальности предпочтительными становятся варианты транспорта ИЖТ. Причем трубопроводный транспорт метанола или ДМЭ позволяет эффективно организовывать мощные энергетические потоки на значительные расстояния, а железнодорожный транспорт метанола -осуществлять дальний транспорт относительно малых энергетических потоков.

В главе 8 «Оптимизация технической системы добычи, переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей» решается задача комплексной оптимизации системы добычи природного газа различных месторождений, переработки его в жидкий энергоноситель на предприятиях переработки и трубопроводного транспорта жидких и газообразных энергоносителей на дальние расстояния.

Когда возникает вопрос об эффективности ЭТУ синтеза ИЖТ в рамках общей системы добычи газа, его переработки в ИЖТ и транспорта энергоносителей, появляется общая задача оптимизации таких систем с учетом нелинейного характера технологических процессов, дискретного характера некоторой

38

части технико-экономической информации. Кроме того, развитие таких систем необходимо рассматривать в динамике с выделением нескольких расчетных интервалов времени.

В настоящее время комплексное исследование технических систем добычи, переработки и транспорта энергоносителей производится, как правило, на основе линейных математических моделей и линейных методов оптимизации. Нелинейные модели используются только на уровне исследования отдельных элементов таких систем.

Между тем ряд важных технологических процессов, протекающих в различных элементах ТСДПТЭ и оказывающих значительное влияние на оптимальное решение, описывается нелинейными зависимостями. В первую очередь следует отметить зависимости: между расходом перекачиваемой по трубопроводу среды, с одной стороны, и затратами энергии на ее перекачку и требуемой мощностью перекачивающих станций, с другой стороны; между суммарным с начала эксплуатации отбором газа от месторождения, пластовым давлением и текущей производительностью газовых скважин и др.

Другой важной особенностью задач оптимизации ТСДПТЭ является то, что капиталовложения, эксплутационные издержки, максимальная производительность и другие технико-экономические характеристики достаточно точно известны только для конечного числа типоразмеров оборудования, а в «промежуточных» точках между этими типоразмерами отсутствуют. Это затрудняет использование при исследовании наиболее развитых методов анализа систем с непрерывными параметрами.

Из вышесказанного следует, что при оптимизации ТСДПТЭ должны учитываться нелинейный характер технологических процессов и дискретный характер некоторой части технико-экономической информации. Кроме того, необходимым требованием к подобным задачам является рассмотрение развития ТСДПТЭ в динамике с выделением нескольких расчетных интервалов времени.

Для решения указанной задачи автором был разработан набор нелинейных математических моделей элементов технических систем добычи, переработки и транспорта энергоносителей. При создании этих моделей необходимо было, с одной стороны, отразить основные процессы, влияющие на оптимальные решения по отдельным объектам и системе в целом, а с другой стороны, не создавать модели излишне подробными, требующими задания слишком большого объема исходной информации. В качестве примера нелинейных математических моделей элементов ТСДПТЭ рассмотрим математическую модель участка газопровода. Модель построена, исходя из допущений, что имеется несколько типоразмеров газопроводов, различающихся диаметрами труб, для которых известны основные технико-экономические характеристики: стоимость газопровода единичной длины; максимально-возможная пропускная способность; мощность и стоимость компрессорных станций на единицу длины газопровода. Такие зависимости для газопроводов стандартных диаметров получены в результате решения задачи оптимизации пропускных способностей газопроводов, рассмотренной выше.

В математической модели (43-52) экономические и технические характеристики участка газопровода представлены в виде выпуклой линейной комбинации соответствующих характеристик газопроводов стандартных типоразмеров. Используемые при этом коэффициенты разложения являются оптимизируемыми параметрами, подбор которых позволяет получить оптимальные характеристики газопроводов. Для учета ситуации, когда газопровод вообще не строится, в выпуклую комбинацию помимо характеристик стандартных типоразмеров вводятся характеристики "нулевого" типоразмера, с нулевыми капиталовложениями и нулевой пропускной способностью и высокими эксплуатационными затратами.

Щс (43)

(44)

¡=0

■С

0 Л К,

'=1 /.

,если ^ < г, если } = I.

О?

т /=0

т 1=0

(45)

(46)

(47)

(48)

(49)

(50)

(51)

(52)

где у = 1/=1 ,...,М , Ь - длина участка газопровода; т - число типоразмеров трубопроводов; А;'- удельная стоимость единицы длины трубопровода / - го типоразмера (при / = 0 имеется в виду "нулевой" типоразмер); - коэффициент разложения характеристик трубопровода, вводимого перед началом ?-го интервала времени по характеристикам трубопровода 1-го типоразмера; К* -капиталовложения в линейную часть трубопровода, вводимого перед началом /-го интервала времени; (т™* - максимальная пропускная способность того же трубопровода; С™4 - то же для трубопровода /-го типоразмера; - расход газа на /-ом интервале времени через трубопровод, введенный перед началом/-го интервала времени; "Г^) - мощность компрессорных станций /-го типораз-

40

мера газопровода (на единицу длины), зависящая от расхода перекачиваемого газа; Л'" - мощность компрессорных станций на /-ом интервале времени введенного нау'-ом интервале времени газопровода; ¿"(с?,,) - капиталовложения в компрессорные станции /-го типоразмера газопровода (на единицу длины), зависящие от расхода перекачиваемого газа; К™ - капиталовложения, которые должны быть вложены в компрессорные станции газопровода, введенного нау-ом интервале времени для того, чтобы мог быть обеспечен расход газа, проходящий через него на /-ом интервале времени; б, - суммарный расход газа на I-ом интервале времени на входе участка газопровода; О,0"* - то же на выходе участка газопровода: расход газа на единицу механической мощности привода компрессоров; - капиталовложения, осуществляемые перед началом /-го интервала времени в компрессорные станции газопровода, вводимого перед началом у'-го интервала времени; К.} - суммарные капиталовложения в линейную часть трубопровода и компрессорные станции, осуществляемые перед началом /-го интервала времени; М - число интервалов времени.

На аналогичных принципах построены математические модели трубопроводов ИЖТ и предприятий синтеза ИЖТ.

В математической модели разработки газового месторождения приток газа к скважине определяется на основе закона Дарси. По рассчитанному суммарному отбору газа из месторождения на каждом интервале времени определяется необходимое число скважин в начале и конце интервала. Независимыми переменными модели являются отборы газа от месторождения на интервалах времени, давления газа на выходе из системы подготовки газа. В модели на границах интервалов времени учитываются ограничения на предельно-допустимую относительную депрессию в пласте. Модель разработана автором совместно с А.М Клером, Л.А. Платоновым.

В общем виде задача оптимизации системы добычи, переработки и транспорта энергоносителей в динамике может быть представлена следующим образом.

тах(х',х2.....х1) (53)

при условиях

#'(*',/) = О,

Н2(х\х\у2) = О,

ЯЧ*'.....х\у') = 0, (54)

С(х',у')2 0, 0(х',х2,у2)>0,

0(х\...,х1,у1)± 0, (55)

Л-', ! = 1...Х, (56)

где F- целевая функция, характеризующая экономическую эффективность оптимизируемой системы (чистая дисконтированная стоимость проекта или внутренняя норма возврата капитальных вложений), х' — вектор независимых оптимизируемых параметров на z-том временном интервале. В состав вектора входят по месторождениям: суммарные годовые отборы газа из месторождений, степень дросселирования газа на выходе из скважин или степень его сжатия в компрессоре; по участкам трубопроводов - параметры, определяющие характеристики введенных на данном интервале трубопроводов, коэффициенты разложения и распределение между всеми параллельными трубопроводами одного участка расхода транспортируемой среды; по предприятиям переработки энергоресурсов - ввод новых мощностей на временных интервалах и текущая загрузка мощностей, введенных на предыдущих интервалах. У - вектор вычисляемых (зависимых) параметров на г'-том временном интервале, включающий текущие запасы газа, пластовые давления, дебит скважин, расходы энергоносителей в ветвях транспортной сети и др. Н' - вектор ограничений-равенств на i-том временном интервале включает уравнения материального баланса для узлов трубопроводной сети, уравнения, связывающие дебит скважин с пластовым давлением, мощность на прокачку с расходом транспортируемой по трубопроводу среды, уравнения энергетических балансов потребителей (при обеспечении их различными взаимозаменяемыми энергоносителями). G1 - вектор ограничений-неравенств на t-том временном интервале включает ограничения на предельную относительную депрессию на забое скважины, пропускную способность отдельных участков трубопроводов и др. L - число временных интервалов.

Поскольку реально вводиться в эксплуатацию могут только трубопроводы стандартных типоразмеров, то коэффициенты разложения £„ должны принимать лишь целые значения, равные 0 или 1. Следует отметить, что учет требований такого вида резко усложнит решение задачи (53)-(56), которая становится непрерывно-целочисленной, т.е. часть оптимизируемых параметров может принимать только целые значения. Строгое решение задачи этого типа, имеющей достаточно большую размерность, представляется труднореализуемым. В то же время опыт показывает, что в точке решения непрерывной задачи (53)-(56) на каждом временном интервале один из коэффициентов разложения £„ близок к 1, а остальные близки к 0. Это позволяет для приближенного решения непрерывно-целочесленной задачи использовать следующий подход, разработанный совместно с A.M. Клером.

> Решается задача (53)-(56) без учета требований целочисленности коэффициентов разложения.

> Производится анализ решения этой задачи и на его основе формируется один или несколько «подозрительных на оптимальность» наборов целочисленных значений коэффициентов разложения, близких к набору коэффициентов, получающихся в точке решения задачи (53)-(56).

> Коэффициенты разложения выводятся из состава оптимизируемых параметров задачи (53)-(56). Задавая в качестве исходных данных «подозрительные на оптимальность» наборы целочисленных коэффициентов разложения, решаем скорректированную задачу (53)-(56).

> Сопоставляя полученные решения по принятому критерию эффективности, находим набор целочисленных значений коэффициентов разложения, обеспечивающие максимальную эффективность.

Отметим, что если оптимизационные расчеты ТСДПТЭ проводятся с целью предварительной оценки оптимальных потоков энергоносителей, то переход к целочисленным коэффициентам разложения можно не производить.

Для решения задачи (53)-(56) весьма эффективно применены успешно развиваемые в ИСЭМ СО РАН на протяжении нескольких десятилетий методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок и других сложных технических систем непрерывного действия. Они позволяют автоматически формировать весьма сложные нелинейные математические модели и решать задачи математического программирования достаточно большой размерности.

В качестве примера дана оптимизация в динамике системы добычи природного газа, получения из него метанола и электроэнергии, транспортировки газа и метанола на различные расстояния (рис. 10).

Рис 10 Исходная схема энергетических потоков ТСДПТЭ.

Результаты оптимизации ТСДПТЭ без учета целочисленности коэффициентов разложения представлены в табл.8. Показана динамика разработки месторождений, работы предприятий ИЖТ, потоки газа и метанола по участкам трубопроводной сети. Видно, что природный газ, добываемый на месторождении М1, эффективнее перерабатывать в метанол на энерготехнологической установке ЭТУ1 и транспортировать этот метанол до конечного потребителя.

43

Предприятие ЭТУ2 в работу системы практически не включается, поскольку потребление природного газа в объемах 0,4-2,0 млрд. нм3/год при возможном 48,4-46,4 млрд. нм'/год получено без учета целочисленности коэффициентов разложения. При переходе к целочисленным коэффициентам разложения из исходной схемы исключаются предприятие по переработке природного газа ЭТУ2 на МЗ, участок газопроводной системы М1 - У1 и метанолопровод МЗ -У7 (табл.9).

Предлагаемый подход к исследованию ТСДПТЭ позволяет учесть нелинейный характер технологических процессов и повысить обоснованность получаемых в результате оптимизационных расчетов решений. На примере оптимизации в динамике достаточно сложной системы, включающей четыре месторождения природного газа, двенадцать участков трубопроводной сети, два предприятия по переработке природного газа в метанол и электроэнергию и семь потребителей энергоносителей, проиллюстрированы возможности предлагаемого методического подхода и разработанных математических моделей элементов ТСДПТЭ и системы в целом.

Таблица?

Вводы элементов ТСДПТЭ с учетом целочисленности коэффициентов разложения

Участок Временной интервал

1 12 |3

Диаметр трубопровода (мм\ число ниток

М1-У1 - -

М2-У1 1220*1 -

У1-У2 - 1020*1 -

М4-МЗ - 1220*1 -

МЗ-У2 1420*2 - -

У2-УЗ 1420*2 - -

УЗ-У4 1220*2 - -

У4-У5 1220*2 - -

УЗ-Уб 1220*1 1220*1 -

У6-У7 1220*1 1220*1

М1-У5 820*1 - -

МЗ-У7 - - -

Предприятия по переработке природного газа Мощность по производству метанола, лап. т

ЭТУ1 40 - -

ЭТУ2 - - -

Таблица8

Оптимальные потоки энергоносителей по участкам ТСДПТЭ

Наименование Временной интервал

1 ! 2 I 3 ] 4 1 5 1 6

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Расчетный запас, м/рд им' Добыча, .млрд. нм'/год

М1 М2 МЗ М4 2000 570 1500 1200 48,0 49,7 49,7 49,8 49,8 49,8

5,0 10,5 19,0 19,5 19,6 19,6

48,4 48,0 46,2 46,4 46,4 46,4

4,3 20,0 20.0 20,0 20,0 20,0

ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА В МЕТАНОЛ НА ЭТУ 1

Расход природного газа (млрд. нм'/год) 47,1 48,4 48,6 48,7 48,8 48,9

Производство метанола (щн т/род) 34,0 38,5 39,2 .39,4 39,4 39,5

Производство эл/энергии (млрд. кВт ч) 50,3 51,2 51,2 52.0 | 52.0 | 52,0

ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА В МЕТАНОЛ НА ЭТУ 2

Расход природного газа (млрд. нм'/год) 0,4 1,1 1,7 1,8 1,9 2,0

Производство метанола (.или. т/год) 0,38 0,9 1,5 1,6 1,7 1,8

Производство эл/энергии (млрд. кВт ч) 0,4 11 1,7 1,8 1,9 2,0

УЧАСТКИ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СЕТИ (мчрд нм'/год)

М1 -yiJ500K.il 0,23 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

М2-У1, 750км 4,6 9,6 17,7 18,1 • 18,2 18,2

У1 -У2,1100 км 2,9 5,6 11,4 11,6 11,7 11,7

М4-МЗ ,900 км 3,9 19,1 19,1 19,1 19,1 19,1

МЗ-У2, 500 км 50,7 63,9 61,9 62,0 62,1 62,3

У2-УЗ, 400 км 49,7 64,7 66.1 66,5 66,6 66,1

УЗ - У4, 700 км 22,7 22,7 23,2 23,3 23,4 23^

У4-У5,1300 т 21,3 21,3 21,6 21,7 21,7 21,8

УЗ-У6, 560 км 24,0 38,5 39,2 39,4 39,4 39,5

У 6-VI, N00 км 22,3 36,7 37,2 37,3 37,4 37,4

УЧАСТОК МЕТАНОЛОПРОВОДА (млн. т/год)

М! -У5, 4150 км 34,0 38.5 39,2 39,4 39,4 39.5

МЗ-У7,2800 км 0,38 0,9 1,5 1,6 1,7 1,8

ПОТРЕБЛЕНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА (млрд. нм'/год)

П1 1,5 3,7 5,3 5,3 5,3 5,3

П2 2,6 3,9 6,0 6,0 6,0 6,0

ПЗ 0,6 1,0 1,2 1,2 1,2 1,2

П4 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

П5 21,3 21,3 21,6 21,7 21,7 21,8

Пб - 0,6 0,8 0,8 0,8 0,8

П7 22,3 ] 36,7 37,2 37,3 37,4 37,4

ПОТРЕБЛЕНИЕ МЕТАНОЛА (ляп т/год)

П5 34,0 38,5 39,2 39,4 39,4 39,5

П7 0,38 0,9 1,5 1,6 1,7 | 1,8

Основные результаты работы

Проведенные в рамках диссертации исследования позволили получить

следующие основные результаты.

1. На основе анализа литературных данных обоснована перспективность энерготехнологической переработки твердых и газообразных топлив в комбинированной установке производства ЙЖТ и электроэнергии. Показана необходимость исследования установок такого уровня с широким привлечением методов математического моделирования и оптимизации. Разработан методический подход к решению задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ. Разработанный подход позволяет обеспечить сопоставимость рассматриваемых вариантов ЭТУ по энергетическому эффекту и по условиям оптимальности.

2. Разработаны эффективные математические модели ЭТУ переработки угля, природного газа в ИЖТ и электроэнергию. На их основе с применением методики технико-экономических исследований ЭТУ найдены оптимальные схемно-параметрические решения и оценена чувствительность критериев экономической эффективности к изменению внешних экономических условий.

3. Получены и приведены результаты сравнительной эффективности оптимальных вариантов переработки природного газа в метанол или диметило-вый эфир и электроэнергию. Предварительное сопоставление указанных технологий синтеза ИЖТ показывает, что по комплексным экономическим показателям ЭТУ синтеза ДМЭ и метанола имеют свои области эффективности, определяемые ценой на отпускаемую ЭТУ электроэнергию, но ввиду более высоких потребительских качеств ДМЭ, меньших затрат на транспорт, обусловленных меньшей токсичностью, технология его одностадийного производства из синтез-газа имеет более широкие перспективы.

4. Предлагается подход к оптимизации параметров энерготехнологических установок с учетом случайного характера исходных данных, основанный на принятии в качестве целевой функции критерия эффективности с заданным уровнем обеспеченности. Приведен алгоритм решения рассматриваемой задачи. Подход проиллюстрирован на примере оптимизации энерготехнологической установки каталитического синтеза метилового спирта и производства электроэнергии.

5. Дана постановка задачи и проведена оптимизация пропускных способностей трубопроводов природного газа, метанола и диметилового эфира и расстояний между перекачивающими станциями по критерию минимума затрат на перекачку энергоносителей. Результаты оптимизации показали, что удельные затраты на транспорт единицы энергии в ИЖТ в 2-4 раза меньше, чем затраты на транспорт единицы энергии в природном газе, а энергетическая пропускная способность трубопроводов ИЖТ более чем в два раза выше, чем газопроводов того же диаметра.

6. Результаты сравнительной эффективности дальнего транспорта различных энергоносителей показали, что с увеличением дальности предпочтительными становятся варианты транспорта ИЖТ, Причем трубопроводный транспорт ИЖТ позволяет эффективно организовывать мощные энергетические потоки на значительные расстояния, а железнодорожный транспорт ИЖТ -осуществлять дальний транспорт относительно малых энергетических потоков.

7. Разработаны математические модели элементов технических систем добычи, переработки и транспорта энергоресурсов, включающих энерготехнологические установки по переработке природного газа и угля в ИЖТ, газовые месторождения, элементы систем транспорта энергоресурсов. Модели позволяют учесть нелинейный характер технологических процессов, дискретный характер некоторой части экономической информации и развитие в динамике с выделением нескольких расчетных периодов.

8. Предложен подход к оптимизации технических систем добычи, переработки и транспорта энергоресурсов, позволяющий учесть нелинейный характер технологических процессов и повышающий обоснованность получаемых в результате оптимизационных расчетов решений. На примере оптимизации в динамике достаточно сложной системы, имеющей в составе четыре месторождения природного газа, двенадцать участков трубопроводной сети, два предприятия по переработке природного газа в метанол и электроэнергию и семь потребителей энергоносителей, проиллюстрирована эффективность предлагаемого методического подхода и разработанных математических моделей элементов ТСДПТЭ и системы в целом.

9. Разработанные и приведенные в диссертации методические подходы, математические модели, алгоритмы и программы расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по технологиям производства ИЖТ из угля и природного газа, технологиям транспорта ИЖТ, структуре и динамике развития ТСДПТЭ, которые включают подсистемы производства и транспорта ИЖТ. Полученные с использованием представленных разработок технико-экономические показатели ЭТУ и систем транспорта ИЖТ Moiyr служить информационной базой для обоснования рациональных масштабов вовлечения в топливно-энергетический баланс страны и объёмов экспорта ИЖТ из углей и природных газов крупных месторождений России.

Основные положения диссертации изложены в следующих пук-ликациях.

1. Клер A.M., Прусова Н.М., Тюрина Э.А., Розовский А.Я., Лин Г.И. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола // Изв. РАН. Энергетика, 1994. - №3. -С.129-137.

2. Беляев JI.C., Клер A.M., Кошелев A.A. и др. Малая энергетика и нетрадиционные виды и источники энергии: их роль и место в энергетике Сибири на ближайшие годы и на перспективу //Рос. хим. журн., 1994. -№3. - С. 34-55.

3. Клер A.M., Жарков C.B., Тюрина Э.А., Щеголева Т.П. Исследование перспективных энергетических и энерготехнологических установок // Исследование перспективных энергетических технологий. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1995.-С.4-26.

4. Клер A.M., Тюрина Э.А. Энерготехнологическая переработка угля в метанол // Региональные энергетические программы: методические основы и опыт разработки. Под редакцией Б.Г. .Санеева. - Новосибирск: Наука. Сиб.издат.фирма РАН, 1995. - С. 213-223.

5. Клер А.М., Жарков C.B., Тюрина Э.А., Щеголева Т.П. Исследование перспективных энергетических и энерготехнологических установок // Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления. Под ред. А.П. Меренкова. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма, 1996.-С.305-316.

6. Клер A.M., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 1998.- 116 с.

7. Клер A.M., Тюрина Э.А. Исследования эффективности энерготехнологической переработки угля в метанол // Топливно-энергетический комплекс России: Современное состояние и взгляд в будущее / Г.В. Агафонов, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. - Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1999.-С. 140-152.

8. Клер A.M.,. ,Тюрина Э.А. Исследование технологии комбинированной переработки органического топлива в ИЖТ и электроэнергию // В сб. трудов семинара вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике, посвященного памяти акад. С.С. Кутателадзе, «Теплофизика и теплоэнергетика. Проблемы науки и образования», 6-8 октября, 1999. - Новосибирск: ИТ СО РАН, 2000. - С. 157-163.

9. Тюрина Э.А. Исследование технологии комбинированной переработки кан-ско-ачинских углей в ИЖТ и электроэнергию // Проблемы использования канско-ачинских углей на электростанциях. Сб. докладов Всероссийской научно-практической конференции - Красноярск: СибВТИ, 2000. - С.77-82.

10.Comparison of the Efficiency of Technologies for Combined Production of SLF and Electricity from Natural Gas / A.M.Kler, E. A.Tyurina // Proceedings of International Conference «Energy Cooperation in Northeast Asia: Prerequisites, Condition, Ways» (September 9-13, 2002, Irkutsk, Russia) - Irkutsk: Energy Systems Institute, 2002. - P. 260-266.

11.Клер A.M., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. Оптимизация параметров энерготехнологических установок в условиях случайного характера исходной информации //Теплофизика и аэромеханика, 2003. - Том 10. -Хв1. -С.135-145.

12.Клер A.M., Тюрина Э.А., Музычук С.Ю. Сопоставление эффективности дальнего транспорта природного газа и метанола // Топливно-

энергетический комплекс России: Современное состояние и взгляд в будущее / Г.В. Агафонов, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 1999 - С. 190-193.

13.Estimation of efficiency of different technologies for energy resources transport from Asian regions of Russia to North-East Asia countries / A.M. Kler, B.G. Saneev, A.D. Sokolov, E.A. Tyurina // Eastern Energy Policy of Russia and Problems of Integration into the Energy Space of the Asia-Pacific Region / Proceedings of the International Conference (September 22-26, 1998, Irkutsk, Russia). -Irkutsk: ESI SB RAS, 1998. - P.258-266.

14.Kler A.M., Saneev B.G., Tyurina E.A. Energy technology conversion of coal and natural gas to methanol as a basic technology for long distance energy transport from Asian regions of Russia. - Irkutsk: ISEM SB RAS, 1998. PREPRINT. - 13 P-

15.Comperative efficiency of different technologies for fuel and energy transport from Asian regions of Russia to Northeast Asia countries / A.M. Kler, N.I. Vo-ropai, B.G. Saneev, A.D. Sokolov, S.P. Popov, E.A. Tyurina // Proceedings of the 5!h International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline. (25-27 July 1999). - Yakutsk: 1999. - P. 237-246.

16.Клер A.M., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Тюрина Э.А. Перспективы развития новых технологий производств и транспорта энергии // Системные исследования проблем энергетики / JI.C. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; Под ред. Н.И. Воропая. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 2000. -С. 135-144.

17.Клер A.M., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Тюрина Э.А. Оценка эффективности различных технологий дальнего транспорта энергии // Известия РАН. Энергетика, 2000. - №2. - С.36-43.

18.Comparative economic efficiency assessment of electricity and other energy carriers export from East regions of Russia to countries of Northeast Asia / A.M. Kler, B.G. Saneev, A.D. Sokolov, S.P. Popov, E.A. Tyurina, S.Yu. Muzichuk // Energy Integration in Northeast Asia: Perspectives for the Creation of Interstate Electric Power Systems. Proceedings of the International Conference on Energy. (September 21-22, 2000, Irkutsk, Russia). Edited by N.I. Voropai and S.V. Podko-valnikov. - Irkutsk: Energy System Institute, 2000. - P.90-96.

19.Клер A.M., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Попов С.П., Деканова Н.П., Тюрина Э.А., Музычук С.Ю. Дальний транспорт энергоносителей из восточных регионов России в страны СВА: сопоставление технологий, оценка экономической эффективности, системная оптимизация // Сборник докладов Всероссийской конференции «Энергетика России в 21 веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития» (14-17 сентября 2000 г., Иркутск, Россия). - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2001. - С.268-278.

20.Клер A.M., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. Оптимизация систем добычи, переработки и транспорта энергоносителей // Труды 12-й Байкальской международной конференции «Методы оптимизации и их приложения» (24 июня-1

июля 2001 г.). Секция: «Прикладные задачи оптимизации и динамики». -Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2001. - С. 78-81.

21.Клер А.М., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. Комплексное исследование технических систем добычи и переработки энергоресурсов и дальнего транспорта энергоносителей II Сборник докладов Всероссийской конференции «Энергетика России в 21 веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития» (14-17 сентября 2000 г., г.Иркутск, Россия). - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2001. - С.229-243.

22.Клер А.М., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Соколов Д.А., Тюрина Э.А. Сравнительная эффективность различных видов дальнего транспорта энергетических ресурсов месторождений природного газа и угля // Регион: экономика и социология, 2002. -№1. - С. 118-125.

23.Тюрина Э.А. Комбинированное производство искусственного жидкого топлива и электроэнергии: сопоставление технологий // Перспективы энергетики, 2002. - Том 6. - С. 377-384.

24.Long-distance transport of energy carriers from the eastern régions of Russia to Northeast Asia countries / Alexander M Kler, Boris G Saneev, Alexander D Sokolov, Sergei P Popov, Nina P Dekanova, Elina A Tyurina, Svetlana Yu Muzy-chuk // Perspectives in Energy, 2002. - Vol. 6. - P.53-60.

25.Клер A.M., Платонов JI.A., Тюрина Э.А. Оптимизация технической системы добычи, переработки и транспорта энергоносителей // Известия РАН. Энергетика. 2004. - №1. - С. 57-71.

Заказ № 98 , тираж 100 экз. Лицензия ПЛД № 40-61 от 31.05.98 Ризограф ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, Лермонтова, 130

РНБ Русский фонд

2007-4 17212

05 ДПР Ш

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ, ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА ИЖТ, ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Современное состояние технологий переработки твердого и газообразного топлива

1.2. Традиционные и перспективные сферы применения метанола

1.3. Состояние и перспектива развития мирового рынка метанола

1.4. Свойства метанола и диметилового эфира

2. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭТУ СИНТЕЗА ИЖТ И ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

2.1. Методический подход к решению задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ

2.2. Проблемы создания эффективной математической модели ЭТУ

2.3. Критерии экономической эффективности сопоставляемых вариантов

2.4. Условия сопоставимости вариантов ЭТУ

3. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК СИНТЕЗА МЕТАНОЛА

3.1. Технологическая схема установки синтеза метанола

3.2. Моделирование основных процессов и элементов ЭТУ

3.2.1. Математическая модель блока газификации

3.2.2. Математическая модель энергетического блока

3.2.3. Математическая модель блока синтеза

3.2.4. Алгоритм расчета адиабатных зон реактора синтеза

3.3. Математическое моделирование установки в целом

4. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК СИНТЕЗА ДИМЕТИЛОВОГО ЭФИРА

4.1. Технологическая схема ЭТУ синтеза диметилового эфира из природного газа

4.2. Математическая модель реактора синтеза ДМЭ

4.3. Определение функции Гиббса

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭТУ СИНТЕЗА

ИЖТ И ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

5.1. Исследования ЭТУ синтеза метанола на угле

5.1.1. Исходная информация для технико-экономических исследований ЭТУ

5.1.2. Результаты исследований ЭТУ синтеза метанола на угле 117"

5.2. Исследования ЭТУ синтеза метанола на природном газе

5.3. Сопоставление эффективности технологий комбинированного производства метанола и ДМЭ из природного газа

5.4. Использование газа подземной газификации угля для производства метанола и электроэнергии

6. ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ СЛУЧАЙНОГО ХАРАКТЕРА ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

6.1. Постановка задачи

6.2. Подход к решению задачи оптимизации ЭТУ в условиях неопределенности

6.3. Пример оптимизации ЭТУ синтеза метанола в условиях случайного характера исходной информации

7. ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПЕРЕРАБОТКА УГЛЯ И ПРИРОДНОГО ГАЗА В ИЖТ КАК БАЗОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ ДАЛЬНЕГО ТРАНСПОРТА ЭНЕРГИИ

7.1. Постановка задачи

7.2. Математическое моделирование элементов трубопроводных систем

7.2.1 Линейный участок трубопровода

7.2.2 Компрессоры природного газа и насосы для перекачки

7.3. Оптимизационные технико-экономические исследования трубопроводного транспорта природного газа и ИЖТ

7.3.1 Определение капитальных вложений в трубопровод

7.3.2 Постановка задачи оптимизации трубопроводов 176 к 7.3.3 Исходные данные

7.3.4. Результаты оптимизации трубопроводов природного газа и ИЖТ

7.4. Результаты сравнительных исследований технологий переработки энергоресурсов и дальнего транспорта энергоносителей

7.5 Исследование чувствительности затрат на транспорт природного газа и метанола к изменению капвложений в трубопроводы

8. ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ДОБЫЧИ, ПЕРЕРАБОТКИ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ И ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ

8.1. Постановка задачи

8.2. Математические модели элементов ТСДПТЭ

8.2.1 Математическая модель разработки газового месторождения

8.2.2 Математическая модель участка газопровода

8.3. Подход к решению задачи оптимизации ТСДПТЭ

8.4. Пример оптимизации ТСДПТЭ, включающей предприятия по переработке природного газа в ИЖТ

Развитие мировой экономики характеризуется постоянным ростом потребления энергоресурсов, в первую очередь нефти и газа, остановить который не могут ни периодические взлеты цен на энергоносители, ни повсеместное развитие и внедрение энергосберегающих технологий [1, 2]. Только за период 1971-1995 гг. потребление увеличилось с 5 млрд. т условного топлива до 8,3 млрд. т у.т., в том числе нефти с 2,4 до 3,3 млрд. т у.т. и газа с 0,9 до 1,8 млрд. т у.т. [3]. Прогнозы развития мировой энергетики показывают, что эти тенденции сохранятся и в ближайшие годы, по крайней мере, в первой четверти нового столетия. Ожидается, что глобальное потребление энергоресурсов в ближайшие 20 лет возрастет на 60% [4]. Сопоставление запасов нефти, газа, угля и сложившейся в настоящее время структуры их мирового потребления приводит к выводу о необходимости постоянного увеличения масштабов использования угля в энергетике и промышленности.

Запасы твердых органических топлив составляют около 90% всех горючих ископаемых мира (без учета метаногидратов). Наша страна располагает более 40% мировых ресурсов твердых топлив, в первую очередь каменных и бурых углей. Распространение угля по ее территории неравномерно, порядка 80% запасов приходится на Сибирь. Будущее развитие топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны будет ориентировано на широкое привлечение потенциала углей, в первую очередь Сибирских бассейнов. Основными направлениями использования углей в настоящее время являются сжигание для производства тепла и электроэнергии в котельных и на тепловых электростанциях (ТЭС) и получение облагороженного твердого топлива. В дальнейшем к этим традиционным направлениям использования углей должно добавиться получение искусственного жидкого топлива.

Учитывая, что сырьевая база мировой энергетики размещена крайне неравномерно, рост потребления энергоресурсов сопровождается увеличением объемов всех видов транспорта, в первую очередь трубопроводного -природного газа, железнодорожного - твердого топлива, морского - нефти и сжиженного природного газа и соответствующим ростом транспортных издержек. Особенную актуальность приобретает эта проблема в нашей стране с ее значительными запасами энергоресурсов и не менее значительными расстояниями до их потенциальных потребителей.

Указанные тенденции обусловливают повышенный интерес к технологиям получения искусственного жидкого топлива (ИЖТ) из твердого и газообразного. Переработка твердого и газообразного топлива в жидкое позволяет повысить потребительские свойства топлива, следовательно, его стоимость, расширить рынок сбыта. Кроме того, получение ИЖТ открывает возможность сократить транспортные издержки путем перехода от железнодорожного транспорта твердого топлива и трубопроводного - природного газа к более эффективному трубопроводному транспорту жидкого топлива.

Среди технологий крупномасштабного производства различных ИЖТ одной из наиболее перспективных является технология получения метанола (СН3ОН) из синтез-газа, производимого в свою очередь из угля или природного газа. Это связано с высокой производительностью и селективностью каталитического процесса синтеза метанола, а также возможностью использования метанола как экологически чистого моторного и котельно-печного топлива. В то же время наряду с достоинствами метанолу как топливу присущи и недостатки, основные из которых - токсичность и низкая теплота сгорания (около 21000 кДж/кг). В настоящее время в мире проявляется повышенный интерес к новому энергоносителю - ди

ИРКУТСК-2004 6 метиловому эфиру (ДМЭ) [5]. При комнатной температуре и атмосферном давлении диметиловый эфир - газ, но при давлении 6-8 атм легко сжижается и без труда помещается в топливные баки. Помимо известных преимуществ синтетических топлив (отсутствие ароматических углеводородов, серы и полнота сгорания), диметиловый эфир характеризуется высоким цетановым числом (55-60 против 40-55 для нефтяного дизельного топлива), а также отсутствием сажи и оксидов азота в продуктах сгорания, что особенно важно для крупных городов. Получаемый из ДМЭ бензин полностью удовлетворяет требованиям последних евростандартов (EURO-4, ULEV) [6]. Правительство Москвы приняло постановление о городской целевой программе использования ДМЭ в качестве дизельного топлива [7] с привлечением распределительной инфраструктуры сжиженного природного газа.

В связи с этим в последние годы стала интенсивно разрабатываться технология получения диметилового эфира (СН3ОСН3), который не обладает токсичностью и имеет более высокую теплоту сгорания (около 29000 кДж/кг), чем метанол. Значительные успехи достигнуты в исследовании двухстадийного процесса получения диметилового эфира из синтез-газа: конверсии метана в синтез-газ (смесь оксидов углерода и водорода) и каталитического синтеза ДМЭ из синтез-газа [8].

Следует сказать, что при производстве как метанола, так и диметилового эфира, выделяется значительное количество тепла и образуются горючие отдувочные газы. Эффективным способом утилизации этих «энергоотходов» является комбинированное производство ИЖТ (метанола или ДМЭ) и электроэнергии в единой энерготехнологической установке (ЭТУ).

Большой интерес к исследованию энерготехнологических установок синтеза ИЖТ и производства электроэнергии определяется следующими причинами: возникновением существенных технических, экономических, экологических трудностей при крупномасштабном использовании низкосортных углей для производства электроэнергии на традиционных теплоэнергетических установках; незначительным объемом вредных выбросов ЭТУ в атмосферу, обусловленным высокими технологическими требованиями к составу газа, используемого для синтеза ИЖТ; техническим и экономическим эффектом от комбинированного производства электроэнергии и ИЖТ; перспективностью использования ИЖТ в качестве экологически чистого моторного и котельно-печного топлива, в качестве сырья для химических производств; техническими и экономическими преимуществами дальнего трубопроводного транспорта ИЖТ по сравнению с транспортом природного газа, а также простотой его железнодорожной и танкерной перевозки.

Таким образом, развитие процессов комбинированного производства ИЖТ и электроэнергии определяется экономической целесообразностью, технологической необходимостью и условиями охраны окружающей среды.

ЭТУ синтеза ИЖТ характеризуются высокой сложностью технологических схем, многообразием физико-химических процессов, протекающих в элементах, а также практическим отсутствием значительного опыта их проектирования. Основной путь исследования этих установок - математическое моделирование и проведение технико-экономических исследований на моделях.

Кроме этого, оценка экономической эффективности переработки газа и угля в ИЖТ будет не полной, если не учесть эффект, получаемый за счет снижения транспортных затрат при переходе от транспорта газа или угля к транспорту ИЖТ. Это приводит к необходимости корректно сопоставлять (с применением одинаковых моделей и цен) транспорт природного газа и ИЖТ.

Как правило, в том числе на востоке России, развитие добычи и транспорта природного газа происходит в рамках единой газотранспортной системы. Для этой системы вопросы динамики добычи газа на отдельных месторождениях и динамики ввода звеньев трубопроводной сети должны решаться согласованно. Включение в такую систему предприятий по производству ИЖТ и трубопроводов для его транспорта существенно усложняет задачу моделирования и оптимизации такой системы и требует специальных методических разработок.

Решение отдельных аспектов указанных выше проблем привлекает внимание ученых как в нашей стране, так и за рубежом.

Вопросам моделирования и исследования энергетических и химико-технологических установок посвящено большое количество работ. Значительный опыт математического моделирования и оптимизации процессов и схем теплоэнергетических установок накоплен в ИСЭМ СО РАН в работах Левенталя Г.Б., Попырина Л.С., Клера A.M. и др.[9-20].

Большой комплекс исследований в области оптимизации процессов и конструкций турбомашин и автоматизации их проектирования проведен в Институте проблем машиностроения АН Украины в работах Шубенко-Шубина Л.А., Палагина А.А. и коллег [21-25]. Интересной в этом направлении представляется методология Алемасова В.Е., Дрегалина А.Ф. в области математического моделирования аэротермохимических процессов в энергоустановках, реализованная в автоматизированной системе моделирования (АСМ) высокотемпературных процессов [26].

В работе Вульмана Ф.А., Хорькова Н.С. [27] предложено построение математических моделей теплоэнергетических установок (ТЭУ) на основе принципов модульного программирования. Принципы техникоэкономической оптимизации циклов и схем теплоэнергетических блоков ТЭС изложены в работе Андрющенко А.И. и соавторов [28]. Подход, базирующийся на сочетании аналитических методов оптимизации с математическим моделированием энергоустановок атомных электростанций, представлен в работе Андреева П.А., Гринмана М.И., Смолкина Ю.В.[29].

В химической технологии наибольшие достижения в области методов математического моделирования и оптимизации химического оборудования и химических производств отражены в работах школы Кафарова В.В., Полака J1.C., Островского Г.М. и др. [30-34].

Интересные результаты расчетных исследований, проектных разработок и испытаний опытно-промышленных установок, используемых в качестве исходных данных для проектирования ТЭС с энерготехнологическими паротурбинными и парогазовыми блоками, представлены в работе * сотрудников Саратовского государственного технического университета л»

Андрющенко А.И., Попова А.И. [35]. В этом же направлении выполнены * комплексные исследования экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования & углей в Новосибирском государственном техническом университете Нозд-ренко Г.В. [36].

Оригинальный подход к долгосрочному прогнозированию энергетических технологий, основанный на сочетании технико-экономического исследования схем и циклов конкурирующих установок и их системной эффективности с физико-химическим анализом процессов превращения вещества топлива, изложен в работах Кагановича Б.М., Филиппова С.П. [3740].

Вопросы моделирования и исследования процессов энерготехнологической переработки низкосортных топлив стали привлекать значительное внимание специалистов в области энергетических и химических производств в период нефтяного кризиса 70-х, хотя и нашли меньшее отражение в литературе.

В этом направлении известны работы как у нас в стране: в Энергетическом институте (ЭНИН), Институте горючих ископаемых (ИГИ), Институте высоких температур (ИВТ) РАН, Научно-исследовательском и про-ектно-конструкторском институте по проблемам развития Канско-Ачинского угольного бассейна (КАТЭКНИИуголь) [41-45], так и за рубежом [46-48].

В течение значительного времени в ИСЭМ СО РАН ведутся работы по математическому моделированию и технико-экономическим исследованиям ЭТУ синтеза метанола [49-59, 174-176].

Сложные вопросы математического моделирования, оптимизации трубопроводных и других гидравлических систем уже давно решаются с применением теории гидравлических цепей, основные положения которой заложены и развиты в работах Хасилева В.Я., Меренкова А.П., Сенновой Е.В. и др. [60-63]. В рамках этой теории решен ряд принципиальных вопросов анализа режимов, оптимального синтеза и идентификации параметров систем тепло-, нефте- и газо- снабжения [64, 65].

Совместное использование принципов термодинамики, моделей и методов теории гидравлических цепей дало возможность оценки пределов энергетического и экологического совершенствования технологий трубопроводного транспорта различных энергоносителей, представленной в работах Кагановича Б.М. и соавторов [66, 67].

Общие алгоритмы математических описаний и оптимизации систем транспорта газа, основанные на методах линейного программирования, опубликованы в работах Сухарева М.Г., Ставровского Е.Р. [68-70].

В работе Галиуллина В.Г., Леонтьева Е.В. [71] используется метод оптимизации параметров магистральных газопроводов, основанный на идее использования обобщенных комплексов, включающих в себя технические и технико-экономические исходные данные.

Работы по сравнительной эффективности транспорта различных энергоресурсов до конечных потребителей опираются в основном на экономические оценки с применением аналитических или упрощенных линейных зависимостей [72, 73].

Анализ проводимых исследований в отмеченных направлениях позволяет выявить некоторые нерешенные вопросы, которые возникают при комплексном рассмотрении систем добычи, переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей.

Работы, связанные с переработкой энергоресурсов в ИЖТ, в основном, посвящены экспериментальному и теоретическому изучению новых технологических высокоинтенсивных процессов переработки угля, опытно-промышленной проверке методов. Выбору обоснованных схем и параметров экологически перспективных энерготехнологических установок с новыми технологиями использования энергоресурсов, определению областей их экономической эффективности с применением подробных математических моделей не было уделено достаточного внимания.

В задачах оптимизации систем транспорта энергоносителей часто не учитывается нелинейный характер зависимостей, не проводится оптимизация пропускных способностей трубопроводов. Кроме того, не учитывается важный фактор оптимального режима разработки конкретного месторождения в системе добычи и переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей с учетом динамики.

Анализ выполненных работ позволяет сделать вывод об актуальности комплексного подхода к исследованию технических систем добычи, переработки и транспорта энергоносителей (ТСДПТЭ), содержащих в своем составе предприятия по переработке природного газа в ИЖТ и системы транспорта ИЖТ, на основе согласованной системы математических моделей входящих в нее элементов и исходных данных.

Таким образом, основной целью работы является разработка методических подходов, математических моделей и методов для комплексного решения следующих взаимосвязанных задач для оценки условий широкомасштабного вовлечения ИЖТ в энергетику страны.

Выбор оптимальных технологий переработки угля и природного газа " в ИЖТ, схем и параметров реализующих их установок.

Выбор оптимальных технологий дальнего транспорта ИЖТ.

Согласованная оптимизация технических систем добычи, переработки энергоресурсов и транспорта энергоносителей.

В итоге решения этих задач в диссертации впервые получены, составляют предмет научной новизны и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

-яг

1. Методика математического моделирования энерготехнологических * установок синтеза ИЖТ и производства электроэнергии и разработанные на ее основе математические модели ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ на угле и природном газе.

2. Постановка и методический подход к решению задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ и производства электроэнергии при различных условиях их функционирования.

3. Метод решения задачи оптимизации параметров энерготехнологических установок с учетом случайного характера исходных данных, основанный на принятии в качестве целевой функции критерия эффективности с заданным уровнем обеспеченности.

4. Постановка и решение задачи нелинейной оптимизации пропускных способностей трубопроводов ИЖТ на основе их математических моделей.

5. Методический подход к оценке сравнительной эффективности дальнего транспорта различных энергоносителей с учетом затрат на их переработку.

6. Методика математического моделирования элементов ТСДПТЭ, включающих энерготехнологические установки по переработке природного газа и угля в ИЖТ, газовые месторождения, элементы систем транспорта энергоносителей с учетом нелинейности, дискретности и развития в динамике и математические модели элементов ТСДПТЭ и системы в целом, построенные на её основе.

7. Комплексный подход к проблеме использования ИЖТ в энергетике страны, состоящий в согласованной оптимизации ТСДПТЭ, содержащей в своем составе предприятия по добыче природного газа, предприятия синтеза ИЖТ и системы транспорта энергоносителей, учитывающий нелинейный характер технологических процессов, дискретный характер некоторой части технико-экономической информации, развитие ТСДПТЭ в динамике с выделением нескольких расчетных интервалов времени. >

8. Практические результаты, полученные на базе разработанных методов и моделей:

• оптимизации ЭТУ синтеза метанола или ДМЭ и производства электроэнергии при различных условиях функционирования;

• оптимизации ЭТУ синтеза метанола в условиях неопределенности функционирования;

• оптимизации пропускных способностей трубопроводов ИЖТ;

• сравнительной эффективности дальнего транспорта различных энергоносителей с учетом затрат на их переработку.

9. Пример оптимизации ТСДПТЭ, содержащей в своем составе ЭТУ синтеза ИЖТ и системы трубопроводного транспорта ИЖТ.

Практическая ценность работы. Разработанные методики, методические подходы, математические модели, алгоритмы и программы расчета позволяют получать-' оптимальные схемно-параметрические решения по технологиям производства ИЖТ из угля и природного газа, технологиям транспорта ИЖТ, структуре и динамике развития ТСДПТЭ, которые включают подсистемы производства и транспорта ИЖТ. Полученные с использованием представленных разработок технико-экономические показатели ЭТУ и систем транспорта ИЖТ могут служить информационной базой для обоснования рациональных масштабов вовлечения в топливно-энергетический баланс страны и объёмов экспорта ИЖТ из углей и природных газов крупных месторождений России.

Методические результаты диссертационной работы получили практическую реализацию в работах ИСЭМ СО РАН, ИНХС РАН й МЕТА-НОЛПРОЕКТа по технико-экономическим исследованиям ЭТУ производства метанола и электроэнергии. На базе разработанных методов и моделей были проведены исследования, результаты которых нашли отражение в материалах: «Программа развития энергетики Восточно-Сибирского района», 1992-1993; «Комплексные исследования перспективных технологий для малой энергетики», 1994; «Концепция развития нефтегазовой промышленности восточных регионов России и изучение возможности экспорта углеводородных ресурсов в страны АТР», 1998 г.; «Разработка комплексной программы «Развитие топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока», 2000; «Концепция создания единой системы добычи и транспортировки нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока с выходом на рынки стран тихоокеанского региона», 2001; и др.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на следующих заседаниях.

Международная конференция «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона», 22-26 сентября, 1998, Иркутск, Россия. 4th International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline, 1998, Ulan-Bator, Mongolia.

S Second international conference on a World Energy System, May 19-22, 1998, Toronto, Ontario, Canada.

S 5th International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline, 2527 July 1999, Yakutsk.

S Семинар вузов Сибири и Дальнего Востока, институтов СО РАН по теплофизике и теплоэнергетике, посвященного памяти академика С.С. Кутателадзе, 6-8 октября, 1999, Новосибирск. Международная конференция «Физико-технические проблемы Севера», 10-11 июля, 2000, Якутск. *

S International Conference «Energy Integration in Northeast Asia: Perspectives for the Creation of Interstate Electric Power Systems»/ September 21-22,2000, Irkutsk, Russia.

S Всероссийская научно-практическая конференция «Проблемы использования Канско-Ачинских углей на электростанциях», 21-23 ноября, 2000, Красноярск.

S Всероссийская конференция «Энергетика России в 21 веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития», 14-17 сентября, 2000, Иркутск.

S The 6th International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline: Multilateral Cooperation, September 17-19,2000, Irkutsk, Russia.

S 12-ая Байкальская международная конференция «Методы оптимизации и их приложения», 24 июня-1 июля, 2001, Иркутск.

S Третья Международная конференция «Энергетическая кооперация в Северо-восточной Азии: предпосылки, условия, направления», 9-13 сентября, 2002, Иркутск, Россия.

S 5-е Мелентьевские чтения «Системные исследования развития энергетики в рыночных условиях», 8-9 декабря, 2003, Звенигород и др. Публикации. По теме диссертации опубликовано 25 работ, из них - 1 монография, главы в 6 монографиях, 8 статей в центральных изданиях, а также в сборниках и трудах международных, всероссийских симпозиумов, конференций и семинаров.

Личный вклад. Диссертантом разработано лично или при активном участии большинство из представленных методических подходов, математических моделей, алгоритмов и программ расчета. Те части исследований, которые проводились в сотрудничестве, или использованные наработки других авторов, отмечены при описании содержания глав. Все практические результаты получены лично автором. Несомненный вклад в работу научного консультанта, который на начальных этапах исследований был идейным и практическим организатором работ и впоследствии своими ценными замечаниями и плодотворным обсуждением помогал в вопросах решения поставленных проблем.

Состав и объем работы. Диссертация состоит из введения, 8 глав, заключения, списка литературы из 177 наименований. Общий объем - 257 страниц, из них 236 страниц основного текста, 41 таблица, 30 рисунков.

Выводы. Предлагаемый подход к исследованию ТСДПТЭ позволяет учесть нелинейный характер технологических процессов и повысить обоснованность получаемых в результате оптимизационных расчетов решений. На примере оптимизации в динамике достаточно сложной системы, включающей четыре месторождения природного газа, двенадцать участков трубопроводной сети, два предприятия по переработке природного газа в метанол и электроэнергию и семь потребителей энергоносителей, проиллюстрированы возможности предлагаемого методического подхода и разработанных математических моделей элементов ТСДПТЭ и системы в целом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные в рамках диссертации исследования позволили получить следующие основные результаты.

1. На основе анализа литературных данных обоснована перспективность энерготехнологической переработки твердых и газообразных топлив в комбинированной установке производства ИЖТ и электроэнергии. Показана необходимость исследования установок такого уровня с широким привлечением методов математического моделирования и оптимизации. Разработан методический подход к решению задачи комплексных технико-экономических исследований ЭТУ синтеза ИЖТ, позволяющий обеспечить сопоставимость рассматриваемых вариантов ЭТУ по энергетическому эффекту и по условиям оптимальности.

2. Созданы эффективные математические модели ЭТУ переработки угля, природного газа в ИЖТ и электроэнергию. На их основе с применением методики технико-экономических исследований ЭТУ найдены оптимальные схемно-параметрические решения по установкам и оценена чувствительность критериев экономической эффективности к изменению внешних экономических условий.

3. Получены и приведены результаты сравнительной эффективности оптимальных вариантов переработки природного газа в метанол или диметиловый эфир и электроэнергию. Предварительное сопоставление указанных технологий синтеза ИЖТ показывает, что по комплексным экономическим показателям ЭТУ синтеза ДМЭ и метанола имеют свои области эффективности, определяемые ценой на отпускаемую ЭТУ электроэнергию, но ввиду более высоких потребительских качеств ДМЭ, меньших затрат на транспорт, обусловленных меньшей токсичностью, технология его одностадийного производства из синтез-газа имеет более широкие перспективы.

4. Предлагается подход к оптимизации параметров энерготехнологических установок с учетом случайного характера исходных данных, основанный на принятии в качестве целевой функции критерия эффективности с заданным уровнем обеспеченности. Приведен алгоритм решения рассматриваемой задачи. Подход проиллюстрирован на примере оптимизации энерготехнологической установки каталитического синтеза метилового спирта и производства электроэнергии.

5. Дана постановка задачи и проведена оптимизация пропускных способностей трубопроводов природного газа, метанола и диметилового эфира и расстояний между перекачивающими станциями по критерию минимума затрат на перекачку энергоносителей. Результаты оптимизации показали, что удельные затраты на транспорт единицы энергии в ИЖТ в 2-4 раза меньше, чем затраты на транспорт единицы энергии в природном газе, а энергетическая пропускная способность трубопроводов ИЖТ более чем в два раза выше, чем газопроводов того же диаметра.

6. Результаты сравнительной эффективности дальнего транспорта различных энергоносителей показали, что с увеличением дальности предпочтительными становятся варианты транспорта ИЖТ. Причем трубопроводный транспорт ИЖТ позволяет эффективно организовывать мощные энергетические потоки на значительные расстояния, а железнодорожный транспорт ИЖТ -осуществлять дальний транспорт относительно малых энергетических потоков.

7. Разработаны математические модели элементов технических систем добычи, переработки и транспорта энергоресурсов, включающих энерготехнологические установки по переработке природного газа и угля в ИЖТ, газовые месторождения, элементы систем транспорта энергоресурсов. Модели позволяют учесть нелинейный характер технологических процессов, дискретный характер некоторой части экономической информации и развитие в динамике с выделением нескольких расчетных периодов.

8. Предложен подход к оптимизации технических систем добычи, переработки и транспорта энергоресурсов, позволяющий учесть нелинейный характер технологических процессов и повышающий обоснованность получаемых в результате оптимизационных расчетов решений. На примере оптимизации в динамике достаточно сложной системы, имеющей в составе четыре месторождения природного газа, двенадцать участков трубопроводной сети, два предприятия по переработке природного газа в метанол и электроэнергию и семь потребителей энергоносителей, проиллюстрирована эффективность предлагаемого методического подхода и разработанных математических моделей элементов ТСДПТЭ и системы в целом.

9. Разработанные и приведенные в диссертации методические подходы, математические модели, алгоритмы и программы расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по технологиям производства ИЖТ из угля и природного газа, технологиям транспорта ИЖТ, структуре и динамике развития ТСДПТЭ, которые. включают подсистемы производства и транспорта ИЖТ. Полученные с использованием представленных разработок технико-экономические показатели ЭТУ и систем транспорта ИЖТ могут служить информационной базой для обоснования рациональных масштабов вовлечения в топливно-энергетический баланс страны и объёмов экспорта ИЖТ из углей и природных газов крупных месторождений России.

1. Nakicenovic N., Grubler A., McDonald A. eds. Global energy perspectives // Cambridge, UK: Cambridge University Press, 1998.

2. Lev S. Belyaev, Oleg V. Marchenko, Sergei P. Filippov, Sergei V. Solomin, Tatyuana B. Stepanova, Alexei L. Kokorin World Energy and Transition to Sustainable Development // The Netherlands: Kluwer Academic Publishers, 2002. 264 p.

3. International Energy Outlook 2002 USA Ministry of Energy.

4. H. Цветков Проблемы транспортировки углеводородного сырья в свете складывающихся международных отношений // Нефть России. №12. - 1999. www.lykoil.ru

5. Крылов О.В. Ограниченность ресурсов как причина предстоящего кризиса // Вестник РАН. 2002. - Том 70. - №2. - С. 136-146.

6. Liquid Phase Combustion of Dimethyl Either a First in Japan // Alternative Fuel. International Energy System Limited. http://www.iesl.com/Alternative%20Fuel.htm.

7. Постановление Мэрии Москвы «О Городской целевой программе использования альтернативных видов моторного топлива на автомобильном транспорте города на 2002-2004 г.» от 12 марта 2002 г. №170-ПЛ.

8. Кессель И. Б., Шурупов С. В., Гриценко А. И. и др. На димети-ловом эфире. Новая технология превращения природного газа в дизельное топливо (по материалам доклада CITOGIC'2000) // Нефтегазовая вертикаль. 2000. - №16. www.ngv.ru

9. Левенталь Г.Б., Попырин Л.С. Оптимизация теплоэнергетических установок. -М.: Энергия, 1970. 350 с.

10. Методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок / Отв. ред. Г.Б. Левенталь, JI.C. Попы-рин. М.: Наука, 1972. - 224 с.

11. Комплексная оптимизация теплосиловых систем / Под. ред. JI.C. Попырина. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1976. - 316 с.

12. Попырин JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978. - 416 с.

13. Попырин Л.С., Самусев В.И., Эпелынтейн В.В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок. -М.: Наука, 1981.-236 с.

14. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Т.П. Щеголева и др. Новосибирск: ВО «Наука». Сиб. издат. фирма, 1993. - 116 с.

15. Клер А.М., Деканова Н.П., Михеев А.В. Задачи оптимизации при оперативном управлении режимами работы ТЭЦ // Методы оптимизации и их приложения: Тез. докл. 10-й Байкальской школы- семинара. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1995. - С.80-84.

16. Клер A.M., Скрипкин С.К., Деканова Н.П. Автоматизация построения статических и динамических моделей теплоэнергетических установок // Изв. РАН. Энергетика. 1996. - №3. - С.78-84.

17. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями / A.M. Клер, Н.П. Деканова, С.К. Скрипкин и др. — Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1997. 120 с.

18. Палагин A.A. Логически-числовая модель турбоустановки // Проблемы машиностроения. 1975. - Вып. №2 - С. 103-106.

19. Шубенко-Шубин Л.А., Познахирев В.Ф., Антипцев Ю.П., Та-релин А.А. Аналитический метод оптимизации параметров последней ступени при минимуме потерь энергии с выходной скоростью // Теплоэнергетика. 1976. - №7. - С.61-65.

20. Палагин А.А. Автоматизация проектирования тепловых схем турбоустановок. Киев: Наук, думка. - 1983. - 60 с.

21. Шубенко-Шубин Л.А., Стоянов Ф.А. Автоматизированное проектирование лопаточных аппаратов тепловых турбин. JL: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1984. - 237 с.

22. Палагин А.А., Ефимов А.В. Имитационный эксперимент на математических моделях турбоустановок. Киев: Наук, думка, 1986. -132 с.

23. Алемасов В.Е., Дрегалин А.Ф. Тишин А.П. и др. Математическое моделирование высокотемпературных процессов в энергосиловых установках. М.: Наука, 1989. - 256 с.

24. Вульман Ф.А., Хорьков Н.С. Тепловые расчеты на ЭВМ теплоэнергетических установок. -М.: Энергия, 1975. 200 с.

25. Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высш. шк. 1974. -279 с.

26. Андреев П.А., Гринман М.И., Смолкин Ю.В. Оптимизация теплоэнергетического оборудования АЭС. М.: Атомиздат, 1975. -224 с.

27. Кафаров В.В. Методы кибернетики в химии и химической технологии. М.: Химия, 1985. - 448 с.

28. Кафаров В.В., Ветохин В.И. Основы автоматизированного проSектирования химических производств. М.: Наука, 1987. - 620 с.

29. Полак Л.С., Гольденберг М.Я., Левицкий А.А. Вычислительныеfметоды в химической кинетике. М.:Наука, 1984. - 280 с.

30. Кантарджян С.Л., Еганян Г.К., Хуршудян А.К. Экономико-математическое моделирование химико-технологических систем. -Л.: Химия, 1987.-160 с.

31. Островский Г.М., Бережинский Г.А. Оптимизация химико-технологических процессов. Теория и практика. М.: Химия, 1984.-240 с.

32. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. — М.: Высшая школа, 1980.-240 с.

33. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭК экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля: Учеб. пособие. Новосибирск: Новосиб. электротехн. ин-т., 1992. - 249 с.

34. Каганович Б.М., Филиппов С.П., Кавелин И.Я. Прогнозные исследования технологий использования угля. — Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1984.-219 с.

35. Каганович Б.М., Филиппов С.П., Анциферов Е.Г. Моделирование термодинамических процессов. — Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ие, 1993.-101 с.

36. Каганович Б.М., Филиппов С.П., Анциферов Е.Г. Эффективность энергетических технологий: термодинамика, экономика, прогнозы. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1989. - 256 с.

37. Филиппов С.П., Каганович Б.М., Павлов П.П. Термодинамический анализ развития энергетических технологий // Системные исследования в энергетике в новых социально-экономических условиях. Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ие, 1995. - С. 162 - 176.

38. Энерготехнологическое использование топлив: Сб. научн. тр. -М.: ЭНИН им. Г.М. Кржижановского. 1984. 172 с.

39. Переработка углей для получения синтетических топлив: Сб. научн. тр. ИГИ. -М.: ИОТТ, 1986. 188 с.

40. Переработка углей и автоматизация технологических процессов: Сб. научн. тр. ИГИ. -М.: ИОТТ, 1987. 184 с.

41. Комплексная переработка углей: Сб. научн. тр. ИГИ. М.: ИОТТ, 1988.-172 с.

42. Новые способы использования низкосортных топлив в энергетике: Сб. научн. тр. М.: ЭНИН им. Г.М. Кржижановского, 1989.230 с.

43. Coal utilization. Technology, Economics and Policy. / L. Grainger and J. Gibson. London, 1981.-503 p.

44. Klosek J., Sorenson J.C. Flexibility for CGCC power generation -LPM energy storage // Proc. Amer. Power Conf. Vol.53. Pt 1.53rd Annu. Meet., Chicago, III., Apr. 29-May 1, 1991. Chicago (III.), 1991. С.720-725.-Англ.

45. Schmoe Lee A., Tam Samuel S., Walters Arden В., Weber William

46. Enhancement of IGCC through clean by-product fuel coproduction // Proc. Amer. Power Conf. Vol.53. Pt 1. 53rd Annu. Meet., Chicago, III., Apr. 29-May 1, 1991. Chicago (IU.), 1991. С.726-731.-Англ.

47. Клер A.M., Прусова Н.М., Тюрина Э.А. и др. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола // Изв. РАН. Энергетика. 1994. - №3. - С.129-137.

48. Беляев JI.C., Клер A.M., Кошелев А.А. и др. Малая энергетика и нетрадиционные виды и источники энергии: их роль и место в энергетике Сибири на ближайшие годы и на перспективу // Рос. хим. журн.- 1994.-№3.-С. 34-55.

49. Клер A.M., Жарков С.В., Тюрина Э.А., Щеголева Т.П. Исследование перспективных энергетических и энерготехнологических установок // Исследование перспективных энергетических технологий. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1995. - С.4-26.

50. Клер A.M., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола. — Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 1998.-116 с.

51. Хасилев В.Я. Элементы теории гидравлических цепей // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1964. - № 1. - С.69-88.

52. Хасилев В.Я. Линейные и линеаризованные преобразования схем гидравлических цепей // Изв. РАН СССР. Энергетика и транспорт. 1964.-№2.- С. 231 -243.

53. Меренков А.П., Хасилев В.Я. Теория гидравлических цепей. -М.: Наука, 1985.-278 с.

54. Сеннова Е.В., Сидлер В.Г. Математическое моделирование и оптимизация развивающихся теплоснабжающих систем. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1985. - 222 с.

55. Математическое моделирование и оптимизация систем тепло-, водо-, нефте- и газоснабжения / А.П. Меренков, Е.В. Сеннова, С.В. Сумароков и др. Новосибирск: ВО «Наука», Сиб. издат. фирма, 1992.-407 с.

56. Гидравлические цепи. Развитие теории и приложения / Н.Н. Новицкий, Е.В. Сеннова, М.Г. Сухарев и др. Новосибирск: Наука, Сиб. издат. фирма РАН, 2000. - 273 с.

57. Каганович Б.М. Критерии экстремальности в теории гидравлических цепей. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1997. - 22 с.

58. Каганович Б.М., Меренков А.П., Сумароков С.В., Ширкалин

59. И.А. Потокораспределение в сетях и экстремальные принципы механики и термодинамики // Изв. РАН. Энергетика. 1995. - №5. -С.107-115.

60. Расчеты систем транспорта газа с помощью вычислительных машин / Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. М.: изд-во «Недра», 1971. - 208 с.

61. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Оптимизация систем транспорта газа. М.: Недра, 1975. - 277 с.

62. Сухарев М.Г., Горлов Д.В. Комплексная модель производственной метаструктуры системы добычи и транспорта газа // Изв. РАН. Энергетика. 2002. - №4. - С.63-73.

63. Галиуллин В.Г., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991. - 272 с.

64. Yasumasa Fuji! Analysis of the optimal configuration of energy transportation infrastructure in Asia with a linear programming energy system model // International Journal of Global Energy Issues. Volume 18. No.l. 2002.-P. 23-43.

65. Уилсон К.Л. Уголь «мост в будущее». - М.: Недра, 1985. - 262 с.

66. КАТЭК и развитие отраслей хозяйства Сибири. Новосибирск: Наука, 1984.-С.24.

67. Липович В.Г., Калабин Г.А., Калечиц И.В. и др. Химия и переработка угля. М.: Химия, 1988. - 336 с.

68. Хоффман Е. Энерготехнологическое использование угля: Пер. с англ. / Под ред. Э.Э. Шпильрайна. -М.: Энергоатомиздат, 1983. -328 с.

69. Уайтхерст Д.Д., Мишель Т.О., Фаркаши М. Ожижение угля: Пер. с англ. / Под ред. В.Г. Липовича. М.: Химия, 1986. - 336 с.

70. Переработка бурого угля в жидкие продукты на опытном заводе СТ-5. / Гаркуша А.А., Кричко А.А. и др. // Химия твердого топлива, 1990. — №4. С.84-90.

71. Синтетическое топливо из углей. Сб. научных трудов Института горючих ископаемых. М.: вып. 1983,1984 и 1986 г.г.

72. Синтетическое жидкое топливо из бурых углей Канско Ачинского бассейна. / Юлин М.К. // Химия твердого топлива, 1990.-№6. -С.55-63.

73. Печуро Н.С., Капкин В.Д., Песин О.Ю. Химия и технология синтетического жидкого топлива и газа. М.: Химия, 1986. 352 с.

74. Химическая технология твердых горючих ископаемых. / Под ред. Макарова Г.Н., Харламповича Г.Д. М.: Химия, 1986. 496 с.

75. Волков Э.П. Проблемы использования низкосортных топлив в работах энергетического института им. Г.М. Кржижановского // Электрические станции. — 1989. №8. - С.46-52.

76. Малышев Ю.Н., Зыков В.М. Будущее угольной промышленности // «Уголь». 1997. №11.- С.5-14.

77. Шиллинг Г. Д., Бонн Б., Краус У. Газификация угля: Горное дело — сырье энергия / Пер. с нем.-М.: Недра,1986. - 175 с.

78. Шелдон Р.А. Химические продукты на основе синтез-газа. / Пер. с англ. под ред. С.М. Локтева. М.: Химия, 1987. - 248 с.

79. Хефеле В. Энергетика в переходный период. Стратегии перехода. // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1990. №3. - С. 313.

80. Фальбе Ю. Химические вещества из угля / Пер. с нем. под ред. И.В. Калечица. М.:"Химия, 1980. - 616 с.

81. Караваев М.М., Мастеров А.П. Производство метанола. М.: Химия, 1973.-160 с.

82. Караваев М.М., Леонов В.Е., Попов И.Г. и др. Технология синтетического метанола. М.: Химия, 1984. 240 с.

83. Матрос Ю.Ш. Каталитические процессы в нестационарных условиях. Новосибирск: Наука, 1987. - 230 с.

84. Катализ в Q химии / Под ред. В. Кайма; перевод с англ. под ред. И.И.Моисеева. Л.: Химия, 1987. - Пер. изд. Нидерланды, 1983. — С. 46-90.

85. Proc. IV Natural Gas Conversion Symposium (Kruger National Park, South Africa, 1995). Amsterdam. Elgevier, 1997.

86. Антифеев B.H. Моторное топливо транспорта XXI века. Экологические, сырьевые и технические аспекты. www.transgasindustry.com

87. Смирнова Т., Захаров С. Диметиловый эфир экологически чистое моторное топливо XXI века. Теория и практика внедрения

88. ДМЭ на городском транспорте. // Автогазозаправочный комплекс. №3. - 2002. btpp://agzk.boom.ru

89. АСУТП для производства российского диметилового эфира II Химический журнал. 2002. - № 1. www.tci.rcc.ru

90. Поедем на попутке? (Для решения топливных проблем сгодится не только газ, но и уголь.) / Интервью Алексея Сомова с д.х.н. Александром Розовским. // Нефть России. 2001. - №5. htpp//press.IukoiI.ru/

91. Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений. М.: Изд-во Института экономики АН СССР, 1980.-38 с.

92. Методические материалы по определению и использованию приведенных и замыкающих затрат на топливо и энергию. М.: Госплан СССР, 1986. - 116 с. .

93. Методические рекомендации по технико-экономическому обоснованию проектных решений в энергетике при неоднозначности исходной информации. М.: Научный совет по комплексным проблемам энергетики: АН СССР, 1988. - 74 с.

94. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. Утверждено Госстроем России от 31 марта 1994 г. (№7-12/47).-М., 1994.-80 с.

95. Медведев А. Особенности оценки и отбора инновационных проектов // МЭ й МО. 1993. - №7. - С. 119-127.

96. Виленский П.Л., Лившиц В.И., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика: Учебно-практ. пособие. М.: Дело, 2001. - 832 с.

97. Экономическое моделирование массовых и стоимостных показателей конденсационных турбин на разных стадиях проектирования / Пешковский А.О. // В сб.: Труды ЦКТИ, вып. 175. Л.: 1980. -С 11-15.

98. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия, 1973.-295 с.

99. Гидравлический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Локшина В.А. и др. М.: Энергия, 1979. - 255 с.

100. Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод / Под ред. Мочана С.И. -Л.: Энергия, 1977.-255 с.

101. Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций. -М.: СПО Союзтехэнерго. 1982. 107 с.

102. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойртва водыitи водяного пара. М.: Энергия, 1980. - 424 с.

103. Термодинамические свойства индивидуальных веществ, т.2. Под.ьред. В.П. Глушко и др. -М: Изд. АН СССР, 1962. 916 с.

104. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Л.: Химия, 1971. -704 с.

105. Розовский А.Я. О физико-химических основах процесса синтеза метанола // Химическая промышленность 1980. -№11. - С. 1214.

106. Мочалин В.П., Лин Г.И., Розовский А.Я. Кинетическая модель процесса синтеза метанола на катализаторе СНМ-1. // Химическая промышленность. 1984. - № 1. - С. 11 -13.

107. Розовский А.Я., Лин Г.И. Теоретические основы процесса синтеза метанола. М.: Химия, 1990. - 272 с.

108. Расчеты химико-технологических процессов. Л.: Химия, 1976. -301 с.

109. Попов И. Г., Решетник Л. Ф., Шмелев А. С., Соболевский В. С.

110. Термодинамическое равновесие реакций образования диметило-вого эфира и метанола из оксидов углерода и водорода // Химическая промышленность. 2000. - №7. - С.29-32.

111. Морс Ф. Теплофизика / Пер с англ. М.: Наука, 1968. - 416 с.

112. Трайбус М. Термостатика и термодинимика / Пер с англ. М.: Энергия, 1970.-504 с.

113. Каганович Б.М., Филиппов С.П. Равновесная термодинамика и математическое программирование. Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1995. - 236 с.!

114. Зангвилл У.И. Нелинейное программирование. Единый подход. — М.: Сов. Радио, 1973. 312 с.

115. Мину М. Математическое программирование. Теория и алгоритмы. М.: Наука, 1990. - 488 с.•

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

117. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. - 720 с.

118. Дубовкин Н.Ф. Справочник по теплофизическим свойствам углеводородных топлив и их продуктов сгорания. М.-Л.: Госэнерго-издат, 1962.-288 с.

119. Краткий справочник физико-химических величин / Под ред. К.П. Мищенко и А.А. Равделя. Л.: Химия, 1972. - 200 с.

120. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов: Справочник. — 4-ое изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 288 с.ft

121. Цена-дайджест. -М.: ЦЕНА-ИНФОРМ, 1995. -№1. 108 с.

122. Цена-дайджест.-М.: ЦЕНА-ИНФОРМ, 1995. №2. - 122 с.

123. Цена-дайджест.-М.: ЦЕНА-ИНФОРМ, 1995. -№3. 120 с.

124. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. / Госкомстат России. -М.: Логос, 1996. 1202 с.

125. Цены российского и мировых рынков. Выпуск 1(13). М.: ОАО «ВНИКИ», 1998.-126 с.

126. Альтшулер B.C. Экологические характеристики установок по газификации твердого топлива на тепловых электростанциях. II Теплоэнергетика. 1992.-С. 33-38.

127. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Штеренберг В.Я. и др. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. М.: Наука, 1983. 264 с.

128. Беляев Л. С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: Наука, 1978. - 128 с.

129. Льюис Р. Д., Райфа X. Игры и решения. М.: Изд-во иностр. лит. 1961.-642 с.

130. Клер A.M., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. Оптимизация параметров энерготехнологических установок в условиях случайного характера исходной информации // Теплофизика и аэромеханика. -2003.-Том 10. — №1. — С.135-145.

131. Ермольев Ю.М. Методы стохастического программирования. -М.: Наука, 1976.-239 с.

132. Kler A.M., Saneev B.G., Tyurina E.A. Energy technology conversion of coal and natural gas to methanol as a basic technology for long distance energy transport from Asian regions of Russia. Irkutsk: ISEM SB RAS, 1998, PREPRINT. -13 p.

133. Клер A.M., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Тюрина Э.А. Оценка эффективности различных технологий дальнего транспорта энергии //Известия РАН. Энергетика.-2000г.-№2.-С.36-43 .

134. Клер A.M., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Соколов Д.А., Тюрина

135. Э.А. Сравнительная эффективность различных видов дальнего транспорта энергетических ресурсов месторождений природного газа и угля // Регион: экономика и социология, 2002. -№1. С.118-125.

136. Миркин A.3., Усиньш B.B. Трубопроводные системы: справочное издание. -М.: Химия, 1991. -256 с.

137. Тарифная политика российских железных дорог на перевозкигрузов в международном сообщении на 1999 фрахтовый год. t

138. Москва: МПС РФ, 1998.-187 с.