4. Techno-economic analysis results

4. Techno-economic analysis results
Table 6 lists the thermal efficiency,
NPV, and product portfolio of
each optimization case at various biomass to petcoke ratios.
The thermal efficiency is defined as the total energy content of the
chemical products plus the generated electricity, divided by the
total energy input of the feedstocks.
Results from the simulation show that in all biomass/petcoke
ratios, the maximum NPV (Case 1) is achieved when DME is the
major product of the plant. The internal rate of return (IRR) of this
case is around 38e40% and decreases by raising the biomass input
ratio. Overall, it is more profitable to use only petcoke rather than
petcoke/biomass for gasification purposes. The reason for this is
because petcoke is significantly less expensive than biomass, as
shown in Table 4. The maximum petcoke consumption ratio (Case
2) is around 65%, as shown in Table 7. In this case, the IRR is around
7% for all petcoke/biomass feedstock ratios.
The maximum thermal efficiency is achieved in case 3, where
most of the syngas is routed to the FT unit. From the simulation
results one can observe that the FT process is more efficient than
other syngas upgrading options. In this case, as shown in Table 7,
the maximum solid fuel consumption (petcoke þ biomass) varies
between 19.5 and 21.4%, depending on the biomass/petcoke ratio.
This is caused by the syngas quality constraint of the FT unit. As
described earlier in Section 2.2, there is a constraint on the H2/CO
ratio of the syngas stream to the FT unit (H2/CO z 2). In Case 3,
when the (petcoke þ biomass)/natural gas feedstock ratio is more
than about 20%, the H2-rich syngas flowrate (produced by natural
gas, Fig. 1) is not sufficient to achieve this ratio. Moreover, Table 6
demonstrates that there is no ethanol product in Case 3. This is a
consequence of sending all the ethanol production to the FT unit
and mixing with the gasoline product (naphtha). The maximum
achievable ratio of ethanol in gasoline is around 4%, when there is
no biomass input, and 7% when the biomass/petcoke ratio is 20%
(Table 7).
Case 4 is the desirable option for petrochemical plants, where
approximately 77% of the outputs are petrochemical feedstocks
(ethylene and propylene olefins). However, note that similar to Case
1, it is preferable to minimize the petcoke consumption rate in case
4. As illustrated in Case 5, the maximum ethanol production rate is
around 63% of the output.
Ultimately, the capital cost breakdowns of each scenario at
different biomass/petcoke ratios of 0, 5%, 10%, and 20% are listed in
Table 8 to Table 11 respectively. As an example, when the biomass/
petcoke ¼ 0, the capital cost of CO-rich syngas production train
(solid handling, gasification, slag handling, and syngas cleaning)
varies between 9% and 30% of the total direct capital cost of the
plant. However, the capital investment ratio of the natural gas as
reforming unit (H2-rich syngas production unit) is always below 3%.
That is the reason that in cases 1, 4, and 5, the natural gas consumption
(H2-rich syngas production) is maximized. Furthermore,
it can be seen that the average cost of the Air Separation Unit (ASU)
is significantly high, about 30% of the total cost of the plant (See
Tables 9 and 10).

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

4. เทคโนทางเศรษฐกิจวิเคราะห์ผลตารางที่ 6 แสดงประสิทธิภาพความร้อน NPV และผลิตภัณฑ์ปรับให้เหมาะสมแต่ละกรณีที่ชีวมวลต่าง ๆ อัตราส่วน petcoke ประสิทธิภาพความร้อนหมายถึงพลังงานทั้งหมดที่เนื้อหาของการผลิตภัณฑ์เคมีและไฟฟ้า หารด้วยการป้อนข้อมูลพลังงานรวมของอุตสาหกรรมผลจากการจำลองแสดงว่าในทั้งชี วมวล/petcokeอัตราส่วน NPV สูงสุด (กรณี 1) จะประสบความสำเร็จเมื่อ DMEผลิตภัณฑ์หลักของโรงงาน อัตราผลตอบแทน (IRR) นี้กรณีประมาณ 38e40% และลดลง โดยการเพิ่มอินพุตชีวมวลอัตราส่วนการ โดยรวม ก็มีกำไรมากขึ้นใช้เฉพาะ petcoke แทนpetcoke/ชี วมวลสำหรับวัตถุประสงค์ในการแปรสภาพเป็นแก๊ส เหตุผลนี้เป็นเพราะ petcoke เป็นอย่างมากถูกกว่าชีวมวล เป็นแสดงในตาราง 4 อัตราส่วนปริมาณการใช้สูงสุด petcoke (กรณี2) อยู่ที่ประมาณ 65% ดังที่แสดงในตารางที่ 7 ในกรณีนี้ IRR อยู่รอบ ๆ7% สำหรับอัตราส่วนวัตถุดิบ petcoke/ชี วมวลทั้งหมดประสิทธิภาพความร้อนสูงสุดสามารถทำได้ในกรณีที่ 3 ที่ของ syngas ถูกส่งไปยังหน่วยฟุต จากการจำลองผลลัพธ์หนึ่งที่สามารถสังเกตเห็นว่า กระบวนการฟุตจะมีประสิทธิภาพมากกว่าsyngas อื่น ๆ ตัวเลือกการปรับรุ่น ในกรณีนี้ ดังที่แสดงในตารางที่ 7ปริมาณการใช้เชื้อเพลิงแข็งสูงสุด (ชีวมวลþ petcoke) แตกต่างกันไประหว่าง 19.5 และ 21.4% ขึ้นอยู่กับอัตราส่วนชี วมวล/petcokeซึ่งมีสาเหตุจากข้อจำกัดคุณภาพ syngas หน่วยฟุต เป็นอธิบายไว้ก่อนหน้าในส่วน 2.2 มีข้อจำกัดบน CO และ H2อัตราส่วนของกระแส syngas หน่วยฟุต (z H2/CO 2) ในกรณีที่ 3เมื่อ (ชีวมวลþ petcoke) / อัตราส่วนวัตถุดิบก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมกว่า 20% การไหล syngas H2-rich (ผลิต โดยธรรมชาติก๊าซ รูปที่ 1) ไม่เพียงพอเพื่อให้อัตราส่วนนี้ นอกจากนี้ ตาราง 6อธิบายว่าไม่มีผลิตภัณฑ์เอทานอลใน 3 กรณี นี้เป็นการผลของการส่งการผลิตเอทานอลกับหน่วยฟุตและผสมกับผลิตภัณฑ์น้ำมันเบนซิน (แนฟทา) สูงสุดทำได้อัตราส่วนของเอทานอลในน้ำมันเบนซินอยู่ที่ประมาณ 4% เมื่อมีไม่มีชีวมวลอินพุต และ 7% เมื่ออัตราส่วนชี วมวล/petcoke 20%(ตาราง 7)กรณีที่ 4 เป็นตัวเลือกที่น่าพอใจสำหรับปิโตรเคมี ที่ประมาณ 77% ของผลมีแทน(เอทิลีนและโพรพิลีนผลิตภัณฑ์โอเลฟินส์) อย่างไรก็ตาม หมายเหตุที่คล้ายคลึงกับกรณี1 เป็นที่นิยมเพื่อลดอัตราการบริโภค petcoke ในกรณี4. ในกรณี 5 ภาพ อัตราการผลิตเอทานอลสูงสุดเป็นประมาณ 63% ของผลผลิตในที่สุด เงินทุนต้นทุนแจกของแต่ละสถานการณ์ที่อัตราส่วนชีวมวล ต่างๆ/petcoke 0, 5%, 10%, 20% และอยู่ในตาราง 8 ตาราง 11 ตามลำดับ ตัวอย่างเช่น เมื่อชีวมวล /petcoke ¼ 0 ทุนรถไฟการผลิต syngas ร่วมรวย(การจัดการไม้ แปรสภาพเป็นแก๊ส ตะกรันการจัดการ ความ สะอาด syngas)แตกต่างกันระหว่าง 9% และ 30% ของต้นทุนทุนทางตรงรวมของการโรงงาน อย่างไรก็ตาม อัตราส่วนของก๊าซธรรมชาติเป็นทุนหน่วย reforming (หน่วยผลิต syngas H2-รวย) อยู่เสมอด้านล่าง 3%นั่นคือเหตุผลที่ว่า ในกรณีที่ 1, 4 และ 5 ธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซ(การผลิต syngas อุดมด้วย H2) มากที่สุด นอกจากนี้จะเห็นได้ว่า ค่าเฉลี่ยต้นทุนของหน่วยแยกอากาศ (ASU)สูง เป็นประมาณ 30% ของต้นทุนรวมของพืช (ดูตาราง 9 และ 10)

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

4 . การวิเคราะห์ผลทางเทคโนตารางที่ 6 แสดงประสิทธิภาพเชิงความร้อนมูลค่าปัจจุบันสุทธิและผลิตภัณฑ์จำกัดแต่ละคดีที่เหมาะสมต่อชีวมวลต่าง ๆ petcoke .ประสิทธิภาพเชิงความร้อนหมายถึงปริมาณพลังงานทั้งหมดของผลิตภัณฑ์เคมีและผลิตไฟฟ้า แบ่งโดยค่าพลังงานรวมของวัตถุดิบ .ผลจากการจำลองพบว่าชีวมวล / petcoke ทั้งหมดอัตราส่วนมูลค่าปัจจุบันสุทธิสูงสุด ( กรณี 1 ) ได้ เมื่อจ่ายเป็นผลิตภัณฑ์หลักของโรงงาน อัตราผลตอบแทนภายใน ( IRR ) นี้กรณีอยู่ 38e40 % และลดการป้อนข้อมูลโดยชีวมวลอัตราส่วน โดยรวมแล้วมันเป็นประโยชน์เพิ่มเติมเพื่อใช้ petcoke มากกว่าเท่านั้นpetcoke / ชีวมวลเพื่อวัตถุประสงค์เบื้องต้น . เหตุผลนี้คือเพราะ petcoke เป็นอย่างมีนัยสำคัญน้อยราคาแพงกว่าชีวมวล เช่นแสดงดังตารางที่ 4 petcoke สูงสุด ( กรณีใช้อัตราส่วน2 ) ประมาณ 65 เปอร์เซ็นต์ ดังแสดงในตารางที่ 7 ในกรณีนี้ อัตรารอบ7 % สำหรับทุก petcoke / ชีวมวลต่อวัตถุดิบประสิทธิภาพทางความร้อนสูงสุดได้ในกรณีที่ 3 ที่ที่สุดของแก๊สเป็นเส้นทางไปยังหน่วย ft จากการจำลองผลลัพธ์หนึ่งสามารถสังเกตว่ากระบวนการมีประสิทธิภาพมากขึ้นกว่าฟุตแก๊สอื่น ๆการอัพเกรดตัวเลือก ในกรณีนี้ ดังแสดงในตารางที่ 7สูงสุด ปริมาณการใช้เชื้อเพลิงแข็ง ( petcoke þชีวมวล ) แตกต่างกันไประหว่างคณะกรรมการ และ 21.4 % ขึ้นอยู่กับอัตราส่วนชีวมวล / petcoke .นี้เกิดจากแก๊สคุณภาพข้อจำกัดของหน่วย ft เป็นอธิบายไปก่อนหน้านี้ในส่วน 2.2 มีข้อจำกัดใน H2 / โคอัตราส่วนของกระแสแก๊สในหน่วยฟุต ( H2 Z / CO 2 ) กรณีที่ 3เมื่อ ( petcoke þชีวมวล ) / อัตราส่วนก๊าซธรรมชาติวัตถุดิบเพิ่มเติมมากกว่า 20% , อัตราการไหลของแก๊ส H2 รวย ( ที่ผลิตจากธรรมชาติแก๊ส รูปที่ 1 ) ไม่เพียงพอที่จะบรรลุอัตราส่วนนี้ นอกจากนี้ ตารางที่ 6แสดงให้เห็นว่ามีเอทานอลสินค้าในกรณี 3 นี้คือผลของการทั้งหมดของการผลิตเอทานอลในหน่วยฟุตและผสมกับผลิตภัณฑ์น้ำมัน ( Naphtha ) สูงสุดคืออัตราส่วนของเอทานอลในน้ำมันเบนซินประมาณ 4 เปอร์เซ็นต์ เมื่อ มีไม่มีน้ำเข้าและ 7% เมื่ออัตราส่วนชีวมวล / petcoke เป็น 20%( ตารางที่ 7 )กรณีที่ 4 คือตัวเลือกที่ต้องการให้โรงงานปิโตรเคมีที่ประมาณ 77 % ของผลผลิตเป็นวัตถุดิบปิโตรเคมี( เอทิลีน และโพรพิลีน ) ) อย่างไรก็ตาม ทราบว่าคล้ายกับกรณี1 , จะดีกว่าเพื่อลดอัตราการใช้ petcoke ในกรณี4 . เป็นภาพประกอบในคดี 5 , สูงสุดที่อัตราการผลิตเอทานอลคือรอบ 63 % ของผลผลิตในที่สุด ทุนความเสียหายของแต่ละสถานการณ์ที่ที่แตกต่างกันสามารถ petcoke อัตราส่วน 0 , 5% , 10% และ 20% มีการระบุไว้ในตารางที่ 8 ตาราง 11 ตามลำดับ ตัวอย่าง เมื่อชีวมวล /petcoke ¼ 0 , ต้นทุนแก๊ส CO ที่อุดมไปด้วยการผลิตรถไฟ( การจัดการของแข็งก๊าซ , แก๊สและทำความสะอาดตะกรันในการจัดการ )แตกต่างกันระหว่าง 9 % และ 30 % ของสินเชื่อรวม ต้นทุนโดยตรงของพืช อย่างไรก็ตาม การลงทุนในอัตราส่วนก๊าซธรรมชาติเป็นเฉพาะหน่วย ( หน่วยการผลิตแก๊ส H2 รวย ) อยู่เสมอ ไม่เกิน 3 %นั่นคือเหตุผลที่ในคดีที่ 1 , 4 , และ 5 , ก๊าซธรรมชาติการบริโภค( H2 ที่อุดมไปด้วยการผลิตแก๊ส ) จะถูกขยายใหญ่สุด นอกจากนี้จะเห็นได้ว่า ต้นทุนเฉลี่ยของหน่วยแยกอากาศ ( เอส )เป็นอย่างสูง ประมาณ 30 % ของค่าใช้จ่ายทั้งหมดของพืช ( ดูตารางที่ 9 และ 10 )