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Usine de production de Usine de production de méthanolméthanolMethagreen : un projet Methagreen : un projet d’envergure internationaled’envergure internationale
Automne 2003Automne 2003
2
Membres de l’équipe Joel Antoine Myriam Baril Sébastier Delisle Émilie Desrosiers-
Lachiver Philippe Desrosiers-
Lapierre David Gauthier Annie Lacombe Jean-Philippe Lavoie
Geneviève Letendre Evelyne Monfet Jonathan Moore Dave Pelletier Vincent Simoneau Vincent Roy Bruno Tremblay Marc Tremblay
3
1.Étude de marché 4.5% de la capacité mondiale : 1.5M t Marchés ciblés: transports et industrie chimique Le méthanol n’étant plus considéré comme un
carburant alternatif par le gouvernement, il faudrait diminuer la capacité et se concentrer sur l’industrie chimique
Concurrent direct le plus important: Methanex Chili : total 3MT, plus grosse usine : 1,065 MT Trinidad: 1.7MT (la plus grosse au monde) Canada : 500 KT
4
2.Alternatives Technologiques Procédé à base de houille (non rentable)
Procédé à base de CO2 qui provient des usines d’aluminium
Procédé à partir du gaz naturel
(technologie la plus répandue)
5
3.1 Procédé général
Désulfuration
Reformage catalytique
ConversionGazéification
Distillation
3.2 Diagramme d’écoulements
Évent #1
1-Désulfuration:Evelyne Monfet
Vincent Roy
2-ReformageDavid GauthierBruno Tremblay
3-Convertisseur :Joël Antoine
Jean-Philippe LavoieJonathan Moore
Préparé par : B. Tremblay2003-11-18
Diagramme 5
4-Distillation:Sébastien DelisleMarc Tremblay
C-1-1
S-1-1
C4H10S + H2 H2S + C4H10
Catalyseur : Cobalt molybdenum
H2S + ZnO ZnS + H2OE-1-1
R-2-1
Légende:B: ChaudièreCD : Colonne à distillerCo: CondenseurC: CompresseurCy: CycloneCL: ClarificateurE: ÉchangeurECD: Échangeur Contact DirectEIA-Échangeur ions (anion)EIC-Échangeur ions (cation)F: Filtre coalescentTF : Tour de refroidissementP: Pompe
G: GazéificateurM: MélangeurQ: ÉnergieR: RéacteurRe: RebouilleurRes: RéservoirT: TurbineS: SéparateurSP: SplitterV: VenturiVa: Vanne
1 2
3
Gaznaturel
CH4 + 2H2O 4H2 + CO2
PROCÉDÉ MÉTHANOL
DES-1
DES-2 DES-3
S-1-2
Q-1-2
DES-4 DES-5
REF-1
REF-3
4
DES-6
REF-5
B-2-1REF-4 RES-3-1
P-3-1
C-3-1
CON-1
CON-2
R-3-1 R-3-2 R-3-3
CON-3
CON-10
S-3-1
CON-11
SP-3-1
CON-13
CON-12
C-3-2
Purge aubrûleur
SP-4-1
CON-9
CD-4-3
CON-10
CD-4-2
CD-4-1Res-4-1
P-3-3
P-2-1 à P-2-3P-2-4 à P-2-6
CL-2-1
CL-2-2
CL-2-3W-3
W-1
W-2
W-6
W-5
W-4
W-9
W-8
W-7W-10
W-11W-12
W-13
W-14
W-15
W-16 W-17
W-18
W-19
W-20
RES-3-2
W-21
W-21
W-22
CON-4
CON-5
CON-6
CON-14
REF-9
P-2-7 à P-2-9
P-3-4
Eaud’alimentation
chaudière
Entrée eaufraîche
P-3-2
Eau rejetée aufleuve
Res-4-2
5-Gazéification:Philippe Lapierre
Vincent Simoneau
P-4-7 à 4-9
Vers RES-4-2
Vers RES-4-2
Vers RES-4-2
Vers B-4-1
Gaz provenantde CON-12
CON-7
CON-8
CON-11
Évent #3
Évent #2
DIS-1DIS-2
DIS-3DIS-4
DIS-5DIS-6
BTM-1BTM-2
BTM-3
BTM-4
BTM-5
BTM-6
P-3-5
P-3-6
P-3-7
P-4-1
P-4-2
P-4-3
P-4-4
P-4-5
P-4-6
REF-7
REF-8
W-28
W-29
W-30
W-31
W-33
W-32
W-33
W-34
W-38W-41
Eau venant deS-3-1
R-1-1 à R-1-3
EIA 2-1 à 2-6
EIC 2-1 à 2-6
RES-2-1(acide sulfurique)
RES-2-2(soude
caustique)
Transportcamion
déchet solide
C-5-1ECD-5-1
V-5-1
5 CY-5-2
GAZ-2
GAZ-5 GAZ-9
GAZ-8
GAZ-10GAZ-14
GAZ-13
GAZ-15 GAZ-16
GAZ-12
GAZ-18
REF-6
Res-5-1
P-5-1
C-5-2GAZ-11
GAZ-17
GAZ-19
O2
G-5-1
CY-5-1
GAZ-1
GAZ-3
GAZ-4
GAZ-6
GAZ-7
G-5-2
O2
Res-5-2
O2S-5-1
S-5-2
DIS-7
TF 4-1 à 4-5
7
3.3.1 Désulfuration (réacteurs)
But : enlever le soufre qui pourrait empoisonner les catalyseurs du réacteur de reformage
Hydrodésulfuration 3 réacteurs d’hydrodésulfuration de 37 m3
Catalyseur de cobalt molybdène
Désulfuration 3 lits de zinc 57 m3
ZnS peut être régénérer en ZnO
8
3.4.1 Reformage catalytiqueRéactions :
CH4 + H2O = CO + 3H2
CO + H2O = CO2 + H2
+165 kJ/mol
Énergie à fournir:
2.24x109 kJ/h
Catalyseurs:
Katalko Série-25
Katalco Série-57
Nickel sur support d’alumine
Quantité de catalyseur:
87 tonnes métriques
Dimensions tubes:
12 m de long
0.18 m de diamètre
400 tubes
9
3.5.2 ConvertisseursRéactions impliquées
CO2 +3H2 CH3OH +H2O H= -68 kJ/mol
CO +2H2 CH3OH H= -108 kJ/mol
10
3.5.3 Convertisseurs (suite) Réacteur tubulaire catalytique avec
échangeur de chaleur intégré Refroidi par circulation d’eau Conditions opérationnelles:
260°C 7 800 kPa Phase gazeuse
11
3.5.4 Convertisseur : Bilan de matière
Alimentation654 319 kg/h
Réacteurs
Vers unités de distillation638 526 kg/h (28% MeOH)
Purge vers unité de reformage15 793 kg/h
3,46x109 kJ/h
12
3.5.5 Convertisseur : Réacteurs
Volume: 37,5 m³Dimension des tubes:
Longueur: 5 m Diamètre: 20 cm 240 tubes par réacteurs
Catalyseur : CuO sur support Al2O3
Quantité: 16,5 t/réacteur
13
3.6.1 DistillationSéparation du mélange Eau-MeOH
Mélange sans azéotrope
Liquide à pression atmosphérique
Utilisation de HYSYS pour la simulation (Modèle utilisé UNIQUAC)
14
3.6.2 Distillation
Évent #1
SP-4-1
CON-9
CD-4-3
CON-10
CD-4-2
CD-4-1Res-4-1
Vers RES-4-2
Vers RES-4-2
Vers RES-4-2
Vers B-4-1
CON-11
Évent #2
DIS-1DIS-2
DIS-3DIS-4
DIS-5DIS-6
BTM-1BTM-2
BTM-3
BTM-4
BTM-5
BTM-6
P-4-1
P-4-2
P-4-3
P-4-4
P-4-5
P-4-6
REF-7
REF-8
W-30
W-31
W-33
W-32
W-33
DIS-7
Conditions d’opération:Pression atmosphériqueTempérature 38 oC
3 colonnes identiques25 plateauxAlimentation au 17ième plateau
Contraintes:Distillat : 1x10-3 en eauBas :1x10-4 en méthanol97% récupération du MeOH
15
3.6.3 Distillation
Énergies impliquées :Rebouilleur 2.4E08 kJ/hCondenseur 1,9E08 kJ/hÉnergie aux rebouilleurs provient des gaz du reformage
Gaz non-condensables brûlés aux bouilloires
Tous les écoulements d’eau acheminés vers réservoirs 4-2.
16
3.7.1 GazéificationPermet de traiter 10 000kg/h de déchets
triées.Déchet d’environ 200 000 personnes.300kg de déchets non trié fournit
environ 110kg de méthanol.La gazéification est une combustion
partielle visant à produire des gaz de synthèse.
17
3.8.1 Bilan Énergie Global
18
3.8.2 Bilan Énergie Global (suite)
19
4.1 Hazop: P&ID
F
C-1-1
Q-1-1
S-1-1
C4H10S + H2 H2S + C4H10
Catalyseur : Cobalt molybdenumH2S + ZnO ZnS + H2O
1
Gaznaturel
DES-1
DES-2
DES-3
S-1-2
Q-1-2
DES-4
DES-6
PT TT
PTTT
AS
A
PT
- Contraintes- Pas de soufre à la sortie de la section 1- Pas de fuite- Haute pression- Haute température
Évent #1
1-Désulfuration:Evelyne Monfet
Vincent Roy
2-ReformageDavid GauthierBruno Tremblay
3-Convertisseur :Joël Antoine
Jean-Philippe LavoieJonathan Moore
Préparé par : G.Letendre E. Desrosiers-Lachiver2003-12-01
Diagramme 3 HAZOP
4-Distillation:Sébastien DelisleMarc Tremblay
E-1-1
R-2-1
Légende:B: ChaudièreCD : Colonne à distillerCo: CondenseurC: CompresseurCy: CycloneCL: ClarificateurE: ÉchangeurECD: Échangeur Contact DirectEIA-Échangeur ions (anion)EIC-Échangeur ions (cation)F: Filtre coalescentTF : Tour de refroidissementLAG: LaguneP: Pompe
G: GazéificateurM: MélangeurQ: ÉnergieR: RéacteurRe: RebouilleurRes: RéservoirT: TurbineS: SéparateurSP: SplitterV: VenturiVa: Vanne
2
3
CH4 + 2H2O 4H2 + CO2
PROCÉDÉ MÉTHANOL
DES-5
REF-1
REF-3
4
REF-5
B-2-1
REF-4RES-3-1
P-3-1
C-3-1
CON-1
CON-2
R-3-1 R-3-2 R-3-3
CON-3
CON-10
S-3-1
CON-11
SP-3-1
CON-13
CON-12
C-3-2
Purge aubrûleur
SP-4-1
CON-9
CD-4-3
CON-10
CD-4-2
CD-4-1Res-4-1
P-3-3
EIA-2-1EIA-2-2EIA-2-3
EIC-2-3 EIC-2-2 EIC-2-1P-2-1 à P-2-3P-2-4 à P-2-6
CL-2-1
CL-2-2
CL-2-3W-3
W-1
W-2
W-6
W-5
W-4
W-9
W-8
W-7W-10
W-11W-12
W-13
W-14
W-15
W-16 W-17
W-18
W-19
W-20
RES-3-2
W-21
W-21
W-22REF-6
CON-4
CON-5
CON-6
CON-14
REF-9
P-2-7 à P-2-9
P-3-4
Eaud’alimentation
chaudière
Entrée eaufraîche
P-3-2
Eau rejetée aufleuve
Res-4-2
5-Gazéification:Philippe Lapierre
Vincent Simoneau
P-4-7 à 4-9
Vers RES-4-2
Vers RES-4-2
Vers RES-4-2
Vers B-4-1
Énergie decombustion des
évents des colonnes
Gaz provenantde CON-12
CON-7
CON-8
CON-11
Évent #3
Évent #2
DIS-1DIS-2
DIS-3DIS-4
DIS-5DIS-6
BTM-1
BTM-2
BTM-3
BTM-4
BTM-5
BTM-6
P-3-5
P-3-6
P-3-7
P-4-1
P-4-2
P-4-3
P-4-4
P-4-5
P-4-6
REF-7
REF-8
W-28
W-29
W-30
W-31
W-33
W-32
W-33
W-38W-39W-45
Eau venant deS-3-1
TT
By pass
PT
PT PT
PT
R-1-1 à R-1-3TT
TT
TTTTTT
TTTT
PTPT PT
PT PT PT
TT TT
TT
TT
TT
TT
TT
F
PT
N
N
FA
F
F
F
F
F
F
AMe
AMe
AMe
AMe
AMe
AMe
PT
PT
PT
TT
TT
TT
TT
TT
TT
F
F
F
PTTTN
PT
PT TT
A
N
pH
C
C
C
pH
pH
N
N
N
AMe
AM
e
N
N
N
N
6
EauBruno Tremblay
PT
TT
A
F
N
pH
C
Mesure Pression
Mesure Température
Analyseur
Débimètre
Mesure niveau
À la Torchère
Valve
Drain
Analyseur de pH
Conductivité
C-5-1ECD-5-1
V-5-15
CY-5-2
GAZ-2
GAZ-5
GAZ-9
GAZ-8
GAZ-10GAZ-14
GAZ-13
GAZ-15
GAZ-16
GAZ-12 GAZ-18
Res-5-1
P-5-1
C-5-2GAZ-11
GAZ-17
GAZ-19
O2
G-5-1
CY-5-1
GAZ-1
GAZ-3
GAZ-4
GAZ-6
GAZ-7
G-5-2
O2
CY-5-2
NPT
PT
A
H2, CO2, CO, AutresPT
PT
N PT F
F
TT
F
pH
F
A TT
RES-2-1(acide sulfurique)
RES-2-2(soude
caustique)
Res-5-2
O2
Transportcamion
déchet solide
S-5-1
S-5-2
DIS-7
N
Res-4-3(Rejets)
A
A
A
TT
TF 4-1 à 4-5
20
4.2 P&ID Unité de désulfuration
21
4.3 P&ID Unité de Reformage
22
4.4 P&ID Unité de Distillation
23
4.5 Hazop : procéduresProcédures :
Démarrage des équipements principaux Démarrage de l’usine Arrêt planifié Arrêt d’urgence
-En cas de panne d’électricité
-En cas de manque d’eau de refroidissement
24
4.5.1 Procédures : points importants
Toujours purger le système à l’azote-> afin d’éviter la présence d’un mélange inflammable (air + combustible)
Tests d’étanchéité des vaisseaux et des connections nécessaires avant tout démarrage
Chauffage d’appoint nécessaire pour les colonnes et la bouilloire
La torche doit être allumée avant démarrage initial des équipements
Remplir circuit d’eau avant démarrage des unités
25
4.5.1 Arrêts d’urgence : points importants (suite) Certains équipements doivent être branchés
à une génératrice en cas de panne d’électricité
En cas de manque d’eau de refroidissement : arroser les réacteurs de la conversion pour les refroidir et dépressuriser l’excès à la torche, car la réaction est exothermique et peut s’emballer.
26
5.1 Disposition des équipements
Bureaux2
5
4
Biomasse
1
Expansion
3Manutention
MeOH
Gaz N.
Section du procédé 1 Désulfuration
Proximité réservoir de gaz naturel 2 Reformage
Jonction de l’alimentation 3 Convertisseur
Eau de refroidissement 4 Distillation
Eau de refroidissement 5 Gazéification
Source d’ignition (Est de l’usine)
Réservoir d’eau de refroidissement Proche du cour d’eau
Biomasse Odeurs désagréable (Est de l’U.)
Bureaux Aire de manutention Expansion
Réservoir d’eau
27
5.2 Diagramme de la disposition des équipements
28
5.3 Disposition des équipements La dimension et le nombre d’équipements Distance sécuritaire minimum (IRI) Superficie disponible Voies d’accès Maintenance facilité
50 m
50 m
20 m
Section de désulfuration
Salle contrôle
R-1-1
R-1-2
R-1-3
S-1-1
S-1-2
C-1-1
Nord
29
6.1 Choix du site
30
7.1 Environnement Effluent liquide : eau chaude -> tours de
refroidissement nécessaires (loi) Effluents solides : cendres -> ciment Émissions de GES: 1,8 M tonnes/an 1.19 tonnes CO2 éq. par tonne MetOH 35 kW-h par tonne d’énergie nouvelle Plus avantageux de brûler le méthane
directement que de fabriquer du méthanol qui sert de carburant…
31
8.1 Analyse économique
Indique si l’investissement sera économiquement rentable.
Permet de déterminer tous les coûts associés à la construction et à l’exploitation de l’usine.
32
8.2 Hypothèses de travail Le prix du gaz naturel, de l’oxygène et de
l’eau industrielle sont constants durant toute la durée du projet.
Le prix de l’électricité est également considéré constant.
33
8.2 Hypothèses de travail (suite) La valeur du dollar canadien est stable pour la
durée de dix ans de l’analyse économique (0,75$).
Les valeurs des prix des équipements sont des valeurs précises basées sur la littérature ou l’expérience du marché.
Le temps d’opération de l’usine est considéré constant (350 jours/année et 24h/jour).
34
8.2 Hypothèses de travail (suite)
Le revenu total de l’usine est basé sur la vente de la totalité du méthanol produit annuellement.
Le prix du méthanol est considéré constant (décembre 2003).
Le taux de production du méthanol est constant.
35
Investissement en capitalCoûts directsCoûts indirectsFrais générauxFrais fixesCoûts des matières premières + énergie
36
Coûts directsÉquipements
Unité de l’usine Investissement en capital (M$ CA)
Hydrodésulfuration 16,5 Reformage catalytique 17,3 Synthèse du méthanol 46,8 Distillation 7,7Gazéification 1,2Traitement de l’eau brute 0,3
Coût total des équipements : 89,8 M$
37
Coûts directs (suite)Installation
Unité de l’usine Investissement en capital (M$ CA)
Hydrodésulfuration 7,6 Reformage catalytique 11,3
Synthèse du méthanol 21,6 Distillation 5,5 Gazéification 0,7 Traitement de l’eau brute 0,1
Coût total de l’installation : 46,7 M$
38
Autres coûts directs
Isolation 5% 5,2 M$Contrôle et instrumentation 35% 36,3 M$Tuyauterie 70% 72,6 M$Système électrique 30% 31,1 M$Bâtiment 45% 46,7 M$Aménagement du site 15% 15,5 M$Infrastructures de service 75% 77,8 M$Terrain 6% 6,2 M$
Total des coûts directs : 442 M$
39
Coûts indirects
Ingénierie et supervision 50% 51,8 M$
Frais pour contracteur 15% 15,5 M$
Contingences 45% 46,7 M$
Dépenses de construction 50% 51,9 M$
Dépenses légales 10% 10,4 M$
Total des coûts indirects : 176,4 M$
40
Investissement en capital fixe
Coûts directs + coûts indirects =
618,5 M$
41
Frais généraux
Dépenses administratives 25% 26,0 M$
Vente et représentation 10% 10,4 M$
Recherche et dévelop. 3% 3,0 M$
Financement 10% 10,4 M$
Total des frais généraux : 49,9 M$
42
Frais fixes
Taxes locales 2% 12,4 M$
Assurances 1% 6,2 M$
Dépréciation des bâtiments (moyenne) 8,7 M$
Dépréciation des équipements (moyenne) 1,5 M$
Total des frais fixes : 28,7 M$
43
Coûts des matières premières et de l’énergie
Matières premières coût annuel
Eau industrielle (62 202 000 m3 à 0.06$/ m3) 3,7 M$
Gaz naturel (481 481 784 m3 à 0,22923$ / m3) 110,0 M$
Électricité (54 672 578 kWh à 0,05$/kWh) 2,7 M$
Catalyseurs 3,4 M$
Oxygène (20 470 800 kg à 0,05$/ kg) 1,0 M$
Investissement total : 121 M$
44
Prêt Financement du projet à 40% Montant emprunté : 247,4 M$ Remboursement du prêt sur une période de
dix ans Taux d’intérêt de 7%
45
Employés et rémunération L’usine comprendra :
200 employés, techniciens et autres Salaire horaire de 35$/h
35 employés cadres Salaire horaire de 50$/h
Coût total de la main d’œuvre par année : 18,2 M$
46
Coût de productionProduction de méthanol :
50% la première année90% la deuxième année100% les années suivantes
47
Coût de production
Somme de tous les frais de fabrication du méthanol :
278 M$
Production annuelle de méthanol :
1,5 M tonnes
Prix du méthanol à la tonne :
186$
48
TRI
16%
49
Seuil de rentabilité
Taux de production
100% 95% 93% 90% 85% 80% 75%
Coût de production ($/tonne)
186 181 179 176 171 166 161
Revenu (M$) 452 429,4 420.36 406.8 384.2 361.6 339
TRI (%) 16 13 12 10 7 4 0
Diminution de la production
50
Impacts des unités de désulfuration et de gazéification
Option #1 : Enlever l’unité de désulfuration en achetant du gaz naturel sans soufre
Option #2 : Enlever l’unité de gazéification
51
Impacts des options #1 et #2 Option #1 Option #2 Usine sans
modification
Coût total des équipements (M$)
85 102 104
Coût de production ($/tonne)
170 184 186
Investissement capital total (M$)
528 630 638
Revenu (M$) 452 429 452
TRI (%) 27 12 16
52
Analyse de sensibilité Paramètres ayant une grande influence
Prix de vente du méthanol Prix du gaz naturel (96% de notre mat. premières)
Paramètres ayant une influence moins marquée Pourcentage capital emprunté Durée de remboursement du prêt Taux d’intérêt Prix de l’électricité
53
Variation du prix de vente du méthanol
0
100
200
300
400
500
600
700
200,00 250,00 300,00 350,00 400,00 450,00
Prix de vente du méthanol ($)
Rev
enu
(M$)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
TRI (
%)
Revenu
TRI
54
Variation du prix du gaz naturel
0
50
100
150
200
250
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45
Prix du gaz naturel ($/m3)
Coû
t de
prod
uctio
n ($
/tonn
e)
0
5
10
15
20
25
30
TRI (
%)
Coût de production
TRI
55
ConclusionSi le projet était à refaire, nous ferions
le design d’une petite usine qui utiliserait uniquement des gaz de synthèse
La production serait uniquement destinée à l’industrie chimique
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