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Usine de production de méthanol

Usine de production de méthanol. Methagreen : un projet d’envergure internationale. Automne 2003. Joel Antoine Myriam Baril Sébastier Delisle Émilie Desrosiers-Lachiver Philippe Desrosiers-Lapierre David Gauthier Annie Lacombe Jean-Philippe Lavoie. Geneviève Letendre Evelyne Monfet

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Usine de production de méthanol

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Presentation Transcript

  1. Usine de production de méthanol Methagreen : un projet d’envergure internationale Automne 2003

  2. 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 Membres de l’équipe

  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 Gazéification Conversion Distillation

  6. 3.2 Diagramme d’écoulements

  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 catalytique Réactions : 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 Convertisseurs • Réactions 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 Purge vers unité de reformage 15 793 kg/h Réacteurs Alimentation 654 319 kg/h 3,46x109 kJ/h Vers unités de distillation 638 526 kg/h  (28% MeOH)

  12. 3.5.5 Convertisseur : Réacteurs • Volume: 37,5 m³ • Dimension 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 Distillation • Séparation 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 Conditions d’opération: Pression atmosphérique Température 38 oC 3 colonnes identiques 25 plateaux Alimentation au 17ième plateau Contraintes: Distillat : 1x10-3 en eau Bas :1x10-4 en méthanol 97% récupération du MeOH

  15. 3.6.3 Distillation Énergies impliquées : Rebouilleur  2.4E08 kJ/h Condenseur  1,9E08 kJ/h Énergie 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 Gazéification • Permet 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

  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 : procédures • Procédures : • 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 • 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.) Réservoir d’eau Expansion MeOH Gaz N. 4 Manutention 3 1 2 Bureaux 5 Biomasse • Bureaux • Aire de manutention • Expansion

  27. 5.2 Diagramme de la disposition des équipements

  28. Nord Section dedésulfuration Salle contrôle S-1-2 20 m R-1-3 S-1-1 R-1-2 50 m R-1-1 C-1-1 50 m 5.3 Disposition des équipements • La dimension et le nombre d’équipements • Distance sécuritaire minimum (IRI) • Superficie disponible • Voies d’accès • Maintenance facilité

  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 capital • Coûts directs • Coûts indirects • Frais généraux • Frais fixes • Coûts des matières premières + énergie

  36. Coûts directs Équipements Unité de l’usine Investissement en capital (M$ CA) Hydrodésulfuration 16,5 Reformage catalytique 17,3 Synthèse du méthanol 46,8 Distillation 7,7 Gazéification 1,2 Traitement 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 production • Production de méthanol : • 50% la première année • 90% la deuxième année • 100% 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. 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 Seuil de rentabilité 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

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