Démonstration du programme d’optimisation de la bioénergie
Promoteur principal : Manitoba Hydro
Lieu : Différents endroits au Manitoba
Contribution du FEP : 2,77 M $
Total du projet : 6 M $
Contexte du projet :
L’utilisation de la biomasse comme source d’énergie est une pratique qui date de plusieurs milliers d’années. En raison de la nature durable du carburant de départ, la conversion de la biomasse pour la production d’électricité a fait l’objet d’un regain d’intérêt au cours des dernières décennies. À l’échelle mondiale, il y a plus de 65 000 MW de capacité installée.
Au Manitoba, le service public provincial (Manitoba Hydro) a entrepris de réaliser des réductions de charge et des économies pour l’électricité et le gaz naturel et d’aider à réduire les coûts généraux pour ses clients. Puisque l’on croit que les systèmes de conversion de la biomasse en énergie ont le potentiel futur de concurrencer les technologies de production actuelles dans la province, Manitoba Hydro a lancé le « Programme d’optimisation de la bioénergie Éner Sage™ ». Le programme offrait aux clients un soutien technique et des incitatifs financiers pour aider à compenser les coûts d’évaluation de projet et d’immobilisation associés à l’incorporation d’un système de conversion de la biomasse en énergie dans leurs activités. Manitoba Hydro a proposé une série de projets de démonstration dans toute la province pour présenter diverses technologies aux participants potentiels au programme. Cinq projets de démonstration plus une composante supplémentaire ont collectivement formé le « Projet de démonstration du Programme d’optimisation de la bioénergie », qui a obtenu 2 772 000 $ du Fonds pour l’énergie propre.
Les six composantes de ce projet sont présentés ci-dessous
1. Résultats - Composante de démonstration de l’huile pyrolytique :
Combustion d’huile de pyrolyse dans la chaudière à vapeur
L’huile pyrolytique est un carburant liquide renouvelable tiré de la biomasse ligneuse par le procédé de pyrolyse rapide. Le carburant est visqueux et légèrement acide et contient beaucoup d’eau. Le contenu énergétique par volume du carburant équivaut à environ la moitié de celui du diesel. Ensyn Technologies a fourni l’huile pyrolytique pour la démonstration. L’utilisation de cette huile (au lieu de combustibles fossiles) a été mise à l’essai dans deux types différents de systèmes de production de chaleur et d’électricité : dans une chaudière électrique polycarburant à grande échelle et dans la chaudière d’un système de chauffage de quartier communautaire, de même que dans une génératrice à moteur alternatif diesel.
La Tolko Kraft Papers, située près de The Pas au Manitoba, était le site hôte pour l’essai en chaudière à grande échelle. L’huile pyrolytique remplaçait le mazout lourd et l’huile usée dans une grosse chaudière électrique et fournissait de la vapeur sous haute pression à un système de génératrice PCEC à turbine à vapeur de 22,3 MWe. Quelque 68 880 L d’huile pyrolytique ont été brûlés dans la chaudière électrique à vapeur pendant trois périodes d’essai de combustion. Les tests d’émission ont été réalisés par RWDI AIR Inc.
Puis, dans la colonie huttérienne de Rock Lake près de Grosse Isle, au Manitoba, une chaudière à eau chaude de 390 kWth dotée d’un brûleur à huile pyrolytique a fait la démonstration de cette huile comme combustible de remplacement pour un système de chauffage de quartier communautaire. Quelque 1 200 L d’huile pyrolytique ont été brûlés dans la chaudière Boilersmith dotée d’un brûleur Oilon afin de fournir de l’eau chaude au réseau de chauffage de quartier de la colonie. Les résultats des démonstrations de Tolko et de Rock Lake indiquent qu’il existe une réelle possibilité de remplacer les combustibles fossiles par l’huile pyrolytique dans les chaudières commerciales et industrielles à petite comme à grande échelle.
Enfin, l’essai et l’évaluation des effets de l’huile pyrolytique sur le système d’injection de carburant des moteurs diesel ont été réalisés par la Celtic Power & Machinery, en partenariat avec l’Assiniboine Community College. On a déterminé que des activités de recherche et de développement plus poussées seront nécessaires avant de pouvoir faire efficacement la démonstration d’un moteur alternatif alimenté à l’huile pyrolytique.
Avantages pour le Canada :
L’utilisation de l’huile pyrolytique comme substitut des combustibles fossiles dans les chaudières industrielles et commerciales conventionnelles a le potentiel d’apporter d’importants avantages environnementaux, y compris la réduction des émissions. La réduction des émissions de gaz à effet de serre profitera à l’ensemble du Canada et au monde entier.
Prochaines étapes :
L’huile pyrolytique utilisée pour cette démonstration a été expédiée d’Ensyn Technologies, en Ontario. Une source locale d’huile pyrolytique serait nécessaire pour réduire les coûts de transport et garantir que ce carburant constitue une option viable. Grâce à cette démonstration, on a attisé l’intérêt local pour l’huile pyrolytique comme carburant renouvelable, ce qui pave la voie à un marché de l’huile pyrolytique comme carburant au Manitoba.
2. Résultats - Composante de démonstration du gaz de synthèse :
Mise en place du système de gazéification BioMax 100 à la pépinière Pineland Forest Nursery
La gazéification de la biomasse est un processus thermochimique permettant de convertir une biomasse solide en un gaz de synthèse principalement composé de monoxyde de carbone, d’hydrogène, de méthane et de produits non combustibles (dioxyde de carbone, azote et vapeur d’eau). Le système de gazéification (BioMax100) présenté dans le cadre de cette composante employait un gazéifieur à tirage inversé en lit fixe fonctionnant entre 800 et 900 °C. Le BioMax 100, mis au point par la Community Power Corporation (CPC), a été installé chez Pineland Forest Nursery de Hadashville, au Manitoba. Pineland produit des semis de grande qualité pour les plantations sylvicoles du Centre du Canada et du Nord des États-Unis. Des copeaux de bois sec sont introduits dans le gazéifieur par le haut et, à mesure qu’ils se déplacent lentement vers le bas du gazéifieur, ils passent par une zone de séchage, une zone de pyrolyse, une zone de gazéification et une zone d’oxydation du carbonisat. Les gaz volatils libérés dans la zone de pyrolyse et la vapeur d’eau libérée dans la zone de séchage se déplacent vers le bas par succion dans ces zones et réagissent avec le charbon de biomasse et l’air injecté en fonction des réactions de gazéification et de conversion en vapeur d’eau. L’air est injecté par des centaines de points d’injection sur tout le lit de gazéification et est ajusté de manière à contrôler finement le profil de température dans le gazéifieur afin d’assurer une conversion maximale des goudrons en produits gazeux. Le gaz de synthèse généré dans le gazéifieur est alors refroidi, filtré puis acheminé à deux génératrices à moteur alternatif afin de produire de la chaleur et de l’électricité combinées. La chaleur était acheminée à un réservoir d’eau chaude de 200 000 L intégré dans le système et servant de réservoir tampon entre le système PCEC BioMax100 et le réseau de distribution d’eau chaude de Pineland.
Le BioMax100 a fonctionné et produit de l’électricité pendant 488 heures entre avril 2013 et mars 2014. Le système était capable de fournir une production nette de 100 kW d’électricité et de 120 kW d’énergie thermique. La plus longue période de production continue était de 22 heures. On a produit 18 155 kWh d’électricité pour compenser la demande d’électricité de Pineland.
Divers problèmes opérationnels ont empêché la démonstration du BioMax 100 de se poursuivre en continu. Certains problèmes ont été réglés par le dépannage et l’amélioration des processus d’exploitation, d’entretien et de contrôle. D’autres problèmes, comme les blocages dans le système de manipulation de la charge d’alimentation, subsistent et exigeront une réduction de la variabilité des charges d’alimentation biomassiques de même que des modifications à la conception ou à la configuration. Un développement plus poussé du BioMax100 sera nécessaire avant que l’on puisse se fier à cette technologie pour produire de manière continue de la chaleur et de l’électricité à partir de copeaux de bois.
Avantages pour le Canada :
Les leçons apprises de ce projet pourraient être appliquées à des projets futurs afin de réduire considérablement la période de mise en service, la courbe d’apprentissage et le temps d’arrêt. Une fois qu’un système a montré qu’il convertit de manière fiable et efficace la biomasse solide en chaleur et électricité combinées, il pourra remplacer d’autres formes de production et contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre au Canada.
Prochaines étapes :
Le système de Pineland Forest Nursery sera enlevé une fois que la démonstration en collectivité éloignée et les essais de carburant normalisé seront achevés. La production d’électricité sera surveillée tout au long de la période d’exploitation restante.
3. Résultats - Composante de chaleur résiduelle :
Mise en place de générateurs de chaleur résiduelle GE Energy Clean CycleMD de 125 kW à Spruce Products Ltd.
Les dispositifs à cycle de Rankine à caloporteur organique (CRCO) peuvent être utilisés pour produire de l’électricité à partir de sources de chaleur de basse énergie. Le CRCO est un cycle de production d’énergie par la vapeur semblable à un cycle de production d’énergie par la vapeur dont le fluide actif est un réfrigérant ou un fluide organique présentant une courbe de saturation plus basse que la vapeur. Aux fins de cette composante de démonstration, un appareil Clean Cycle 125 de GE Heat Recovery Solutions a été installé chez Spruce Products Ltd. (SPL), de la région de Swan Valley au Manitoba. SPL est un fabricant de produits de sciage et de bois de première qualité pour l’industrie de la construction et l’industrie des produits de bois intégrés. Il s’agissait de la première installation du Clean Cycle 125 au Canada par GE.
Dans le Clean Cycle 125, le fluide actif (R245-FA) est acheminé à un évaporateur, où la chaleur de la vapeur à basse température est utilisée pour faire bouillir et surchauffer le réfrigérant. Le réfrigérant passe alors dans une chambre d’expansion – en l’espèce, un module d’alimentation intégré (integrated power module – IPM) doté d’une microturbine pouvant atteindre des vitesses angulaires allant jusqu’à 27 000 trs/min. La vapeur à basse pression qui sort de l’IMP passe d’abord dans un économiseur, puis dans des condensateurs refroidis à l’air, et est enfin pompée à nouveau dans l’évaporateur. Du point de vue électrique, le courant à haute fréquence produit par l’IPM est converti en courant alternatif de 480 V à 60 Hz au moyen d’un module électronique d’alimentation. Le fluide actif R245-FA permet au système d’utiliser des sources de chaleur d’énergie aussi faible que 105 °C pour produire de l’électricité.
Le système Clean Cycle 125 fourni par Waste Gas Power a atteint une production électrique nette maximale de 92 kW à partir d’une énergie thermique de faible énergie (comme de la vapeur à basse pression, soit < 15 psi). Le système a fourni un faible rendement et une productivité inférieure aux attentes en raison de la variabilité de l’approvisionnement en énergie thermique et des charges parasites attribuables au condensateur refroidi à l’air, de même que de plusieurs importantes défaillances des composantes. Cela dit, le système en démonstration a produit de l’électricité pendant 5 143 heures entre octobre 2011 et décembre 2013. Un total de 206 046 kWh d’électricité a été produit pour compenser la demande d’électricité de SPL.
Avantages pour le Canada :
Les meilleures applications de la technologie CRCO sont les sites industriels dotés de flux de chaleur résiduelle de moyenne à haute énergie, comme les raffineries, les cimenteries et les aciéries. Une fois qu’un système a montré qu’il met à profit efficacement les sources de chaleur de faible énergie pour produire de l’électricité au moyen de la technologie CRCO, il pourra remplacer d’autres formes de production et contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre au Canada.
Prochaines étapes :
Le système Clean Cycle 125 chez SPL continuera de fonctionner pendant cinq ans après la fin du projet, à condition de conclure un accord d’exploitation convenable avec le site hôte. La production d’électricité sera surveillée tout au long de la période de cinq ans.
4. Résultats - Composante du biogaz :
Un réacteur de mélange en continu, consistant en un réservoir en béton, où la digestion du fumier a lieu
La digestion anaérobie est un processus microbiologique dans lequel des matières organiques très humides sont traitées en l’absence d’oxygène afin de produire du biogaz – un mélange de méthane, de dioxyde de carbone et de traces de sulfure d’hydrogène(H2S) – et un digestat liquide. Les digesteurs anaérobie de ferme utilisent les effluents d’élevage comme charge d’alimentation de base, auxquels peuvent s’ajouter d’autres charges d’alimentation organiques ou des co-substrats – par exemple des déchets de légumes, déchets obtenus à l’aide de collecteurs de graisse ou glycérine – afin d’accroître la production de biogaz.
Aux fins de cette composante de démonstration, un système de production de biogaz et de PCEC à digesteur anaérobie à mélange homogène de PlanET Biogas Solutions a été installé chez Sweetridge Farms, près de Winkler au Manitoba. Sweetridge Farms est propriétaire d’une ferme laitière de 200 têtes et est à la recherche de meilleures pratiques de gestion des effluents.
Dans le système de PlanET, le processus de digestion se produit en mode mésophile (à une température variant entre 35 et 40 °C) dans un réacteur à cuve de béton constamment agité. Le H2S est retiré du biogaz au moyen d’un processus microbien ayant lieu sur une structure de bois dans le digesteur. Le biogaz à plus faible teneur en H2S est alors consumé dans un moteur alimenté au biogaz – dans le cas présent un moteur à gaz naturel Caterpillar de 75 kW – ou dans une chaudière – dans le cas qui nous occupe une chaudière polycarburant propane-biogaz Boilersmith de 200 kW dans le cas présent un moteur à gaz naturel Caterpillar de 75 kW – ou dans une chaudière – dans le cas qui nous occupe une chaudière polycarburant propane-biogaz Boilersmith de 200 kW. Le fumier digéré (digestat) est traité au moyen d’un système séparateur solides-liquides FAN, et la partie solide du digestat (ou fibre) est recyclée dans l’étable à vaches laitières comme substitut à la litière de paille.
La construction et la mise en service du système de PlanET chez Sweetridge Farms a dû surmonter d’importants obstacles réglementaires. L’application rigoureuse du code CSA B149.6 - Code for Digester and Landfill Gas Installations, les exigences relatives aux torches à biogaz, les modifications afin de respecter le Règlement sur la gestion des animaux morts et des déjections du bétail et l’incapacité des fournisseurs d’équipement de fournir un soutien technique afin de régler les problèmes réglementaires ont accru le coût et la complexité du projet. Des modifications majeures à la conception du système ont donc été nécessaires, ce qui a entraîné un retard dans la construction et la mise en service du système. Le système PlanET a été partiellement mis en service le 31 mars 2014.
Avantages pour le Canada :
Le gouvernement provincial du Manitoba a manifesté de l’intérêt pour le déploiement de la technologie de digestion anaérobie afin de régler les problèmes de gestion du fumier dans la province. Toutefois, des changements doivent être apportés aux politiques et aux lois au niveau provincial. La technologie de production de digestion anaérobie et de PCEC au biogaz à la ferme a été commercialement déployée dans d’autres compétences canadiennes comme l’Ontario. La production de biogaz à la ferme pourrait contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre au Canada.
Prochaines étapes :
On prévoit que l’usine de biogaz PlanET de Sweetridge Farms entrera en service et continuera de fonctionner pendant les cinq prochaines années, à condition de conclure un accord d’exploitation convenable avec le site hôte. La production d’électricité sera surveillée tout au long de la période de cinq ans.
5. Résultats - Composante de biocarbone :
Une briquette de biocarbone de 3 po fabriquée dans les installations de densification de la biomasse de BioValco
Le biocarbone est un produit combustible solide renouvelable tiré de la biomasse solide par un processus thermochimique appelé pyrolyse lente. La biomasse cellulosique (bois, résidus agricoles ou biomasse de terres humides) est portée à une température variant entre 400 et 500 °C en l’absence d’oxygène afin de décomposer les composantes de cellulose et d’hémicellulose en vapeurs et de laisser le carbonisat fixe sous forme solide. Le carbonisat est le produit de biocarbone, alors que les vapeurs chaudes peuvent être acheminées à un brûleur pour fournir de la chaleur pour la réaction ou être condensées pour former de l’huile pyrolytique et de l’acide pyroligneux. Lorsque la fraction de gaz volatil est brûlée, le processus est autosuffisant du point de vue thermique et produit une chaleur excédentaire de grande qualité susceptible d’être utilisée dans des applications de chauffage ou de production d’électricité.
Aux fins de cette composante de démonstration, le système de carbonisation pilote de Preseco Oy (Canada) a été installé dans la colonie huttérienne de Rock Lake près de Grosse Isle, au Manitoba, pour un essai de production de biocarbone à partir de biomasse ligneuse. Le biocarbone a alors été briqueté à l’installation de densification de la biomasse de Biovalco de La Broquerie au Manitoba. Les briquettes de biocarbone de 3 pouces ont été expédiées au Providence University College près d’Otterburne, au Manitoba, où elles ont fait l’objet d’un essai de combustion en deux phases dans la chaudière brûleuse Blue Flame de 1,2 MWth sur le campus. Le système de Rock Lake a été en fonction d’octobre 2012 à février 2013, produisant assez de biocarbone pour faire 660 kg de briquettes à l’installation de Biovalco.
La production de biocarbone à partir de biomasse de massette a également été validée. Environ 1 800 kg de massette ont été récoltés à Pelly’s Lake au Manitoba à l’automne 2012. Les ballots de massette ont été transportés à l’usine de pyrolyse lente de Titan près de Craik, en Saskatchewan, où ils ont été carbonisés afin de produire 400 kg de biocarbone. De même, le biocarbone de massette a été façonné en briquettes dans l’installation de Biovalco en 2014.
Avantages pour le Canada :
La production, la densification et la combustion de biocarbone issu de copeaux de bois et de massettes présente un potentiel technique; toutefois, l’équipement de carbonisation et les processus connexes ne sont pas encore suffisamment développés pour être viables au Manitoba. Si l’équipement de carbonisation parvient à fonctionner de manière productive, fiable et sécuritaire, l’utilisation du biocarbone comme combustible de remplacement offre des possibilités pour le Manitoba et l’ensemble du Canada de remplacer les combustibles fossiles dans la production de chaleur et d’électricité, de réduire les émissions de gaz à effet de serre par la séquestration du carbone et d’améliorer la gestion des nutriments et la productivité du sol.
Prochaines étapes :
D’après les expériences réalisées et les connaissances acquises dans le cadre de cette composante du projet, Economic Development Winnipeg Inc., le principal organisme de développement économique de Winnipeg, prévoit valider une analyse de rentabilisation du biocarbone en étudiant les systèmes, la technologie et les débouchés pour ce carburant de remplacement. L’Institut international du développement durable (IIDD), dont le siège social est à Winnipeg, poursuit également des recherches sur la production de biocarbone à partir de biomasse de massettes.
6. Résultats - Composante supplémentaire de collectivité éloignée :
Le bâtiment hébergeant le système de gazéification BioMax 100 à la pépinière Pineland Forest Nursery
Les collectivités éloignées qui dépendent du carburant diesel pour produire chaleur et électricité sont actuellement le point de mire pour l’application des technologies d’énergie propre et renouvelable, principalement en raison du coût élevé de l’énergie dans ces collectivités. Toutefois, le déploiement de projets de production d’électricité dans les collectivités nordiques éloignées du Canada présente d’importantes difficultés. Au Manitoba, par exemple, on a besoin de communications et d’approbations de plusieurs organismes différents, comme le chef et le conseil de bande locaux, Affaires autochtones et Développement du Nord Canada et Manitoba Hydro. En outre, les projets d’immobilisation doivent être inclus dans un plan d’immobilisation quinquennal pour les collectivités. De plus, les collectivités éloignées ont des limites quant à la disponibilité de main-d’œuvre qualifiée, de l’équipement de construction et des matériaux et aux heures d’accès. Ces facteurs font augmenter considérablement les coûts et les échéanciers. Des difficultés étaient, en partie, les principales raisons pour lesquelles Manitoba Hydro a décidé d’ajouter une sixième composante au projet de démonstration.
Pour cette composante supplémentaire, Manitoba Hydro a entrepris de démontrer et d’évaluer une option technologique à la production d’électricité alimentée au diesel, qui convienne au déploiement dans les collectivités nordiques éloignées du Canada. Trois technologies de production combinée électricité-chaleur de remplacement ont été évaluées aux fins de déploiement : l’huile pyrolytique, le CRCO à chaleur résiduelle et la gazéification de la biomasse pour la production de gaz de synthèse. Ces technologies présentent toutes le potentiel de bien s’intégrer avec les systèmes de production d’énergie par moteur diesel. Toutefois, les moteurs alternatifs alimentés à l’huile pyrolytique en sont encore à l’étape de la R-D. Les technologies de CRCO conviendraient au déploiement dans les collectivités éloignées, mais ont un potentiel de remplacement du carburant diesel plus limité que l’huile pyrolytique et le gaz de synthèse. Le système de gazéification BioMax100 est complexe et son nombre limité d’installations commerciales à ce jour pourrait en interdire l’application pour le moment; toutefois, sa conception modulaire et portable et le raffinement constant de son équipement offrent un bon potentiel d’application future.
Le système BioMax100 (comme celui installé chez Pineland Forest Nursery dans le cadre de la composante de démonstration de gaz de synthèse) a donc été choisi pour simuler le fonctionnement dans une collectivité nordique éloignée. Un nouveau système de traitement du carbonisat et de la cendre a été conçu et installé pour fournir une capacité suffisante pour traiter le carbonisat et la cendre produits par le gazéifieur pendant une période de 48 heures. Cela a été fait pour améliorer les temps de fonctionnement continu sans supervision et éliminer le besoin d’un exploitant de nuit. Des épinettes noires de petit diamètre semblables à celles que l’on trouve dans le Nord du Manitoba ont été récoltées, réduites en copeaux et livrées à Pineland aux fins d’essai dans le système BioMax100. Un exploitant possédant des compétences et des antécédents semblables à ceux d’une personne issue d’une collectivité nordique éloignée a en outre été embauché pour faire fonctionner le système. On a déterminé que le système BioMax 100 n’est pas assez fiable pour être déployé dans une collectivité éloignée pour le moment.
Avantages pour le Canada :
L’impact du coût élevé de l’énergie dans les collectivités éloignées du Canada est important. D’autres sources renouvelables d’électricité et de chaleur pour ces collectivités amélioreront considérablement la situation sociale et économique de ces collectivités et réduira leur empreinte de carbone.
Prochaines étapes :
Cette composante se poursuivra pendant 12 mois après la fin du projet. Le système sera mis en fonction et des données sur les activités opérationnelles, le coût du carburant et la production d’électricité et de chaleur seront recueillies tout au long de la période de 12 mois.
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