Dans l’éventail des énergies renouvelables qui émergent en réponse au défi du changement climatique et face à l’épuisement des sources d’énergie conventionnelle, la valorisation du biogaz occupe une place de choix.
| Lexique | |
| Biogaz | Gaz brut composé essentiellement de méthane (CH4) et de gaz carbonique (CO2) produit par décomposition anaérobie (privé d’oxygène) de matières organiques. |
| Matières résiduelles |
Toute matière ou objet périmés ou non, ayant été rejetés par les ménages, industries, commerces et institutions (syn. : déchets). |
| Matière organique |
Une matière qui provient d’organismes vivants, lesquels contiennent de grandes quantités de carbone (ex. : déchets de tables, déchets agricoles et agroalimentaires). |
| Biométhanisation
(ou méthanisation |
Processus biologique de décomposition de la matière organique en l’absence d’oxygène qui produit du biogaz. |
| Biométhane |
Biogaz traité et épuré qui a des caractéristiques comparables à celles du gaz naturel (composition et valeur calorifique). |
| Gazéification | Réaction thermochimique à des températures élevées (environ 705°C) permettant de convertir la biomasse en un gaz de synthèse : monoxyde de carbone (CO) et hydrogène (H2). |
| Méthanation | Conversion catalytique du gaz de synthèse en méthane (CH4). |
Biogaz et biométhane
La valorisation énergétique des matières résiduelles organiques est un processus de récupération d’énergie sous forme de méthane. Celui-ci peut ainsi être injecté dans le réseau gazier, permettant de chauffer des bâtiments ou d’alimenter des parcs de véhicules fonctionnant au gaz naturel.
De plus, une autre source de méthane présentant des potentiels plus importants, pointe à l’horizon. Il s’agit de la conversion des résidus de bois par gazéification et méthanation.
Industrie du gaz et biométhane
Les similitudes entre le biométhane et le gaz naturel ont incité l’industrie gazière à investir dans les projets de développement de cette filière naissante. Le réseau gazier offre les avantages suivants :
- La production du biogaz se fait rarement près du client consommateur.
- Le réseau gazier sert de réservoir et permet une gestion des approvisionnements, une meilleure valorisation du biométhane, donc de meilleurs revenus pour le producteur.
- Aucune modification de l’équipement de combustion qui fonctionne au gaz naturel n’est requise pour qu’il soit en mesure de consommer du biométhane.
Évolution de l’injection de biométhane en Europe
Le développement technologique, la volonté des instances gouvernementales et l’implication des sociétés gazières ont permis une croissance remarquable de l’industrie du biométhane durant la dernière décennie. La production et la distribution du bio-méthane se résume en six étapes illustrées à la figure 1.
Figure 1 – Étapes de production et de distribution du biométhane
Développement technologique
Le biogaz non raffiné contient, en plus du méthane, d’autres substances qui sont éliminées lors des procédés de nettoyage et de raffinage. Une des compositions possibles d’un biogaz susceptible d’être raffiné est présentée dans le tableau suivant :
| Composition typique | |
| Méthane (CH4) |
50-75% |
| Dioxyde de carbone (CO2) |
25-50% |
| Azote (N2) |
0-10% |
| Eau (H2O) |
0-5% |
| Oxygène (O2) |
0-2% |
| Sulfure d’hydrogène (H2S) |
0-0,1% |
|
Autres : HAP, siloxanes, poussière… |
< 0,1% |
Actuellement, les technologies de raffinage du biogaz permettent d’avoir un produit assez concentré en méthane après élimination des impuretés. Sa composition typique est présentée dans l’exemple suivant :
| Composition typique | |
| Méthane (CH4) |
> 96% |
| Dioxyde de carbone (CO2) |
< 2% |
| Azote (N2) |
< 3% |
| Eau (H2O) |
Point de rosée en bas de –10°C |
| Sulfure d’hydrogène (H2S) |
< 5 ppm |
| Tout autre contaminant réduit à l’état de trace, ou non détectable | |
Afin de choisir la technologie de raffinage la plus appropriée (adsorption PSA, lavage, membranes ou cryogénie), on doit surtout considérer la consommation énergétique, le taux de récupération du méthane et la facilité d’opération.
Potentiel et perspectives
Le contexte énergétique actuel du Québec est caractérisé par les éléments suivants :
- Désir d’indépendance par rapport au pétrole;
- Volonté d’introduire un contenu renouvelable dans les carburants;
- Objectif de réduire les émissions de GES du secteur du transport;
- Diversification de l’industrie forestière.
Le gaz naturel renouvelable (c.-à-d. les gaz produits par méthanation et par méthanisation) apparaît comme la filière appropriée pour relever le défi.
Il y a potentiellement environ 1 milliard de mètres cubes de biométhane à récupérer annuellement au Québec, et cinq fois plus si la filière de méthanation progresse comme prévu.
Plusieurs municipalités du Québec ont des projets en collaboration avec Gaz Métro. Une tonne de matières résiduelles peut générer 50 m3 de méthane. Par exemple, une municipalité de taille moyenne peut produire jusqu’à 5 millions de mètres cubes, un niveau bien au-dessus du seuil de rentabilité, avec l’éventail des technologies disponibles aujourd’hui.
Par ailleurs, il est évident que les normes et codes qui s’appliquent actuellement au gaz naturel doivent aussi l’être pour le gaz naturel renouvelable : CSA B149.1 (combustion), CSA Z662 (intégrité des conduites), en plus de CSA B149.6 (à paraître) pour les installations de méthanisation.
Éléments clés
- Prendre conscience des leçons du passé et du progrès réalisé : ce ne sont plus les techniques d’il y a 30 ans.
- C’est une énergie renouvelable dont la production (et bien souvent la consommation) est locale. Elle offre donc plusieurs occasions de la valoriser au bénéfice de la communauté.
- Il y a un contrôle de la qualité à mettre sur pied sur toute la chaîne d’approvisionnement.
- Potentiel de valorisation diversifié et donc demande provenant de plusieurs secteurs, incluant celui du transport.
- Potentiel de développement dans les domaines de la réglementation et de la normalisation.
Abdelhaq El Ouardi, ing.
Groupe DATECH
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