Durham, New Hampshire, États-Unis
Valorisation du gaz d’enfouissement
Campus de l’Université du New Hampshire
Détails du projet
Technologie : AMP à un étage
Mise en service : 2009
Source de biogaz : site d’enfouissement
Gaz d’enfouissement valorisé pour la cogénération (chaleur et électricité)
Caractéristiques techniques
Capacité : 4 825 Nm³/h / 3 000 SCFM
Composition du gaz brut : 51,6 % CH₄, 41,3 % CO₂, 6,4 % N₂, 100 % HR
Spécifications de conception GNR / biométhane : 85 % CH₄, 2 % CO₂
Consommation d’énergie de l’installation de valorisation :
0,42 à 0,48 kW/SCFM (0,26 à 0,30 kWh/Nm³) de biogaz brut
Au site d’enfouissement Turnkey de Waste Management, à Rochester (New Hampshire), les systèmes AMP à cycle rapide d’Ivys éliminent le CO₂ du gaz d’enfouissement afin de l’utiliser dans la centrale de cogénération de l’Université du New Hampshire, située à 12,7 milles (20,4 km). Le site fournit ainsi jusqu’à 85 % de l’électricité et de la chaleur du campus.
Le défi : remplacer le gaz naturel par du gaz d’enfouissement à l’échelle d’un campus
En 2006, l’Université du New Hampshire (UNH) a mis en service une nouvelle centrale de cogénération qui récupère la chaleur perdue lors de la production d’électricité pour chauffer les bâtiments du campus. Ses turbines étaient conçues pour brûler du gaz naturel commercial, et les coûts énergétiques de l’université avaient doublé en cinq ans.
À 12 milles (19 km) de là, le site d’enfouissement Turnkey de Waste Management produisait plus de gaz que ses propres centrales ne pouvaient en consommer. L’occasion était évidente : purifier le surplus de gaz d’enfouissement et l’acheminer jusqu’au campus. Le défi résidait dans la qualité du gaz. À l’état brut, celui de Turnkey ne contenait qu’environ 51,6 % de CH₄, contre 41,3 % de CO₂, 6,4 % de N₂ et 0,7 % d’O₂, et était saturé d’eau. Avec un pouvoir calorifique d’environ 530 BTU/pi³ (19,7 MJ/m³), il ne pouvait alimenter des turbines conçues pour fonctionner au gaz naturel.
La solution d’Ivys au site d’enfouissement Turnkey
En 2007, l’UNH a confié à SCS Energy la conception, la construction et l’exploitation d’une usine de traitement du gaz d’enfouissement sur le site. Pour l’étape d’élimination du CO₂, SCS a choisi QuestAir, dont la technologie AMP à vanne rotative et à cycle rapide a ensuite été intégrée à XEBEC, qui appartient aujourd’hui à Ivys.
L’usine épure le gaz en plusieurs étapes. Des soufflantes d’entrée et des refroidisseurs l’acheminent vers une étape d’élimination du H₂S, puis vers des compresseurs à vis noyée avec réfrigération. Une unité d’adsorption modulée en température (AMT) élimine les composés organiques volatils (COV) et les siloxanes. Enfin, la solution de valorisation élimine le CO₂, la vapeur d’eau et la plupart des autres gaz présents à l’état de traces.
Le produit contient environ 85 % de CH₄ et atteint environ 850 BTU/pi³ (31,6 MJ/m³), une valeur proche de celle du gaz naturel conforme aux spécifications des turbines du campus. Puisque le gaz alimente des turbines plutôt qu’un réseau de distribution, l’azote peut rester dans le produit, ce qui simplifie le procédé et augmente le taux de récupération du méthane.
Résultats : une source de carburant fiable pour un campus de 5 millions de pi²
Le gaz d’enfouissement alimente le campus depuis mai 2009. EcoLine™ fournit jusqu’à 85 % de l’électricité et de la chaleur nécessaires au campus de l’UNH, qui s’étend sur 5 millions de pi² (environ 464 000 m²). Une seconde turbine brûle le surplus de gaz afin de vendre de l’électricité au réseau de la Nouvelle-Angleterre.
L’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis a désigné le projet EcoLine™ comme projet de l’année du Landfill Methane Outreach Program (LMOP) et a rendu hommage à son équipe lors de la 13e conférence annuelle du LMOP, en janvier 2010. Selon l’EPA, la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) attribuable au projet équivaut à retirer environ 12 500 voitures de tourisme de la circulation chaque année.
Un mot de notre client
« L’une des clés du succès de l’usine de traitement du gaz que nous avons conçue pour ce projet a été la solution de valorisation du méthane fournie par Xebec. Non seulement le système de valorisation a été facile à installer et à intégrer, mais il s’est révélé extrêmement fiable : l’ensemble du système peut traiter 5 500 pi³ standard par minute (environ 8 800 Nm³/h) de gaz d’enfouissement sans interrompre la production d’électricité. Il assure vraiment une exploitation sans souci au personnel des installations de l’université. »
– Jeffrey L. Pierce, P.E., vice-président, SCS Energy
« C’est un grand honneur de recevoir ce prix de l’EPA, et nous sommes heureux de partager cette reconnaissance avec les nombreux membres de l’équipe, comme Xebec Adsorption, qui nous ont aidés à obtenir les résultats environnementaux et énergétiques que nous avons réalisés avec EcoLine™. »
Pourquoi c’est important pour les exploitants de sites d’enfouissement
- Un important consommateur régulier de gaz : une conduite dédiée transforme le surplus de gaz d’enfouissement en approvisionnement garanti par un contrat à long terme.
- Éprouvé à grande échelle : l’usine traite 5 500 SCFM (environ 8 800 Nm³/h) de gaz d’enfouissement sans interrompre la production d’électricité.
- Une purification adaptée : le système AMP ajuste la qualité du gaz aux besoins de son utilisation finale, soit ici environ 85 % de CH₄ pour les turbines.
- Interventions minimales : le système a été facile à installer et à intégrer, et nécessite peu d’intervention de la part de l’exploitant.
- Des résultats reconnus : projet de l’année du LMOP de l’EPA.
