Contexte
La région de Waterloo, dans le sud de l’Ontario, traite ses eaux usées dans plusieurs usines, dont les trois plus grandes sont celles de Waterloo, de Kitchener et de Galt. Celles-ci produisent de 13 000 à 22 200 mètres cubes de biogaz riche en méthane par jour (ce qui équivaut à l’empreinte carbone de 2 700 personnes) en tant que sous-produit de transformation. Elles utilisent une partie de ce biogaz pour produire de la chaleur pour leur propre usage, tout en brûlant les surplus de biogaz et en achetant de l’électricité du réseau pour répondre à leurs besoins énergétiques.
On s’attend à ce que la quantité d’eaux usées augmente à mesure que croît la population de la région, ce qui entraînera une consommation accrue d’électricité et la multiplication des émissions créées par le torchage du biogaz. Voilà qui va à l’encontre du mandat de la région d’améliorer la qualité de l’air, de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de produire et d’utiliser de l’énergie renouvelable. Les coûts d’électricité en Ontario devraient également connaître une hausse, ce qui fera grimper les coûts municipaux. La région a vu dans ces projections une occasion de moderniser l’infrastructure des installations conformément aux objectifs liés aux changements climatiques et de faciliter la transition vers un avenir carboneutre.
Objectifs du projet
La région voulait réduire ses coûts d’électricité et éliminer le torchage du biogaz en construisant des installations de cogénération à double combustible (biogaz et gaz naturel) dans les trois usines de traitement des eaux usées. Ces installations utiliseraient 100 % de leur biogaz et réduiraient les émissions.
Approche
Au cours des phases de planification du projet, les responsables ont estimé la croissance de la population (et l’augmentation correspondante des quantités d’eaux usées) et déterminé comment cela influerait sur les capacités des usines et les besoins en électricité et en chaleur. Selon la modélisation, même si les installations de cogénération devaient initialement utiliser le gaz naturel comme supplément, la proportion de gaz naturel nécessaire diminuerait à mesure que des eaux usées supplémentaires et, par conséquent, du biogaz, deviendraient disponibles.
L’un des principaux objectifs consistait à coordonner la capacité des installations avec la croissance de la population pendant la durée de vie estimée de l’équipement, soit 20 ans, plutôt qu’à faire correspondre leur capacité à la disponibilité actuelle du biogaz. Cela permettrait de maximiser l’utilisation de ce dernier et de réduire les émissions.
Après avoir consulté les membres de la collectivité et d’autres groupes d’intérêt, la région a conçu et mis sur pied le projet. Les installations de cogénération ont été achevées et mises en service en 2022.
Résultats
À la fin du projet, la région a commencé à surveiller et à optimiser le rendement. Tout le biogaz a été détourné vers le nouveau système, ce qui a permis aux installations d’éliminer cette source d’émissions tout en générant de l’électricité et de la chaleur. Le résultat? Des économies annuelles de 1,5 million de dollars et d’environ 1 900 tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (t d’éq. CO2). Au cours de la durée de vie de 20 ans des installations, la région prévoit des économies nettes globales de plus de 16 millions de dollars et de 38 000 t d’éq. CO2.
Par ailleurs, le projet a remporté le Prix d’excellence 2022 aux Prix canadiens du génie-conseil.
Leçons apprises
Cette initiative était très complexe sur les plans technique et contractuel. En confiant les trois installations à un seul entrepreneur, la région a pu réaliser des gains d’efficacité et apprendre tout au long du processus de développement. Par exemple, l’effectif était redirigé d’un emplacement à l’autre, au besoin, ce qui a permis de limiter les temps d’arrêt.
Comme ce projet touchait plusieurs installations, il a également fallu collaborer avec plusieurs entreprises de distribution d’électricité. Mais pour éviter les retards, il aurait d’abord fallu comprendre les différences entre les diverses exigences de raccordement locales et entre les processus d’approbation.
Le personnel d’exploitation aurait pu plus facilement résoudre les problèmes et obtenir du soutien technique s’il avait été mieux informé au sujet de la façon dont les systèmes de conditionnement du gaz et de cogénération interagissent les uns avec les autres. La conclusion d’une entente de service à long terme avec le fournisseur de conditionnement du gaz, comme celle avec le fournisseur d’énergie de cogénération, pourrait aussi avoir été bénéfique.
Un certain degré de dépannage technique lié à l’efficacité thermique a été nécessaire au lancement du système, ce qui aurait pu être évité si on avait mieux compris au préalable la configuration des systèmes de traitement de l’eau chaude.
Prochaines étapes
Les installations sont maintenant en service et seront en mesure de s’adapter aux différents niveaux de biogaz au gré de la croissance de la population. Le besoin en gaz naturel diminuera également à mesure que la quantité de biogaz disponible augmentera, et pourrait même un jour disparaître.
Vous voulez découvrir tous les projets financés par le FMV? Consultez notre Base de données des projets approuvés pour obtenir une description détaillée des projets financés et inspirez-vous des projets d’autres municipalités de toutes tailles et de toutes les régions du Canada.
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