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Choisir la cheminée et la ventilation de la chaufferie

Étanchéité et alimentation en air

Distinction entre chaudières étanches (figures du bas) et non-étanches (figures du haut) ainsi que des chaudières à tirage naturel (figures de gauche) et à tirage forcé (figure de droite)

Étanchéité de la chaudière

On distingue les chaudières étanches et non-étanches. Les chaudières étanches ont des circuits de combustion étanches par rapport à l’enveloppe du bâtiment. Elles tirent leur air de combustion de l’environnement extérieur. À l’opposé, la chaudière non-étanche soutire son air de combustion de la pièce dans laquelle elle est installée. Cette distinction a une influence sur la stratégie de ventilation du local de chauffe. De manière générale, la ventilation a pour objectif de maintenir la température du local en-dessous d’un certain seuil (typiquement 40°C). En effet, la chaudière ainsi que les circuits hydrauliques associés sont sujet à des pertes de chaleur. Le but de ventilation est alors d’évacuer ces pertes. Dans le cas d’une chaudière non-étanche, la ventilation du local doit aussi amener l’air nécessaire pour une combustion correcte dans l’appareil. Cela aboutit à un dimensionnement différent, essentiellement en ce qui concerne l’amenée d’air neuf dans le local de chauffe.

Tirage naturel ou forcé

Une seconde distinction concerne la force motrice qui assure le mouvement des gaz dans le circuit de combustion. On trouve, d’une part, les chaudières munies d’un ventilateur. Si celui-ci est suffisamment puissant, il assurera la majeur partie du travail pour amener l’air neuf à la chaudière et pour évacuer les fumées. On parle alors de tirage forcé. D’autre part, on a les chaudières travaillant essentiellement par tirage naturel. En effet, l’air contenu dans la cheminée a une température plus élevée que la température ambiante si bien que la densité de l’air dans cette cheminée est plus faible. Du coup, cette colonne d’air a tendance à s’élever tout en appelant de l’air frais vers l’appareil de combustion. De nouveau, cette distinction entre mode de fonctionnement conditionne le dimensionnement de la cheminée. Dans le cas du tirage naturel, celle-ci doit être dimensionnée de manière rigoureuse pour assurer une évacuation correcte des produits de combustion et amener une quantité suffisante d’air neuf à l’appareil et donc garantir une bonne combustion.

Cheminée

Le rôle de la cheminée est d’évacuer les gaz de combustion. Ces gaz contiennent principalement du CO₂ et de l’eau mais aussi des composants toxiques comme le CO ou des oxydes d’azote (NOx).

Une mauvaise cheminée peut donc être dangereuse pour les occupants ou se détériorer sous l’effet de la condensation des fumées. Elle peut également perturber les performances de la chaudière, en tout cas pour les chaudières en dépression.

Le conduit de cheminée doit respecter 4 critères :

être bien dimensionné,
avoir le tracé le plus rectiligne possible,
avoir un débouché à l’abri des perturbations du vent,
avoir une faible inertie thermique et une bonne isolation.

Dans le cas des chaudières étanches, les conduits d’évacuation sont considérés comme faisant partie intégrante de la chaudière si bien que le couple chaudière et circuit a été conçu par le fabricant. Il faut se référer à ses spécifications pour garantir un fonctionnement correct de l’installation. Dans les cas des chaudières non-étanches, on doit les raccorder à un circuit d’évacuation qui doit être correctement dimensionné.

Dimensionnement de la cheminée

Le dimensionnement du conduit d’évacuation diffère selon que la chaudière est dotée d’une chambre de combustion non-étanche (ouverte) ou étanche.

Dimensionnement pour chaudières étanches

Dans le cas des chaudières étanches, les conduits d’évacuation sont considérés comme faisant partie intégrante de la chaudière si bien que le couple chaudière et circuit a été conçu par le fabricant. Il faut se référer à ses spécifications pour garantir un fonctionnement correct de l’installation.

Dimensionnement pour chaudières non-étanches

Dans les cas des chaudières non-étanches, il faut les raccorder à un circuit d’évacuation qui doit être correctement dimensionné. La chaudière ne peut fonctionner correctement sans cette cheminée adaptée. C’est pourquoi, la cheminée doit être choisie en fonction de la chaudière et non l’inverse.

Par exemple, une chaudière avec un ventilateur suffisamment puissant ne nécessite pas systématiquement un tirage naturel pour assurer la bonne évacuation des fumées. Dans ce cas de figure, le conduit d’évacuation peut être relativement court. En effet, dans le cas des chaudières où le tirage naturel joue un rôle prépondérant, la longueur de la cheminée doit être suffisamment longue pour assurer le tirage souhaité. À l’opposé, ce conduit ne doit pas être trop long si on veut éviter la condensation et ses désagréments. On l’aura compris, dimensionner un cheminée est question de spécialiste qui mérite un traitement rigoureux.

En outre, on distingue les foyers dits « pressurisés » et les foyers « à dépression ». La situation est encore différente avec une chaudière gaz atmosphérique. La puissance de la chaudière joue également un rôle important puisqu’elle conditionne le volume de gaz à évacuer. Cela est d’ailleurs une donnée importante en rénovation.

Exemple pour une chaudière à tirage naturel :

On remplace une ancienne chaudière à foyer en dépression (à tirage naturel) dont la température de fumée ne descendait pas en dessous de 220°C, par une chaudière à foyer en surpression (à tirage naturel) dont la température de fumée est de l’ordre de 160°C. De plus, le surdimensionnement de l’ancienne installation a été réduit. On est ainsi passé d’une puissance de 500 kW a une puissance de 300 kW.

Suivant la norme NBN B61-001, l’ancienne chaudière demandait une cheminée (pour une hauteur de 18 m) d’un diamètre de 48 cm. La nouvelle chaudière ne demande plus qu’un diamètre de 24 cm.

Si on raccorde la chaudière de 300 kW au conduit existant, la surface déperditive du conduit devient trop importante pour la masse plus réduite des fumées. Les risques de condensation sont alors importants. Le refroidissement des fumées le long du conduit peut également être tel qu’il réduit dangereusement le tirage.

Les mauvaises réactions, face à cette situation visent à tenter d’augmenter la température des fumées à la sortie de la chaudière :

enlever certains turbulateurs situés dans les tubes de l’échangeur pour accélérer les fumées dans la chaudière et diminuer l’échange de chaleur dans celle-ci,
modifier le réglage ou la régulation du brûleur (par exemple en « pontant » la première allure).

Cela a évidemment pour conséquence de diminuer le rendement de la nouvelle chaudière.

Le bon réflexe est d’accompagner le remplacement de la chaudière d’une modification de la section du conduit de fumée, par exemple, grâce à un tubage du conduit existant.

Dimensionnement pour chaudières non-étanches à tirage naturel

De manière générale, la section des conduits d’évacuation des chaudières à tirage naturel peut être évaluée au moyen d’abaques qui tiennent compte :

du type de chaudière,
de la hauteur de la cheminée,
de la puissance de la chaudière,
de la température des fumées à la sortie de la chaudière.

En fait le calcul d’une cheminée dépend d’autres paramètres comme :

la longueur du conduit de raccordement,
la hauteur de la cheminée,
la hauteur du conduit de raccordement,
les résistances locales comme les coudes, les tés, le couronnement de cheminée, …
la nature de la surface du conduit,
l’isolation du conduit,
l’inertie thermique du conduit,
le type de chaudière,
la puissance de la chaudière,
le rendement de combustion,
le taux de CO2 compris dans les fumées,
la température des gaz de combustion.

Lorsque les conditions réelles de fonctionnement s’écartent des conditions d’établissement des abaques, il faut procéder à un calcul plus précis. Pour simplifier celui-ci, les fabricants de cheminées ont établi des tableaux et graphiques relatifs à leur produit, en fonction des types de chaudière et des conditions de fonctionnement les plus courantes. Les abaques repris dans les normes peuvent cependant donner des ordres de grandeur de contrôle permettant d’éviter un surdimensionnement excessif.

Tracé de la cheminée

Coudes et changements de section

Quelque soit la force qui assure l’évacuation des fumées, c’est-à-dire un ventilateur et/ou le tirage naturel, l’objectif est d’atteindre le débit nominal d’échappement en vainquant les forces de frottement du conduit (les pertes de charge). Il faut donc veiller à ce que le circuit d’évacuation des fumées aie des pertes de charge compatibles avec la force motrice disponible.

Dans le cas du tirage naturel, la force dépend essentiellement de la hauteur de la cheminée et de la température des fumées : plus la température est élevée et la cheminée haute, plus le tirage est important (sans arriver pour autant à la condensation). Comme on souhaite travailler avec la température de fumées la plus basse et une cheminée la moins haute possible, on comprend que le tirage naturel est limité. Il est dès lors vital de limiter les frottements (les pertes de charge) au sein du conduit d’évacuation. On comprend aisément que la rugosité, les coudes dans le conduit vont créer des frottements complémentaires qui sont autant d’entraves au tirage. Il en va de même pour les changements de section ou de forme (comme le passage d’une section carrée à une percée de toit ronde). Pour que les changements de section et de forme ne présentent quasi pas de perte de charge, il faut ceux-ci se fassent progressivement sous en angle de 15°C. Idéalement, les virages devraient s’exécuter avec des coudes de 15°. Les coudes jusqu’à 30°C présentent des résistances encore tolérables.

Dans le cas du tirage forcé, c’est le ventilateur qui principalement assure le débit d’évacuation. Sur base des caractéristiques de ce ventilateur, on peut connaître les pertes par frottement qu’il est capable de vaincre. Typiquement, le constructeur peut donner la longueur maximale du conduit qu’il est possible de placer en aval de la chaudière ainsi que le nombre de coudes. Ces coudes peuvent avoir des angles très élevés, voire même des angles droits. Spatialement parlant, les conduits des chaudières à tirage forcé sont plus faciles à intégrer que leur homologues à tirage naturel.

Raccordement de la chaudière

Le conduit de raccordement joint le bord externe du conduit de sortie de l’appareil de combustion au conduit d’évacuation.

Dans le cas où le tirage naturel joue un rôle important dans l’évacuation des fumées, le conduit de raccordement doit aussi assurer son rôle ou du moins, ne pas perturber ce processus.
À cette fin, le raccordement de la chaudière à la cheminée ne devrait pas présenter de contre-pente, voire idéalement ne pas se faire suivant un conduit horizontal mais plutôt au moyen d’un conduit ascendant. Typique, on prescrit une pente de 45°C, surtout si la cheminée est peu élevée.

Débouché de la cheminée

De nouveau, on fait la distinction entre tirage naturel et forcé.

Dans le cas du tirage naturel, les conditions météorologiques extérieures ont une influence sur ce tirage. On pense à la température mais aussi aux variations de pression statique induites par le vent. En l’absence d’obstacles, le vent induit une dépression au niveau du débouché de cheminée par effet Venturi et ce, même en l’absence de combustion. Si cette dépression n’est pas trop importante, elle contribue favorablement au tirage. En présence d’obstacles, par exemple à proximité du bâtiment, l’écoulement autour de ceux-ci peut engendrer des dépressions ou surpressions locales (suivant l’orientation du vent). Les surpressions peuvent réduire le tirage voire engendrer du refoulement. Il faut donc veiller à ce que le débouché de cheminée se trouve hors de la zone d’influence des différents obstacles. Par obstacle, on entend le bâtiment lui-même voire un bâtiment voisin. C’est pourquoi les normes NBN B61-001 et NBN B61-002 définissent des zones d’emplacement autorisées des débouchés de cheminées par rapport aux bâtiments et autres obstacles voisins.

De manière générale, le débouchés ne peuvent gêner les constructions voisines ou se trouver dans une zone inaccessible au personnel d’entretien ou aux pompiers. Si le fonctionnement de la cheminée ne doit pas être perturbé par son environnement (essentiellement, le vent), la cheminée ne peut elle non plus perturber son environnement. En effet, elle rejette des produits de combustion qui doivent être suffisamment dilués avant de rencontrer des ouvertures de bâtiments.

Forme de la cheminée

Toujours dans l’optique de contrôler le tirage, la cheminée idéale est ronde. C’est ainsi que pour une section donnée, la surface de paroi et donc les frottements sont les moindres. Les pertes de chaleur sont également les plus faibles. Une section carrée avec coins arrondis convient aussi.

Isolation de la cheminée et inertie thermique

Plus la cheminée est haute, plus il est important de l’isoler, afin d’éviter que les gaz de combustion ne se refroidissent trop, risquant de provoquer de la condensation non prévue. En effet, à partir de 70°C, le souffre contenu dans les combustibles (principalement de fuel) se transforme en acide liquide. Dans le cas du tirage naturel, un refroidissement risquerait de réduire significativement ce tirage. La résistance thermique minimale est 0.75 m².K/W pour la norme NBN B61-001 et de 0.4 m².K/W pour la norme NBN B61-002, plus récente.

Les produits isolants choisis doivent résister à des températures élevées (en cas de dérèglement de la chaudière), être imputrescibles et ne peuvent pas se tasser (les isolants en « vrac » sont interdits). Notons que l’isolation du conduit de cheminée limite également les nuisances sonores.

Plus la cheminée est chaude, plus le tirage est important et moins les fumées se refroidissent. Ainsi, plus le conduit de cheminée a une inertie thermique importante, plus le temps nécessaire pour parvenir au tirage maximal est long. On choisira donc de préférence un conduit de cheminée dont la paroi intérieure est légère (avec bien entendu la résistance mécanique requis

Matériaux

Différents matériaux peuvent être utilisés pour réaliser un conduit de cheminée :

les boisseaux en terre cuite ou en béton,
les conduits en inox, c’est-à-dire en acier inoxydable,
les conduits en aluminium,
les conduits en matériau synthétique (Polyvinyldène Fluoride, PVDF, et Polypropylène, PP).

Les caractéristiques des produits de combustion des chaudières de chauffage central déterminent le choix du conduit de raccordement et d’évacuation. Il s’agit :

de la température des fumées,
de leur composition chimique,
du risque de la formation de condensation,
de la présence de suie,
du niveau de pression.

Des normes européennes (NBN EN 1443 et 1856-1) permettent de classifier les conduits suivant leur résistance à ces différentes caractéristiques. Ces classes, complétées d’information concernant l’épaisseur minimale de paroi, le débit de fuite maximal admis et les exigences de sécurité incendie, offrent la possibilité de faire le choix parfait pour les conduits de raccordement et d’évacuation à utiliser.

Exemple de marquage de conduit d’évacuation métallique : différentes « classe » par caractéristiques étudiées (classe de température, de résistance aux condensats, etc.).

Bien évidemment, ces caractéristiques des produits de combustion sont influencée par le type de combustible et le type de chaudière (par exemple, avec ou sans condensation).

Boisseaux en terre cuite et en béton.

Cheminée en inox double paroi et en PVDF.

Pour les conduits métalliques ou synthétiques, on parle de « système », c’est-à-dire que le conduit de raccordement, le conduit vertical et le débouché forment un ensemble constitué du même matériau. Le fonctionnement de ce système est de la responsabilité du fabricant de conduit. Le premier avantage de ces systèmes est la facilité de dimensionnement : chaque fabricant dispose d’abaques permettant de choisir le diamètre le plus approprié à la chaudière choisie.

Quelques remarques :

Différentes variantes d’acier inoxydables existent. Suivant ces différences de composition, ils peuvent être mis en œuvre avec différents types de chaudière. À titre d’exemple, l’acier ANSI 316 est interdit pour les chaudières fuel à condensation et pour les chaudières à combustible solide. L’acier ANSI 904L peut quant à lui être appliqué à tout type de chaudière.

Les conduits en aluminium ne conviennent que pour les chaudières au gaz.

Les conduits en matière synthétique ne peuvent être utilisés que si les températures des fumées ne dépassent jamais 80°C, typiquement pour des chaudières à condensation. Une protection doit garantir que cette température maximale ne sera pas dépassée (par exemple, un thermostat de sécurité). Les conduits synthétiques doivent quant à eux pouvoir tenir jusqu’à une température de 120° (correspond à la classe de température T120).

Régulation du tirage

Comme le tirage naturel dans la cheminée peut fortement influencer le rendement de combustion et que ce tirage est lui-même influencé par les conditions atmosphériques (température de l’air extérieur, vent), il faut équiper une cheminée d’un régulateur de tirage. Remarquons que les chaudières gaz atmosphériques sont, quant à elles, d’office équipées d’un coupe-tirage intégré qui remplit les mêmes fonctions que le régulateur de tirage. De manière générale, on ne place pas un régulateur de tirage si la chaudière est déjà équipée d’un coupe-tirage.

Régulateur (ou stabilisateur) de tirage.

Évaluer

Pour en savoir plus sur l’impact du tirage sur le
rendement de combustion.

Le régulateur de tirage présente également d’autres intérêts :

1. Les brûleurs pulsés actuels (gaz ou fuel) sont équipés d’un clapet d’air qui se referme automatiquement à l’arrêt. Il n’y a donc plus de ventilation du conduit de cheminée quand la chaudière est arrêtée (pertes par balayage). La cheminée reste donc humide (condensation des fumées, pénétration d’eau de pluie). A l’arrêt, le régulateur de tirage maintiendra une certaine ouverture et une ventilation permanente de la cheminée par l’air de la chaufferie, permettant au conduit de sécher.
2. Lorsque le clapet est ouvert, le mélange de l’air de la chaufferie et des fumées diminue la concentration en vapeur d’eau des fumées et diminue la température de rosée et donc les risques de condensation.

Nombre de conduits

Selon la norme NBN B61-001 et NBN B61-002, il y a lieu de prévoir un conduit par chaudière. C’est la règle générale qu’il faut retenir.

Il existe néanmoins deux exceptions qui s’applique aux chaudières atmosphériques à tirage naturel :

Premièrement, on peut utiliser des conduits collectifs pour des chaudières gaz atmosphériques si les dispositions locales ne permettent pas de disposer d’un conduit individuel. Dans ces cas, il faut se référer à la norme NBN D51-003 qui mentionne notamment que plusieurs chaudières peuvent être raccordées sur une même cheminée.

Notons que pour y voir plus clair, l’ARGB a édité un cahier des charges « Exigences pour les ensembles composés de chaudières en batterie et fonctionnant en cascade » qui permet de définir les critères à respecter en matière d’évacuation des produits de combustion. Pour le lecteur intéressé, l’ARGB a également édité un dossier technique « Installations alimentées en gaz combustible plus léger que l’air, distribué par canalisations » (février 2000), qui permet de s’y retrouver dans les méandres de la norme NBN D51-003 et de ses addenda 1 et 2.

Deuxièmement, dans le cas des chaudières non-étanches avec évacuation des produits de combustion par tirage naturel et de puissance inférieure à 70 kW, des chaudières de même type, montées en batterie et installées dans un même espace, peuvent être assimilées à une chaudière unique pour autant que :

les chaudières font partie d’un ensemble prévu pour fonctionner comme une seule unité (chaudières en cascade),

les chaudières sont équipées d’un collecteur de fumées spécialement conçu par le fabricant qui assure une évacuation correcte des produits de combustion et une combustion optimale dans n’importe quelle condition de fonctionnement,

le bon fonctionnement de l’ensemble a été contrôlé en laboratoire et certifié,

la puissance de démarrage à froid est, de minimum, 25 % de la puissance utile de l’ensemble des chaudières.

Il est en tout cas défendu de raccorder sur un même conduit, une chaudière gaz atmosphérique et une chaudière à brûleur pulsé.

Cas particulier des chaudières à condensation

Les produits de combustion issus d’une chaudière à condensation sont saturés en vapeur d’eau dont une partie va se condenser sur les parois de la cheminée. Cela exclut une évacuation par une cheminée traditionnelle en maçonnerie, car l’humidité provoquerait de graves dommages au bâtiment.

Les solutions possibles sont :

La cheminée étanche à l’humidité, en acier inoxydable ou en matériau synthétique. Elle permet de maintenir une température inférieure au point de rosée sans que l’humidité ne la traverse et attaque la maçonnerie. Fonctionnant en surpression, elle est aussi étanche aux produits de combustion.

Le tubage, qui s’applique à une cheminée ancienne, doit être étanche, résistant à la corrosion et installé dans une cheminée. Le tubage doit pouvoir fonctionner en surpression dans toute sa longueur.

La cheminée en boisseaux pour peu qu’elle possède un agrément technique ATG pour fonctionner avec une chaudière à condensation.

En principe, dans une chaudière à condensation la température des fumées est supérieure à la température de l’eau entrant dans la chaudière d’environ 5°C. La température des fumées ne peut donc jamais dépasser 80°C (selon la norme NBN B61-002). Cependant pour pallier à un défaut de la régulation de cette dernière, un thermostat de sécurité coupant la chaudière si la température des fumées dépasse 120°C doit être prévu dans les raccordements vers la cheminée en matériau synthétique.

Il est important aussi de signaler que l’on ne peut raccorder sur un même conduit de cheminée, une chaudière traditionnelle et une chaudière à condensation.

Évacuation des condensats avec une chaudière à condensation : NIT 235 du CSTC

Une chaudière installée dans une maison unifamiliale moyenne produit approximativement 500 à 2000 litres de condensat par an. Il s’agit de rejets acides avec un pH compris entre 2 et 4 dans le cas du mazout pauvre en soufre (mazout extra) et entre 4 à 5 dans le cas du gaz naturel. Il est donc important que les matériaux qui entrent en contact avec les condensats présentent une bonne résistance à la corrosion : matières synthétiques, grès, fonte …

Il est vivement déconseillé d’évacuer les condensats sur des toitures comportant des éléments métalliques (couverture, avaloirs, gouttières, conduits d’évacuation, …) ou de les mettre en contact avec des matériaux de construction pierreux traditionnels ou des produits à base de ciment (tuyaux en fibres-ciment, par exemple).

A l’heure actuelle, il n’existe en Belgique aucune prescription spécifique applicable à l’évacuation de ces condensats acides. Il est conseillé de ne pas déversé ces condensats directement mais de les mélanger préalablement avec les eaux usées domestiques qui sont de nature plutôt basique (produits de nettoyage), donc apte à neutraliser l’acidité. Si l’on ne parvient pas à ramener le pH à un minimum de 6.5, il est alors recommandé de réaliser un traitement des condensats pour les neutraliser.

Si la chaudière à condensation fonctionne au mazout, il y a lieu de disposer, en amont du système neutralisant éventuel, un filtre à charbon actif dans le but de débarrasser l’effluent des dérivés huileux.

Remplacement de chaudière et adaptation de la cheminée

Le remplacement d’une ancienne chaudière s’accompagne presqu’inévitablement d’une diminution du débit et de la température des fumées à évacuer. En effet :

la puissance de la chaudière est revue à la baisse (souvent fortement),
l’échange de chaleur entre les fumées et l’eau est optimalisé dans la chaudière.

Suivant les prescriptions reprises ci-dessus, cela devrait nécessiter une modification de la section de la cheminée existante.

Dans tous les cas, si des condensations apparaissent dans le conduit de cheminée après la rénovation, il ne faut pas corriger le tir en détériorant les performances de la chaudière, c’est-à-dire :

en modifiant le réglage du brûleur pour augmenter la température des fumées (diminution du rendement de combustion),

en forçant l’ouverture du clapet d’air du brûleur à l’arrêt de la chaudière (augmentation des pertes à l’arrêt).

Deux solutions permettent de limiter les risques de condensation sans modifier la cheminée :

isoler le conduit de raccordement entre chaudière et la cheminée pour augmenter la température des fumées à l’entrée de la cheminée,

maintenir, à l’arrêt, l’ouverture du régulateur de tirage pour assurer une ventilation de la cheminée à l’arrêt. Notons que la présence d’un régulateur de tirage diminue, en soi, les risques de condensation car la dilution des fumées dans de l’air diminue le point de rosée.

Si ces deux solutions n’apportent pas de résultat, le tubage de la cheminée pour adapter celle-ci à la nouvelle chaudière, devient inévitable.

Ventilation du local contenant les appareils de chauffe

La ventilation a pour objectif d’évacuer les pertes de chaleur des équipements de combustion afin de maintenir une température acceptable au sein du local contenant ces appareils. En outre, la ventilation assure la qualité de l’air en amenant l’air frais et en évacuant l’air vicié.

Dans le cas des appareils non-étanches, la ventilation doit aussi

assurer un apport d’air comburant suffisant au brûleur pour permettre un déroulement correct de la combustion,
maintenir constante la dépression entre la chaufferie et la cheminée.

Pour les installations de chauffage de puissance supérieure à 70 kW, les prescriptions en matière de ventilation des chaufferies sont reprises dans la norme NBN B61-001. Dans ce cas, il est nécessaire de travailler avec un chaufferie qui sera équipée d’une ventilation basse et d’une ventilation haute. Celles-ci sont directement en contact avec l’extérieur ou raccordées à des conduits suivant les indications de la norme.

Pour les installations de chauffage de puissance inférieure à 70 kW, les prescriptions en matière de ventilation des chaufferies sont reprises dans la norme NBN B61-002. Comme évoqué ci-dessus, une chaufferie spécifique n’est pas toujours nécessaire. A la base, un débit de 0.72 m³/h.kW avec un minimum de 25.3 m³/h doit être garantis pour maintenir la température du local inférieure à 40°C. Se superpose ensuite les contraintes inhérentes à la technologie des chaudières, à savoir si la chaudière est étanche ou pas. Si la chaudière est non-étanche, il faut garantir un débit d’air suffisant pour assurer la combustion optimale. Si l’on travaille sur base d’une ventilation naturelle, l’air est admis au sein du local de chauffe au moyen d’un orifice ou d’un conduit dont les caractéristiques sont prescrites par la norme. L’air vicié du local est évacué par un orifice de diamètre au moins égal au tiers de l’orifice d’admission.

Ventilation basse pour P > 70 kW

L’amenée d’air doit se faire au moyen d’un dispositif de ventilation basse situé le plus près possible du sol (au maximum au 1/4 de la hauteur du local).

D’une manière générale, pour les chaufferies de moins de 1 200 kW, la section à prévoir est de :

1 dm² par 17,5 kW, si la cheminée est plus haute que 6 m.

1,5 dm² par 17,5 kW, si la cheminée est moins haute que 6 m.

Cette section minimale augmente en fonction des accidents de parcours entre l’extérieur et la chaufferie (si la conduite d’amenée d’air comprend plus de 3 coudes). Dans ce cas et pour les chaufferies de plus de 1 200 kW, il faut se référer à la norme.

Exemples de ventilation basse pour une chaufferie en sous-sol.

1. première grille, 2. deuxième grille, 3. premier coude à 90°, 4. deuxième coude à 90°, 5. découpe en biais à 45°

Si un conduit d’amenée d’air est nécessaire dans la chaufferie, celui-ci sera coupé à 45°C, pour éviter une obstruction intempestive.

L’ouverture de ventilation basse ne doit pas forcément déboucher à l’extérieur. Elle peut communiquer avec un autre local, pour autant que celui-ci soit à son tour ventilé.

Ventilation haute pour P > 70 kW

L’air vicié éventuellement accumulé dans la chaufferie doit également être évacué à l’extérieur. À cet effet, une ventilation haute doit être prévue à la partie haute du local, du côté opposé à la ventilation basse pour permettre un bon balayage du local.

Le conduit de ventilation haute peut être un conduit parallèle à la cheminée. Dans ce cas, son débouché à l’extérieur doit se trouver entre 0,5 et 1,5 m sous le débouché de la cheminée.

Conduit de ventilation haute associé à la cheminée.

Cela peut également être un conduit plus court débouchant au-dessus de la toiture ou à un niveau intermédiaire. Dans ce dernier cas, le débouché doit être le plus éloigné possible des portes et fenêtres.

Cas particulier des chaufferies en ambiance polluée

L’air aspiré par le brûleur doit être exempt de produits corrosifs pour la chaudière.

Par exemple, si l’air de combustion risque d’être pollué par des composants halogénés en provenance, par exemple de firmes de nettoyage à sec, d’imprimeries, de teintureries, d’une piscine…, des précautions doivent être prises pour assurer une amenée d’air frais pur. Dans certains cas, l’utilisation de chaudières étanches avec prise d’air dans un endroit non pollué est à conseiller.

Chaudières gaz raccordées à une cheminée à ventouse (on parle aussi de combustion étanche) : l’air comburant est aspiré à l’extérieur par le conduit externe et les fumées sont évacuées par le conduit interne. Les deux conduits peuvent être séparés mais suffisamment proches pour être exposés à des conditions de vent identiques. Dans le cas, la ventilation basse de la chaufferie n’est plus nécessaire.

Les chaudières sont également très sensibles aux poussières. Celles-ci sont aspirées par le brûleur, encrassent le ventilateur, sont brûlées et se déposent dans la chaudière. Il en résulte une perte de rendement. C’est pourquoi, il faut partir du principe, pourtant rarement respecté qu’:

une chaufferie ne peut être un atelier !

Exemple.

Dans une institution hospitalière, une chaudière s’avère difficile à régler, tombe souvent en panne et s’encrasse rapidement.

La raison : la ventilation basse de la chaufferie est en communication directe avec la buanderie. Une quantité importante de pluches est retrouvée dans le ventilateur du brûleur !

Posted By : 22 Sep, 2010

Capteur solaire à eau chaude

Principe de fonctionnement

Les capteurs solaires transforment le rayonnement solaire en chaleur grâce à un absorbeur (un corps noir caractérisé par des propriétés d’absorption très élevées et d’émissivité très basse). L’absorbeur transfère la chaleur à un fluide caloporteur (généralement de l’eau glycolée) circulant au travers de chacun des capteurs.

Lorsque la différence de température entre la sonde capteur (T1) et la sonde en fond de ballon (T2) dépasse quelques degrés, les circulateurs s’enclenchent.

Le fluide caloporteur, circulant dans le circuit primaire, achemine alors l’énergie solaire depuis les capteurs vers le(s) ballon(s) de stockage à travers un échangeur.

Le(s) ballon(s) de stockage accumule(nt) la chaleur produite.

Si nécessaire, une source d’énergie d’appoint porte l’eau préchauffée à la température souhaitée. Celle-ci est alors acheminée vers les points de puisage par la boucle de distribution.

Un dispositif de régulation électronique commande le fonctionnement du système (circulateurs et appoints) selon les conditions d’ensoleillement et la demande en eau chaude.

Les principaux composants d’une installation

Un chauffe-eau solaire est toujours composé de quatre parties :

Le système de charge

Le système de charge comprend les capteurs solaires, la boucle primaire ou solaire et un échangeur de chaleur.

Le système de stockage

Il s’agit généralement d’un ou plusieurs ballon(s) d’eau bien isolé(s) thermiquement. Le stockage permet de différer la demande de puisage par rapport au moment de la production solaire.

Le système d’appoint

Pendant une bonne partie de l’année, un appoint de chaleur est nécessaire pour atteindre la température minimale de la boucle sanitaire (en général 60 °C). Cet appoint de chaleur peut être fourni par un moyen traditionnel de production de chaleur (chaudière, résistance électrique, pompe à chaleur,…).

Le système de décharge

C’est la partie de l’installation qui distribue l’eau chaude sanitaire aux différents points de puisage.

Exemple de capteur solaire sous vide (avec sonde de température en 1 et purgeur en 2).
À noter le lestage des pieds de l’équipement…

Les différents types d’installation

Sous nos climats, la plupart des installations sont conçues avec une boucle fermée sous pression dont la circulation est forcée, mais il existe d’autres types d’installation :

Boucle solaire fermée (indirecte) ou ouverte (directe) ?

Si la boucle est fermée, le fluide qui chauffe dans les capteurs solaires et celui qui arrive aux points de puisages (douches…) sont distincts : l’eau de consommation est indirectement chauffée à travers un échangeur par le fluide caloporteur du circuit solaire.

Dans le cas où la boucle est dite ouverte, l’eau qui circule dans les capteurs est la même que celle qui est consommée aux points de puisage. Ce type de circuit est rarement utilisé en Belgique, notamment à cause des problèmes liés au gel. On le trouve donc plus souvent dans les pays chauds, où les capteurs constituent le seul moyen de chauffage.

Boucle fermée.		Boucle ouverte.

Circulation forcée ou thermosiphon ?

Dans les installations à thermosiphon, le fluide de la boucle solaire circule par convection naturelle (le fluide réchauffé s’élève). Le stockage est en général situé au-dessus des capteurs (à une distance de minimum 50 cm). Chez nous, ce système est difficilement maîtrisable. Il convient nettement mieux aux pays chauds et ensoleillés.

Thermosiphon.		Circulation forcée.

Les installations à circulation forcée sont équipées d’un dispositif de pompage (circulateur) provoquant la circulation forcée du fluide de la boucle solaire. La pompe est activée automatiquement par la régulation qui évalue le moment où la température du fluide à la sortie des capteurs est supérieure à la température de l’eau dans le bas du réservoir de stockage. On distingue dans cette catégorie plusieurs principes suivant le débit imposé au fluide dans le circuit solaire :

Les installations dites « high flow » : dans ce cas, le débit étant élevé (+/- 40 à 60 litres/heure.m²), on favorise une production d’une grande quantité de fluide avec un delta de température peu élevé.

Les installations dites « low flow » : dans ce cas, le débit étant faible (+/- 15 à 20 litres/heure.m²), on valorise une plus haute montée en température d’un volume de fluide réduit. Cela permet de travailler avec de plus faibles diamètres de tuyauterie et de faibles puissances de circulateur. Cependant, les pertes thermiques sont augmentées, ce qui diminue le rendement des capteurs. Ce système est généralement utilisé pour les installations de type directe ou encore pour les installations dites « à vidange ».

Les installations dites « mix flow » : dans ce cas, le débit est variable et ajusté en continu par la régulation afin de garantir à tout moment un delta de température fixé. Ce système est de plus en plus utilisé et permet d’éviter des enclenchements-arrêts fréquents de la pompe.

Sous pression ou à vidange ?

Les systèmes traditionnels à boucle fermée et à circulation forcée sont généralement « sous pression ». Dans ce type de système, le fluide caloporteur est constamment maintenu à une pression de 1 bar à l’arrêt et de 6 bars en fonctionnement.

Il existe aussi des systèmes « vidangeables ». La différence principale avec les systèmes traditionnels est que lorsque le système ne peut capter d’énergie, les capteurs et les tuyauteries sont vidés et la pompe arrêtée. Le fluide caloporteur est alors recueilli dans un réceptacle fermé. S’ils sont bien conçus, ces systèmes présentent une grande sécurité en cas de gel ou en cas de surchauffe estivale (cela permet d’éviter les montées en températures trop importantes dans le capteur). Ces systèmes permettent ainsi d’éviter une usure accélérée des composants et présentent une grande simplicité de construction puisqu’ils ne nécessitent ni manomètre, ni vase d’expansion, ni purgeur, ni clapet anti-retour (vu que l’installation est vidangée, il n’y a pas de risque de circulation inverse par thermosiphon).

Sous pression.

A vidange.

Les types de capteurs

Il existe deux grandes familles de capteurs : les capteurs plans et les capteurs à tubes « sous vide ».

Capteurs plans

Les capteurs plans opaques

Ce sont les capteurs les plus simples du marché. Ils sont constitués d’un ensemble de tuyaux opaques de couleur foncée qui jouent à la fois le rôle de:

plaque absorbante qui permet la captation de l’énergie thermique du rayonnement solaire.
tuyauterie dans laquelle circule directement le fluide caloporteur (généralement l’eau).

Ils ne possèdent ni isolation ni couvercle transparent. Leur rendement est donc globalement moins bon sauf s’ils sont destinés à des applications estivales à basse température (proche de la température extérieure), par exemple pour les piscines extérieures … Leur simplicité va de pair avec un coût très réduit.

Les capteurs plans vitrés

Il s’agit des capteurs que l’on rencontre le plus souvent ; ils conviennent pour la plupart des applications courantes (ECS, appoint chauffage, piscine…).

Un capteur plan vitré se compose des éléments fondamentaux suivants :

Un boîtier qui contient tous les éléments constitutifs fragiles du capteur comme les tubes, la plaque absorbante…
un joint d’étanchéité pour empêcher l’eau de pénétrer quand il pleut ;
un couvercle transparent qui crée un effet de serre au-dessus de la plaque absorbante : en général un verre trempé dit solaire, présentant une faible teneur en fer pour permettre un haut degré de transmission lumineuse ;
une isolation thermique qui réduit la déperdition de chaleur par la face arrière et les côtés du capteur ;
une plaque absorbante qui permet la conversion du rayonnement solaire en énergie thermique transportée par le fluide ;
les tubes traversés par le fluide caloporteur qui évacue la chaleur jusqu‘à l‘extérieur du capteur ;

Selon les modèles, différents types de réseaux hydrauliques internes aux capteurs existent :

Capteurs à tube sous vide

L’isolation de ce type de capteurs est assurée par le vide. Par facilité de conception, ces capteurs ont toujours une forme cylindrique, d’une longueur d’environ 2 m et d’un diamètre approximatif de 10 cm. Ces capteurs sous vide ont en général un rendement optique (correspondant au rendement de production d’eau chaude à une température égale à celle de l’ambiance) plus faible mais de meilleurs coefficients d’isolation thermique que les capteurs plans.

Ils récupéreront dès lors moins d’énergie à basse température que leurs homologues plans. Plus efficaces pour la production d’eau chaude à température élevée par rapport à l’ambiance extérieure, ils seront principalement utilisés pour des applications comme le chauffage, la climatisation par ab/adsorption ou encore certains process particuliers,…

Il en existe deux grandes familles selon que l’absorbeur se trouve directement sur le verre ou sur une ailette en cuivre.

Les tubes sous vide avec absorbeurs sur ailette en cuivre

L’absorbeur de ce type de capteur est déposé sur une structure en cuivre placée dans le tube. Ce type d’absorbeur sur cuivre possède une meilleure sélectivité que celui déposé sur le verre (et donc procure un rendement optique plus élevé au capteur). L’avantage principal est que l’absorbeur peut être orienté différemment par rapport à son support. Cela peut être avantageux pour des applications en façade par exemple.

C’est l’intérieur du tube (et tout ce qu’il contient) qui est soumis au vide d’air. Bien que le principe soit simple, la fabrication de ces capteurs reste délicate à cause des liaisons verre/métal nécessaires.

Composition des tubes sous vide avec ailette absorbante

Schéma composition des tubes sous vide avec ailette absorbante

Un tube en verre dans lequel on effectue le vide d’air (assurant une isolation optimale) dans lequel se trouvent tous les composants suivants.
L’absorbeur posé sur un support en cuivre.
Les tubes qui évacuent la chaleur, généralement aussi en cuivre. Ces tuyaux peuvent être disposés de divers manières (soit juxtaposés, soit concentriques).
Le système de raccordement permet la rotation des tubes afin d’orienter au mieux l’ailette absorbante.

Il existe aussi plusieurs types de capteurs selon le fluide caloporteur et son mode de circulation:

> Les capteurs à circulation directe

> Les capteurs à caloduc (ou heat pipe)

Dans le cas de capteurs à circulation directe, l’ailette sert de support à un tube en U dans lequel circule le fluide caloporteur.

Le caloduc, lui, est un échangeur qui utilise les mécanismes de changement d’état liquide-gaz d’un fluide placé dans un tube fermé. Le principe est simple : en captant la chaleur absorbée par l’ailette, le fluide s’évapore. Il s’élève alors jusqu’en partie haute et cède sa chaleur en se condensant par contact avec le fluide caloporteur de l’installation qui circule en partie haute. De nouveau à l’état liquide, il retourne alors par gravité en bas du tube.

Pour un fonctionnement correct, ces tubes doivent être installés avec une inclinaison minimale. Ce système permet un remplacement des tubes sans purgeage complet de l’installation.

Les tubes sous vide avec absorbeurs sur support en verre (tube Sydney)

Dans ce cas, le vide est fait entre les deux couches de verre (principe du thermo) qui composent le tube en verre. L’intérieur de la bouteille est donc soumis à la pression atmosphérique. À l’intérieur, l’absorbeur et les tuyauteries évacuent la chaleur du creux atmosphérique central.

Composition des tubes sous vide avec absorbeur sur support en verre

Schéma composition des tubes sous vide avec absorbeur sur support en verre.

Une bouteille de verre à double paroi est employée. Les deux parois sont reliées de manière étanche au niveau du goulot de manière à emprisonner le vide (partie grise dans le schéma).
Sa surface externe (2) est laissée transparente.
Un absorbeur est posé sur la face intérieure de la bouteille.
Des tubes qui évacuent la chaleur sont placés dans le creux atmosphérique central.
Des tuyaux sont reliés à l’absorbeur par des profilés semi-circulaires métalliques de transfert de chaleur.
Éventuellement et préférablement, des réflecteurs augmentent le rayonnement solaire sur le capteur (on parle alors de tubes CPC pour Compound Parabolic Concentrator).

Le rendement et l’utilisation des capteurs

Les capteurs vont se différencier entre eux par la qualité de l’absorbeur (sa sélectivité) et du verre solaire (rendement optique), ainsi que par celle de l’isolation du capteur. L’ensemble de ces trois propriétés conféreront au capteur des plages de températures privilégiées et par là, les usages pour lesquels il sera mieux adapté.

Ces différences de rendement selon les plages de température de fonctionnement seront à la base du choix du type de capteurs que l’on utilisera. On choisira donc préférablement le capteur qui offre le meilleur rendement pour le régime de température de travail correspondant à l’application voulue.

Les plages de régimes de travail à basse température (correspondant à des delta de températures de travail des capteurs entre 0 et 20 °C) sont essentiellement rencontrées pour le chauffage de piscine. Les déperditions thermiques n’ont pour ces températures que peu d’influence. C’est donc, dans ce cas, le rendement optique du capteur qui sera déterminant. Les capteurs plans (vitrés ou non) seront le choix idéal puisqu’ils offrent des rendements optiques plus élevés pour un prix nettement inférieur.

Pour les régimes à température moyenne (delta de T° de 20° à 100 °C), recherchés pour des applications comme la production d’eau chaude sanitaire ou le chauffage à basse (delta de 60 °C) et moyenne température (delta de 100 °C), les déperditions commencent à prendre le pas sur le rendement optique. Dans ce cas, les capteurs devront posséder outre un bon absorbeur sélectif, une bonne isolation thermique. Pour ces plages, les capteurs à tubes sous vide et les capteurs plans vitrés sont concurrentiels.

Pour les régimes à haute température (nécessaires pour des applications comme des process industriels, chauffage à très haute température, climatisation solaire), c’est l’efficacité de l’isolation qui sera déterminante. Le seul choix réaliste dans ce cas est celui des tubes sous vide.

Le raccordement des capteurs

Un champ de capteurs doit être composé de capteurs aux propriétés physiques semblables. Plusieurs raisons à cela :

Eviter les sources d’usure prématurée : des métaux différents peuvent provoquer des couples galvaniques, sources de corrosion interne des capteurs.

Eviter un problème d’équilibrage hydraulique, problème fréquent de fonctionnement des capteurs : chaque capteur doit posséder des pertes de charge similaires.

Le placement des capteurs doit permettre :

que la planéité des capteurs soit respectée ;
de placer vers le bas les orifices d’évacuation des condensats ;
de résister aux conditions climatiques locales (vent et neige).

Pour le raccordement des panneaux entre eux, différentes configurations sont possibles :

en série (a) ;
en parallèle respectant de préférence le principe de Tichelmann (b) ;
en rangée de capteurs en série (c) ;
en rangée de capteurs en parallèle (respectant le principe de Tichelmann) (d).
etc.

Le choix sera fonction de différents éléments :

La facilité de réglage (équilibrage) ;
la longueur nécessaire de tuyauterie (coût et pertes thermiques associés) ;
la configuration de l’espace disponible ;
le compromis entre l’efficacité des capteurs et la température de sortie.

Le raccordement en série permet une montée en température plus importante au prix de pertes thermiques plus importantes (d’autant plus si l’on travaille avec un faible débit (low flow). De fait, la montée progressive en température au fil des panneaux en série est accompagnée par une diminution du rendement. Un trop grand nombre de capteurs raccordés en série sera donc à éviter. En pratique, 5 à 6 capteurs de taille standard (environ 2 m²) est un maximum.

Énergétiquement parlant, le raccordement en parallèle est donc plus intéressant mais n’est pas toujours réaliste vu les longueurs de tuyauterie nécessaires.

L’équilibrage hydraulique des différents capteurs est un point crucial. Dans la réalité, il est souvent réalisé empiriquement par un jeu de vannes qui ne permet évidemment pas de corriger les erreurs de conception. Il est donc primordial de prendre en compte les pertes de charges liées aux capteurs pour le dimensionnement des tuyauteries. En pratique, le raccordement en boucle de Tichelmann (longueur de tuyauterie identique quelque soit le capteur ou groupe de capteurs) est souvent préconisé pour les grandes installations. Il permet un équilibrage naturel en imposant des pertes de charges identiques pour chaque capteur/groupe de capteurs.

Selon un rapport du CTSB, on recommande généralement un rapport :

Perte de charge dans les collecteurs / Perte de charge dans les capteurs, le plus faible possible,
et donc un rapport Diamètre interne des collecteurs / Diamètre interne des circuits hydrauliques des capteurs, le plus faible possible également (rapport compris entre 1,6 et 3,3).

Le circuit primaire ou circuit solaire

Le circuit primaire (ou circuit de charge solaire) est un circuit fermé composé de tuyauteries, généralement en cuivre, qui relient les capteurs (A) à un échangeur de chaleur (B). Il transporte le fluide caloporteur. Celui-ci peut atteindre des températures allant de -20 °C en cas de gel à des températures très élevées (jusqu’à 200 °C dans les capteurs !). Il est donc impératif que les composants de ce circuit puissent résister à ces changements importants de température !

Exemple de schéma possible pour un circuit primaire (partie en couleur).

Le circuit primaire est généralement muni des composants suivants :

Une pompe de circulation (1) assurant la circulation du fluide caloporteur dans le circuit.

Un purgeur (2) manuel permettant d’éliminer l’air en partie haute du circuit lors du remplissage et des entretiens.

Un clapet anti-retour (3) pour éviter la formation d’un contre-courant de thermocirculation qui déchargerait le ballon de stockage de sa chaleur.

Plusieurs vannes d’isolement (4) pour isoler les composants principaux du système en cas d’entretien ou de remplacement.

Un robinet (5) permettant le remplissage et la vidange du circuit en fluide caloporteur.

Un débitmètre gravimétrique, appareil indiquant le débit du fluide du circuit. Situé sous le circulateur, il permet de régler la vitesse minimale de celui-ci pour assurer un débit minimum dans les capteurs.

Parfois un système de comptage d’énergie produite est placé. Celui-ci comprend : un débitmètre volumétrique, deux thermomètres sur l’aller et le retour des capteurs et un calculateur intégrateur.

Comme pour toute autre boucle hydraulique où un générateur de chaleur est installé, un dispositif de limitation de pression devra aussi être utilisé. Pour cela, le circuit primaire comporte :

Une soupape de sécurité (6) munie d’un manomètre destinée à évacuer les surpressions en cas de surchauffe de l’installation. Cette vanne est raccordée à un réservoir de collecte du fluide caloporteur avec antigel pour éviter tout rejet toxique dans le réseau d’égout.

Un vase d’expansion (7), placé du côté aspiration de la pompe de circulation, chargé d’absorber les différences de volume et de récolter la totalité du fluide caloporteur expulsé des capteurs en cas de surchauffe. Par rapport aux vases d’expansion traditionnels utilisés pour le chauffage, les vases d’expansion solaires doivent supporter des pressions de service maximales plus élevées (de 8 à 10 bar) et possèdent une membrane plus résistante aux hautes températures. Il est parfois judicieux, vu les hautes températures atteintes, de placer un vase tampon en amont afin de ne pas compromettre la longévité du vase d’expansion. Dans le cas d’un système à vidange, on peut omettre le vase d’expansion car le circuit primaire n’est pas mis sous pression, mais il faut prévoir la place pour installer le réservoir à vidange entre le champ de capteurs et le ballon de stockage solaire.

Le fluide caloporteur

Le circuit primaire relatif à l’installation sous pression est totalement rempli d’un fluide caloporteur résistant au gel. On utilise généralement du propylène glycol. Il existe aussi des mélanges complets qui contiennent un agent inhibiteur de corrosion, un agent anti-mousse, un agent anti-algue et un colorant.

Théoriquement, on pourrait également travailler avec de l’eau pure non glycolée dans le cas d’un système à vidange. Actuellement, pour des raisons de sécurité on utilise, même dans ce cas, de plus en plus d’antigel.

Caractéristiques essentielles d’un fluide solaire

Stable jusqu’à la température de stagnation maximale ;
Protégé contre le gel ;
Non corrosif ;
Capacité thermique élevée ;
Viscosité réduite ;
Prix réduit et disponibilité.

En pratique, on utilise généralement un mélange d’eau et de glycol comme par exemple :

Éthylène glycol (C2H6O2)
Capacité thermique : 2 410 J.kg-1.K-1
Température de fusion : – 13 °C
Température d’ébullition : 198 °C

Polypropylène glycol (C3H8O2)
Capacité thermique: 2 500 J.kg-1.K-1
Température de fusion : – 59 °C
Température d’ébullition : 188 °C

Les conduites

Les matériaux utilisés pour les conduites du circuit solaire doivent résister aux contraintes mécaniques possibles dans le circuit (pression et plage de température en fonctionnement (de – 20 à 150 °C)) et être compatibles avec le fluide et les autres matériaux de l’installation. On utilise principalement des tubes en cuivre, en acier simple ou en acier inoxydable. Les tuyauteries en matière synthétique sont plus que déconseillées, car elles ne sont généralement pas tout-à-fait étanches (surtout à haute température) à l’oxygène qui pénètre alors par diffusion dans le circuit. Le risque de corrosion en est alors augmenté. L’acier galvanisé est lui strictement interdit, car il réagit avec le glycol présent dans le circuit primaire.

Vu les hautes températures auxquelles ces conduites sont soumises, leur isolation ne peut en aucun cas être réalisée au moyen d’un quelconque isolant utilisé pour les applications sanitaires habituelles. Ne résistant qu’à des températures de l’ordre de 110 – 120 °C, le polyuréthane est à proscrire. On utilisera généralement un caoutchouc synthétique en mousse capable de résister à des températures de l’ordre de 150 °C.

L’isolant utilisé pour la boucle solaire doit de plus :

résister aux U.V. (ou en être protégé) ;
résister à l’humidité ;
résister aux attaques des rongeurs et oiseaux ;
être étanche (au vent et à la pluie).
Et bien sûr, avoir une épaisseur suffisante ! (au minimum égale au diamètre du tuyau).

Sous ces hautes températures, la dilatation des conduites est aussi un phénomène à prendre en compte, car elle peut induire pour les grandes installations des mouvements importants.
Pour se faire une idée, la dilatation thermique du cuivre est de 1.7 mm/m sous un échauffement de 100 °C. On comprend vite le risque associé à plusieurs dizaines de mètres de tuyauteries !

Montage permettant d’absorber la dilatation thermique des tuyauteries.

Le stockage de l’eau solaire

Le stockage est un élément clé de toute installation solaire thermique. Il permet de pallier au caractère discontinu de l’énergie solaire et à la non-simultanéité de la production et des besoins. En pratique, l’énergie solaire thermique est stockée via l’eau contenue dans un ou plusieurs ballon(s) d’eau accumulateur(s) raccordé(s) en série.

Un matériau résistant

Comme pour tout ballon accumulateur d’eau chaude sanitaire, le principal critère de sélection de matériau du ballon est sa résistance à la corrosion. On utilise généralement des réservoirs en acier inoxydable, ou en acier émaillé voire en cuivre avec anode de protection. Les ballons en acier galvanisé sont déconseillés du fait de leur mauvaise résistance à la corrosion.
Pour les réservoirs à eau morte, n’étant pas sous-pression, on peut envisager des réservoirs en matière synthétique, plus durable puisque non soumis à la corrosion.

Le ballon de stockage à eau solaire doit non seulement répondre à toutes les exigences d’un réservoir d’eau sanitaire classique, mais doit en plus pouvoir résister aux hautes températures auxquelles il pourrait être soumis. La température dans le ballon peut en effet monter jusqu’à 95 °C, d’où la nécessité de prévoir un mitigeur thermostatique sur la boucle de distribution.

Une forme adaptée

Par ailleurs, les ballons solaires sont en général étudiés de manière à favoriser une bonne stratification interne des températures. La stratification est basée sur une variation de masse volumique en fonction de la température : L’eau réchauffée s’élève par thermocirculation et par sa masse volumique moindre s’accumule dans le haut du ballon (phénomène de la poussée d’Archimède). L’eau froide, plus lourde, reste en bas. A chaque puisage, l’eau la plus chaude du ballon est extraite et de l’eau froide du réseau est injectée dans le bas du ballon. La stratification est donc globalement préservée, l’important étant d’éviter tout brassage.

Pour favoriser ce phénomène, le réservoir est donc préférablement vertical et sa hauteur équivaut généralement à 2-2.5 fois le diamètre. Il existe aussi des dispositifs de charge améliorant la stratification : amenée de l’eau chaude à différentes hauteurs suivant sa température.

Une isolation primordiale

Encore plus que pour un ballon accumulateur classique, outre sa bonne compacité, un ballon solaire doit impérativement être isolé dans son entièreté (10 cm grand minimum) : attention aux parties supérieures et inférieures ainsi qu’aux différents raccords ! La parfaite isolation et une bonne stratification augmenteront indéniablement les performances du système.

Une dimension adaptée

Le volume du stockage dépend du projet envisagé, mais doit être étudié de manière précise. L’enjeu est double :
D’une part, il ne doit pas être trop petit pour ne pas limiter les gains solaires possibles et d’autre part, il ne doit pas être trop grand pour permettre une montée en température suffisante pour que l’eau soit utilisable (idéalement pour pouvoir se passer de l’appoint en été).

Le ballon solaire doit généralement pouvoir stocker l’équivalent de 30 à 40 % d’une journée de consommation d’eau chaude (à 60°) de l’établissement. La capacité fréquente des plus grands ballons est de 5 000 l, mais le recours à plusieurs ballons de stockage est en général déterminé par la place prise par les échangeurs internes de grande puissance. La question de la liaison des multiples ballons est alors posée. Dans bien des cas, on s’orientera alors vers un ballon solaire à eau morte (eau ne servant pas d’eau chaude sanitaire) permettant d’emmagasiner l’énergie solaire sans se préoccuper de la gestion de la légionellose.

N.B. : Le stockage, c’est LE défi de la recherche ! Le jour où l’on arrivera à stocker l’énergie solaire pour de plus longues périodes voire saisons, ce sera sans doute une porte d’entrée vers l’autonomie énergétique. Les recherches actuelles se portent vers des matériaux à changement de phase qui remplaceraient l’eau traditionnelle.

La charge du ballon de stockage

La charge du ballon de stockage s’effectue au moyen d’un échangeur au travers duquel la chaleur du fluide solaire est transférée à l’eau du stockage.
Comme pour toute installation, deux types d’échangeurs peuvent être employés : les échangeurs intégrés au stockage et les échangeurs extérieurs (à plaques) :

Echangeurs intégrés au stockage.	Echangeurs extérieurs au stockage.

À partir de là, différents systèmes de charge sont envisageables : avec échangeur interne (a,b,c,f) ou externe (d,e). Certains systèmes permettent un renforcement de la stratification des températures à l’intérieur du/des ballon(s) par différents dispositifs :

cheminée interne enrobant l’échangeur solaire et diffusion en fonction des températures (b),
chargement à hauteur différenciée par vanne trois voies (e),
chargement à hauteur différenciée par échangeurs multiples (c).

Typiquement, pour les grands systèmes solaires (au-delà de 30 m² de capteurs) des échangeurs de chaleur externes sont souvent utilisés vu les puissances considérables qui entrent en jeu.

La disposition des échangeurs et leur raccordement se fera toujours de manière à :

Favoriser la stratification correcte des températures à l’intérieur des ballons et le long du circuit de charge : les températures les plus hautes doivent être les plus proches de l’appoint.

Assurer un rendement optimal des capteurs :
Les pertes thermiques des capteurs dépendant de la différence de température entre le fluide à l’intérieur des capteurs et la température extérieure, on aura tout intérêt à travailler avec un fluide caloporteur à la température la plus basse possible.

Permettre à l’échangeur de chauffer un volume d’eau suffisamment grand.

En conséquence, l’échangeur de chaleur solaire intégré au stockage des petits systèmes, sera placé en partie basse du ballon et le retour vers les capteurs sera situé le plus bas possible dans le ballon.

L’échangeur de chaleur relié à l’appoint se trouvera quant à lui dans la partie supérieure du ballon de stockage ou dans un ballon séparé (en série avec le premier) lorsque la quantité d’eau chaude nécessaire sera plus importante.

La régulation

Démarrage et arrêt du circulateur

Pour les systèmes à circulation forcée, le système de régulation différentielle assure la mise en marche et l’arrêt adéquats de l’installation. Cette gestion de la chauffe solaire est primordiale pour tirer un maximum de profit de l’énergie solaire disponible. Le principe est basé sur la mesure continue de deux températures :

la température de l’eau chaude en partie basse du ballon de stockage (ou du fluide caloporteur à la sortie de l’échangeur solaire) : T°stockage.

la température du fluide caloporteur à la sortie des capteurs : T°capteur.

Dès que la différence de température est suffisante, la pompe est mise en marche. Elle s’arrête lorsque l’énergie solaire captée n’est plus suffisante ou n’est plus nécessaire.

En résumé :

Si T°capteur> T°stockage + ∆T1 : la pompe démarre.
Si par contre, T°capteur< T°stockage + ∆T2 : la pompe s’arrête.

Il est nécessaire de calibrer précisément ces ∆ de température afin d’optimiser l’énergie solaire récoltée (on évitera les préréglages d’usines !). Le paramétrage doit tenir compte de la configuration de l’installation et principalement de la longueur des conduites et des pertes thermiques liées. On aura évidemment tout intérêt à minimiser ces pertes en plaçant le stockage aussi proche que possible des capteurs, en isolant les conduites et en travaillant à basse température. En pratique, cette perte en ligne peut être estimée en comparant la température au niveau du capteur et la température à l’entrée du ballon en fonctionnement.

Pour éviter des arrêts et des mises en marche successifs (Phénomène de Stop and Go), la température de démarrage devra en outre prendre en compte le refroidissement du capteur lors de l’enclenchement. En effet, l’ensemble du liquide de la boucle solaire plus froid que celui des capteurs provoquera au démarrage une diminution de température du capteur.

Pour le choix de la consigne d’arrêt, on devrait, en plus des pertes thermiques, prendre en compte l’énergie minimum à récolter de sorte à ce que celle-ci soit toujours supérieure à l’énergie primaire nécessaire au fonctionnement de la pompe (consommation électrique multipliée par le facteur de conversion 2,5).

En pratique, on rencontre des ∆T :

Pour les valeurs de démarrage de : 5 à 7 K.
Pour les valeurs d’arrêt de : 3 à 4 K.

Température maximale de charge

Tout ballon de stockage possède une température de charge maximale. Le système de régulation doit prendre en compte correctement cette valeur afin de couper le circulateur pour que cette température critique ne soit pas atteinte. Une valeur d’usine est souvent donnée par défaut pour le système de régulation, mais il serait dommage de se priver de l’énergie solaire gratuite si le ballon de stockage accepte des températures plus élevées (jusqu’à 95 °C). Si la régulation ne possède qu’une sonde de température dans le bas du ballon il faut absolument tenir compte de l’effet de stratification. C’est pour cette raison que les régulations possèdent souvent un préréglage d’usine assez bas (de l’ordre de 70 °C) pour que le haut du ballon n’atteigne pas des températures de plus de 95°C.

Température de sécurité

Lors d’une journée ensoleillée, lorsque l’ensemble du stockage est à température, le circulateur s’arrête mais la température des capteurs continue, elle, à grimper.
La régulation des systèmes à vidange tiendra évidemment compte de cette température de sécurité. À partir de celle-ci, le système s’arrête et le fluide est récupéré dans un réceptacle prévu à cet effet : l’installation se vidange par drainage gravitaire ! Cela permet d’éviter que le fluide n’entre en ébullition (et vieillisse prématurément) et ne détériore les composants de l’installation. C’est l’un des grands avantages de ce système !

Certaines régulations permettent aussi d’empêcher le redémarrage de la pompe au cas où la température du fluide caloporteur est trop élevée (+/- 120 °C), évitant ainsi l’endommagement des composants les plus sensibles.

L’apport de chaleur complémentaire

Les capteurs solaires ne peuvent à eux seuls satisfaire à tout moment l’entièreté des besoins. Pour assurer la production d’eau chaude, même en période prolongée de non ensoleillement, un système d’appoint est nécessaire. L’appoint devra pouvoir répondre aux besoins sans intervention solaire et sera, par conséquent, envisagé de manière classique. Différentes configurations sont possibles selon la présence ou non d’un échangeur de chaleur (intégré ou non au stockage) :

On distingue principalement quatre cas de figure :

– L’appoint électrique (c) : Dans ce cas, une résistance est directement intégrée au ballon de stockage.

– L’appoint intégré au stockage (a, d, e, f) : L’échangeur se trouvera le plus près possible de l’endroit où s’effectue le puisage dans le(s) ballon(s) et son raccordement respectera la stratification interne des températures (les plus élevées, les plus hautes). Dans un ballon de stockage unique qui rassemble aussi la production solaire, l’échangeur d’appoint se trouvera donc en haut du ballon.

– L’appoint séparé en série (b) : L’appoint (généralement instantané ou semi-instantané) se trouve dans ce cas à l’extérieur du ballon de stockage solaire. L’eau préchauffée par les capteurs solaires est alors directement portée à température (par une chaudière au gaz à condensation par exemple).

– L’appoint mixte : il est bien entendu possible de combiner différents types d’appoint. Par exemple, pour une petite installation, l’idée pourrait être d’éviter le fonctionnement d’une chaudière sol au mazout grâce au recours d’un appoint électrique (mais attention à la régulation de cette résistance !).

Notons que pour les plus grands systèmes, s’il est intégré au stockage, l’appoint peut se faire via des ballons différents…

Le circuit de décharge

La décharge du ballon de stockage solaire peut se faire de multiples manières.

Via un système direct (a) : l’eau de stockage est directement l’eau sanitaire.

Via un échangeur : interne simple (c), plongé dans une cuve de transition (d) ou externe (e) dans le cas où l’eau sanitaire est chauffée instantanément. Le ballon est alors dit à eau morte, car l’eau qu’il contient est une eau de transition et non l’eau sanitaire.

Via une cuve de transmission (b), principalement pour les petits systèmes combinés avec les systèmes de chauffage : préparation d’un volume réduit d’ECS dans un grand volume d’eau.

Par rapport à une installation classique d’ECS, le circuit d’eau sanitaire comportera en plus un mitigeur thermostatique et un disconnecteur.

Le mitigeur thermostatique permet d’éviter toute brûlure au point de puisage. En été, lorsque l’on bénéficie d’un rayonnement solaire important et que le puisage est réduit, il n’est pas impossible d’atteindre dans le ballon des températures de plus de 60° (maximum toléré pour de l’eau chaude sanitaire). Le mitigeur se chargera de mélanger l’eau du ballon avec de l’eau froide pour que cette température ne soit pas dépassée.

D’autre part, une fuite de liquide caloporteur du circuit primaire au niveau de l’échangeur de chaleur solaire est toujours possible. Pour protéger le réseau de distribution de toute contamination par le fluide solaire, on place un disconnecteur.
Cet équipement à zones de pression différentielle empêche le retour de l’eau sanitaire du ballon de stockage solaire vers le réseau de distribution.

Précisons aussi que vu la toxicité du fluide caloporteur, l’évacuation directe vers les égoûts est interdite. Le disconnecteur, ainsi que les soupapes et robinets de vidange doivent donc être raccordés à des réservoirs de collecte.

La gestion de la légionellose

Plus que pour toute installation de production d’eau chaude sanitaire, un regard particulier doit être posé sur la gestion de la légionellose. En effet, les températures atteintes dans un ballon de stockage solaire sont favorables à la prolifération de ces bactéries (de 30 à 40°).
La première solution est le placement d’une pompe de « dé-stratification » via laquelle on portera régulièrement l’ensemble des ballons à une température suffisante. Dans ce cas, un circulateur supplémentaire transfère l’eau à haute température du ballon d’appoint vers le(s) ballon(s) de stockage solaire. Une bonne régulation de cette mesure anti-légionellose, par une horloge, permettra de minimiser la consommation énergétique tout en évitant la contamination : par exemple, une montée en température journalière à 60° ou hebdomadaire à 80°.

Schéma de principe : désinfection thermique par pompe de déstratification.

Une autre solution, souvent à privilégier, est l’utilisation de cuves de transitions (appelés réservoirs à eau « morte ») constituant un circuit fermé indépendant de l’eau sanitaire. L’eau sanitaire est alors réchauffée instantanément via un échangeur interne ou externe au stockage. De cette manière, on évite tout risque de contamination en séparant physiquement les eaux de températures différentes. Ce système permet d’éviter les pertes thermiques liées à la montée soudaine en température, mais implique l’utilisation d’un échangeur supplémentaire.

Installation avec une cuve de transition.

Découvrez ces exemples d’eau chaude sanitaire alimentée par capteurs solaires : 2.150 m² de capteurs solaires thermiques à la résidence 3e âge « Aux Lilas » de Bonlez et des capteurs solaires au home La Charmille de Gembloux.

Posted By : olivier 22 Sep, 2010

Ensoleillement

Le rayonnement solaire

En tant que source d’énergie, l’ensoleillement est un facteur climatique dont on a intérêt à tirer parti (de manière passive, via les ouvertures vitrées, et/ou de manière active pour produire de l’énergie) mais dont on doit aussi parfois se protéger pour éviter les surchauffes en été.

La maîtrise de l’énergie solaire nécessite donc de connaître la position correcte du soleil (hauteur et azimut) ainsi que l’intensité du rayonnement à tout moment.

Une énergie renouvelable, inépuisable à l’échelle humaine

Photo soleil.

Le soleil est un réacteur à fusion nucléaire qui fonctionne depuis 5 milliards d’années.
Par un processus de transformation d’hydrogène en hélium, il émet ainsi d’énormes quantités d’énergie dans l’espace (sa puissance est estimée à 63 500 kW/m²). Ces radiations s’échappent dans toutes les directions et voyagent à travers l’espace à la vitesse constante de 300 000 km à la seconde, dénommée vitesse de la lumière.
Après avoir parcouru une distance d’environ 150 millions de kilomètres, l’irradiation solaire arrive à l’extérieur de l’atmosphère de la Terre avec une puissance d’environ 1 367 W/m². C’est ce qu’on appelle la constante solaire. La Terre, une petite boule comparée au Soleil, intercepte une si faible partie de l’énergie radiante du soleil que les rayons du soleil ainsi stoppés paraissent constituer un faisceau parallèle.

Énergie la plus abondante sur Terre, l’énergie solaire est à l’origine du cycle de l’eau, du vent et de la photosynthèse, elle-même à l’origine des énergies fossiles. C’est l’ensemble de la vie sur Terre qui dépend de cette source énergétique. Heureusement pour l’humanité, selon les astronomes, le soleil ne devrait pas s’éteindre avant 5 autres milliards d’années.

Une énergie de flux, diffuse et intermittente

Les théories actuelles présentent le rayonnement solaire comme une émission de particules. Ce flux de particules, appelées photons, atteint la terre avec différentes longueurs d’ondes à la quelle correspond une énergie spécifique décrite par la relation :

E [J] = hv = h . c/λ

Avec,

λ : longueur d’onde [m].
v : fréquence [Hz].
c : vitesse de la lumière [m/s].

La répartition énergétique des différentes longueurs d’ondes du rayonnement électromagnétique du Soleil est appelé spectre solaire.

Schéma spectre solaire.

Avec sa température d’émission de 5 500°C, le soleil rayonne la plus grande partie de son énergie dans les hautes fréquences (courtes longueurs d’onde).
La lumière visible représente 46 % de l’énergie totale émise par le soleil. 49 % du rayonnement énergétique émis par le soleil se situe au-delà du rouge visible, dans l’infrarouge. C’est ce rayonnement que nous ressentons comme une onde de chaleur. Le reste du rayonnement solaire, l’ultraviolet, représente l’ensemble des radiations de longueur d’onde inférieure à celle de l’extrémité violette du spectre visible.

Puissance émise par le soleil : 63 500 kW/m².
Constante solaire : 1 370 W/m².
Rayonnement réfléchi.
Rayonnement absorbé et diffusé.
Rayonnement solaire à la surface de la Terre (max : 1 000 W/m²).

Au moins 35 % du rayonnement solaire intercepté par la Terre et son atmosphère sont réfléchis vers l’espace. Une partie du rayonnement qui atteint la Terre a été diffusée dans toutes les directions au cours de la traversée de l’atmosphère, en rencontrant des molécules d’air, des aérosols et des particules de poussière (c’est ce rayonnement diffus, appartenant notamment à la frange bleue du spectre visible qui est responsable de la couleur bleue du ciel clair). D’autre part, la vapeur d’eau, le gaz carbonique et l’ozone de l’atmosphère absorbent 10 à 15 % du rayonnement solaire. Le reste du rayonnement atteint directement la surface.

Outre la composition de l’atmosphère, le facteur le plus important pour évaluer la quantité du rayonnement solaire qui atteint la surface de la Terre est l’épaisseur d’atmosphère que le rayonnement doit traverser.

Schéma rayonnement solaire.

Au milieu du jour, le Soleil est au-dessus de nos têtes, et ses rayons ont à traverser une épaisseur d’air moindre avant d’arriver sur Terre. Mais au début et à la fin de la journée, le Soleil est bas sur l’horizon ; la traversée de l’atmosphère se fait alors plus longue. L’atmosphère absorbe et diffuse d’autant plus de particules de lumière qu’elle est plus épaisse et plus dense. Ainsi, au coucher du Soleil, les rayons sont suffisamment affaiblis pour permettre à l’œil humain de fixer le Soleil sans trop d’éblouissement. Par contre, lorsque l’altitude augmente, la couche d’atmosphère à traverser est plus réduite : dans les sites de montagnes, l’intensité du rayonnement augmente sensiblement.

L’épaisseur d’atmosphère traversée influence donc le spectre lumineux reçu. Les normes internationales définissent différents types de spectre : AM1 (pour air mass 1, lorsque le rayonnement a traversé une épaisseur d’atmosphère), AM0 (spectre à la surface externe de l’atmosphère), AM1.5 (spectre utilisé pour les tests standardisés des panneaux solaires correspondant à la traversée d’une atmosphère et demie).

Le rayonnement solaire reçu sur une surface varie donc au cours du temps en fonction de la position du Soleil et de la couverture nuageuse. La puissance solaire maximale à la surface de la Terre est d’environ 1 000 W/m² pour une surface perpendiculaire aux rayons.

Puissance solaire pour différents ciels.

Le mouvement Terre-Soleil

La course de la Terre autour du Soleil décrit une ellipse légèrement aplatie. Dans cette ronde annuelle autour du Soleil, la Terre effectue un tour complet sur elle-même en 24 heures autour de l’axe des pôles. Cet axe nord – sud fait un angle de 23°27′ avec la direction perpendiculaire au plan de l’orbite terrestre autour du Soleil.

Cette inclinaison est constante tout au long de la course autour du Soleil et est responsable des variations saisonnières Ainsi pendant nos mois d’hiver, en hémisphère nord la durée d’insolation est relativement courte et le Soleil n e monter pas très haut dans le ciel, tandis que l’été règne sur l’hémisphère sud. Pendant nos mois d’été, la situation est inversée, l’hémisphère nord est tourné vers le Soleil. Les jours sont alors plus longs que les nuits dans l’hémisphère nord et le rayonnement incident se rapproche de la verticale.

Aux équinoxes de printemps et d’automne (21 mars, 21 septembre), à midi, le rayonnement est perpendiculaire à l’équateur (latitude 0°) et partout sur le globe, les jours et les nuits sont de durée égale. C’est à ce moment que la hauteur du Soleil à midi est la plus facile à calculer. En effet, sa hauteur est égale à l’angle complémentaire de la latitude.

H = 90° – L

Au solstice d’été (21 juin), la terre est inclinée vers les rayons solaires et, à midi, ceux-ci sont perpendiculaires au tropique du cancer (latitude 23°27′ N). Le Soleil ne se couche jamais dans les régions du globe situées à l’intérieur du cercle arctique (celui-ci se trouvant 23°27′ au-dessous du pôle Nord). Une personne vivant à la latitude de 66°33′ N (90°-23°27′) devrait veiller jusqu’à minuit pour voir le Soleil se promener aux alentours du nord, s’abaisser jusqu’à toucher l’horizon et commencer à s’élever de nouveau vers le secteur est du ciel. La hauteur du Soleil à midi (solaire) est de 23°27′ supérieure à celle de l’équinoxe.

H = 90° – L + 23°27

Au solstice d’hiver (22 décembre), l’angle d’inclinaison est inversé et c’est le tropique du capricorne (latitude 23°27′ S) qui bénéficie d’un rayonnement perpendiculaire. La hauteur du Soleil à midi est de 23°27′ inférieure à celle de l’équinoxe.

H = 90° – L – 23°27′

Le mouvement apparent du Soleil

Pour bien comprendre et utiliser l’influence du Soleil dans le choix et le traitement d’un site, il faut bien sûr connaître à tout instant la position du Soleil dans le ciel. Cette information est indispensable pour le calcul des apports solaires, pour le choix de l’exposition d’un immeuble, l’implantation de systèmes actifs solaires (thermique ou photovoltaïque), l’aménagement des parties extérieures voisines, l’éclairage naturel des pièces intérieures, l’emplacement des fenêtres, des protections solaires et de la végétation, etc.

À un instant donné, la hauteur et l’azimut du Soleil déterminent la position du Soleil dans le ciel. Ainsi est connue la direction du rayonnement solaire et peuvent être calculées les surfaces ensoleillées du bâtiment. Ces calculs tiendront compte des effets d’ombrage dus au relief, au cadre bâti, à la végétation ou au bâtiment lui-même.

En un lieu,

La hauteur « » du Soleil est l’angle que fait la direction du Soleil avec le plan horizontal. Elle se compte de 0° à 90° à partir de l’horizon vers la voûte céleste.

L’azimut « » du Soleil est l’angle créé entre le plan vertical passant à la fois par le Soleil et par le lieu considéré, et le plan vertical N-S. Cet angle vaut 0° au sud et est conventionnellement positif vers l’ouest et négatif vers l’est.

Pour plus de clarté, on représente généralement la course solaire par un diagramme en coordonnées rectangulaires.

Diagramme solaire cylindrique pour Uccle en temps universel.

Pour en savoir plus sur la construction d’un diagramme solaire : LIENS (dernier point).

En regardant plus précisément, la valeur de l’azimut à différents moments de l’année, on constate que l’expression « le Soleil se lève à l’est et se couche à l’ouest » n’est pas exacte. En effet, en décembre, il se lève au sud-est pour se coucher au sud-ouest, tandis qu’en juin, il se lève pratiquement au nord-est pour se coucher au nord-ouest. Ceci donne 7 heures d’ensoleillement maximum en décembre et plus de 16 heures en juin : ce sont les deux époques des solstices de l’année. Ce n’est qu’aux équinoxes de printemps et d’automne que la durée du jour est égale a celle de la nuit.

Quant à la hauteur du Soleil, elle atteint un maximum de 62° le 21 juin à 12 heure (heure universelle), alors que le 21 décembre a 12 huniv. Elle n’atteint que 16°.

Les graphes et tableaux qui suivent donnent la hauteur et l’azimut du Soleil à Uccle, en fonction du temps universel, pour les mois de mars, juin, septembre et décembre.

Temps universel	Soleil : hauteur degré	Soleil : azimut degré
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17	8,7 17,5 25,3 31,6 35,5 36,7 34,7 30,1 23,4 15,2 6,2	– 75,1 – 62,7 – 48,9 – 33,4 – 16,0 2,5 20,8 37,7 52,8 66,1 78,3

Temps universel	Soleil : hauteur degré	Soleil : azimut degré
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19	3,1 11,4 20,4 29,9 39,3 48,3 56,0 61,2 62,3 58,7 51,8 43,2 33,9 24,4 15,2 6,5	– 124,0 – 112,9 – 102,1 – 90,9 – 78,7 – 64,1 – 45,5 – 20,7 8,6 35,8 56,9 72,9 85,9 97,4 108,3 119,2

Temps universel	Soleil : hauteur degré	Soleil : azimut degré
6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17	6,0 15,4 24,3 32,1 38,3 41,9 42,3 39,6 34,0 26,6 17,9 8,6	– 87,9 – 76,0 – 63,2 – 48,7 – 31,9 – 12,9 7,4 26,9 44,3 59,4 72,6 84,7

Temps universel	Soleil : hauteur degré	Soleil : azimut degré
8 9 10 11 12 13 14 15	1,9 8,3 12,9 15,5 15,8 13,8 9,6 3,6	– 48,3 – 36,1 – 22,9 – 8,9 5,4 19,5 32,9 45,4

L’irradiation solaire incidente

L’angle que font les rayons du Soleil avec une surface détermine la densité énergétique que reçoit cette surface. Puisque le rayonnement solaire arrive sur la Terre sous forme d’un faisceau parallèle, une surface perpendiculaire à ces rayons intercepte la densité maximale d’énergie. Et si l’on incline la surface à partir de cette position perpendiculaire, son éclairement diminue.

Le meilleur moyen de représenter ce phénomène consiste peut-être à figurer les rayons parallèles du Soleil par une poignée de crayons tenus dans la main au-dessus d’une feuille de papier, pointes en bas. Les marques faites par les pointes représentent des grains d’énergie. Lorsque les crayons sont perpendiculaires à la feuille, les pointes sont serrées au maximum : la densité d’énergie par unité de surface est la plus grande. Lorsqu’on incline ensemble tous ces crayons parallèles, les pointes s’écartent et couvrent des surfaces de plus en plus allongées : la densité d’énergie diminue avec l’étalement des traces.

Schéma irradiation solaire incidente.

Cependant, une surface qui s’écarte de 25 % de cette position perpendiculaire au Soleil, intercepte encore plus de 90 % du rayonnement direct maximum. L’angle que font les rayons du Soleil avec la normale à la surface (angle d’incidence) déterminera le pourcentage de lumière directe interceptée par la surface. Le tableau ci-dessous donne les pourcentages de lumière interceptée par une surface pour différents angles d’incidence.

Tableau pourcentage du rayonnement intercepté par une paroi en fonction de l'angle d'incidence.

En réalité, le rayonnement total reçu sur une surface, appelé irradiation solaire incidente (ou encore éclairement énergétique global), est défini par la somme de trois composantes :

L’irradiation directe, provenant directement du Soleil. Cette composante s’annule si le Soleil est caché par des nuages ou par un obstacle.

L’irradiation diffuse, correspondant au rayonnement reçu de la voûte céleste, hors rayonnement direct. Cette énergie diffusée par l’atmosphère et dirigée vers la surface de la Terre, peut atteindre 50 % du rayonnement global reçu, lorsque le Soleil est bas sur l’horizon, et 100 % pour un ciel entièrement couvert.

L’irradiation réfléchie, correspondant au rayonnement réfléchi par l’environnement extérieur, en particulier le sol, dont le coefficient de réflexion est appelé « albedo ».

Schéma rayonnement direct, diffus et réfléchi.

En particulier, on définit aussi l’irradiation hémisphérique comme l’irradiation globale reçue sur une surface horizontale (la composante réfléchie par le sol est nulle dans ce cas).
L’éclairement énergétique global est mesuré par un solarimètre suivant l’inclinaison et l’orientation souhaitées. L’éclairement énergétique diffus seul est mesuré par un solarimètre à bande d’ombre : c’est le même instrument muni d’un ruban semi-circulaire qui, ajusté périodiquement, masque l’ensoleillement direct de l’appareil de mesure.

La quantité d’énergie reçue sera dépendante cette puissance, mais aussi de la durée de l’ensoleillement.

Irradiation solaire annuelle et ressources connues d’énergie par rapport à la consommation énergétique mondiale annuelle.

Et cette énergie reçue est énorme ! Même si toute l’énergie solaire reçue sur Terre n’est pas exploitable, on estime que la partie qui pourrait l’être représente trois fois plus que l’énergie consommée mondialement. Cette énergie qui semble inépuisable à l’échelle humaine est totalement respectueuse de l’environnement : son utilisation ne produit ni déchets ni émission polluante. Un véritable défi pour l’avenir !

Les obstacles à l’ensoleillement

Des masques solaires peuvent être occasionnés par le relief, la végétation existante, les bâtiments voisins, ou encore par des dispositifs architecturaux liés au bâtiment lui-même.

Les constructions constituent des écrans fixes pour leur voisinage. Leur rôle peut être positif si l’on recherche une protection contre le Soleil : c’est le cas des villes méditerranéennes traditionnelles, où l’étroitesse des ruelles et la hauteur des bâtiments réduisent considérablement le rayonnement direct et fournissent un ombrage bienvenu.

Par contre, ce rôle peut être négatif si les bâtiments voisins masquent le Soleil alors qu’on souhaite bénéficier d’apports solaires. En effet sous notre climat, durant les mois d’hiver, environ 90 % des apports solaires interviennent entre 9 h et 15 h solaire. Tous les masques de l’environnement (immeubles ou grands arbres, qui interceptent le Soleil pendant ces heures) gêneront grandement l’utilisation des gains solaires.

Dans le cas d’une conception solaire passive, il importera donc de mesurer l’impact de cet effet de masquage. Pour ce faire, on représentera sur un diagramme cylindrique ou stéréographique (figure ci-dessus) les courbes de la course solaire annuelle et la silhouette des bâtiments voisins. On repèrera ainsi facilement les périodes où l’ensoleillement est disponible et on pourra calculer les facteurs de réduction des gains solaires.

L’emploi de matériaux réfléchissants (vitrages) peut également influencer l’exposition effective d’un bâtiment. Ainsi, un édifice orienté nord et doté de larges vitrages clairs pour tirer parti de la lumière naturelle peut se retrouver dans une situation sud si on construit en face un bâtiment équipé de vitrages réfléchissants, précisément pour se protéger de l’ensoleillement. À l’évidence, les conditions de confort, dans le premier bâtiment, sont profondément modifiées par la construction du second.

L’ensoleillement en Belgique

Sous notre climat, le Soleil nous apporte annuellement environ 1 000 kWh/m² au sol, l’équivalent énergétique de 100 litres de mazout par m² !

La quantité d’énergie solaire reçue en un lieu est inégalement répartie au fil des saisons. Elle varie suivant le jour et l’heure considérés, et est influencée par les conditions météorologiques et le niveau de pollution de l’air. On considère en général que l’on reçoit 250 kWh du 15 octobre au 15 avril et 750 kWh du 15 avril au 15 octobre.

Suivant les conditions météorologiques, le rayonnement nous parviendra selon ses composantes diffuses et directes en proportion plus ou moins grande.

N.B. : Le rayonnement solaire global est ici considéré sur une surface horizontale (sur laquelle la composante réfléchie du rayonnement est nulle).

En pratique, les conditions météorologiques peuvent être qualifiées par l’insolation directe relative : c’est le rapport entre l’insolation effective (S) et l’insolation maximale théorique (So). Celle-ci détermine les types de ciel :

Un ciel est considéré comme serein lorsque l’insolation directe relative S/So est comprise entre 80 et 100 %,

un ciel est considéré comme moyen lorsque l’insolation directe relative S/So est comprise entre 20 et 80 %,

un ciel est considéré comme couvert lorsque l’insolation directe relative S/So est comprise entre 0 et 20 %.

Ciel	Mois de l’année
	J	F	M	A	M	J	J	A	S	O	N	D
Couvert	65	54	45	40	30	28	32	29	29	43	61	70
Moyen	23	33	39	44	47	53	52	55	47	37	28	20
Serein	12	13	16	16	13	19	16	16	24	20	11	10

Et le tableau suivant donne pour Uccle, les moyennes journalières mensuelles de l’insolation directe relative.

Mois	J	F	M	A	M	J	J	A	S	O	N	D
S/So (%)	23	28	34	39	46	40	41	45	43	35	24	17

Par exemple, une insolation directe relative de 34 % au mois de mars à Uccle indique qu’en moyenne seulement 34 % du temps est ensoleillé entre le lever et le coucher du Soleil.

Énergie moyenne journalière reçue sur une surface horizontale.

Annuellement, c’est environ de 60 % de l’énergie solaire qui nous arrive sous forme de rayonnement diffus, et 40 % sous forme de rayonnement direct.

	Global [kWh/m².an]	Direct [%]	Diffus [%]
Normale	980	40	60
2002	990	44	56
2003	1 151	52	48
2004	1 034	44	56
2005	1 056	47	53
2006	1 040	47	53
2007	998	45	55

Rayonnement annuel reçu sur une surface d’1m² au sol.
Source IRM.

> En Belgique, dû à la présence fréquente de nuages, plus de la moitié de l’énergie solaire nous provient de manière diffuse !

L’éclairement énergétique disponible

Les graphes suivants donnent l’éclairement énergétique solaire direct et global pour un ciel serein à Uccle, le 15 des mois de mars, juin, septembre et décembre.

Par exemple, les éclairements énergétiques solaires direct et global pour un ciel serein à Uccle sont,

le 15 mars à 10huniv.(11hoff) de 291 W/m² et 424 W/m² pour une surface horizontale,
le 15 juin à 13huniv.(15hoff) de 124 W/m² et 323 W/m² pour une surface verticale ouest,
le 15 septembre à 13huniv.(15hoff) de 467 W/m² et 687 W/m² pour une surface verticale sud.

Dans le cas où la surface réceptrice est verticale, l’éclairement énergétique sera maximal sur une surface sud en hiver, tandis qu’il sera maximal sur une surface est ou ouest en été. Ceci étant, la surface verticale n’est jamais la surface la plus favorable au captage de l’énergie solaire.

Afin de tenir compte des conditions météorologiques, les tableaux ci-après donnent l’éclairement énergétique solaire global pour un ciel moyen et un ciel couvert, à Uccle (Bruxelles), le 15 des mois de mars, juin, septembre et décembre, d’une surface horizontale et d’une surface verticale d’orientation sud, nord, est et ouest.

Par exemple, l’éclairement énergétique solaire global pour un ciel moyen et un ciel couvert à Uccle est,

le 15 mars à 9huniv. (10hoff) de 197 W/m² et 89 W/m² pour une surface horizontale,
le 15 juin à 9huniv. (11hoff) de 419 W/m² et 130 W/m² pour une surface verticale est.

Ciel moyen.

Ciel couvert.

Comparativement au ciel serein, la réduction de l’éclairement énergétique global sur une surface horizontale est de l’ordre de 30 % par ciel moyen et de 70 % par ciel couvert. Cette différence s’accentue lorsque la surface réceptrice tend à être perpendiculaire au rayonnement solaire.

Variation géographique de l’exposition énergétique

Le tableau ci-dessous donne pour les stations sélectionnées les expositions énergétiques moyennes mensuelles et annuelles en Wh/m².

Wh/m²	MIDDELKERKE	UCCLE	CHIEVRES	KLEINE-BROGEL	FLORENNES	SPA	SAINT-HUBERT
Janvier	23 324,1	19 934,9	18 946	21 429,49	20 193,282	21 701,74	22 207,33
Février	38 408,6	35 366,7	34 127,7	37 347,43	36 886,284	39 867,08	42 403,39
Mars	82 762,2	70 736,2	70 311,2	73 494,77	74 980,998	75 783,84	77 881,23
Avril	120 012	106 964	104 289	110 814,4	108 247,55	111 258,9	112 953,5
Mai	155 199	142 253	133 433	142 964,2	139 408,37	144 247,7	147 089,5
Juin	161 996	148 892	139 511	149 189,7	149 189,71	152 095,5	154 251,2
Juillet	156 251	140 136	131 869	141 958,6	144 339,32	144 247,7	148 684,1
Aout	133 588	120 135	113 045	122 898,7	120 976,34	127 024,1	124 579,4
Sept.	97 249,4	89 548,8	85 518	89 726,62	90 176,658	93 757,5	95 727,1
Octobre	60 666	54 359,9	54 087,7	57 785,18	58 599,132	61 316,02	59 199,18
Nov.	28 288,4	24 577	24 771,4	27 132,73	26 249,322	27 085,5	25 560,38
Déc.	18 576,5	15 690,1	15 940,2	18 120,89	16 820,79	17 654,19	18 279,24
ANNEE	1 076 322	968 591	925 849	992 862,8	986 067,77	1 016 040	1 028 816

La Belgique se caractérise par des variations géographiques relativement faibles, inférieures à ± 5 % pour l’ensemble du pays, à l’exception de la région côtière et du pays gaumais où des écarts annuels de 10 % par rapport à Uccle sont atteints et même dépassés (+ 18 % à Luxembourg).

Du tableau précédent, les écarts par rapport à Uccle s’établissent comme suit selon les saisons : en hiver (H); printemps (P); été (E); automne (A) et période de végétation (V) couvrant les mois de mai, juin et juillet.

	H	P	E	A	V	Année
Middelkerke	+ 13 %	+ 12 %	+ 10 %	+ 10 %	+ 9 %	+ 11 %
Chièvres	– 3 %	– 4 %	– 6 %	– 2 %	– 6 %	– 4 %
Kleine-Brogel	+ 9 %	+ 2 %	+ 1 %	+ 3 %	+ 1 %	+ 2 %
Florennes	+ 4 %	+ 1 %	+ 1 %	+ 4 %	0 %	+ 2 %
Spa	+ 12 %	+ 4 %	+ 3 %	+ 8 %	+ 2 %	+ 5 %
Saint-Hubert	+ 17 %	+ 6 %	+ 4 %	+ 7 %	+ 4 %	+ 6 %

L’Institut Royal Météorologique de Belgique a établi une distribution du rayonnement solaire basée sur la répartition de l’insolation effective selon les zones climatiques de la Belgique sachant que les variations de celle-ci par rapport à Uccle sont approximativement les suivantes :

Littoral	+ 10 %
Polders et Pays de Waes	de + 5 % à + 2 % selon l’éloignement de la zone côtière.
Campine et Flandre limoneuse	+ 2 %
Hesbaye	– 2 %
Pays de Herve	– 5 %
Gileppe – Warche	– 7 %
Plateau ardennais	+ 2 % à + 5 %
Pays gaumais	+ 5 %
Grand-Duché de Luxembourg	+ 10 %

La carte ci-dessous en a été déduite.

L’influence de l’orientation et de l’inclinaison

Il est bien entendu clair que la quantité d’énergie reçue sur une surface dépendra de son orientation et de son inclinaison.

Le graphe ci-dessous montre cette influence dans notre pays (l’azimut se lit sur la circonférence et la hauteur du Soleil sur les cercles intérieurs) :

Une surface inclinée à 38° au sud recevra un maximum d’énergie solaire. Une surface verticale à l’est ne recevra que 50 % de cette énergie maximale.

Construction d’un diagramme solaire

La voûte céleste est la partie visible du ciel dans toutes les directions au-dessus de l’horizon. Le quadrillage du diagramme solaire représente les angles horizontaux et verticaux des points de la voûte céleste. Tout se passe comme si l’observateur repérait l’azimut et la hauteur du Soleil sur un hémisphère transparent au-dessus de lui et comme si, ensuite, il étirait cette portion de sphère en cylindre vertical.

Lorsque l’on connaît l’azimut et la hauteur solaire, on n’a aucune peine à situer la position du Soleil dans le ciel.

En joignant les différentes localisations, du Soleil à divers moments de la journée, on obtient le tracé de la course du Soleil.

On peut ainsi tracer la course du Soleil pour n’importe quel jour de l’année. Les trajectoires représentées sur les diagrammes solaires correspondent au vingtième jour de chaque mois (certains diagrammes les donnent pour les 5, 15 et/ou 25ème jours de chaque mois). La journée solaire est la plus longue au solstice d’été, lorsque le Soleil atteint sa hauteur la plus élevée et balaie le secteur azimutal le plus large, de part et d’autre du sud. Au voisinage du solstice d’hiver, le Soleil est au contraire beaucoup plus bas dans le ciel : il reste visible moins longtemps et balaie le secteur azimutal le plus faible.

Pour terminer, si on relie entre eux les points qui correspondent aux mêmes heures sur les différentes courbes relatives à une même latitude (et à différents moments de l’énnée, on obtient pour chaque heure du jour une ligne particulière en pointillé.

D’une manière similaire, on pourra aisément représenter les masques solaires. Il suffira pour cela de repérer l’azimut et la hauteur de chacun des obstacles et de les reporter sur le diagramme.

Posted By : Sylvie 2 Sep, 2010

Niveau E : niveau de consommation en énergie primaire

Généralités

La méthode de calcul du niveau E est pour l’instant divisée en deux sous-méthodes : une méthode pour le résidentiel et une autre pour les bâtiments de bureaux et scolaires (d’autres méthodes devraient voir le jour).

Dans ces grandes lignes, le calcul du niveau E intègre, conformément aux impositions de la Directive européenne, les éléments suivants :

le site et l’implantation du bâtiment : (compacité, orientation,…) ;
les caractéristiques de l’enveloppe et les subdivisions internes (coefficient U et niveau global d’isolation K) ainsi que l’étanchéité à l’air du bâtiment ;
les équipements de chauffage, de refroidissement et pour le secteur résidentiel, les équipements d’approvisionnement en eau chaude sanitaire ;
la ventilation ;
le confort intérieur ;
pour le secteur non résidentiel, l’éclairage naturel et les installations d’éclairage ;
les systèmes solaires passifs et les protections solaires ;
…

D’autres éléments peuvent, le cas échéant, être pris en compte :

les systèmes solaires actifs et les autres systèmes faisant appel aux énergies renouvelables pour le chauffage et la production d’électricité ;
l’électricité et la chaleur produites par une installation de cogénération ;
les systèmes de chauffage et de refroidissement collectifs ou urbains ;
…

Le niveau E

Ce niveau de consommation d’énergie primaire est donné par le rapport entre la consommation caractéristique annuelle d’énergie primaire et une valeur de référence, le tout multiplié par 100 :

E = 100 . E_cons/ E_ref

où :

E : Niveau de consommation d’énergie primaire ;
E_cons : Consommation caractéristique annuelle d’énergie primaire [MJ] ;
E_ref: Valeur de référence pour la consommation caractéristique annuelle d’énergie primaire [MJ]

Consommation caractéristique annuelle d’énergie (E_cons)

Le non-résidentiel

E_cons= E_éclairage+ (E_chauffage + E_{refroidissement} + E_auxiliaires – E_{photovoltaïque} – E_{cogénération})

E_éclairage: Consommation annuelle d’énergie primaire pour l’éclairage [MJ]
E_chauffage: Consommation mensuelle d’énergie primaire pour le chauffage [MJ]
E_{refroidissement}: Consommation mensuelle d’énergie primaire équivalente pour le refroidissement [MJ]
E_auxiliaires: Consommation mensuelle d’énergie primaire des auxiliaires [MJ]
E_{photovoltaïque}: Production mensuelle d’énergie primaire des systèmes d’énergie solaire photovoltaïque [MJ]
E_{cogénération}: Production mensuelle d’énergie primaire résultant d’une installation de cogénération [MJ]

L’énergie primaire consommée est donc la somme sur les douze mois de l’année de la consommation des différents postes hormis l’éclairage qui est directement comptabilisé annuellement. Ces termes sont décrits de manière plus détaillée en annexe à ce chapitre.

Le résidentiel

L’annexe I de la réglementation, destinée au résidentiel, définit la consommation d’énergie primaire par :

E_cons = (E_chauffage + E_{eau chaude sanitaire} + E_{refroidissement} + E_auxiliaires – E_{photovoltaïque} – E_{cogénération})

La différence entre la méthode de calcul pour les immeubles de bureaux et écoles et celle pour le résidentiel réside donc dans la prise en compte de la consommation d’énergie pour l’éclairage E_éclairage et la non prise en compte de la consommation pour l’eau chaude sanitaire E_{eau chaude sanitaire}.

De plus, pour le résidentiel un critère sur le risque de surchauffe est aussi à respecter. Une probabilité d’avoir un refroidissement actif est calculée sur base d’un indicateur de surchauffe obtenu par le rapport entre les gains et les pertes de chaleur et dépendant de l’inertie thermique du bâtiment. Cet indicateur doit être inférieur à 17 500 Kh.

Consommation caractéristique annuelle d’énergie de référence (E_ref)

La valeur de référence pour la consommation caractéristique annuelle d’énergie primaire dépend de :

– pour le résidentiel de :

la surface totale de plancher ;
la compacité (rapport entre le volume et la surface totale de toutes les parois qui enveloppent le volume protégé).

– pour le non résidentiel (bureau et écoles) de :

la surface totale d’utilisation ;
la surface totale de toutes les parois qui enveloppent le volume protégé ;
du débit d’alimentation de conception pour la ventilation ;
d’une variable auxiliaire (représentant l’éclairement) ;
du nombre conventionnel d’heures d’utilisation par an.

En résumé : ce calcul revient à comparer les consommations énergétiques caractéristiques du bâtiment conçu avec les consommations caractéristiques d’un bâtiment de référence (E100). Ce bâtiment est considéré d’une géométrie similaire, d’un niveau global d’isolation K45 et équipé d’installations standards.

Méthode de calcul

La méthode de calcul pour la détermination du niveau de consommation en énergie primaire est :

normalisée (et donc indépendante de l’utilisateur) ;
définie pour un usage standardisé du bâtiment (les paramètres liés à l’occupation (taux d’occupations,…) ont été définis de manière conventionnelle) ;
basée sur un calcul statique mensuel ;
basée sur les notions du K et du BE et intègre les différentes installations et vecteurs énergétiques.

Voici, de manière schématique, la démarche de calcul :

Le calcul est établi par étapes :

-> Besoin net en énergie.
-> Consommation finale en énergie (prise en compte du rendement des installations: rendements de production, de distribution, d’émission et de stockage).
-> Consommation en énergie primaire (facteurs de conversion dépendant du vecteur énergétique).

Posted By : Sylvie 2 Sep, 2010

Concevoir le préchauffage par capteurs solaires

La non-simultanéité de la production et des besoins

Le problème essentiel du chauffage par capteurs thermiques est la non-simultanéité de la production solaire possible et la demande de chauffage du bâtiment. (À l’inverse, la climatisation solaire présente une adéquation relative entre les besoins et la disponibilité solaire. Mais le défi est de taille : faire du froid avec du chaud ! Cela se fait par l’intermédiaire d’une machine à ad/absorption).

Le graphe ci-dessus montre donc tout l’intérêt pour le chauffage de développer des technologies de stockage inter-saisonnier ! Si un jour les recherches aboutissaient en ce sens, il serait tout à fait possible de se chauffer gratuitement en hiver grâce à la récolte solaire estivale ! Mais avant cela, pensons d’abord à réduire nos besoins énergétiques !

À l’heure actuelle, le stockage d’énergie étant basé sur le réchauffement d’un ballon d’eau, on peu difficilement stocker l’énergie pour plusieurs semaines !
De plus, le système doit alors être dimensionné sur les besoins de mi-saisons voir plus tôt dans l’année. Les surfaces de capteurs nécessaires, considérables tout comme dans le cas d’installations solaires couvrant uniquement une grande partie des besoins d’ECS, seront donc superflues en été, diminuant le temps d’utilisation des capteurs et leur production surfacique.

Cela rend, dans les conditions actuelles de prix, les installations collectives avec appoint chauffage difficilement viables économiquement par rapport aux systèmes plus traditionnels.

Néanmoins, certains cas seront plus favorables aux économies de chauffage possibles par le placement de capteurs solaires. La condition principale est une demande de chauffage bien présente en mi-saison voire en été.

Cette condition est plus facilement rencontrée dans des bâtiments où la consigne reste importante en intersaisons (maisons de soins, maisons de repos,…) ou qui ne peuvent valoriser les gains solaires directs (via les fenêtres).

La première chose à faire sera donc d’identifier ses besoins de chauffage par rapport à la disponibilité solaire mensuelle.

D’un point de vue technique, les capteurs à tubes sous-vide de type heat pipe ainsi qu’un chauffage à basse température conviendront mieux à ce type d’applications.

Les cas de figure étant nombreux et tellement différents qu’une étude préalable au projet devrait confirmer la pertinence d’un tel système.

Posted By : Sylvie 2 Sep, 2010

Mesurer et contrôler la production solaire thermique

La comptabilité énergétique est essentielle au contrôle du bon fonctionnement de l’installation solaire et permettra rapidement d’identifier une dérive de l’installation due à un mauvais réglage ou une défaillance d’un composant. Elle nécessite cependant la pose d’un équipement spécifique et adéquat:

Les thermomètres à l’aller et au retour des capteurs

Très simples et peu coûteux, deux thermomètres placés sur l’aller et le retour entre les capteurs et le stockage permettent déjà de vérifier le fonctionnement correct de l’installation.

Un fonctionnement normal devrait montrer, lors du fonctionnement, des températures supérieures dans le circuit d’alimentation et des températures d’entrée et de sortie égales lorsque l’installation est à l’arrêt. Dans le cas contraire, un fonctionnement anormal souvent dû à un effet thermosiphon peut déjà être décelé.

Le débitmètre gravimétrique

Photo débitmètre gravimétrique.

Un débitmètre gravimétrique est un instrument de mesure du débit de fluide, souvent associé à une vanne de réglage du débit. Situé sous le circulateur, il permet de régler la vitesse de celui-ci pour assurer un débit minimum dans les capteurs. Il permet en plus un contrôle approximatif du débit de l’installation en fonctionnement.
À partir de ce débit et des températures, il est possible par calcul d’estimer très grossièrement la puissance instantanée du circuit.

Le débitmètre volumétrique

Pour la mesure de débit du circuit solaire on utilise généralement un compteur d’eau classique à impulsion bien plus précis. Celui-ci est muni d’un contact REED. À chaque tour, un aimant passant sur la couronne ferme le contact et l’impulsion est envoyée.

Photo débitmètre volumétrique.

Certaines marques ont développé de petits modèles de débitmètre volumétrique…

Le compteur d’énergie

Schéma principe compteur d’énergie

Un compteur intégrateur de chaleur appelé aussi calorimètre ou encore compteur d’énergie thermique est un dispositif comportant :

Un compteur volumétrique (placé généralement sur la conduite de retour (plus froide) vers les capteurs).
Deux sondes de température (au contact des conduites ou dans un doigt de gant). Leur placement est important pour une évaluation précise : idéalement à l’entrée et à la sortie de l’échangeur solaire.
Un calculateur à affichage numérique. Il propose généralement la comptabilité de l’énergie produite (en kWh), l’estimation de la puissance instantanée du système (en W), de la température aller/retour ainsi qu’un historique des données. Certains modèles proposent une gestion par réseau informatique Wifi, internet,..

Ce dispositif est le seul moyen précis pour calculer l’énergie réellement produite par l’installation. Idéalement, il devrait être réglable afin de prendre en compte les caractéristiques du fluide caloporteur utilisé.

Un calculateur est parfois intégré au système de régulation différentielle. Cependant, ce système reste très imprécis car il utilise les sondes de température propres aux besoins de la régulation (par exemple situées dans le ballon plutôt qu’à la sortie du fluide caloporteur).

N.B. : Les calculateurs spécifiques « chauffage » ne conviennent généralement pas pour les applications solaires, car, ils ne présentent pas la possibilité d’adapter la chaleur massique du fluide utilisé et ne supportent pas les hautes températures.

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Établir le cahier des charges « qualité »

Le cahier des charges d’une installation solaire peut se concevoir selon deux approches différentes. Sur base des résultats de l’étude de faisabilité, le bureau d’études choisi par le maître de l’ouvrage peut soit :

Définir un objectif de production de l’installation et des exigences de base auxquelles le système et certains composants doivent satisfaire. A charge pour le soumissionnaire de proposer un système qui produit annuellement le nombre de kWh solaires requis. Cette approche est utilisée dans l’optique d’une Garantie de Résultats Solaires.
Dimensionner lui-même l’installation optimale et décrire en détail le système et tous ses composants. Le soumissionnaire fera une offre de prix pour la fourniture des composants spécifiés et les travaux d’installation.

Dans les deux cas, les exigences de qualité seront stipulées dans le cahier des charges afin de garantir la durabilité et le fonctionnement optimal de l’installation. Ci-dessous, quelques points qui doivent faire l’objet d’une attention particulière lors de la rédaction du cahier des charges :

Plus encore que dans les systèmes de production de chaleur traditionnels, un matériel de qualité, monté dans les règles de l’art est indispensable au bon fonctionnement de l’installation solaire thermique. Deux grands types de systèmes sont couramment utilisés sous nos latitudes : les systèmes à vidange et les systèmes sous pression. Le choix du type de système peut être laissé au soumissionnaire à condition de spécifier les exigences de qualité minimales pour chaque type de système.

Les capteurs constituent, avec la régulation, le cœur du système solaire thermique. Ils doivent satisfaire à de nombreuses exigences de durabilité, de rendement et de résistance à des conditions extrêmes de température et de pression. Tous ces critères sont explicités dans la récente norme européenne – EN 12975-1 : Installations solaires thermiques et leurs composants – Capteurs – partie 1 : Exigences générales – disponible auprès de l’Institut Belge de Normalisation ( http://www.nbn.be/). La conformité des capteurs avec cette norme constitue un gage de qualité appréciable.

L’énergie solaire est transférée au stockage par un échangeur de chaleur (interne ou externe au ballon). Le dimensionnement correct de cet échangeur est crucial. De fait, un mauvais dimensionnement risque d’influencer négativement tant la performance des capteurs que la consommation électrique de la pompe du circuit primaire.

Les pertes du stockage doivent absolument être limitées par une isolation parfaite du ballon et de la boucle de distribution d’eau chaude s’il y en a une. Le bouclage de l’eau distribuée augmente les pertes liées au stockage d’au moins 30 %. Une conception appropriée de l’installation permet de limiter ces pertes.

L’isolation ininterrompue des conduites du circuit primaire est capitale. L’isolation des conduites extérieures doit faire l’objet d’une attention particulière. Le matériau isolant doit résister aux intempéries et aux rayons ultraviolets, et dans bien des cas, une gaine rigide en aluminium sera nécessaire pour le protéger des attaques de rongeurs et d’oiseaux.

Dans les systèmes sous pression, le vase d’expansion du circuit primaire doit pouvoir contenir, outre le volume correspondant à la dilatation thermique du fluide caloporteur, l’entièreté du fluide contenu dans les capteurs au cas où celui-ci se vaporiserait suite à la montée en température des capteurs. Les soupapes de sécurité permettront à la vapeur de s’échapper en cas de problème.

Tous les matériaux mis en œuvre doivent résister simultanément à de hautes températures et pressions, en particulier les composants situés dans le réseau hydraulique des capteurs.

La garantie matérielle offerte sur un système solaire thermique est généralement de 10 ans sur les capteurs, 5 ans sur le(s) ballon(s) de stockage, et deux ans sur tous les autres composants du système.

Le suivi et la maintenance de l’installation solaire revêtent une importance particulière car, en cas de dysfonctionnement, le système de chauffage d’appoint pourrait fournir toute l’énergie nécessaire à la production d’eau chaude sans que l’on ne s’en aperçoive. Pour permettre un suivi élémentaire de l’installation, on placera un calorimètre sur la conduite primaire afin de mesurer l’énergie solaire transférée au ballon de stockage.

Plus de détails sur le cahier des charges d’une installation de capteurs solaires (fichier xls réalisé par le bureau 3E à l’initiative de l’IBGE)

Source : Brochure « Installer un grand système solaire de production d’eau chaude en Wallonie » réalisée par 3E ( http://www.3e.be) et l’Institut de Conseils et d’Études en Développement Durable ( http://www.icedd.be).

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Prévoir un contrat de Résultats Solaires (GRS)

La GRS est un contrat qui traduit la volonté du fabricant/fournisseur de ne pas se limiter à la simple fourniture de composants, mais de garantir également la production énergétique annuelle de l’installation solaire.

Par la GRS, le fabricant et/ou le fournisseur du système, l’installateur, l’exploitant et le bureau d’études en charge du projet deviennent solidairement responsables des objectifs de production fixés.

Éviter les bulles …

Les résultats d’audits menés sur d’anciennes installations solaires collectives ont permis de mettre en évidence certains problèmes de conception, de maintenance et de contrôle de l’installation. Ce constat a donné naissance au concept de Garantie de Résultats Solaires en France dès la fin des années 80.

La production de l’installation est suivie mois par mois à l’aide d’un dispositif de télésurveillance qui comptabilise l’énergie solaire. L’installation doit par exemple produire 90 % de l’objectif calculé, pendant deux à cinq années consécutives.

La GRS a été mise en œuvre pour la première fois en France, en 1988, sur l’Hôpital de Castres. Depuis lors des dizaines d’installations collectives avec GRS ont vu le jour en Espagne, en France et en Allemagne.

Détail important, jusqu’à présent, les systèmes qui en bénéficient ont toujours produit plus que ce que la GRS ne prévoyait !
Si le maître d’ouvrage souhaite obtenir une garantie de résultat solaire, le cahier des charges précisera :

Les besoins de l’établissement (le profil de puisage, la demande en chaleur,…).
Un objectif de production (combien de kWh solaire le système doit-il produire annuellement ?).
Toutes les contraintes susceptibles de limiter la production de l’installation.
Les exigences de qualité des matériaux utilisés.

> Pour en savoir plus sur la GRS : http://www.tecsol.fr

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Estimer la durée de vie et la maintenance

Piscine solaire de Louvain La Neuve.

Actuellement, on peut aisément compter sur une durée de vie de 25 ans. L’audit de l’installation de la piscine du Blocry (capteur plans vitrés atmosphériques) à Louvain La Neuve a montré qu’après 20 ans l’installation présentait des performances de près de 90 % par rapport aux prestations initiales. Il va de soi que maintenir une bonne performance va de pair avec un entretien régulier et une maintenance correcte de l’installation.

Un guide très complet sur la maintenance à destination du responsable énergie a été réalisé par le bureau 3E à l’initiative de l’IBGE.

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Prédimensionner l’installation d’ECS

C’est le rapport « volume de stockage / surface de capteur » qui détermine le fonctionnement optimal de l’ensemble du système et la fraction solaire atteinte, donc le bon dimensionnement de la proposition par rapport aux besoins couverts par le solaire (fraction solaire).

Différentes approches de dimensionnement sont possibles : sur base de la fraction solaire souhaitée ou à partir de l’optimum économique.

Le tout est de trouver le bon compromis entre une fraction solaire intéressante et une production au m² suffisante pour que l’installation solaire reste économiquement justifiée.
Pour les faibles fractions solaires assurant une plus grande production surfacique (meilleure efficacité et donc temps de retour plus court), on dimensionnera le système en situation estivale (besoins et apports solaires).
Pour atteindre une couverture solaire plus importante, l’installation sera dimensionnée par rapport à l’énergie solaire disponible en mi-saison.

> Plus d’infos sur l’influence de la fraction solaire sur le rendement de la production solaire.

Néanmoins, en fonctionnement, un système correctement dimensionné devrait produire entre 300 et 450 kWh/m².
Le tableau suivant présente des valeurs de dimensionnement couramment rencontrées en pratique (source ATIC) :

Fraction solaire %	Type d’installation	Surface de capteur	Volume de stockage du tampon
20 à 40 %	Grandes	1m² par 50 à 70 l/j d’ECS à 60 °C	50 l/m²
40 à 50 %	Moyennes	1m² par 50 à 60 l/j d’ECS à 60 °C	50 à 60 l/m²
50 à 60 %	Petites	1m² par 30 à 40 l/j d’ECS à 60 °C	60 l/m²

En règle générale, pour les très petites installations (type domestique), 4 m² de capteurs sont considérés comme un minimum pour rentabiliser une installation solaire alors que pour le logement collectif, 1 à 2,5 m² de panneaux solaires par logement suffisent.

Le Quick Scan, un outil d’aide à la décision simple et efficace

Le Quick Scan est un outil sectoriel de pré-dimensionnement des systèmes solaires collectifs, à utiliser au stade initial d’un projet.

Sur base de la consommation d’eau chaude (réelle ou estimée) de l’établissement, le Quick Scan fournit des indications sur :

la surface de capteurs à installer,
le volume de stockage solaire nécessaire, son poids et sa surface d’encombrement,
l’économie d’énergie primaire et de combustible réalisable,
le coût global du système et le coût du kWh solaire produit,
les émissions de CO₂ évitées et le coût de la tonne de CO₂ évitée.

Le Quick Scan donne des ordres de grandeur qui doivent être précisés par la suite, lors de l’étude de faisabilité et du dimensionnement final de l’installation. Il constitue un excellent indicateur de la pré-faisabilité d’un projet, mais pas un outil de dimensionnement fin pour les bureaux d’études ou les fournisseurs d’équipements solaires. En effet, le Quick Scan ne considère pas les contraintes techniques propres au bâtiment, et dimensionne l’installation selon une méthode simplifiée. Les étapes ultérieures de la démarche-projet visent à dimensionner l’installation au plus près de l’optimum économique.

Calculs

Pour accéder au Quick Scan.

Pour accéder au mode d’emploi du Quick Scan PDF.

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Considérer l’aspect économique [ECS par capteurs solaires]

Le coût d’une installation

Le graphe qui suit donne une estimation du coût d’une installation solaire par mètre carré de capteurs. Le coût varie forcément en fonction de la taille de l’installation (plus le système est grand, plus le prix par m² de capteur est réduit).

À titre d’information, on peut estimer les coûts (hors TVA) suivants :

pour 4 m² de capteurs (ex. petites installations de type unifamilial), il faut compter environ 6 500 € pour tout le système (capteurs + stockage + raccordement de l’appoint), soit +/- 1 620 €/m² de capteurs,

pour 10 m² de capteurs (en logement collectif, cela correspond approximativement à 5 appartements), il faut compter environ 14 000 € pour tout le système, soit +/- 1 400 €/m² de capteurs,

pour 25 m² de capteurs (en logement collectif, cela correspond approximativement à 15 appartements), il faut compter environ 30 000 € pour tout le système, soit +/- 1 200 €/m² de capteurs,

Schéma coût unitaire du chauffe-eau solaire.

Bien entendu, si l’installation solaire thermique s’inscrit dans la rénovation plus large du chauffage ou de la toiture, certains coûts fixes vont diminuer.

Afin d’éviter de mauvaises surprises, outre le coût des capteurs, d’autres paramètres doivent être pris en compte dans l’évaluation du prix de l’installation. Entre autres :

Le mode d’intégration architecturale choisi ;
La faisabilité technique de raccorder la boucle solaire à l’installation existante ;
L’accessibilité de la toiture ;
La structure de la toiture (évaluer le surcoût si on doit renforcer la toiture) ;
La taille de l’installation ;
…

Attention ! Si l’on compare simplement le prix d’achat d’un système solaire avec le prix d’un système conventionnel, le risque est grand d’arriver à la conclusion que le solaire n’est pas une option économiquement intéressante. Ce serait aller un peu vite en besogne :

Pour le solaire, la quasi-totalité des coûts porte sur les composants du système. Les frais de combustible sont par nature gratuits et les coûts d’exploitation faibles.

À l’inverse, pour une chaudière au mazout ou au gaz ou un boiler électrique, une fraction importante du coût est reportée sur le prix du combustible et/ou les frais d’exploitation.

L’approche qui semble la plus pertinente de la faisabilité économique passe donc par l’estimation du coût du kWh solaire produit (coût de l’investissement divisé par l’économie énergétique annuelle), que l’on pourra raisonnablement comparer avec le coût du kWh mazout, gaz ou électricité.

Les subsides

Pour soutenir la production d’énergie verte, les pouvoirs publics belges ont mis en place des mécanismes financiers qui réduisent le coût réellement payé par l’investisseur de capteurs thermiques.

> Plus d’infos : http://energie.wallonie.be

Plus d’infos sur le financement de la rénovation énergétique : cliquez ici !

Quelle rentabilité ?

Si la conception et l’intégration d’une installation collective sont plus délicates que celles d’un chauffe-eau solaire individuel, la productivité de l’installation est généralement meilleure. En effet, le taux d’occupation des grands immeubles ou établissements est relativement constant tout au long de l’année et la consommation d’eau chaude y est globalement plus importante.

Les applications solaires les plus intéressantes économiquement se retrouvent parmi les établissements consommant de grandes quantités d’eau chaude : les piscines et les établissements d’accueil social (maisons de repos, centres d’accueil pour personnes handicapées, …), les internats, grands hôtels, centres de vacances, immeubles de plus de 15 logements, restaurants d’entreprise,… Plus la consommation d’eau chaude de l’établissement est élevée, plus l’installation solaire est grande, et meilleure est sa rentabilité. Et pour cause, le coût au m² d’une installation est inversement proportionnel à la surface installée; ce qui explique que de grandes installations puissent être rentables sans subsides.

Voici le prix de revient d’une installation solaire (couvrant 30 % des besoins énergétiques) en fonction de la consommation d’eau chaude sanitaire :

	Installation solaire		Coût du kWh solaire si :
Consommation moyenne [l. eau à 60 °C /jour]	Taille [m² capteurs]	Coût HTVA [€]	Subside 0 % [c€/kWh]	Subside 20 % [c€/kWh]	Subside 40 % [c€/kWh]
1 000	13	14 500	7.31	5.85	4.39
2 500	31	27 800	5.60	4.48	3.36
5 000	63	45 900	4.62	3.70	2.77
7 500	94	61 700	4.14	3.31	2.49
10 000	126	76 200	3.84	3.07	2.30
12 500	157	89 800	3.62	2.90	2.17
15 000	188	102 800	3.45	2.76	2.07
17 500	220	115 300	3.32	2.66	1.99
20 000	251	127 400	3.21	2.57	1.93
22 500	283	139 200	3.12	2.49	1.87
25 000	314	150 600	3.04	2.43	1.82

Par exemple, dans un établissement consommant 5 000 l d’eau chaude à 60 °C par jour (3e ligne du tableau), un chauffe-eau solaire produisant 30 % de l’énergie nécessaire pour couvrir les besoins en eau chaude sanitaire aura une surface de capteurs d’environ 63 m² et coûtera de l’ordre de 45 900 €. Si l’on rapporte ce coût à la quantité totale de combustible que l’installation solaire permet d’économiser, on obtient un coût de 4.62 c€ par kWh solaire (hors subside). Si l’investissement initial est subsidié (ou déductible fiscalement) à hauteur de 20 %, ce coût passe à 3.31 c€. Pour un taux de subside de 40 %, on a un coût de 2.77 c€ par kWh de combustible économisé.

Ces coûts sont donc compétitifs par rapport ceux des prix des combustibles à leur niveau actuel.

D’autre part, le prix des énergies fossiles sur le marché mondial dépend de nombreux facteurs que nous ne maîtrisons pas, alors que le coût du kWh solaire produit, lui, est stable et garanti pendant toute la durée de vie de l’installation. Il est bon de rappeler qu’entre 1998 et 2001, le prix du gaz naturel a augmenté de 41 %. Si le prix du combustible d’appoint double, l’économie financière réalisée grâce au système solaire double également ! C’est donc bien là que réside l’avantage économique majeur du chauffe-eau solaire: le prix du kWh produit est connu au départ et reste constant sur une période de 25 ans minimum.

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Choisir le type d’installation [ECS par capteurs solaires]

Choix du type de capteurs

Le choix le plus courant pour la production d’eau chaude sanitaire est celui de capteurs plans vitrés.
Bien que moins performants que certains de leurs homologues « tubes sous vide », ils sont moins chers et présentent généralement une garantie plus longue (10 ans). Néanmoins, ils nécessitent parfois une superficie plus grande pour une même production et leur remplacement est moins évident (un tube peut être remplacé individuellement).D’autres facteurs peuvent aussi être déterminants :

La surface disponible.
L’orientation (les tubes sous vide à ailettes peuvent être orientés indépendamment de leur support).
Les différents types de pose, poids et le lestage associé (l’intégration est possible pour les capteurs plans).
Le coût, qui sera aussi déterminé par les paramètres précédents.
Etc.

> Plus d’infos sur les différents types de capteurs.

Deux capteurs peuvent aussi être comparés via leur courbe de rendement.

Calculs

Pour comparer différents capteurs sur base de leur courbe de rendement.

Sous pression ou à vidange ?

Si le choix d’un système indirect à boucle fermée est généralement évident sous nos latitudes, reste le choix entre les systèmes à vidange ou les systèmes sous pression non vidangeable.

Chacun présente des caractéristiques propres et les avantages qui y sont liés.

Système à vidange

Schéma de système à vidange

Pas de choc thermique ni surpression importants : Le système étant vidangé lorsqu’il entre en température de stagnation, l’ébullition du fluide caloporteur est évitée. Dans les systèmes traditionnels sans vidange, il n’est pas rare de voir des écarts de température allant de – 30 °C à plus de 160 °C.

Suppression de certains composants (et du coût associé) : Le fluide n’étant pas sous pression, certains composants peuvent être supprimés : manomètre, vase d’expansion, purgeur, clapet anti-retour (vu que l’installation est vidangée, il n’y a pas de risque de circulation inverse par thermosiphon).

Possibilité d’utiliser de l’eau comme fluide caloporteur : Puisque le système se vidange en cas de gel, il est théoriquement possible d’utiliser de l’eau comme fluide caloporteur. Cependant, bien que la capacité calorifique de l’eau soit meilleure, il n’est pas rare de rencontrer des systèmes à vidange fonctionnant avec un mélange d’eau/glycol pour des raisons de sécurité (au gel) mais aussi parce que le glycol possède des propriétés anticorrosives.

Système sous pression non vidangeable

Schéma de système sous pression non vidangeable.

Le soin à apporter à la pente des tuyauteries est moins grand : En effet, pour les systèmes à vidange une pente minimale continue de l’ordre de 4 % doit être respectée afin d’assurer un écoulement correct du fluide puisque celui-ci s’effectue par simple gravité (drain back).

Utilisation de pompes de circulation moins puissantes et donc moins énergivores : Un système sous pression utilise des circulateurs de puissance moindre. En plus d’assurer la circulation du fluide, la pompe d’un système à vidange doit en effet pouvoir relancer le fluide dans le circuit primaire, c’est à dire vaincre la hauteur manométrique entre le réceptacle de vidange et les capteurs. Une puissance importante est donc nécessaire alors que moins de 50 % de cette puissance est nécessaire lors du fonctionnement de l’installation. Une solution que proposent aujourd’hui certains constructeurs est l’installation de deux circulateurs dont l’un est adapté à la relance (et ne fonctionne que durant celle-ci) et dont l’autre est adapté au régime de fonctionnement.

Choix du système d’apport de chaleur complémentaire

Le choix du mode de préparation d’ECS principal doit se faire de manière traditionnelle. Celui-ci doit en effet assurer la production d’eau chaude en toutes circonstances, même en période de non ensoleillement prolongée.

Dans une installation solaire, le système d’apport de chaleur complémentaire se situe en aval de l’échangeur solaire de manière à conserver la stratification interne des températures dans le ballon (les températures les plus hautes, les plus proches du point de puisage) mais aussi de manière à garantir une température de retour du fluide solaire la plus basse possible (afin de garantir un fonctionnement optimal des capteurs).

Dans tous les cas, le stockage de l’eau solaire oblige à une certaine centralisation de l’installation. Néanmoins, le choix d’un système de production principal décentralisé reste possible. Par exemple, l’eau préchauffée par les capteurs pourrait être acheminée vers les points de puisage où elle sera seulement amenée à la température souhaitée. Ce cas de figure permet de limiter considérablement les pertes de distribution et l’influence de l’appoint sur la température du fluide solaire.

En ce qui concerne le vecteur énergétique, il n’y en a pas de réellement privilégié en termes de fonctionnement solaire (abstraction faite des considérations environnementales liées). Par contre, la compatibilité et la régulation de l’appoint au système solaire sont à étudier précisément (d’autant plus si l’on souhaite intégrer celui-ci à un système existant). Il serait en effet dommage que le système d’appoint empiète sur ce que le système solaire peut produire… et pourtant c’est souvent le cas. Combiner une température de consigne d’appoint trop élevée (pour la légionellose) et une mise en température des ballons solaires trop régulière peut réduire l’efficacité solaire de 30 %!

> Plus d’infos sur l’apport de chaleur complémentaire

Dans tous les cas, limiter les pertes !

Une installation mal ou non isolée peut perdre jusqu’à 40 % de sa production à cause des pertes thermiques le long des conduites et au niveau du stockage.

En premier lieu, on veillera donc à limiter la longueur des tuyauteries et à positionner judicieusement le stockage par rapport aux capteurs (et aux points de puisage).

Une isolation d’épaisseur au moins égale au diamètre des tuyauteries est indispensable d’autant plus que les températures du fluide de la boucle solaire peuvent être les plus hautes de l’installation sanitaire. Pour se donner une idée des pertes : un mètre de tuyau en acier, de 1 pouce de diamètre, non isolé, dans lequel circule de l’eau chaude à 70°C et qui parcourt une ambiance à 20°C a une perte équivalente à la consommation d’une ampoule de 60 W…

Calculs

Pour estimer la rentabilité de l’isolation de la tuyauterie, cliquez ici !

Au niveau du ballon de stockage: favoriser la stratification des températures et sa parfaite isolation (attention aux raccords) favoriseront la productivité du système. 10 à 15 cm d’isolation ne seront pas superflus !

Calculs

Pour estimer la rentabilité de l’isolation du ballon, cliquez ici !

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Exploiter la configuration du bâtiment [ECS par capteurs solaires]

Une orientation et une inclinaison optimales ?

Les capteurs seront idéalement orientés sud avec une inclinaison entre 30 et 55° par rapport à l’horizontale. La hauteur du soleil variant au fil des jours et des saisons, l’inclinaison idéale dépendra du cas de figure envisagé :

35° est l’inclinaison qui permet de maximiser les gains solaires annuels. Elle est idéale pour les faibles fractions solaires : couverture solaire de 30 % des besoins d’eau chaude par exemple).

Pour une fraction solaire plus importante (ou une production pour le chauffage du bâtiment), il est judicieux d’orienter les panneaux plus verticalement (de 45 à 55°) afin de maximiser les gains solaires à la mi-saison.

30° est l’inclinaison idéale pour les installations ne fonctionnant qu’en période estivale (pour une piscine extérieure par exemple).

Bien entendu, on pourra aussi suivre l’inclinaison et l’orientation, induite par la configuration des lieux (par exemple la pente d’une toiture inclinée du moment que l’on reste entre le sud et l’est /ouest). On ajustera alors les surfaces de capteurs en conséquence.

> Plus d’infos sur l’énergie solaire et l’ensoleillement

Outre l’aspect énergétique, l’inclinaison des capteurs influence aussi :

leur prise au vent (plus les panneaux sont verticaux, plus le lestage pour les maintenir en place doit être important) ;

l’auto-nettoyage de leur superficie externe (vitre) par la pluie (20° d’inclinaison minimum sont requis).

Un ombrage limité

L’ombre est évidemment le pire ennemi des technologies solaires. Bien que moins problématique que pour leurs homologues photovoltaïques, on en limitera l’impact en positionnant les capteurs en dehors des zones d’ombres générées par :

l’environnement du bâtiment (immeubles voisins plus hauts que les capteurs solaires…) ;
le bâtiment lui-même (cabanon technique, antennes, cheminées…) ;
les capteurs entre eux.

Pour ce dernier type d’ombrage, on compte généralement qu’il faut 3 m² de toiture pour un m² de capteur.

Dimensionnement de l’entraxe entre deux capteurs

Schéma dimensionnement de l’entraxe entre deux capteurs.

L’entre-axe entre deux rangées de capteurs est défini par la formule suivante :

Entre axe = d + b = h (cos β+ sin β/ tg α)

où,

h =dimension du capteur.
α = hauteur solaire minimum (généralement prise le 21 décembre soit un angle de 16°).
β = inclinaison des capteurs.

En considérant des capteurs de 1,2 m de large, l’entre-axe des rangées de capteurs est de: 1,2 x (cos 35° + sin 35°/tg16°) = 3,38 m.

Il faudra aussi porter une attention particulière à l’encrassement des capteurs et des réflecteurs pour les tubes sous vide qui en sont munis (type CPC).

En toiture, au sol ou en façade?

Que ce soit en toiture plate ou inclinée, on veillera à ce que la toiture :

résiste à la surcharge des capteurs et de leur lestage (un panneau pèse environ 25 kg/m²) ;

soit en suffisamment bon état pour ne pas être remplacée trop rapidement (les capteurs ont une durée de vie moyenne de 25 ans).

Placement en toiture inclinée

Si l’orientation est favorable, le placement en toiture inclinée est souvent idéal :

placement en hauteur qui permet de limiter l’effet d’ombre de l’environnement ;
inclinaison déjà présente qui permet de se passer du système de support ;
intégration constructive esthétique ;
pertes thermiques à l’arrière du panneau limitées (dans le cas de capteurs intégrés dans la toiture).

Capteurs intégrés.	Capteurs en « surimposition ».

Placement en toiture plate

Dans ce cas, les capteurs sont placés sur des supports métalliques, ce qui permet d’optimiser leur inclinaison et leur orientation.

L’ombrage généré par les panneaux entre eux déterminera l’espacement nécessaire entre deux rangées de capteurs.

La résistance de la toiture doit être particulièrement étudiée, car le lestage nécessaire à la stabilité des capteurs augmente considérablement la surcharge (80 à 100 kg par m² de capteur). De plus, lorsque les couches superficielles de la toiture ne présentent pas une résistance suffisante, il faudra parfois ancrer le support directement sur la structure de la toiture (chevrons,…). Des distances de sécurité par rapport au bord de la toiture sont aussi imposées.

Placement au sol

Lorsque la toiture présente une inclinaison trop importante, une mauvaise orientation ou encore une surface trop réduite, on pourra opter pour une installation au sol.

Dans ce cas, on veillera à :

Minimiser la distance entre les capteurs et le stockage afin de réduire au maximum les pertes thermiques par les tuyauteries.

Placer les capteurs dans un endroit protégé pour éviter tout risque de vandalisme (attention à l’ombrage !)

Contrairement aux capteurs placés dans le plan de la toiture et ne présentant aucun débordement, le placement de capteurs au sol doit faire l’objet d’un permis d’urbanisme.

Façade

La pose des capteurs sur façade est aussi possible (l’intégration comme bardage l’est aussi) mais présente souvent des désavantages :

Ombrage généré par le bâtiment ;
Exposition réduite (30% de moins par rapport à l’optimum (sud à 35°)) ;
Orientation et inclinaison peu favorables (l’effet peut être limité si on utilise un support ou des tubes sous vide réorientés) ;
Surfaces souvent limitées ; etc.

Réglementations

Plus d’infos sur la réglementation urbanistique relative au placement des panneaux solaires.

Une zone réservée au stockage

Le stockage est un élément clé dans la conception de tout projet solaire thermique. L’espace associé est parfois considérable et doit être pris en compte dès le départ de l’étude du projet.

L’espace prévu doit pouvoir accueillir le ballon (ainsi que son enveloppe isolante) en termes de : volume, surface au sol, hauteur sous plafond. Les accès devront aussi permettre l’amenée du ballon. Bien que cette réflexion paraisse évidente, c’est un problème très fréquent en pratique !

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Identifier ses besoins en ECS

La décision d’installer un chauffe-eau solaire part toujours de l’identification des besoins, en particulier la consommation d’eau chaude de l’établissement.

Avant toute chose, il faut donc se poser la question de l’usage que l’on a de l’eau chaude sanitaire :

A-t-on réellement besoin d’ECS ? Quand en a-t-on besoin? Quel est le profil de ces besoins ? En a-t-on usage pendant les périodes les plus ensoleillées de l’année ?

A-t-on réalisé les mesures URE permettant de réduire les besoins énergétiques ? Ces mesures simples et efficaces (comme par exemple le placement de réducteurs de pression) restent les plus rentables!

Disponibilité de l’énergie solaire et besoins d’eau chaude sanitaire

Si les besoins en ECS sont constants au fil de l’année, l’installation sera généralement dimensionnée par rapport aux apports solaires estivaux. Ce cas de figure permet de garantir un taux d’utilisation et une production énergétique surfacique (kWh/m²) élevée.

On comprendra vite qu’une installation solaire est bien plus efficace pour un bâtiment ayant des consommations importantes et plus ou moins constantes au fil des jours et des saisons qu’un vestiaire d’un club sportif ne fonctionnant que 2 jours par semaine de septembre à mai !

Ainsi, certains usages sont particulièrement adéquats : les maisons de repos et de soin, les hôpitaux, les piscines, les logements individuels et collectifs, …

Pour établir son profil de puisage, si la consommation d’eau chaude ne fait pas l’objet d’un suivi régulier par l’organisme chargé de la maintenance du bâtiment, on se basera sur des profils type par secteurs ou, mieux, on effectuera une campagne de mesures. Dans tous les cas, le placement d’un simple compteur d’eau chaude est recommandé et sera très utile pour le dimensionnement correct de l’installation solaire !

Calculs

Estimer ses besoins en eau chaude sanitaire.

N.B. Outre son influence sur l’efficacité de l’installation solaire, le profil de puisage conditionne complètement la conception du mode de préparation : volume de stockage (accumulation), système d’appoint par production centralisée ou décentralisée,…

Posted By : olivier 2 Sep, 2010

Connaître les étapes du projet [ECS par capteurs solaires]

Se poser les bonnes questions !

En tant que concepteur, voici les principales questions à se poser :

Quel est le besoin d’eau chaude sanitaire ?
Comment s’intégrerait l’installation dans la configuration du bâtiment ?
	Quelles sont les surfaces qui pourraient être valorisées par la pose de capteurs solaires ?
		Ces surfaces sont-elles capables d’accueillir des capteurs solaires thermiques en termes de :
		> Superficie disponible
		> Orientation (dans le cas d’une toiture inclinée)
		> Inclinaison (dans le cas d’une toiture inclinée)
		> Portance suffisante: la toiture peut-elle accueillir le surpoids induit par les capteurs ? En général, les toitures en structure béton supportent la surcharge, ce qui n’est pas toujours le cas des structures bois : à vérifier donc !
		> Ombrage
		> État : il serait dommage de devoir remplacer le support dans les quelques années qui suivent l’installation afin d’éviter des montages-démontages coûteux et parfois risqués pour les capteurs.
	L’espace disponible pour les ballons de stockage est-il suffisant ?
		> Place disponible : le volume nécessaire au stockage est souvent important. Il faut donc s’assurer au préalable des dimensions nécessaires !
		> Les dimensions des accès : si j’ai la place nécessaire, il faut impérativement vérifier qu’il est possible d’y amener les ballons de la dimension prévue !
Quel type d’installation choisir ?
Quel prédimensionnement pour la fraction énergétique souhaitée couverte par le solaire thermique (fraction solaire) ? Ce dimensionnement est-il compatible avec mon cas de figure ?
Le projet est-il viable économiquement ? Quels sont les coûts et subsides ?
Quelle est la durée de vie estimée d’une telle installation ? Quelle maintenance est nécessaire ?
Comment s’assurer de la qualité de réalisation du projet ? Contrat de garantie de résultats solaires et cahier des charges « qualité » sont là pour aider le concepteur!

Les étapes de la réalisation d’un projet solaire thermique ont été balisées par le programme « Soltherm » de la Région Wallonne :

un logiciel de préfaisabilité (Quick Scan XLS) a été mis au point et remis à jour par l’IBGE. Il est accompagné de son mode d’emploi PDF;
un audit solaire PDF peut être réalisé;
un cahier des charges XLS d’une installation solaire de qualité a été rédigé;
une Garantie de Résultats Solaires (GRS) peut être exigée;
des subsides nombreux sont disponibles.
un guide de la maintenance PDF pour responsable énergie est aussi disponible (réalisé par 3E et l’Apere pour l’IBGE).

Demander un audit solaire à une société spécialisée ?

L’audit solaire fait l’inventaire des caractéristiques techniques de l’établissement et détermine les dimensions du système solaire correspondant à l’optimum économique. Il détermine comment les composants du chauffe-eau solaire s’intègrent dans l’installation existante de manière à assurer le fonctionnement optimal de l’ensemble du système. Le résultat de l’audit solaire est consigné dans un rapport qui donne au maître d’ouvrage les critères énergétiques, économiques et environnementaux nécessaires à la prise de décision.

> Plus d’infos sur l’audit solaire PDF (document réalisé par 3E pour le compte de l’IBGE).

Études de cas

Parcourir l’audit solaire établi pour :

– le home La Charmille à Gembloux !

– la piscine d’Herstal !

– la piscine de l’Hélios à Charleroi !

Posted By : Sylvie 27 Août, 2010

Rendement d’une installation solaire thermique

Rendement d'une installation solaire thermique

Rendement d’un capteur solaire

Le rendement d’un capteur est le rapport entre la chaleur utile (Q3) transmise au fluide et le rayonnement solaire incident (E0) :

n = Q₃ / E₀ [-]

Cette chaleur utile Q₃ est définie par le bilan des apports solaires utiles et des pertes thermiques :

Q₃ = E₀ – E₁ – Q₂ – Q₁ [MJ]

Les apports solaires utiles : E₀ – E₁ [MJ]

Ils représentent la part du rayonnement solaire réellement absorbée par le capteur. Ils dépendent des propriétés optiques du capteur (telles que l’absportivité de l’absorbeur et la transmissivité du vitrage).

Ils s’expriment selon la relation : E₀ * ατ

Avec :

α [-] : facteur d’absorption de l’absorbeur.
_τ [-] : facteur de transmission du vitrage.

Les pertes thermiques : Q_{1 +} Q2 [MJ]

Dépendant des propriétés d’isolation thermique du capteur, elles sont définies par la relation: Q_th= K* ∆T

Avec :

K [W/m²K] : coefficient de déperdition thermique du capteur.
∆T : T°capt – T°amb.

Le rendement d’un capteur : n = Q₃/E₀ [-]

n = ατ- (K*∆T / E₀) [-]

L’efficacité d’un capteur dépend donc de ses caractéristiques thermiques (diminution des pertes) et optiques (augmentation des apports solaires utiles).

Courbe de rendement normalisée

La norme européenne (EN 12975) définit le rendement d’un capteur sur base de trois paramètres permettant de qualifier le comportement thermique du capteur : Son rendement optique n₀ , et deux coefficients de déperdition thermique a₁ et a₂.

Rendement optique n₀

Le rendement optique n₀ représente le rendement maximum du capteur lorsque la température du fluide est à température ambiante (pas de pertes thermiques). Il s’agit donc de la partie maximale de l’énergie solaire qui peut être captée. Mesuré dans des conditions standardisées de test (spectre AM 1,5, 1 000 W/m², perpendiculaire au capteur), il dépend des propriétés du vitrage et de sélectivité de l’absorbeur. Cette relation est établie comme suit : n₀ = ατF

Avec :

α [-] : facteur d’ absorption de l’absorbeur, compris entre 0,9 et 0,96.
τ [-] : facteur de transmission du vitrage, compris entre 0,88 et 0,91.
F [-] : facteur de rendement du capteur, compris entre 0,92 et 0,97.

Exemple de rendement optique pour différents types de capteurs :

* 75-85 % capteur plan ;
* 90-95 % capteur non vitré ;
* 75-85 % tube sous vide à absorbeur sur cuivre ;
* 50-70 % tube sous vide à absorbeur sur verre.

À l’heure actuelle, les fabricants utilisent généralement des verres « anti-reflet » extra clairs. Pauvres en fer, ils présentent une meilleure transmission lumineuse.

Coefficients de déperdition thermique

Les coefficients de déperdition thermique dépendent de la qualité d’isolation des capteurs :

a₁ [W/m². K] : coefficient linéaire de transfert thermique, généralement compris entre 1,2 et 4.
a₂ [W/m². K²] : coefficient quadratique de transfert thermique, généralement compris entre 0,005 et 0,015.

Conformément à la norme, le rendement du capteur est alors donné par la formule suivante :

n = n₀ – (a₁*∆T / E₀) – (a₂* ∆T² / E₀) [-]

Avec :

E0 : 1 000 W/m².
∆T = T°capt – T°amb

Représentation de la courbe de rendement associée. (exemple avec un n₀=0.8 ; a₁= 4 [W/m². K]; a₂ = 0.015 [W/m². K²])

N.B. : Sur cette courbe apparaît la température de stagnation du capteur (dans l’exemple 133°) définie comme la différence de température à laquelle les gains solaires ne peuvent compenser les pertes thermiques. À ce moment, le rendement du capteur est nul.

Calculs

La page calcul comprend notamment ce tableur permettant le calcul de la courbe de rendement théorique en fonction de la température d’un capteur solair en fonction de ses propriétés optiques

Influence de la puissance du rayonnement solaire

Les différentes courbes de rendement sont conventionnellement établies pour une puissance de rayonnement de 1 000 W/m². Or, en réalité, l’ensoleillement varie considérablement au fil du temps (de 0 la nuit à 1 000 W maximum en plein soleil). La courbe de rendement en est modifiée de la sorte :

Influence sur la courbe de rendement d’une variation de l’intensité du rayonnement solaire.

Influence du delta de température

La différence de température entre l’absorbeur et l’extérieur génère des pertes thermiques. Plus cette différence de température est importante, plus les pertes le sont aussi. Pour une puissance de rayonnement et une inclinaison donnée, le point de fonctionnement du capteur se situera donc sur une courbe dont la pente et la courbure sont déterminées par ses coefficients de déperdition thermique.

Influence de l’angle d’incidence

L’inclinaison du capteur et la position du soleil influencent le rendement du capteur. Selon l’angle d’incidence, la transmission du rayonnement solaire au travers du vitrage sera modifiée. En effet, au moins les rayons sont perpendiculaires au capteur, au plus la composante réfléchie du rayonnement est importante. Le rendement en est donc diminué.

Cette diminution est décrite par un facteur d’angle Kθ ou IAM, en général donné par les fabricants. En pratique, on constate que ce facteur varie relativement peu pour des angles d’incidence inférieurs à 50°.

Influence sur la courbe de rendement d’une modification importante de l’angle d’incidence par rapport à une situation de départ où l’angle d’incidence est perpendiculaire au capteur.

Rendement instantané

En fonctionnement, le rendement du capteur se déplacera donc continuellement (on parle alors de rendement dynamique) sur une multitude de courbes résultantes des différents phénomènes cités ci-dessus. Le schéma suivant illustre ce comportement :

En conclusion, on retiendra qu’un capteur est d’autant plus performant :

qu’il fonctionne à une température proche de la température ambiante (delta T° faible).
==> Travail à basse température idéal ;
que l’irradiation est importante
==> Orientation et inclinaison adaptée.

Une étude allemande a montré qu’en fonctionnement, le rendement annuel des capteurs pour l’eau chaude sanitaire peut atteindre 50 %.

Rendement d’une installation

Le rendement de l’installation complète ne dépend évidemment pas du seul rendement des capteurs.

Des pertes thermiques se produiront lors du stockage de l’eau chaude, lors des transferts des fluides caloporteurs entre les capteurs et le ballon solaire, et entre le ballon et les différents points de puisage.

Ces différentes pertes sont considérablement influencées par différents paramètres comme la longueur et la section des tuyaux. On veillera donc à en limiter l’impact par des longueurs de tuyauteries minimisées et une isolation adéquate.
Différentes simulations dynamiques ont montré que le rendement moyen d’une installation bien conçue tourne autour de 30 – 40 %. Globalement, l’irradiation avoisinant en Belgique les 1000 kWh/m².an, on capte donc près de 300 à 400kWh/m².an soit l’équivalent énergétique de 30 à 40 litres de fuel par m² et par an. C’est notre puits de pétrole à nous!

L’influence de la fraction solaire

Le choix de la fraction solaire, fraction représentant la part de l’eau chaude sanitaire que l’on souhaite produire par le solaire, a une influence non négligeable sur le rendement global annuel de l’installation.

Le phénomène est le suivant :

Si l’on veut dimensionner une installation pour qu’elle puisse fournir de l’eau chaude les jours de luminosités réduites, les surfaces nécessaires peuvent être considérables. Parfois, principalement en hiver, la luminosité est même insuffisante pour permettre toute production. Dans ce cas, on n’a pas d’autre choix que le recours au système d’appoint utilisant une énergie conventionnelle.
Or, cette superficie nécessaire pour les jours de luminosité médiocre peut être superflue en été. En effet, une superficie plus importante permet d’atteindre plus vite la quantité d’eau à la température voulue. Mais que se passe-t-il une fois le ballon chargé ? Rien ! Le capteur ne fonctionne plus, il « chôme » ! Le temps de fonctionnement annuel des capteurs est alors réduit.
En résumé, plus la fraction solaire est élevée plus le taux d’utilisation, est lui, réduit.

Un taux d’utilisation réduit signifie aussi une production surfacique (kWh par m² de capteurs) réduite (pertes thermiques induites par le surdimensionnement par rapport aux besoins estivaux combiné, et un fonctionnement à haute température plus fréquent).

La relation entre la surface de capteurs et la productivité de l’installation n’est donc pas linéaire. La courbe qui suit illustre bien le phénomène : Les premiers kWh sont les plus faciles à produire alors qu’il sera presqu’impossible de rendre l’installation autonome (asymptote horizontale !).

Superficie de capteurs nécessaire en fonction de la fraction solaire et rendement correspondant.

En conséquence : au plus la fraction solaire voulue sera grande, au plus le rendement global de l’installation sera faible !
Cette conclusion ne doit cependant être prise telle quelle : il ne faut pas oublier que l’énergie solaire est une énergie gratuite, renouvelable et totalement non polluante !

Idée : On pourrait imaginer étendre la production estivale d’eau chaude à d’autres usages (piscine ou bassin extérieur,…) ou pour générer du froid (c’est l’idée des recherches actuelles sur la climatisation solaire). L’utilisation de ce surplus potentiel permettrait d’utiliser efficacement l’installation plutôt que de la laisser « chômer » !

Un autre moyen de valoriser ce surplus énergétique est le stockage intersaisonnier de l’énergie produite ! Actuellement, la recherche se tourne principalement vers des grands volumes de stockage (dans le sol par exemple) ou vers des matériaux à changement de phase.

Posted By : Sylvie 12 Août, 2010

Pluies

C’est le vent qui chasse la pluie contre la façade.
En Belgique, ce sont les façades dont l’orientation est comprise entre le SSO et le OSO qui sont le plus exposées aux pluies battantes^*.

^* Pluie battante : pluie qui dévie de sa trajectoire verticale (pesanteur) sous l’influence du vent.

Produit de l’intensité^** moyenne des pluies battantes par leur durée moyenne, au cours d’une année (1931 – 1960).

^** Intensité de pluie : quantité de pluie exprimée en mm qui est tombée pendant 1 heure.

Posted By : Sylvie 12 Août, 2010

Humidité relative et pression de vapeur extérieure

La pression de vapeur et l’humidité relative de l’air extérieur influencent directement la condensation interne et de surface ainsi que l’humidification et le séchage des matériaux mis en œuvre dans les bâtiments.
Par exemple, une humidité relative extérieure de 85 % va permettre le séchage d’un mur humide (humidité relative de 100 % puisqu’il contient de l’eau sous forme liquide).

Variation de la pression de vapeur et de l’humidité relative extérieure

Du point de vue climatique, la pression de vapeur et l’humidité relative de l’air extérieur varient durant la journée et durant l’année. Ainsi :
Au cours des variations de température d’une journée

la pression de vapeur (p_e) varie peu,
l’humidité relative (φ_e) varie fortement

Par contre, au cours des variations de température d’une année (de mois en mois), c’est le contraire :

la pression de vapeur moyenne varie fortement,
l’humidité relative moyenne varie peu.

	J	F	M	A	M	J	J	A	S	O	N	D
φ_e (%)	91	87	85	81	77	80	79	83	83	91	91	91
P_e(N/m²)	730	668	857	935	1072	1520	1445	1618	1352	1194	856	694
Pression de vapeur et humidité relative moyenne mensuelle.

Cette différence s’explique par la lenteur de l’évaporation de l’eau. En effet :

Une hausse de température au cours d’une journée ne suffit pas à évaporer l’eau. La pression de vapeur reste donc identique. Or, l’air pourrait contenir plus d’eau. Par conséquent, l’humidité relative diminue. Ainsi une augmentation de température peut entraîner des humidités relatives momentanément très basses.

Par contre, avec une hausse de température plus longue (à l’échelle du mois), l’évaporation a le temps de se produire. Par conséquent, la pression de vapeur augmente. L’humidité relative reste, quant à elle, constante.

Néanmoins, lors de précipitations, l’eau se présente sous forme optimale pour s’évaporer facilement (principe du vaporisateur). L’humidité relative augmente rapidement jusqu’à 100 % indépendamment de la température.
Ensuite, si la température baisse, le point de rosée de l’air peut être atteint, du brouillard se forme.

De même, dans une région boisée ou alluviale, l’air sera toujours plus humide que dans un site urbanisé (microclimats différents).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Electricité verte

Définition de l’électricité verte en Wallonie

Pour que l’électricité soit considérée comme « électricité verte », elle doit être produite à partir de sources d’énergie renouvelables (vent, eau, soleil, biomasse…) ou de cogénération de qualité.

La cogénération de qualité est une production simultanée de chaleur et d’électricité telle que l’ensemble de la filière de production (préparation du combustible et combustion éventuelle lors de la production d’électricité) permette de réduire de 10 % les émissions de CO₂ par rapport aux émissions résultant d’une filière de production classique (pour une même production en KWh et en tenant compte de la chaleur produite).

Mécanisme des certificats verts

Des certificats verts sont attribués aux producteurs d’électricité verte garantie par un contrôleur agréé. Les certificats verts sont attribués sur base de l’économie de CO₂ réalisée par la filière de production utilisée. Un certificat vert est attribué pour une économie de 456 kg de CO₂, ce qui correspond à l’émission de CO₂ de la centrale électrique de référence (une TVG) pour produire 1 MWh.

Les fournisseurs d’électricité peuvent, moyennant payement, acquérir ces certificats verts auprès des producteurs d’électricité verte. Les fournisseurs doivent fournir à la CWaPE un certain quota de certificats verts en fonction de leurs achats. Parallèlement au marché physique de l’électricité, un marché virtuel de certificats verts apparaît donc. Le quota était de 3 % en 2003 et augmente de 1 à 5 % par an atteignant ± 35 % en 2018. En 2021, le quota baissera pour remonter ensuite jusqu’à 2024.

Exemple : en 2018, un fournisseur qui vend 100 MWh à des clients finaux doit fournir ±35 certificats verts à la CWaPE, certificats qu’il achète à un producteur d’électricité verte ou à un intermédiaire.

Le schéma suivant résume le principe des certificats verts.

Schéma principe des certificats verts.

Le système met ainsi en place des incitants au développement des installations à énergie renouvelable et/ou de cogénération, tout en laissant jouer le marché. Le système se basant sur le gain en CO₂, indépendamment de la technologie utilisée, permettra l’émergence des technologies les plus performantes au moindre coût.

Pour plus d’info sur les certificats verts [PDF]

Acheter de l’électricité verte ?

Par le système mis en place, tout consommateur achète donc de l’électricité « verte », intégrée pour quelques pour cents dans le courant distribué. Mais il lui est aussi possible d’acheter directement son électricité à un fournisseur d’électricité verte, c.-à-d. à un fournisseur qui s’est engagé à ce que au minimum 50,1 % de son électricité soit verte (en pratique, ce ratio peut varier entre 50,1 et 100+ % de renouvelables : informez-vous auprès de votre fournisseur d’électricité). C’est la meilleure manière de soutenir le développement de ces techniques propres.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Rendement d’un onduleur

Comme toujours, le rendement est le rapport entre deux grandeurs. Dans le cas d’un onduleur, le rendement se mesure en comparant la puissance de sortie de l’onduleur par rapport à la puissance d’entrée.

La puissance fournie à l’onduleur dépendra des conditions météorologiques, de la surface de panneaux installés ainsi que de leurs puissances unitaires.

Comme le rendement varie en réalité en fonction d’un grand nombre de variables, une méthode de calcul simplifiée du rendement global (sur toute la plage de puissance de l’onduleur) permet de mieux tenir compte des conditions réelles, il s’agit du « rendement européen ». Ce dernier à ça de particulier qu’il caractérise l’efficacité à charge partielle de l’onduleur. Ce rendement sera plus faible que le rendement maximal (pic) mais plus proche des chiffres mesurés dans la pratique.

Les normes européennes définissent le rendement d’un onduleur comme étant une moyenne pondérée (en fonction de temps de fonctionnement estimé pour cette charge) de différentes mesures de rendements à charge partielle.

ηEuro = 0,03 * η5 % + 0,06 * η10 % + 0,13 * η20 % + 0,1 * η 30 % + 0,48 * η 50 % + 0,2 * η100.

Dans l’exemple de l’onduleur ci-dessous, le rendement maximum est de 95,4% et le rendement suivant la norme européenne est de :

0.003 * 84.9 + 0.06 * 90.8 + 0.13 * 93.8 + 0.1 * 94.8 + 0.48 * 95.4 + 0.2 * 95 = 94,46 %

En pratique, suivant le dimensionnement de l’onduleur (par rapport à l’installation et sa production), les temps de fonctionnement à charge partielle varient sensiblement.

Actuellement le rendement maximal (pic) des meilleurs onduleurs sur le marché atteint les 98%. Plus le rendement est élevé, plus la durée de vie de l’onduleur sera élevée (les onduleurs sont sensibles à la chaleur) et ses dimensions pourront être réduites (les systèmes de refroidissement ne seront plus nécessaires).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Rendement et puissance crête des cellules photovoltaïques

Le rendement d’une cellule ou d’un module photovoltaïque est le rapport entre l’énergie électrique produite par cette cellule ou module et l’énergie lumineuse reçue sur la surface correspondante :

n [%] = Pproduite[kW] / Pincidente[kW]

Le rendement réel varie donc continuellement, en fonction notamment de l’énergie solaire incidente.

Pour permettre une comparaison de l’efficacité de différentes cellules, on définit ces caractéristiques dans des conditions de test bien précises (STC = Standard Test Conditions). Ces conditions sont : émission lumineuse de 1 000 W/m², température de 25 °C, conditions spectrales Air Mass 1.5 (composition du spectre identique au spectre solaire lorsqu’il traverse une épaisseur et demie d’atmosphère, ce qui correspond à un angle d’incidence de 41.8° par rapport à l’horizontale).

La puissance crête est définie comme la puissance électrique produite par la cellule (ou un panneau) lorsqu’elle est soumise aux conditions STC. Cette valeur est utilisée comme référence pour comparer les panneaux photovoltaïques entre eux.

On obtient alors le rendement par la formule suivante :

Nstc [%] = Puissance crête [W/m²]* / Puissance du spectre STC [W/m²]

Avec :

Puissance du spectre STC = 1 000 [W/m²].

Influence de l’éclairement

La luminosité influence considérablement les performances des cellules.

Comme le montre ce graphique, le courant de court-circuit (Icc) croît proportionnellement avec l’éclairement, alors que la tension à vide (Vco) varie très peu (environ 0,5 V).

Ainsi, au plus la couverture nuageuse est importante, au plus l’intensité du courant généré est faible.

Influence de la température

La température a une influence considérable sur le comportement de la cellule et donc sur son rendement. Cette influence se traduit principalement par une diminution de la tension générée (et une très légère augmentation du courant).

Suivant les modèles, ce comportement induit, par degré, une perte de 0.5 % du rendement par rapport au rendement maximum de la cellule. On comprendra donc tout l’intérêt d’une ventilation correcte à l’arrière des panneaux !

La perte de tension d’un module ou d’une cellule peut être estimée par la formule suivante :

U(T°) = U(25°C) + (ΔT°*a)

Avec :

ΔT : augmentation de température par rapport aux conditions STC (25°C)
a : coefficient de température Voc [mV/K], valeur fournie par le fabriquant

Limite de Shockley-Queisser pour le silicium

La limite de Shockley-Queisser est une limite physique bornant à ≈ 30 % le rendement atteignable par les panneaux solaires photovoltaïques courants (composés de cellules en Silicium à jonction simple).
Ce plafond de verre provient de deux phénomènes :

Le panneau photovoltaïque ne valorise pas l’entièreté du spectre d’émission solaire (une partie du rayonnement est systématiquement perdue par transformation en chaleur).
La seconde loi de la thermodynamique qui limite le rendement des « machines thermiques » en fonction des températures de la source chaude (soleil) et de la source froide (la cellule).

Actuellement, en fonction des installations et des technologies utilisées, le rendement de cellules se situe en moyenne entre 10 % et 20 % (avec un record en Labo à 26,6 %).

Pour s’affranchir de cette limite, des cellules multi-jonctions voient le jour permettant d’atteindre des plafonds théoriques de l’ordre de 80 % de rendement. Ce type de cellule, en condition laboratoire a déjà dépassé le cap des 40 % de rendement !

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Caractéristiques électriques des cellules et des modules photovoltaïques

Sous un éclairement donné, toute cellule photovoltaïque est caractérisée par une courbe courant-tension (I-V) représentant l’ensemble des configurations électriques que peut prendre la cellule. Trois grandeurs physiques définissent cette courbe:

Sa tension à vide : Vco. Cette valeur représenterait la tension générée par une cellule éclairée non raccordée.

Son courant court-circuit: Icc. Cette valeur représenterait le courant généré par une cellule éclairée raccordée à elle-même.

Son point de puissance maximal: MPP (en anglais : maximal power point) obtenu pour une tension et un courant optimaux : Vopt, Iopt (parfois appelés aussi Vmpp, Impp).

Rem : Pour permettre une comparaison de l’efficacité de différentes cellules, on définit ces caractéristiques dans des conditions de test bien précises (STC = Standard Test Conditions). Ces conditions sont : émission lumineuse de 1 000 W/m², température de 25 °C, conditions spectrales Air Mass 1.5 (composition du spectre identique au spectre solaire lorsqu’il traverse une épaisseur et demie d’atmosphère, ce qui correspond à un angle d’incidence de 41.8° par rapport à l’horizontale).

Actuellement, les cellules présentent des valeurs de l’ordre de 0.5V-3.5A-2.1 Wc.

Raccordement des cellules entre elles

Dans les conditions standardisées de test, la puissance maximale pour une cellule Si (silicium) de 100 cm² (10 sur 10) tourne aux alentours de 1,25 Watt. Cette cellule constitue donc un générateur de très faible puissance, insuffisant pour les applications électriques courantes. Les modules sont donc réalisés par association, en série et/ou en parallèle, de cellules élémentaires. La connexion en série augmente la tension pour un même courant alors que la connexion en parallèle augmente le courant pour une tension identique.
Pour que l’électricité générée soit utilisable pour nos applications électriques, il est donc nécessaire d’associer entre elles un grand nombre de cellules.

Les modules (généralement présentés sous forme de panneaux) sont constitués d’un certain nombre de cellules élémentaires placées en série afin de rendre la tension à la sortie utilisable.
Ces modules sont ensuite associés en réseau (série-parallèle) de façon à obtenir les tensions/courants désirés.

Association en série

Par association en série (appelée « String »), les cellules sont traversées par le même courant et la tension résultante correspond à la somme des tensions générées par chacune des cellules.

Association en parallèle

Par association en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et le courant résultant correspond à la somme des courants générés par chacune des cellules.

Les caractéristiques globales d’une installation se déduisent donc d’une combinaison des caractéristiques des constituants des ns*np.

Les diodes de by-pass

Il arrive fréquemment que les cellules élémentaires qui composent le module ne présentent pas toutes la même courbe caractéristique au même moment. Les raisons peuvent être multiples : variété inévitable de fabrication, défaillance, différence d’éclairement ou de température (dues par exemple à un ombrage non uniforme du module, un encrassement,…).

Sous certaines conditions, la cellule la plus faible peut alors se comporter comme une cellule réceptrice, dissipant la puissance générée par la cellule la plus forte. Celle-ci peut même être détruite si la contrainte ou la température devient trop importante.

Pour éviter ce phénomène, on place des diodes de by-pass (empêchant tout courant ou tension inverses). Celles-ci sont placées en série lorsque les cellules sont connectées en parallèle et en parallèle lorsque les cellules sont connectées en série.
Les modules aujourd’hui commercialisés comprennent généralement des diodes de protection situées en parallèle des différents strings qui le composent.

L’utilisation de ces by-pass induit néanmoins des perturbations de la courbe caractéristique, modifiant le point de puissance maximal du module :

Pour ne pas induire inutilement ces pertes, il est donc très important que ces diodes de by-pass soient utilisées et placées en cohérence avec les ombres générées par l’environnement du module.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Contacter le facilitateur photovoltaïque

Le Facilitateur E-SER est chargé par la Région wallonne de mener des actions d’information, d’accompagnement, de sensibilisation et de conseil pour aider au développement harmonieux de la filière photovoltaïque en Wallonie.
Concrètement, le Facilitateur a pour objectifs :

d’assurer une veille technologique, réglementaire et statistique ;
de veiller à la coordination de la filière photovoltaïque ;
d’informer et de conseiller les investisseurs potentiels concernant le photovoltaïque.

Le Facilitateur vise le secteur public et les entreprises. Sans que cela ne soit une étape obligée, tout auteur de projet peut s’adresser gratuitement au Facilitateur afin de réaliser une étude de pertinence. Celui-ci conseillera l’auteur de projet quant à la pertinence économique, juridique et administrative d’un projet photovoltaïque dans sa commune ou dans son entreprise. La mission de Facilitateur E-SER ne couvre pas les installations photovoltaïques domestiques, qui relèvent du plan Qualiwatt. Pour les particuliers, les Guichets de l’Énergie jouent ce rôle de Facilitateur.

> Plus d’infos sur :

https://energie.wallonie.be/fr/facilitateurs-energie.html?IDC=6267&IDD=11161

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir un label de qualité

RESCert

Outre le matériel qui doit respecter les exigences fixées dans les normes européennes et les tests correspondants, il existe aussi en Belgique un label de qualité pour les installateurs appelé RESCert.

La Région wallonne, la Région flamande et la Région de Bruxelles-Capitale ont mis sur pied un système harmonisé pour la formation et la certification d’installateurs fiables et de qualité. Les technologies visées sont les systèmes d’énergie résidentiels/de petite taille.

Quelle est la différence entre un certificat de compétence et un certificat de compétence au titre de candidat ?

Un certificat de compétence est destiné aux installateurs ayant plus de 3 ans d’expérience (voir ici) et ayant réussi un examen.

Un certificat de compétence au titre de candidat est destiné aux installateurs ayant moins de 3 ans d’expérience (voir ici) et ayant réussi un examen.

Remarque : Le certificat de compétence au titre de candidat ne peut pas être utilisé pour les primes, et les personnes ayant un certificat de compétence au titre de candidat ne figurent pas sur la liste des installateurs certifiés. Le certificat de compétence au titre de candidat peut être ‘upgraded’ gratuitement en certificat de compétence une fois que les 3 ans d’expérience sont atteints.

Plus d’info sur : https://rescert.be/fr

NRQUAL

NRQual : un label de qualité officiel pour les entreprises d’installation de systèmes d’énergie renouvelable en Wallonie

Afin de redonner confiance aux consommateurs et de leur garantir la qualité de leurs installations, la Wallonie a décidé de soutenir et de promouvoir les entreprises d’installation de systèmes renouvelables qui s’inscrivent dans un processus « qualité » en lançant le label wallon NRQual.

Pour les entreprises, se faire labelliser implique des garanties de qualité à plusieurs niveaux :

capacité de concevoir une installation : l’entreprise devra remettre au client un dossier reprenant les plans techniques de l’installation, les spécifications techniques des composants utilisés, les calculs de rendements énergétiques, les manuels destinés à l’utilisateur ;

capacité de placer un système renouvelable :
- l’entreprise devra compter des installateurs certifiés parmi ses équipes en charge de l’installation des systèmes ;
- un contrôle sera effectué via des audits aléatoires d’installations placées par l’entreprise labellisée ;
- l’entreprise labellisée rédigera une déclaration de conformité à l’attention du client confirmant la conformité de l’installation avec les exigences de qualité imposées par le label.

conditions liées à la vente :
- utilisation du contrat type publié sur le site de la DGO4 () ;
- suivi des plaintes ;
- l’entreprise devra disposer de tous les enregistrements, accès à la profession et assurances requis.

Trouver une entreprise labellisée NRQual :
http://www.questforquality.be/consommateurs/trouvez-un-installateur/

Solar PV

SOLAR PV est le label de qualité utilisé par les entreprises d’installation de systèmes photovoltaïques qui sont labellisés en Belgique par le BCCA sur base des référentiels développés par QUEST & CONSTRUCTION QUALITY. [questforquality.be]

QUEST et CONSTRUCTION QUALITY sont deux organismes indépendants aux missions distinctes. D’une part, QUEST est le garant de qualité des entreprises liées aux énergies renouvelables et, d’autre part, CONSTRUCTION QUALITY a pour mission de garantir les compétences professionnelles des entreprises actives dans la construction. Ces deux labels ont été réunis afin de créer le label SOLAR PV [energreen.be]

Vous pouvez retrouver ce logo sur des devis, des déclarations de conformité, des autocollants, etc.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Prévoir la maintenance et la durée de vie d’une installation

L’entretien nécessaire aux installations photovoltaïques est très limité. Un nettoyage occasionnel reste conseillé. Néanmoins, sa fréquence peut être influencée par de nombreux facteurs environnants : inclinaison, situation près de zone boisée, pollution,… Un des avantages de cette technique est que, via la présence de compteurs, la production est facilement comptabilisée. Cela permet de détecter rapidement un fonctionnement anormal de l’installation.

Un suiveur solaire nécessite par contre un entretien plus important (moteurs,…).

Un système photovoltaïque est un investissement à long terme puisque sa durée de vie est généralement supérieure à 25 ans et peut même atteindre 40 ans. Les fabricants, eux-mêmes, garantissent généralement qu’après 20-25 ans le module atteindra encore 80 % de sa puissance crête initiale. Un onduleur a par contre une durée de vie plus limitée (de 10 à 15 ans).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Considérer les aspects économiques d’une installation photovoltaïque

Les méthodes de production se sont considérablement améliorées et répandues ces dernières années. Les coûts de production et donc de vente des technologies photovoltaïques ne cessent de diminuer.

À l’heure actuelle, on considère des prix compris entre 0.8 à 2 € (HTVA) par Wc installés. Donc de 800 € à 2 000 € du kWc en fonction de la taille de l’installation.

Théories

La production électrique photovoltaïque est de plus récompensée par la certification verte.

Jusqu’au 30 juin 2018, en fonction de la puissance du champ de capteur installé, la production électrique donne droit à certains subsides. Les petites installations (< 10 kW) font l’objet de primes Qualiwatt. Les plus grandes installations (> 10 kW) donnent droit à un montant de certificats verts par MWh produit durant un certain nombre d’années. Ce contexte d’aide, ainsi que les conditions de raccordement, influencent considérablement la rentabilité et les temps de retour sur investissement.

Néanmoins, pas d’inquiétude pour l’après Qualiwatt : la démocratisation et l’amélioration des performances globales des systèmes photovoltaïques ont rendu l’investissement suffisamment rentable pour qu’il n’ait plus besoin de soutien.

Vous trouverez plus d’infos sur les subsides sur le site de la CWAPE : https://energie.wallonie.be/fr/facilitateur-energies-renouvelables-electriques-et-cogeneration.html?IDC=9546

Pour les petites installations (< 10kW), l’APERE a mis au point un simulateur financier. Il est disponible sur : http://sifpv.apere.org/

> Pour estimer la rentabilité d’une installation photovoltaïque raccordée au réseau. XLS

N’en oublions pas pour autant les démarches URE !
L’énergie la moins chère et la moins polluante reste celle que l’on ne consomme pas !

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Définir le raccordement au réseau de distribution

Après avoir été transformé par l’onduleur en courant alternatif, le courant produit par une installation photovoltaïque alimente les différents circuits électriques de l’installation.
Si la production est inférieure à la consommation, l’ensemble de la production électrique photovoltaïque sera consommée sur place et le réseau fournira le complément nécessaire. Par contre, en cas de surproduction instantanée supérieure à la consommation, l’excédent pourra être injecté sur le réseau* de distribution et ainsi être utilisé par un autre consommateur.
Ce raccordement et la réinjection ne peuvent évidemment pas se faire n’importe comment ! Il faut donc avant toujours vérifier les conditions de raccordement au réseau dès les premières étapes du projet !

Différents types de raccordement sont en effet imposés suivant la puissance du champ de capteur. Ceux-ci se basent sur la notion de puissance nette développée (PND) définie comme étant le minimum entre la puissance crête du champ de capteur et la puissance maximale de sortie de l’onduleur (renseigné sur la fiche technique de l’onduleur). Elle est exprimée en kilovolt Ampère.

Voici en résumé les valeurs seuils et les exigences correspondantes :

De 0-10kVA :

La « compensation », le fameux compteur qui tourne à l’envers, est permis. Dans ce cas, un seul compteur établit le bilan annuel de consommation. Le producteur ne paiera annuellement que la consommation excédentaire. S’il produit plus qu’il ne consomme, son compteur est remis à 0. En quelque sorte, c’est comme si le producteur valorisait l’énergie produite au même prix que celle d’achat, tant qu’il reste dans ses plages de consommation. Aucune revente de l’électricité excédentaire n’est permise dans cette configuration.

Jusqu’à 5 kVA, le raccordement monophasé est permis. Au-delà, le triphasé est obligatoire. Un équilibrage entre phases est imposé.

Au-delà de 10 kVA :

La compensation n’est plus permise. Le placement d’un compteur supplémentaire, dissocié du compteur de consommation, est imposé. Celui-ci comptabilise l’énergie qui est alors réinjectée sur le réseau (autrement dit qui n’est pas instantanément consommée par le producteur). L’électricité est alors revendue au fournisseur (le prix de vente se situe entre 3.5 et 5.5 c€ du kWh produit). Une étude de faisabilité est alors imposée par le gestionnaire du Réseau de distribution (GRD) (coût entre 2 000 et 10 000 €).

Dans un cas comme dans l’autre, l’installation devra répondre aux exigences,

Du RGIE.
Aux prescriptions Synergrid.
Aux prescriptions du Gestionnaire du Réseau de Distribution.
Aux prescriptions de la CWAPE.
Ainsi qu’aux prescriptions urbanistiques du CWATUPE.

De plus, des démarches préalables et postérieures à l’installation doivent impérativement être effectuées ! On contactera donc la commune, le GRD et la CWAPE en temps utiles !
Sur le site du facilitateur P.V. :
> Plus d’infos sur les aspects électriques.
> Plus d’infos sur les exigences administratives relatives au photovoltaïque.
Sur le site de Synergrid :

Liste des questions les plus fréquentes concernant le raccordement réseau.

* Nous n’avons envisagé ici que les systèmes raccordés au réseau. Des systèmes autonomes fonctionnant sur batteries existent et constituent parfois la seule alternative pour des sites isolés.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir un suiveur solaire

L’avantage d’un système de tracking est incontestablement l’augmentation des performances qui en découle. Il permet ainsi de mieux exploiter les cellules dont on dispose.

Cependant, cette augmentation de production est compensée par un surcout engendré par la structure et le moteur du suiveur et la dalle de béton nécessaire à la stabilité. Un permis d’urbanisme est de plus nécessaire pour installer ce type de système. En pratique, il est donc important de mettre en balance les avantages liés à une meilleure production et le prix par kWc plus important.

Réglementations

Plus d’infos sur la réglementation urbanistique (CWATUPE).

Au niveau de la production électrique, un suiveur à deux axes garantit une augmentation de la production électrique par rapport aux panneaux fixes d’au minimum 25 %. Des résultats de mesures sur cinq années ont par ailleurs permis au centre de recherche solaire allemand ZSW, d’estimer l’augmentation des performances par rapport à un système fixe pour Stuttgart (latitude de 48°, proche des 50° pour la Belgique) :

27 % pour un suiveur double axe
23 % pour un suiveur simple axe vertical
23 % pour un suiveur simple axe longitudinal
12 % pour un suiveur simple axe transversal

Source : New Energy (n° 3 de juin 2010 p 84-86).

Exemple : production d’électricité mensuelle d’1 kWc avec et sans traqueur installé au sud avec une inclinaison de 35° (Namur) sur une année moyenne.

(Pertes du système=14.0 %).

	Fixe	Traqueur 2 axes
	[kWh]	[kWh]
Moyenne mensuelle	70	88
Moyenne journalière	2.3	2.9
Production totale annuelle	845	1 050

> Gains dans le cas considéré : 24.2 %.

Source : PVGIS (Geographical Assessment of Solar Energy Resource and Photovoltaic Technology 2001-2007).

Remarquons que la différence de performance se marque donc plus en toute logique les mois les plus ensoleillés.

Pour évaluer les performances d’un système avec ou sans tracking dans un lieu précis : cliquez ici !

Pour évaluer la rentabilité d’un suiveur solaire : cliquez ici ! XLS
Une autre technique complémentaire à celle du traqueur qui permet d’améliorer les performances des cellules est l’utilisation d’un concentrateur. Le principe est le suivant : augmenter la surface de captation sans augmenter la taille des cellules. Cette méthode est séduisante, car elle permet d’utiliser peu de matière semi-conductrice. Le problème reste sa difficulté de mise en œuvre et l’augmentation considérable de température de la cellule qu’elle induit, provoquant une chute de rendement importante. Il devient donc nécessaire de refroidir la cellule. Certaines recherches tentent actuellement de coupler des cellules photovoltaïques avec une application thermique (cellule PVT). L’idée est de récupérer la chaleur émise en chauffant un fluide (de l’eau glycolée par exemple). Pour l’instant, ces applications à concentration restent principalement répandues pour les applications spatiales (où l’échauffement des cellules ne pose pas de problème).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir et placer un onduleur

L’onduleur est un organe primordial de l’installation qu’il ne faut pas négliger. La détermination de ses caractéristiques se fera naturellement en fonction du champ de capteur pris en charge.

Chaque onduleur possède en effet des plages de fonctionnement précises qui devront impérativement correspondre aux caractéristiques du courant continu généré par les modules.

Le choix et le dimensionnement de l’onduleur tiendront compte :

De la puissance maximale possible générée par les modules (on utilise généralement la puissance crête (conditions STC) minorée de 5 à 15 %).

Des tensions minimales et maximales (on utilise généralement comme tension maximale la tension générée en circuit ouvert (Uoc) à -10°C et comme tension basse, la tension à 70°C).

L’intensité maximum du courant

Suivant la taille de l’installation, il peut être nécessaire de démultiplier le nombre d’onduleurs. En général, un deuxième onduleur peut être prévu à partir de 5 kWc. Cette limite découle également des prescriptions Synergrid [Prescriptions C10/11 synergrid]

Une hétérogénéité (orientation, inclinaison, ombrage, utilisation de plusieurs types de modules, grande tolérance de fabrication sur la puissance des modules…) de l’installation peut aussi amener à opter pour plusieurs onduleurs. Plus l’installation est hétérogène, plus on aura intérêt en terme de performance à démultiplier les onduleurs (onduleur modulaire ou onduleur string). A l’inverse, pour une installation tout à fait homogène, il sera plus intéressant de limiter le nombre d’onduleurs (onduleur central). Il faudra suivant la situation trouver le bon compromis. Les onduleurs multistring évitent également de démultiplier si on a une hétérogénéité dans l’installation.

Générateur.
Boitier de raccordement.
Onduleur.

Techniques

Plus d’infos sur les différentes configurations possibles.

Le choix entre deux onduleurs correspondant à la configuration de l’installation peut être guidé par :

Une comparaison des rendements européens.
La maintenance nécessaire.
La garantie de l’équipement.

L’emplacement de l’onduleur est aussi un facteur à prendre en compte lors de la conception d’un projet photovoltaïque.

Tout comme les cellules photovoltaïques, les composants électroniques internes de l’onduleur sont très sensibles aux hautes températures. Outre une chute de rendement, l’onduleur risque de se dégrader lors de fonctionnements continus à haute température. Certains onduleurs sont même équipés de refroidisseur actif (ventilateur). On comprendra donc ici tout l’intérêt de placer l’onduleur dans un local ventilé où la température est globalement contrôlée (attention aux combles sous toiture !).

Un onduleur fait aussi un certain bruit (généré soit par le transformateur et/ou par le ventilateur interne) qui peut parfois être gênant. Son poids (environ 10 kg/kW) peut aussi être un facteur déterminant pour le choix son emplacement.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Prédimensionner l’installation [photovoltaïque]

En Belgique, 1 kWc, non ombré, exposé plein sud et incliné à 35° produit en moyenne 950 kWh/an. La surface nécessaire pour atteindre cette puissance crête dépendra du type de cellules choisies.

En première approximation, on considère généralement qu’il faut environ 7 m²/kWc.

La production électrique annuelle d’une installation non ombrée peut donc être estimée de cette manière :

Électricité produite annuellement [kWh]= Nombre de kWc*950 kWh *α

Avec,

α = facteur de correction prenant en compte l’orientation et l’inclinaison des capteurs.

Le tableau suivant reprend les valeurs de ce facteur correctif pour différentes configurations (d’inclinaison et d’orientation).

Sources des valeurs : EF4, facilitateur photovoltaïque.

Cette production sera bien entendu répartie au fil de l’année. L’exemple suivant illustre cette répartition :

Production d’électricité mensuelle d’1kWc installée au sud avec une inclinaison de 35° (Namur) sur base d’une année moyenne :

(Pertes du système = 14.0 %).
Moyenne mensuelle : 77.4 kWh.
Moyenne journalière : 2.54 kWh.
Production totale annuelle 928 kWh.

Source PVGIS (Geographical Assessment of Solar Energy Resource and Photovoltaic Technology 2001-2012).

> Pour une estimation détaillée de la production électrique d’un système PV en un lieu donné : PVGIS.

On notera que ces formules simplificatrices ne prennent pas en compte l’influence des ombres très préjudiciables pour le fonctionnement des modules photovoltaïques. Le meilleur moyen pour prédire de manière plus précise la production électrique est d’utiliser des logiciels de simulation dynamiques.

Prédimensionnement

Dimensionner une installation revient à déterminer la puissance crête à installer.
Ce dimensionnement peut se faire selon de nombreux critères :

Budget maximal.
La surface disponible et sa configuration (orientation, inclinaison, ombrage).
Couverture d’une fraction des consommations (pour évaluer ses consommations électriques : cliquez ici !
La rentabilité de l’investissement.

Dans les trois premiers cas, la formule (Nombre de kWc*950 kWh *α) permettra déjà de se faire une bonne idée du dimensionnement nécessaire. Le nombre de modules nécessaire est alors donné par :

N = Puissance crête de l’installation [Wc] /Puissance crête d’un module choisi [Wc]

Ex : Un fabricant propose un panneau de 125 Wc. Pour une puissance installée de 10 kWc il faudra donc : 10 000 / 125 = 80 panneaux.

Calculs

Pour accéder à une feuille de calcul donnant une estimation de la production d’une installation photovoltaïque. XLS

Dans le contexte actuel, les critères de faisabilité technico-économique (conditions de raccordement, subsides (certificats verts,…) et conditions de revente de l’électricité) conditionnent parfois le dimensionnement de l’installation.

Une base de données vivante et intéressante est disponible sur le site www.bdpv.fr.

Celle-ci comprend de nombreuses installations belges, on peut y voir leur production ainsi que des statistiques sur le matériel le plus installé.

Pour les systèmes autonomes, non abordés dans ce chapitre d’énergie+, le dimensionnement doit faire l’objet d’une analyse très détaillée de :

l’ensemble des consommations d’électricité du bâtiment ou de l’application,
du stockage de l’électricité, via des batteries (pouvant supporter des charges et décharges successives) et d’un système de secours.

Photovoltaïque et énergie grise
Une étude sur l’impact environnemental du photovoltaïque dans les pays de l’OCDE réalisée par Hespul avec le soutien notamment de l’ADEME et de l’AIE montre qu’il faut, en Belgique, 3,21 ans pour qu’un système sur toiture produise l’énergie nécessaire à sa fabrication. Cette durée est appelée temps de retour énergétique. Pour une installation en façade, elle est estimée à 4,68 ans. Si l’on estime la durée de vie d’une installation à 30ans, cela signifie que celle-ci aura produit 8,4 fois plus d’énergie que celle qui a été nécessaire à sa fabrication. Ce facteur appelé facteur de retour énergétique est de 5,4 pour les installations en façades.Sur sa durée de vie, une installation photovoltaïque de 1 kWc en toiture permet d’éviter jusqu’à 8,5 tonnes de CO₂ (6,2 tonnes pour les installations en façade).
Source : IEA-PVPS Task 10, EPIA, European Photovoltaic Technology Platform.
Plus d’infos : facilitateur Energies renouvelables électriques : http://energie.wallonie.be Dans le futur (après 2030), avec l’amélioration du rendement des cellules PV ou encore l’allongement de la durée de vie des panneaux, l’agence international pour l’énergie [IEA] prévois dans son scénario le plus optimiste une réduction du temps de retour énergétique à 1,7 ans. Dans son scénario le plus défavorable, l’étude avance le chiffre de 2,2 ans soit un an de moins qu’en 2018. [http://www.iea-pvps.org/index.php?id=314]

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir et raccorder les modules

Le choix du module (ou panneau pour les cellules cristallines) repose avant tout sur le type de cellule qui le compose. L’avantage majeur que possède le photovoltaïque est que technologies quelles que soient leurs provenances, ont été soumises à des tests sous les conditions STC (décrits dans les normes européennes). Cela permet une comparaison aisée via leur puissance crête !

Théories

Pour en savoir plus sur le rendement et la puissance crête d’une cellule.

Ce choix repose souvent sur la recherche d’un optimum économique parmi les possibilités suivantes (ou encore d’une contrainte de surface disponible en toiture par exemple) :

Plus une cellule est performante, plus elle est chère et plus la production surfacique (kWh/m²) sera grande.

Ainsi pour une puissance crête installée de 1 kWc, on aura besoin en moyenne de :

6 m² de cellules monocristallines (en considérant une puissance crête de 165 Wc/m²),
8 m² de cellules polycristallines (en considérant une puissance crête de 125 Wc/m²),
15 m² de cellules amorphes (en considérant une puissance crête de 66 Wc/m²).

En général, cette réflexion s’effectue directement au niveau du module :

Ex : Un fabricant propose un panneau de 125 Wc : il faudra donc huit panneaux pour obtenir une puissance installée de 1 kWc (1 000 Wc/125 Wc).

N.B. : les valeurs ci-dessus ne sont que des ordres de grandeur et peuvent varier sensiblement suivant le rendement des cellules considérées.

On choisira donc le type de cellule du module en fonction de la surface disponible, de la production souhaitée et du coût.

Techniques

Plus d’infos sur les différents types de cellules et leurs caractéristiques.

Le type de pose et l’effet esthétique peut aussi influencer le type de module choisi :

On pourra ainsi opter pour des modules verre-verre plutôt que des modules verre-tedlar traditionnels pour des applications où l’on recherche un effet translucide (verrière,…).

Techniques

Plus d’infos sur les différents types de modules.

Le raccordement des différents modules entre eux peut s’effectuer soit en série soit en parallèle en fonction du lieu d’implantation et des caractéristiques d’entrée de l’onduleur.

Le montage en série (addition des tensions générées) permet :

Un montage rapide et aisé.
Une utilisation de petites sections de câbles sans augmenter les pertes de transport du courant continu. (les pertes de puissance sont en effet fonction de l’intensité du courant au carré).

Il conviendra essentiellement pour les installations les plus homogènes (sans ombrage, orientation identique, faible tolérance de la puissance des modules,…). Dans ce cas, la défectuosité, l’ombrage,… affecteront l’entièreté de la production des modules raccordés en série.

Le montage en parallèle (addition des courants générés) conviendra à l’inverse plus particulièrement pour des installations plus hétérogènes (ombrage, inclinaison et orientation différentes,…) ou quand les tensions autorisées par l’installation sont limitées.

En pratique, on essaie dans la limite du possible de rassembler en série le maximum de modules de caractéristiques identiques (strings).

De manière générale, on veillera à limiter la longueur et à bien dimensionner le câblage entre les modules. Un dimensionnement correcte du diamètre du câble permettra en effet d’éviter un échauffement trop important et par là des pertes de transports inutiles.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Suiveurs solaires

L’objectif d’un suiveur solaire est de pouvoir suivre le soleil tout au long des mois et de la journée. En suivant continuellement la position du soleil, ce système permet d’assurer une production électrique maximum.

Un suiveur solaire peut avoir deux degrés de liberté de rotation : horizontal pour régler l’inclinaison et vertical pour l’orientation. Il en existe différents types :

Simple axe longitudinal.

Simple axe vertical.

Simple axe transversal.

Double axe.

On distingue principalement le suiveur à un axe, qui permet (généralement) de suivre le soleil d’est en ouest, du suiveur à deux axes qui permet une modification de l’orientation et de l’inclinaison. Ce dernier cas nécessite l’intervention de deux moteurs.
Deux systèmes différents permettent le tracking :

Le système actif : muni d’une sonde d’éclairement, il permet une recherche instantanée de la position optimale. En cas de ciel couvert (rayonnement diffus), un tel système se met à l’horizontal, position dans laquelle la production est maximale par ce type de ciel.

Le système astronomique : la position est alors directement fonction du parcours solaire pré-programmé.

D’autres sondes (type anémomètre) permettent aux traqueurs d’adopter une position de sécurité en cas d’intempérie.

> Vers le choix d’un suiveur solaire.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Onduleurs

Définition

La plupart de nos applications électriques actuelles fonctionnent en courant alternatif ; or une installation photovoltaïque produit un courant continu. Le premier rôle d’un onduleur sera d’assurer cette transformation. Mais son rôle ne s’arrête pas là.

Il doit permettre en plus :

La recherche du point de fonctionnement maximal (MPP tracker) par rapport à l’intensité et à la tension générée par les modules, par exemple, par modification d’impédance.
De se synchroniser avec le réseau du GRD afin de pouvoir réinjecter le courant généré. Pour cela, il devra adapter la tension (transformation), la fréquence et l’impédance.
De se découpler automatiquement en cas de chute de tension dans le réseau.
Le relevé et l’enregistrement des valeurs caractéristiques du fonctionnement nécessaire à la maintenance et au contrôle de l’installation.

Un onduleur possède des plages de travail bien définies :

Puissance maximale ;
Tensions minimum et maximum ;
Courant maximum.

Ces valeurs devront donc être en cohérence avec les caractéristiques du champ de capteurs pour éviter tout risque de mauvais fonctionnement voire de détérioration de l’appareil.

Un onduleur peut être caractérisé par son rendement « européen », obtenu sur base de rendement à charge partielle. Celui-ci atteint actuellement 95 %.

> Plus d’infos sur le fonctionnement de l’onduleur.

Différentes configurations sont possibles pour la position du ou des onduleurs par rapport aux modules photovoltaïques : sur chaque panneau, string, champ de capteurs,… La configuration idéale d’une installation (raccordement des modules en série parallèle et place de l’onduleur) dépendra essentiellement de l’homogénéité du champ de capteurs (ombrage, orientation et inclinaison, types de cellules, défaillance, encrassement,…).

Onduleur central : un onduleur gère l’ensemble de l’installation

Champ de capteur (ou générateur).
Boitier de raccordement.
Onduleur.
Compteur.
Réseau.

Dans cette configuration, l’onduleur ne perçoit pas les différences de caractéristiques entre les courants produits par les différents strings. Ils sont en effet couplés au préalable au niveau du boitier de raccordement. C’est à partir de ce courant (d’intensité égale à la somme des courants et de tension égale à la tension la plus haute des différents strings) réellement perçu par l’onduleur est que celui-ci adaptera ses caractéristiques d’entrées pour faire fonctionner le générateur photovoltaïque à son point de puissance maximum.

Avantage

Coût.
Simplicité et rapidité de montage.

Inconvénient

La tension de sortie et donc la production énergétique est très facilement perturbée par un string plus faible (ombrage, nombres de panneaux, type de cellule,…).
Ce type de raccordement ne permet pas de travailler avec des strings de natures différentes sans altérer considérablement la production.

Note : Deux types de raccordement sont possibles avec un onduleur central: à tension faible (peu de modules composent les strings) ou à tension élevée (beaucoup de modules par string). Le principe de fonctionnement est similaire.

Onduleur string : un onduleur par string (rangée de modules en série)

Dans cette configuration, chaque onduleur peut exploiter aux mieux chaque string.

Avantage

Recherche du point de puissance maximale (MPP) pour chaque string.

Inconvénient

Influence de la perte de rendement d’un module (du à l’ombrage, à la saleté, ou à une défaillance) sur les performances des modules du string (mais limitée à celui-ci !).

Onduleur Multistring : un onduleur gère différents strings en parallèle

Dans ce cas, combinant en quelque sorte les configurations « string et centralisées », les entrées sont équipées chacune de leur propre MPPT. Les différents courants continus générés sont d’abord synchronisés avant d’être transformés en courant alternatif.

Avantage

Association de string de natures différentes (types de cellules, orientation, nombres de modules,…) sans perturbation globale des performances.
Rendement nettement supérieur comparé à la configuration centralisée, en présence de string de natures différentes.

Onduleur modulaire : un onduleur par panneau

Avantage

Facilité d’emploi.
Pas de câblage en courant continu.
Indépendance de chaque module (l’ombrage d’un panneau et sa perte de rendement résultante n’affecte pas la production des autres panneaux. De même que la panne d’un onduleur n’influence pas les autres modules).

Inconvénient

Coût.
Maintenance : en général ce type d’onduleur est directement intégré au panneau. Sa défaillance entraine le remplacement du panneau (hors la durée de vie de celui-ci est normalement inférieure à celle du panneau).

Branchement d’onduleur

En charge partielle faible, c’est-à-dire lorsque le flux lumineux est faible, le rendement des onduleurs est plus bas.
Pour écourter le temps de travail en faible charge d’un seul onduleur, il est possible d’utiliser plusieurs onduleurs en communication.

Le principe est simple : Si l’éclairement est important, plusieurs onduleurs travaillent ensemble à pleine charge si par contre, l’éclairement est faible, un seul onduleur fait le travail !

Deux cas de figure sont possibles :

Suivant que les onduleurs s’allument et s’éteignent selon les besoins : principe maitre esclave. Le raccordement est identique à la configuration centralisée.
Suivant que les strings soient répartis ou non sur différents onduleurs : principe team. Cette configuration est un prolongement de la configuration onduleur string.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Modules photovoltaïques

Pour obtenir une tension électrique générée qui soit utilisable, on raccorde plusieurs cellules en série qui forment alors un string. Un module est composé de plusieurs strings.

L’association des cellules en modules permet :

D’obtenir une tension suffisante
De protéger les cellules et leurs contacts métalliques de l’ambiance extérieure (humidité,…)
De protéger mécaniquement les cellules (chocs,…)

Les modules les plus courants (communément appelés panneaux) sont généralement constitués :

D’un cadre de support et un joint d’étanchéité (1 et 2).
D’une plaque de verre extra claire (favorisant la transmission lumineuse) (3).
De deux couches d’Ethylène-Acétate de Vynile (EVA) qui enrobent les cellules assurant leur protection contre les intempéries et l’humidité. (4)
Des différents strings de cellules (5).
D’une feuille de tedlar (ou éventuellement du verre) comme face arrière du module. Ce polymère à haute résistance aux UV et à la haute température assure au module sa résistance mécanique face aux chocs externes (vent, transport,…) (6).

Le type de module le plus courant, rencontré entre autres pour le montage en toiture est le module verre tedlar.
Il existe cependant d’autre type de module comme :
Les modules « verre-verre », utilisés pour leur propriété « translucide » : verrières, façade,…

Des modules tuiles/ardoises solaires où les cellules sont directement intégrées dans des modules de formes traditionnelles de toiture. Celles-ci sont cependant plus exigeantes en termes de main d’œuvre (chaque tuile doit être raccordée manuellement !)

D’autres modules de types « thin film » ont aussi récemment fait leur apparition sur la marché. Ils sont en général disposés sur un support souple (teflon,…).

Les modules sont connectés entre eux (en série ou parallèle) par des fils électriques. Ils forment alors un champ de capteurs (appelés aussi générateur).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Placement de capteurs solaires

Source : Apere, Prescriptions urbanistiques pour le placement de capteurs solaires, Économisons l’énergie, Service public de Wallonie, 23 juillet 2010. Plus d’infos sur : energie.wallonie.be.

En vertu du Code wallon de l’Aménagement du territoire, de l’Urbanisme, du Patrimoine et de l’Énergie (CWATUPE), le placement de capteurs solaires, thermiques ou photovoltaïques, n’est pas soumis à l’obtention d’un permis d’urbanisme (Art. 262, al. 2) pour autant que le dispositif :

1. est conforme à la destination de la zone₁;

2. alimente tout bâtiment, construction ou installation situé sur le même bien immobilier₂;

3. réponds à l’un des cas de figure suivants :

Lorsque les modules sont fixés sur une toiture à versants, la projection du débordement dans le plan vertical est inférieure ou égale à 0,30 m et la différence entre les pentes du module et de la toiture de ce bâtiment est inférieure ou égale à 15 degrés;

Lorsque le ou les modules sont fixés sur une toiture plate, le débordement vertical est de 1,50 m maximum et la pente du module de 35 degrés maximum;

Lorsque le ou les modules sont fixés sur une élévation (façade), la projection du débordement dans le plan horizontal est comprise entre 1,20 et 1,50 m et la pente du module entre 25 et 45 degrés.

Lorsque le dispositif ne répond pas à l’une de ces 3 conditions, un permis d’urbanisme est nécessaire, mais sa délivrance ne nécessite pas l’avis du fonctionnaire délégué (Art. 107, §1, 2ème partie, 2°, d). Cependant, si le dispositif n’est pas situé à une distance des limites mitoyennes au moins égale à sa hauteur totale, l’intervention d’un architecte (Art. 265, 8°) est requise.

Remarques

1. La dispense de permis n’est pas d’application si l’aménagement :

porte sur un bien :
- inscrit sur la liste de sauvegarde,
- ou classé,
- ou situé dans une zone de protection visé à l’article 209,
- ou localisé dans un site repris à l’inventaire des sites archéologiques visé à l’article 233,
- sauf si ce bien est un élément du petit patrimoine populaire visé à l’article 187, 13° (Art. 84, §2);
nécessite des actes et travaux préparatoires soumis au permis d’urbanisme.

2. En vertu des dispositions du décret du 22 mai 2008 modifiant les articles 35 et 111 du CWATUPE (Annexe 8, Art. 3), l’interdiction de la pose de capteurs, solaires — ou la dérogation — auparavant imposée par d’autres dispositions légales, décrétales ou réglementaires (RRU, RCU, PCA ou permis de lotir) est abrogée₃.

3. La couverture complète d’un pan de toiture par des capteurs solaires relève, pour l’instant, des règles d’urbanisme relatives aux matériaux de couverture et non à celles qui régissent le placement de capteurs solaires.

4. En vertu des articles 35 et 452/34 bis du CWATUPE, le placement de capteurs solaires en zone agricole est conforme au plan de secteur pour autant que le dispositif :

ne remette pas en cause de manière irréversible la destination de la zone ;
- alimente tout bâtiment, construction ou installation situé sur le même bien immobilier₂;
- soit destiné à un usage privé₄.

Ces capteurs solaires peuvent :

alimenter une habitation implantée dans une zone d’habitat contiguë ;
être placés isolément à condition qu’ils ne soient pas visibles de l’espace public.

Notes

Ne déroge pas au plan de secteur. Pour le cas des zones agricoles, voir page suivante le chapitre « Remarques ».
Bien qui peut éventuellement comprendre plusieurs parcelles ayant des numéros cadastraux différents, à condition qu’il n’y ait pas de discontinuité entre elles. Cette disposition n’est toutefois pas applicable aux bâtiments :
- repris à l’inventaire du patrimoine visé à l’article 192,
- visés à l’article 185, et classés ou inscrits sur la liste de sauvegarde. (Art. 3 du décret du 22 mai 2008 modifiant les articles 35 et 111 du CWATUPE).
Cette disposition n’est toutefois pas applicable aux bâtiments repris à la note 2.
Ne sont donc pas autorisées, les installations collectives de modules de production et les installations publiques d’un réseau de distribution ou de production d’électricité (Art. 452/34bis du CWATUPE).

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Effets photoélectrique et électroluminescent

Un matériau semi-conducteur

Un matériau semi-conducteur est un matériau dont la conductibilité électrique peut varier en fonction des conditions dans lesquelles il se trouve.

C’est la mécanique quantique et la théorie des bandes qui permettent d’expliquer ce comportement. Schématiquement, le phénomène peut être représenté de la manière suivante :

Le niveau d’énergie d’un électron d’un atome ne peut prendre qu’un certain nombre de valeurs discrètes. Ces plages sont appelées « bandes d’énergie ». Suivant leur niveau d’énergie, les électrons peuvent soit se trouver dans une bande de valence ou dans une bande de conduction. Dans le premier cas, ils contribueront aux liaisons de l’atome, dans l’autre, à la conductibilité du matériau. Entre ces bandes, il existe des bandes dites « interdites », correspondant aux valeurs énergétiques que l’électron ne peut prendre.

Pour les matériaux conducteurs, cette bande interdite n’existe pas. Les électrons de liaisons contribuent alors directement à la conductibilité. Pour les matériaux isolants, cette bande est quasi infranchissable tant l’énergie nécessaire est importante. Pour les semi-conducteurs, cette bande interdite est suffisamment petite pour permettre un passage aisé des électrons de la bande de valence à la bande de conduction.

Cette représentation permet d’expliquer la différence de comportement à la chaleur des conducteurs et des semi-conducteurs. Dans un métal, les électrons de valence soumis à la chaleur s’agitent, diminuant la zone conductrice de la bande d’énergie. Pour les semi-conducteurs, une augmentation de la température favorise le passage des électrons situés sur la bande de valence vers la bande de conduction, améliorant la conductibilité de l’atome (diminution de la résistance).

Remarque : le niveau de fermi représente le plus haut niveau d’énergie que les électrons peuvent prendre à une température de 0K.

Il est possible d’augmenter la conductibilité d’un semi-conducteur par un procédé chimique, appelé dopage, qui consiste à insérer des impuretés dans le semi-conducteur.

On réalise ainsi des semi-conducteurs de type n et des semi-conducteurs de type p.

Pour obtenir un matériau de type n, on dope le matériau semi-conducteur (généralement du silicium) avec un élément de valence supérieure (possédant plus d’électrons que le semi-conducteur), comme le phosphore, afin d’ajouter des électrons à la bande de conduction. La conduction est alors assurée par le déplacement de ces électrons.

Pour obtenir un matériau de type p, on dope le matériau semi-conducteur par un élément de valence moins importante, comme le Bore, afin de diminuer le nombre d’électrons de la bande de valence. La conduction est alors assurée par le déplacement de porteurs chargés positivement (trous correspondant au manque d’électrons).

Une jonction PN

Une diode électroluminescente ou une cellule solaire photovoltaïque est composée d’une jonction p-n, la couche supérieure étant un matériau de type n et la couche inférieure de type p. Pour fabriquer ces jonctions, on effectue un traitement de surface pour déposer un semi-conducteur de type n sur la surface externe d’un matériau de type p.

La mise en contact de ces matériaux génère une barrière de potentiel à la base du champ électrique permanent. Cette barrière, appelée zone de déplétion, est formée par recombinaison du surplus de trous et d’électrons des zones p et n remise en contact. Le schéma suivant représente les niveaux d’énergie au voisinage de la jonction :

Si la température d’une telle jonction augmente, les électrons rempliront progressivement tous les états d’énergie, annulant la bande interdite et par là, l’effet de la jonction p-n.

Effet photoélectrique

Historique et principe

L’effet photoélectrique a été découvert par Alexandre Edmond Becquerel en 1839. Il est obtenu par absorption des photons dans un matériau semi-conducteur, lequel génère alors une tension électrique. Les cellules photovoltaïques produisent du courant continu à partir du rayonnement solaire qui peut être utilisé pour alimenter un appareil ou recharger une batterie. (Source : EF4, facilitateur photovoltaïque).

Le rayonnement solaire est constitué de photons dont l’énergie est décrite par la relation suivante :

E [J] = hv = h . c/λ

Avec,

h : constante de Planck.
λ : longueur d’onde [m].
v : fréquence [Hz].

Quand un photon heurte la cellule, il transmet son énergie aux électrons des semi-conducteurs. Si l’énergie absorbée est suffisante pour permettre le passage de la bande interdite (hv > Egap = Éconduction – Evalence), ces électrons quittent leur bande de valence et entrent dans la bande dite de conduction. Cette émission d’électrons et des trous correspondants (on parle de paires électron-trou) due à l’action de la lumière est appelée effet photoélectrique interne (car les électrons ne sont pas éjectés en dehors de l’atome). Les propriétés physiques du matériau sont alors modifiées et celui-ci devient conducteur (photoconductivité). Si à l’inverse l’énergie du photon n’est pas suffisante, il traverse le matériau sans transmettre d’énergie.

Ainsi, un matériau semi-conducteur dont la bande interdite est comprise entre 0.7 et 0.4 eV est un matériau dit photovoltaïque du spectre solaire.

Le défi est de récupérer la paire électron-trou ainsi générée, car si celle-ci n’est pas récupérée suffisamment rapidement il y a recombinaison entre l’électron et le trou. Pour pouvoir valoriser le potentiel électrique de cet effet, on utilisera la différence de potentiel induite par une jonction pn.

Influence de l’éclairement

L’effet du rayonnement lorsqu’il fournit assez d’énergie (si celle-ci est supérieure à la largeur de la bande interdite) fait apparaître des paires supplémentaires d’électron trou porteur (apparition simultanée d’un porteur n et d’un porteur p) dans la jonction.

Les porteurs p ainsi créés ont tendance à migrer vers le matériau p et les porteurs n vers le matériau n, renforçant la barrière de potentiel. Une partie des porteurs générés par le rayonnement sera elle aussi soumise à divers phénomènes de recombinaison (disparition simultanée d’un porteur n et d’un porteur p).

L’éclairement a deux effets sur le fonctionnement :

Si le système fonctionne en mode récepteur (quadrant III) : la résistance diminue avec l’éclairement, c’est la photorésistance.

Si le système fonctionne en mode générateur (quadrant IV) : le courant « court-circuit » est proportionnel à l’éclairement et la tension à vide est celle de la diode en polarisation directe. C’est la cellule photovoltaïque à jonction PN. C’est sur ce quadrant IV que sont basées les caractéristiques des cellules :

Représentation théorique et équation d’une « cellule idéale ».

Avec,

Icc [A] : courant de court-circuit dû à l’éclairement E
Vco : tension en circuit ouvert.

Pour créer un courant, on place des électrodes sur chacun des matériaux et on les relie par un circuit électrique. Ces raccordements et leur fabrication provoqueront des effets résistifs parasites qui différencieront les caractéristiques réelles des cellules de ce comportement théorique.

Théories

Pour en savoir plus sur les caractéristiques des cellules.

Effet électroluminescent

Historique

H.J. Round fut le premier à observer une émission de lumière par un semi-conducteur en 1907. La diode électroluminescente était née. C’est, en quelques sortes, l’inverse de l’effet photoélectrique qui caractérise les cellules photovoltaïques. Utilisée dans les LEDs, cette technologie n’a pas cessé de s’améliorer tant au niveau de l’étendue de la gamme de couleurs qu’à l’explosion des domaines d’application comme la signalisation et l’éclairage de puissance.

Principe

Lorsqu’on soumet une jonction PN à une source électrique à courant continu, la jonction présente un comportement différent si elle est soumise à une différence de potentiel dans le sens direct ou dans le sens inverse.

La polarisation directe de la jonction (en respectant les bornes) provoque un abaissement de la barrière de potentiel et permet un passage important d’un courant appelé courant de diffusion et dû aux porteurs majoritaires. La présence de ce courant de diffusion déséquilibre le système et aboutit à une croissance de la population des porteurs minoritaires dans chaque zone. Si la tension de polarisation directe est suffisante, la probabilité de recombinaison radiative n’est plus négligeable et des photons sont produits par la recombinaison dans la jonction.

À titre indicatif, la polarisation inverse provoque un renforcement de la barrière de potentiel (élargissement de la zone de déplétion par recombinaison) et un courant dû aux porteurs minoritaires (trous dans le type n et électrons dans le type p). Ce courant, très faible, varie peu en fonction de la tension.

Cette caractéristique est à la base des diodes, composant électronique qui ne permet le passage de courant que dans un sens.

Ce schéma montre la relation typique entre l’intensité du courant et le potentiel d’un tel composant :

Couleur émise

La longueur d’onde λ, soit la couleur de la lumière émise, dépend du fameux saut d’énergie :

E_gap = h.c / λ.

Avec,

h : constante de Planck
c : vitesse de la lumière
λ : longueur d’onde [m].

Liée aux matériaux et au taux d’impuretés de la diode, la lumière émise est quasi monochromatique, ce qui signifie que la couleur émise sera saturée.

Chaque recombinaison n’est pas radiative : il n’y a donc pas d’émission de photon à tous les coups, ce qui réduit l’efficacité de la Diode électroluminescente. Il est donc nécessaire pour les fabricants d’allier des matériaux et des moyens de conception qui permettent d’optimiser le rendement radiatif. Pour l’éclairage, les fabricants ont donc dû faire appel à leur imagination pour améliorer la performance de la jonction : on parle d’hétérojonctions multiples pour les LED de puissance contre des homojonctions pour les LED classiques de basse puissance.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Types de cellules

Une cellule photovoltaïque est un composant électronique qui lorsqu’il est exposé au spectre solaire génère une tension électrique par effet photovoltaïque.

Toutes les cellules sont créées à partir de matériaux semi-conducteurs. La plupart du temps, c’est le silicium (Si) qui est utilisé mais on rencontre aussi le sulfure de cadmium (CdS), le tellure de cadmium (CdTE), des alliages de cuivre indium et sélénium (CIS),…

Trois technologies principales de cellules existent suivant leur mode de production :

1ère génération : cellules cristallines

Ces cellules, généralement en silicium, ne comprennent qu’une seule jonction p-n. La technique de fabrication de ces cellules, basée sur la production de « wafers » à partir d’un silicium très pure, reste très énergivore et coûteuse. La limite théorique de rendement de ce type de cellule est de ±27%. Les cellules les plus récentes s’approchent chaque année de plus en plus de cette limite.

Méthode de fabrication : le cristal formé par refroidissement du silicium en fusion dans des creusets parallélépipédiques est ensuite découpé en fines tranches appelées « wafers ». Les cellules sont alors obtenues après « dopage » et traitement de surface.

On distingue deux types de cellules cristallines :

Les cellules polycristallines

Le refroidissement du silicium en fusion est effectué dans des creusets parallélépipédiques à fond plat. Par cette technique, des cristaux orientés de manière irrégulière se forment. Cela donne l’aspect caractéristique de ces cellules bleutées présentant des motifs générés par les cristaux.

Rendement

16-18 % (On obtient ainsi une puissance de 160 à 180 Wc par m²)
Ces cellules restent les plus utilisées du fait du rapport performance/prix plus intéressant que celui de leurs homologues monocristallins.

Avantage

Rapport performance/prix.

Inconvénient

Rendement faible sous éclairement réduit.

Les cellules monocristallines

Ces cellules sont constituées de cristaux très purs obtenus par un contrôle strict et progressif du refroidissement du silicium.

Rendement

17-20 % (On obtient ainsi une puissance de 170 à 200 Wc par m²).

Sans entrer dans le détail, si aujourd’hui les cellules sont de type « Al-BSF » (aluminium back surface field) l’évolution vers des cellules « PERC » (passived emitter and rear cell) permettra prochainement de monter à ± 23 % tandis que les cellules à hétérojonctions promettent déjà d’atteindre les 26 %. (26.6 % déjà obtenu en laboratoire)

Avantage

Très bon rendement.

Inconvénients

Coût élevé.
Rendement faible sous éclairement réduit.

2ème génération : couches minces « thin films »

Dans le cas de « couches minces », le semi conducteur est directement déposé par vaporisation sur un matériau support (du verre par exemple). Le silicium amorphe (a-Si) (silicium non cristallisé de couleur gris foncé), le tellurure de cadmium (CdTe), le disélénium de cuivre indium (CIS) font notamment partie de cette génération. Ce sont des cellules de cette technologie que l’on retrouve dans les montres, calculatrices,… dites solaires !

Le silicium amorphe

Rendement

6 à 7 % soit 60-70 Wc/m².

Avantages

Moins coûteux que la première génération puisqu’elle consomme moins de matériau semi-conducteur.
Moins polluant à la fabrication (Ne nécessite pas de passer par l’étape de transformation du silicium en « wafers » (moins énergivores)).
Fonctionnent avec éclairement faible.
Moins sensible à l’ombrage et aux élévations de température.
Possibilité de créer des panneaux souples.
Panneaux légers.

Inconvénients

Rendement global plus faible.
Rendement moindre sous éclairement direct.
Diminution de performance avec le temps plus importante.

Le tellure de Cadnium, Disélénium de cuivre indium (avec ou sans Gallium)

Il existe d’autres types de cellules « couches minces » : tellurure de cadmium (CdTe), le disélénium de cuivre indium (CIS),…

Le CdTe présente de bonnes performances, mais la toxicité du cadmium reste problématique pour sa production.

Rendement

11 à 15 % soit 110-150 Wc/m². En laboratoire, les cellules ont déjà atteint le rendement record [2017] de 21,7 % pour des cellules CIGS ! De quoi concurrencer les homologues cristallins !

Avantages

Fonctionnent avec éclairement faible.
Moins sensible à l’ombrage et aux élévations de température.
Possibilité de créer des panneaux souples.
Panneaux légers.

Inconvénients

Rendement global plus faible en ce qui concerne les cellules commercialisées.
Rendement moindre sous éclairement direct.
Diminution de performance avec le temps plus importante.
Durée de vie moins grande que les cellules cristallines.

3ème génération : Perovskites, multijonction, concentration, …

Pour améliorer les rendements des cellules, la recherche se tourne actuellement vers plusieurs pistes dont notamment :

Les Cellules Pérovskites sont des cellules composées d’un élément hybride organique-inorganique ayant une structure de pérovskite.

Ces cellules sont apparues en 2000 avec un rendement de 3,8 %. Depuis, en 2016, le rendement est passé à 22,1 % ce qui en fait une alternative prometteuse ! Leur coût de production est faible. L’inconvénient de ces cellules réside dans leur instabilité et faible résistance aux agents extérieurs (eau, températures…). Néanmoins bon nombre de recherches prometteuses sont en cours et devraient finir de rendre ce type de cellules rapidement intéressantes.

Cellules multicouches : superposition de multiples cellules aux propriétés différentes (utilisant des bandes d’énergie différentes permettant un balayage plus large du spectre solaire). Ce type de cellules est déjà commercialisé, mais principalement pour des applications spatiales. Les rendements obtenus sous concentration sont très prometteurs (au délà de 30 %)..
1. 1. Sunlight spectrum ;
  2. Tunnel junctions ;
  3. Cell 1, cell 2, cell 3.
Structure d’une cellule triple-jonction.

Cellules à concentration (permet d’utiliser des photons à basse énergie qui ne sont habituellement pas absorbés par la cellule).
Cellules organiques,…

Conclusion

Les cellules cristallines à jonction simple se rapprochent de leur performance ultime théorique (± 27 %).
Les TF-PV (ThinFilm PV) s’améliorent très rapidement et commencent à concurrencer les cellules cristallines en terme de rendement.
Les Cellules à Perovskites sont un nouveau matériau plein de potentie.
Les Tandems Silicones-Cristallins semblent être la voie à suivre pour atteindre des rendements supérieurs à 30 % à faible coûts.
[imec]

Courtesy of M. Hermle, Fraunhofer ISE.

Posted By : Sylvie 9 Août, 2010

Choisir l’emplacement des capteurs [photovoltaïque]

Avant toute chose, il est nécessaire de se poser quelques questions :

Y a-t-il des surfaces inutilisées qui pourraient être valorisées énergétiquement ?
Au niveau du bâtiment ? du terrain ?
Ces surfaces sont-elles bien orientées ?
Sont-elles ombrées ?
En cas d’application en toiture, celle-ci est-elle encore en bon état ?

Le choix de l’emplacement des modules peut être fonction de plusieurs de ces facteurs :

Surface disponible

La surface disponible déterminera la puissance génératrice qu’il est possible d’installer en fonction du type de cellule choisi. Pour connaître la production électrique surfacique attendue :

> Plus d’infos sur la production électrique et le pré dimensionnement

Orientation et inclinaison

Dans nos régions, le sud est évidemment le maître choix pour les installations fixes. L’inclinaison optimale qui permet de maximiser les gains solaires annuels incidents (et donc la production) se situe à 35°. On tentera donc de se rapprocher le plus possible de cette orientation.

Attention, si théoriquement ceci est vrai, d’un point de vue économique, le but de toute installation photovoltaïque doit également de faire se rencontrer les périodes de production et de consommation pour favoriser l’autoconsommation. Ainsi, en l’absence d’un moyen de stockage de taille adapté, une orientation des panneaux dite Est-Ouest peut être optimale.

Figure 1:Panneaux photovoltaïques orientés Est-Ouest : Tritec-energy.com.

De plus, les températures hautes étant nuisibles aux performances des panneaux, on préférera généralement une orientation Est à Ouest (température plus basse le matin).

Théories

Plus d’infos sur la variation de l’irradiation solaire annuelle en fonction de l’inclinaison et de l’orientation!

> Plus d’infos sur l’influence de ce paramètre au niveau de la production électrique et du dimensionnement.

Cependant, comme le montre le schéma suivant, l’angle d’inclinaison optimale (perpendiculaire au soleil) varie au fil des mois et des heures.

Des systèmes de tracking appelés aussi suiveur solaire permettent d’adapter continuellement l’inclinaison et l’orientation des panneaux.

Type de pose

Plusieurs types de pose sont possibles :

En toiture

Pose en toiture inclinée

En toiture inclinée, les panneaux sont attachés à la structure du toit au moyen de pattes métalliques. Les modules peuvent être soit placés en surimposition soit intégrés à la toiture . Les modules remplacent alors la couverture de la toiture comme peuvent le faire des tuiles solaires.

L’échauffement possible des cellules est, dans ce cas, un problème dont il faut tenir compte. En effet, une perte de puissance (environ 0.5 % par degré) en fonctionnement est associée à la montée en température des cellules. Or, en cas d’intégration, la chaleur est plus difficilement dissipée par ventilation qu’en cas de surimposition. Des ajustements de la structure de la toiture sont dans certains cas indiqués pour améliorer la ventilation à l’arrière des modules.

Surimposition et intégration

Pose en toiture plate

En toiture plate, les panneaux sont généralement disposés sur une structure en métal ou en plastique. Celle-ci permet d’obtenir un angle d’inclinaison optimisant la production de la surface utilisée tout en assurant la ventilation de l’arrière du panneau. La ventilation de l’arrière des panneaux photovoltaïques est par contre moins importante dans le cas des bacs en PVC. On n’oubliera pas le lestage nécessaire.

Il faut impérativement vérifier l’état de la toiture et du matériau de couverture au préalable. Il serait dommage de devoir démonter les panneaux quelques années plus tard ! De plus, il ne faut pas oublier le poids induit par la pose des panneaux et le lestage important (80 à 100 kg par m² de capteur) requis pour la pose en toiture plate (résistance à la prise au vent). Ce surpoids doit pouvoir être supporté par la charpente ! Lorsque l’on solidarise l’ensemble des panneaux via une structure métallique, la quantité de lestage peut diminuer et des valeurs de l’ordre de 50 kg/m² sont alors plus communes.

Certaines cellules de types « thin film » ont aussi vu le jour. Elles permettent une intégration directe à l’étanchéité d’une toiture plate et ne nécessitent donc pas le surpoids induit par le support. Attirante d’un point de vue économique (cellule moins coûteuse et directement intégrée dans une étanchéité nécessaire), on notera que ces cellules sont caractérisées par de plus faibles rendements. Elles doivent de plus être implantées selon la configuration du support. Leur orientation et inclinaison seront donc généralement celles de la toiture, ce qui conditionnera leur productivité. Une légère pente reste néanmoins souhaitable pour favoriser l’écoulement des eaux de pluies et éviter l’encrassement des cellules.

Sur supports et intégré à la couverture.

En façade

Il est possible d’utiliser des modules photovoltaïques comme bardage de façade. Ce type de configuration entraine une perte de production importante due à une réduction de l’exposition solaire (30% de moins que dans les conditions optimales). Comme en toiture inclinée, l’intégration ou la surimposition est possible.

Ce qu’on appelle aujourd’hui le BIPV (Building Integrated Photovoltaics) est de prime abord moins productif et généralement plus cher que la pose classique en toiture. Néanmoins, les panneaux photovoltaïques peuvent se substituer au bardage et remplir ainsi une double fonction (bardage + production électrique solaire). Dans le cadre d’une telle installation, il faut en réalité se poser la question du surcoût par rapport au matériau « classique » qui est remplacé.

La technologie solaire étant de moins en moins cher et le coût de l’énergie augmentant continuellement, ces solutions ont tendance à devenir de plus en plus crédibles d’un point de vue économique, et ce malgré leur rendement réduit.

Dans les zones urbanisées, sous la pression immobilière et la nécessitée croissante de densifier, les concepteurs de bâtiments ont tendance à réduire l’emprise au sol des bâtiments (et corollairement leur surface de toiture) au profit d’un accroissement du nombre d’étages. Se faisant, la quantité de surfaces verticales augmente considérablement tandis que les surfaces de toitures sont réduites à peau de chagrin. Il y a donc un réel intérêt aujourd’hui à donner une plus-value à ces surfaces, et ce dès la conception des projets.

En verrière

Pour ces applications, on utilise des modules verre-verre qui permettent de garantir un passage lumineux. Attention au respect des normes d’isolation thermique !

Ce type d’installation peut également être utilisé pour des préaux, carports, vérandas, façade légère double-peau…

En protection solaire

Un module photovoltaïque peut aussi participer à la démarche bioclimatique du bâtiment en utilisant les gains solaires superflus au confort thermique du bâtiment.

Au sol

Il est tout à fait possible de disposer des panneaux photovoltaïques au sol (voire sur des traqueurs). En Allemagne, bon nombre de champs de ce genre ont été installés. Il faudra cependant s’assurer de la qualité du sol et de sa stabilité en fonction de la taille du projet. Ce type de pose est soumis a permis. L’avis de fonctionnaire délégué ainsi que l’intervention d’un architecte est requis.

Réglementations

Plus d’infos sur la réglementation urbanistique (CWATUPE).

Ombrage

En l’absence d’optimiseurs ou de micro-onduleur, l’ombrage est le pire ennemi du photovoltaïque. L’effet de l’ombrage sur les cellules photovoltaïques est comparable à l’effet provoqué par la torsion d’une partie d’un tuyau d’arrosage : c’est le point faible qui détermine l’intensité générée !

Une cellule ombrée va donc limiter la puissance générée. Il est donc impératif de choisir un endroit qui soit le moins possible soumis aux ombres fixes provoquées par l’environnement (attention aux cheminées !).

Sur une toiture plate, on devra veiller tout particulièrement à l’ombrage généré par les panneaux entre eux. La formule suivante permet d’estimer l’espace nécessaire entre les panneaux. En général, on estime que la surface de panneaux correspond à environ un tiers de la surface de la toiture plate. (En tenant compte d’un recul imposé de 1,5m par rapport au bord).

Dimensionnement de l’entre-axe entre deux capteurs

L’entre-axe entre deux rangées de capteurs est défini par la formule suivante :

Entre axe = d + b = h (cos β+ sin β/ tg α)

où,

h =dimension du capteur.
α = hauteur solaire minimum (généralement prise le 21 décembre soit un angle de 16°).
β = inclinaison des capteurs.

En considérant des capteurs de 1,2 m de large, l’entre-axe des rangées de capteurs est de : 1,2 x (cos 35° + sin 35°/tg16°) = 3,38 m.

En pratique, sur toiture plate, on préfère incliner moins les modules, car on peut dès lors placer plus de modules et au final produire plus que si l’angle optimal avec été utilisé. En sus, en réduisant l’inclinaison, la prise au vent est également moins importante. Enfin, l’option de placer les panneaux en mode Est-Ouest permet une optimisation de la surface encore plus grande.

Si une ombre est inévitable, il est important que les modules soient correctement disposés afin de diminuer les pertes de productions. Les diodes de by pass servent à éviter les effets dits de « points chauds » détériorant les performances et peuvent dans ce cas limiter le nombre de cellules affectées par l’ombrage. L’ombrage doit être un paramètre important à prendre en compte lors de la conception et lors du raccordement des modules entre eux (en série ou en parallèle).

Dans l’exemple suivant, la configuration de droite permet de limiter l’effet de l’ombrage en by passant uniquement les strings ombrés. Dans la situation de gauche, l’ombre peut provoquer jusqu’à l’annulation complète de la production des modules.

L’influence de l’ombrage temporaire (feuille, saleté,…) n’est normalement que limitée, car une inclinaison de 15° suffit déjà à l’auto nettoyage du vitrage.

Posted By : Laurent 22 Juin, 2010

Chauffage au bois de l’hôpital de Dave

Vue de l’hôpital Saint-Martin à Dave : première photographie représente le bâtiment qui est alimenté par la chaufferie au bois, deuxième photographie est une vue champêtre, bucolique de la vallée de la Meuse prise de l’hôpital.

Introduction

En 2005, la direction de l’hôpital neuro-psychiatrique Saint-Martin à Dave, près de Namur, a décidé de mettre en œuvre un plan majeur pour réduire la consommation énergétique de leur établissement ainsi que pour réduire la facture et l’empreinte environnementale associée. En effet, avant cette phase d’amélioration, l’institution consommait approximativement 1 200 000 litres de mazout par an pour réaliser le chauffage des locaux et la production d’eau chaude sanitaire (ECS). On imagine la charge que représentait ce poste de chauffage pour l’institution.

Dans une démarche globale, de bonnes performances énergétiques sont obtenues premièrement en réduisant les besoins finaux du bâtiment et deuxièmement en produisant la chaleur restante avec des systèmes de production efficaces. En outre, si ces derniers sont basés sur des énergies renouvelables, la réduction de l’impact environnemental peut être très conséquente.

De manière consistante, l’institution a d’abord entrepris une démarche de réduction des besoins de chaleur par une démarche globale d’utilisation rationnelle de l’énergie (URE). Ils ont travaillé au niveau des performances de l’enveloppe en plaçant des doubles vitrages, au niveau de la régulation des systèmes de chauffage en plaçant des vannes thermostatiques sur les émetteurs et en réalisant des régimes de coupure ou ralentis (suivant les cycles jour/nuit, semaine/week-end). Toute politique véritablement efficace s’accompagne d’un changement de comportement des utilisateurs. Parallèlement, des démarches de sensibilisation ont dès lors été réalisées au niveau du personnel et des patients.

Il restait ensuite à produire le besoin résiduel de manière efficace. La direction de l’établissement a décidé de produire une partie de la chaleur au moyen d’une chaudière automatique à plaquettes. Celle-ci remplace trois chaudières au mazout qui réalisaient le chauffage de 9 000 m² de locaux.

Cette étude de cas est une version étendue des fiches produites par le facilitateur bois-énergie orienté secteur public pour le compte de la Région wallonne. Cette fonction de facilitateur est réalisée par la Fondation Rurale de Wallonie (FRW) dans la personne de Francis Flahaux. Cette fiche technique est disponible via le site internet de la FRW ( http://www.frw.be/). En outre, le projet de l’institution de Dave s’intègre dans le Plan Bois-Énergie et Développement Rural (PBE&DR – https://www.frw.be/pbe.html) pour la Wallonie.

Description de l’installation de chauffage au bois

La chaudière à plaquette KÖB Pyrtec a une puissance nominale de 950 kW et remplace trois chaudières au mazout pour le chauffage de 9 000 m² de locaux. Elle couvre un besoin final d’approximativement 2 700 000 kWh/an. Comme la chaudière a une plage de modulation de puissance de 285 à 950 kW, elle réalise directement le chauffage des locaux sur une grande partie de l’année. Une chaudière de sauvegarde au mazout de 1 100 kW a été installée.

La consommation de la chaudière à plaquettes représente un volume annuel de 2 800 mètres cubes apparents (map). Il s’agit de plaquettes de granulométrie de 30 mm et d’un taux d’humidité de 30 % (c’est-à-dire G30/W30). Par grand froid, en faisant l’hypothèse que la chaudière fonctionne à puissance nominale de manière continue, celle-ci consommerait 950 kW*24 h/jour, soit 22 800 kWh/jour. Si on prend comme base un PCI de 1 000 kWh/map, la chaudière peut ingérer 22.8 map de bois par jour dans les conditions climatiques extrêmes. Afin de garantir une certaine autonomie, les concepteurs ont opté pour un silo de 180 m³. Pour un tel volume, un bâtiment spécifique a été érigé. Il est constitué du silo à plaquettes placé à côté d’une nouvelle chaufferie.

Photographies du nouveau bâtiment constitué de la chaufferie (partie en bardage clair avec la cheminée) et du silo de stockage des plaquettes (partie en bardage foncé). La dernière figure est une vue à l’intérieur du silo prise à partir de la chaufferie.

Le silo à plaquettes

Le silo à plaquettes à un volume de 180 m³. Il est implanté en contrebas d’un talus important ce qui permet de pouvoir l’alimenter par un camion sans devoir créer une rampe par terrassement. Les plaquettes sont versées par des trappes aménagées dans le toit du silo.

Illustration de la topologie du terrain qui permet d’alimenter directement le silo en plaquettes de bois.

Au fond du silo, on trouve le dispositif d’extraction des plaquettes, il s’agit d’un racleur hydraulique aussi appelé planché à tiroir. Ce dispositif amène les plaquettes au niveau du sol entre le silo et la chaufferie où elles seront alors transportées via un système de vis sans fin et de retour d’angle vers la chaudière.

Vue du bas du plancher tiroir où les plaquettes sont extraites et acheminées via une vis sans fin et retour d’angle vers la chaudière.

La chaudière à plaquettes

On peut maintenant passer à la description de la chaudière proprement dite. Celle-ci occupe la plus grande partie de la chaufferie.

Chaudière KÖB Pyrtec au sein de la chaufferie et son schéma de principe à droite.

Dans le schéma de principe ci-dessus, on repère l’alimentation par une vis sans fin (qui se trouve du côté gauche de la chaudière dans le cas de l’hôpital de Dave). On distingue le principe de combustion sur grille mobile où le bois est attaqué par l’air primaire de combustion. À la fin de la combustion, les cendres sont poussées en bout de course vers le cendrier. Après la phase primaire de combustion, les gaz riches cheminent vers l’échangeur où ils sont attaqués par l’air secondaire de combustion avant de rentrer dans celui-ci. Sur la face avant de la chaudière, on repère le système pneumatique qui permet racler les échangeurs pour les maintenir propres.

La première photographie représente l’ouverture sur le foyer maintenu en dépression par le ventilateur d’extraction de la chaudière. La deuxième photographie est un zoom sur la combustion sur la grille.

L’alimentation de la chaudière

La chaudière est alimentée en bas à gauche par une vis sans fin. À l’admission de celle-ci, on trouve la fin du dispositif de transport composé d’une vis sans fin avec retour d’angle. Intercalé entre les deux, on place un dispositif coupe-feu afin d’éviter que celui-ci ne propage en cas d’accident entre la chaudière et le silo.

Alimentation de la chaudière : en bas, la vis d’alimentation et haut, la vis de transport provenant du silo.

Le cendrier

Le volume de cendre généré est loin d’être négligeable comme on peut s’en convaincre par la taille du cendrier.

Vue sur le cendrier principal et de sa connexion avec la chaudière.

Analyse économique

Le cas de l’installation au bois de l’hôpital de Dave est un cas typique qui permet d’illustrer les grands enjeux de la conception d’une installation au bois. Ceux-ci ont été énoncés dans la section de choix du combustible.

Le vecteur énergétique est la plaquette de bois. Nous l’avons dit, la consommation correspond à 2 800 map/an. Pour garantir une certaine autonomie, les concepteurs ont choisi de bâtir un silo de 180 m³. Afin de trouver un tel volume et de pouvoir placer la chaudière proche du stockage, un nouveau bâtiment a été spécialement créé.

Cela modifie radicalement la clef de répartition des coûts. Pour un investissement total TVAC de 360 000 €, le gros œuvre représente 240 000 € pour 100 000 € pour la chaudière et ses périphériques. Même si au départ, les chaudières au bois sont plus chères que leurs homologues mazout ou gaz naturel, le gros œuvre fait croître considérablement les coûts. Citons que le coût des études et de la coordination s’élève à 20 000 €.

Comment rentabiliser un tel surinvestissement par rapport à une chaudière fuel ? Par kWh, les plaquettes sont significativement moins chères que le fioul. Si on prend un prix du mazout à 5.3 c€/kWh et un prix de 2.3 c€/kWh pour les plaquettes en janvier 2010, on obtient une différence de 3 c€/kWh. En supposant que la chaudière au bois a un rendement équivalent à une chaudière au mazout standard, on retrouve cette différence de 3 c€ au niveau de la facture. La chaudière consomme 2 800 map/an soit approximativement 2 400 000-2 800 000 kWh/an. Par conséquent, si le prix des énergies reste identique, chaque année la consommation de plaquettes à la place de mazout permet d’économiser 72 000 €. On estime le temps de retour simple sur l’investissement proche de 5 ans. Sur base des calculs réalisés par le facilitateur, celui-ci estime le temps de retour simple à 7,8 ans. Au regard de la durée d’utilisation d’un tel matériel qui avoisine les 20 ans, le rentabilité économique du projet semble clairement prouvée.

Performances environnementales

Si on considère les émissions de gaz nocifs émis par la combustion, on voit que la chaudière au bois permet de réduire significativement l’empreinte environnementale. Il faut du moins que la forêt de laquelle sont extraites les plaquettes soit gérée de manière durable.

Si on considère le cycle complet du combustible, c’est-à-dire en intégrant les processus énergivores de l’extraction, du conditionnement et du transport, on peut prendre une émission de 327 grammes d’équivalent CO₂émis par kWh pour la fioul et de 25 grammes par kWh pour les plaquettes. Si on intègre le cycle de vie complet, l’impact du bois-énergie sur l’émission de gaz à effet de serre n’est pas nul, mais il est de loin inférieur par rapport aux énergies fossiles. Dans le cas du mazout, la différence est estimée à 302 grammes de CO₂ par kWh. Si on reprend la consommation annuelle de la chaudière de 2 400 000-2 800 000 kWh, les plaquettes permettent de réduire l’émission de 724-845 tonnes d’équivalents CO₂ par an ! Le facilitateur estime quant à lui, cette réduction à 583 tonnes par an. En termes de production de SO₂, cette réduction serait de 1 120 kg/an.

La combustion du bois peut-être source de particules fines particulièrement nocives pour la santé. Dans le cas de l’installation de l’hôpital Saint-Martin de Dave, la chaudière est munie d’un dispositif de filtrage des fumées de combustion afin que celles-ci ne soient rejetées dans l’atmosphère.

Cyclone de décendrage des fumées avec un cendrier en contrebas.

Partenaires du projet et contacts

Hôpital neuro-psychiatrique Saint-Martin, Dave (Namur), Benoît Folens, e-mail : benoit.folens@fracarita.org

Facilitateur Bois-Énergie pour le secteur public et coordinateur du plan PBE&DR, Francis Flahaux de la Fondation Rurale de Wallonie (FRW), e-mail : pbe@frw.be

Posted By : Laurent 21 Juin, 2010

Combustion du bois

Produits de la combustion

On peut commencer par des remarques générales sur les produits de combustion. Ensuite, les spécificités du bois-énergie sont introduites.

Émission de C0₂ et cycle du carbone

Le bois-énergie, par exemple les bûches ou les pellets, est une énergie renouvelable. Le CO₂ qui est libéré durant la combustion correspond à la quantité de CO₂ prélevée par le végétal à l’atmosphère durant sa vie. Ce processus de capture est opéré par la photosynthèse. Sur un cycle complet de vie, le bilan de la combustion du bois est donc nul : le CO₂ est prélevé dans l’atmosphère pour ensuite lui être restitué par la combustion du bois mort. En effet, si l’Homme n’avait pas brûlé ce bois, il se serait décomposé naturellement et aurait de toute manière libéré la même quantité de CO₂ dans l’atmosphère. L’impact en termes d’émission de gaz à effet de serre (GES) est donc théoriquement neutre dans la mesure où le cycle de vie du bois est relativement court. On comprend dès lors tout l’intérêt de promouvoir ce type d’énergie.

Illustration du cycle du Carbone : bilan équivalent entre le décomposition du végétal dans la nature et sa combustion.

Comme nous venons de l’évoquer, le bois-énergie a globalement un effet positif pour réduire notre émission de GES. Il faut veiller à valoriser ce potentiel et de ne pas le dégrader. En effet pour que l’impact positif sur l’environnement soit réel, il faut que :

La forêt soit gérée de manière durable ;
l’énergie fossile dépensée pour la gestion, le transport et le conditionnement du bois-énergie soit minimisée.

Sur base des chiffres de l’année 2010 et en considérant les filières d’approvisionnement standards pour les applications domestiques, on peut approximativement compter que pour 1 kWh de bois-énergie, il faut 0.2 kWh d’énergie fossile pour des pellets et 0.1 kWh d’énergie fossile pour des bûches. En conclusion, l’impact en termes d’émission de GES n’est pas totalement nul, mais reste de loin meilleur que pour les énergies fossiles traditionnelles.

Émission de gaz nocifs et de particules fines

Comme toute combustion, il reste l’émission d’H₂O à l’état gazeux, de NO_x et de SO_X. Il faudra être tout aussi vigilant à respecter les normes d’émission pour le bois-énergie que pour le gaz, le charbon ou le mazout. De manière générale, une bonne combustion du bois génère peu de SO_x, le bois contenant initialement peu de soufre comparé par exemple au fioul. En ce qui concerne la formation de NOx, elle comparable au fioul et au gaz lorsque le bois est brûlé de manière efficace.
Néanmoins, les caractéristiques mécaniques et thermo-chimiques du bois qui interviennent lors de la combustion sont particulières et plus délicates que les vecteurs énergétiques classiques (c’est-à-dire le gaz naturel ou mazout). Par conséquent, obtenir une combustion efficace est moins évident à atteindre. Quand la combustion est sous-optimale, une série de gaz nocif supplémentaire est émise lors de la combustion. Une mauvaise combustion peut être obtenue si la température de la combustion est trop basse, notamment dû à un taux d’humidité trop élevé du bois, si la quantité d’air de combustion est insuffisante ou si le temps de contact entre l’air et le combustible est trop court. Ces problèmes peuvent être évités en travaillant avec des chaudières ou poêles modernes, bien dimensionnés, et un combustible avec un taux d’humidité acceptable.
En termes d’émission nocive, on trouve les composés organiques volatiles (COV), en particulier, le benzène, les hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP), les dioxines et les furannes. En outre, les fumées peuvent contenir du goudron et du charbon. Le goudron peut venir se condenser sur les parties froides de l’installation et venir l’encrasser : l’échangeur thermique de la chaudière ou la cheminée. La combustion du bois est particulièrement émettrice de particules très fines, de diamètre aérodynamique inférieur à 1µm, très néfastes pour la santé, car susceptibles d’être inhalées. L’étanchéité de l’installation est donc primordiale.
Le but de cette section n’est pas de faire le point sur l’émission de la combustion du bois-énergie. Néanmoins, on peut dire que qualitativement, ces émissions nocives sont d’autant plus faibles que la combustion s’opère dans les meilleures conditions. Par conséquent, il est important de promouvoir les appareils de combustion les plus performants et un combustible de qualité (c’est-à-dire un taux d’humidité acceptable). Dans ces conditions, l’impact sur l’environnement et sur les occupants est maîtrisé.

Minéraux et production de cendres

Les minéraux contenus dans le bois sont à l’origine de la production de cendres lors de la combustion.
La température de fusion des cendres, c’est-à-dire à laquelle elles passent de l’état solide à l’état liquide, dépend de leur composition. Il faut que la température à laquelle s’opère la combustion reste inférieure à cette température de fusion des cendres. En effet, il faut éviter que celles-ci ne coulent et viennent se solidifier sur des équipements du foyer (phénomène de vitrification). Les appareils de combustion modernes sont conçus pour répondre à cette contrainte.
Lors de la combustion du bois, des cendres dites « volantes » sont présentes dans les fumées. Elles ne constituent pas un polluant dans la mesure où il s’agit des minéraux initialement stockés dans le bois qui retournent à la nature. Néanmoins, il faut veiller à ne pas les inhaler dans la mesure où leur diamètre leur permet de se fixer dans les poumons. L’étanchéité de l’installation est donc primordiale.
Retirer les cendres, le « décendrage », demande une certaine manutention. La fréquence de nettoyage dépend essentiellement de la consommation et du volume du cendrier. On peut citer des périodes de quelques semaines à quelques mois pour le chaudières domestiques.
À noter que dans certaines conditions, les cendres sont des polluants. C’est le cas lorsqu’on brûle du bois de démolition qui est couvert d’enduits ou des végétaux qui ont absorbé des minéraux d’un sol pollué. Ce sont des éléments exogènes au bois qui génèrent des produits dangereux pour l’homme et l’environnement. Les équipements, notamment les filtres, doivent être adaptés à ce type de bois.

Quantité d’air nécessaire

On peut commencer par des remarques générales sur la quantité d’air nécessaire pour ensuite introduire les spécificités du bois-énergie.

L’excès d’air

L’alimentation en air pour la combustion du bois possède des propriétés similaires, mais aussi spécifiques. L’excès d’air a toujours pour vocation d’assurer un taux d’oxygène suffisant dans chaque zone du foyer. À défaut de la quantité requise, la combustion est incomplète et génère des imbrûlés ainsi que des gaz nocifs.
À l’opposé, un excès d’air trop important engendre une dilution des fumées, ce qui engendre un abaissement de la température et par conséquent des pertes à la cheminée plus importantes (vu que la récupération de chaleur par la chaudière sera moins efficace). En outre, une température trop basse peut aboutir à une mauvaise combustion. Il faut donc contrôler soigneusement l’excès d’air pour une bonne combustion : ni trop faible, ni trop important.
Typiquement, on trouve des excès d’air de 50 % pour les chaudières domestiques, soit une valeur plus élevée que pour la combustion du gaz naturel ou du fioul (approximativement 20%).

L’air primaire et secondaire

Dans le cas du bois, la combustion s’opère essentiellement en deux phases. C’est ce qui nous a amenés à développer une section spécifique pour ce vecteur énergétique. Nous ne développerons pas ici les différents processus thermo-chimiques qui ont lieu dans ces deux étapes. Cela risquerait d’alourdir inutilement le propos.
Ce qui est important de retenir, en termes d’alimentation en air de combustion, est que ces deux étapes nécessitent toutes deux une certaine quantité d’air. On parlera de l’air primaire et de l’air secondaire. Ces deux apports peuvent s’opérer dans des zones distinctes du foyer ou au travers d’un seul flux d’air (auquel cas, il jouera le rôle à la fois d’air primaire et secondaire). Les chaudières, voire les poêles (pour des applications domestiques), les plus performantes ont une amenée d’air spécifique pour l’air primaire et secondaire. Le foyer peut même être conçu pour que les deux phases de combustion s’opèrent dans des zones physiquement séparées.

Illustration du concept d’air primaire et secondaire pour la combustion du bois.

Le pouvoir calorifique du bois

Avant d’introduire des spécificités du bois-énergie, on peut consulter les notions générales de pouvoir calorifique sur la page précédente. On y avait défini le pouvoir calorifique par unité de masse pour des combustibles purs. Cela s’applique particulièrement bien aux combustibles gazeux ou liquides comme le gaz naturel et le mazout. La conversion en PCI par unité de volume, c’est-à-dire par litre ou par m³, est assez aisée.
Le pouvoir calorifique du bois par unité de volume dépend, quant à lui, de certaines caractéristiques du bois. Cette valeur n’est donc pas constante. Il s’agit essentiellement de l’influence des éléments exogènes que le bois contient (de la quantité d’eau et de minéraux), ainsi que de sa masse volumique. Toujours dans le cas du bois, c’est bien le PCI exprimé par unité de volume qui nous intéresse. En effet, mis à part certains types de conditionnement comme les pellets, on achète le bois par unité de volume : par m³ ou par stère. Il est donc vital de connaître le contenu énergétique de ce que l’on achète et donc d’un volume de bois.
Pour obtenir cela, notre raisonnement part du PCI par kg de bois pur. On introduit ensuite la diminution du pouvoir calorifique induite par la teneur en eau et en minéraux. On passe ensuite au pouvoir calorifique par unité de volume par l’introduction de la masse volumique qui dépend de l’espèce de bois. Quand vous achetez un m³ de bois, il existe entre les différents constituants du tas (des bûches, des pellets ou des plaquettes) des vides. Bien évidemment, ces vides contiennent de l’air et n’ont aucun pouvoir énergétique. Il faut donc déduire le nombre de m³ de bois plein contenu dans un m³ de votre tas pour connaître le PCI réel.

Humidité du bois

Le bois contient deux formes d’humidité :

L’humidité intrinsèque : c’est l’eau qui est intégrée, liée à la structure moléculaire du bois. Cette quantité est déterminée par des laboratoires. Elle se traduit notamment pas des valeurs différentes pour la composition chimique générique du combustible, CHyOx.

L’humidité extrinsèque : c’est l’humidité qui dépend des conditions climatiques. Plus précisément, le bois peut contenir des molécules d’eau entre ces fibres sans pour autant l’intégrer à sa structure moléculaire. Il peut s’agir de la sève que contient un bois vert ou de l’humidité induite par les conditions climatiques (pluie ou humidité de l’air).

Cette dernière quantité nous intéresse dans la mesure où elle peut varier au cours du temps avec la diffusion de l’eau vers l’atmosphère, si celui-ci est plus sec que le bois. Cela explique pourquoi on met sécher le bois à l’abri avant son l’utilisation : cela permet de diminuer sa teneur en eau extrinsèque.
Il y a deux manières d’exprimer la quantité d’eau extrinsèque du bois. D’abord, on exprime l’humidité relative soit en kg d’eau par kg de bois sec (sous l’abréviation DM pour « dry matter »), soit en kg d’eau par kg de bois humide (sous l’abréviation FM pour « fresh matter ») :

Humidité relative matière sèche : [H₂O]_DM = kg_eau / kg_bois,anhydre

Humidité relative matière humide : [H2O]_HM = kg_eau / kg_bois,humide

État du bois	Humidité relative (FM)
Bois vert	50 %
Bois séché à l’air et à l’abri pendant 1 an	30 %
Bois séché à l’air et à l’abri pendant 2 ans	20 %
Bois anhydre	0 %

Teneur en cendres

Si le bois contient beaucoup de minéraux, ceux-ci vont être à la source de cendres. On peut exprimer leur teneur par rapport à la masse brute du bois, contenant à la fois de l’humidité extrinsèque et des minéraux :

Bois brut = bois avec une certaine quantité d’humidité exogène et de minéraux

[Ce]_brut = kg minéraux par kg de bois brut = kg_minéraux/kg_bois,brut

[H₂O]_brut = kg eau par kg de bois brut = kg_eau/kg_bois,brut

Influence sur le PCI par unité de masse

Si on considère un bloc de bois anhydre (c.à.d. sans eau) sans impuretés (c’est-à-dire de minéraux), sa composition sera proche de la valeur évoquée dans la formule définie pour les combustibles purs, c’est-à-dire CH1.44O0.66, il présentera alors un PCI de 18 400 kJ/kg. Cette valeur ne dépend donc pas de l’essence du bois. La valeur est la même pour 1 kg d’épicéa sec et pur que pour 1 kg de chêne sec et pur.

Si on considère l’influence de l’humidité extrinsèque et de la présence de minéraux, il voit diminuer le PCI par kg de bois brut (c’est-à-dire contenant à la fois de l’humidité et des minéraux). D’un coté, on aura simplement moins de bois pur et sec par kg de bois brut (effet de dilution). Et d’un autre coté, l’eau extrinsèque utilisera une partie de l’énergie contenue dans le bois pur et sec pour se vaporiser (effet de vaporisation). Cela peut se chiffrer de manière simple en kJ par kg de bois brut (c.à.d humide avec minéraux) :

PCI_brut = (1 – [Ce]_brut – [H2O]_brut) 18 400 – 2 501 [H2O]_brut en [kJ/kg_brut]

De nouveau, le résultat est identique quelque soit l’essence de bois considéré. À titre d’exemple, si on prend un bois avec peu de minéraux, faisons l’hypothèse que [Ce]_brut est nul. Avec 50 % d’humidité relative, ce qui est un bon ordre grandeur pour un bois vert, on trouve un PCI_brut de 7 950 kJ/kg de bois vert. On est de loin inférieur au 18 400 kJ/kg du bois anhydre (sans humidité extrinsèque).

Sur base de cette constatation, l’intérêt d’utiliser du bois sec est évident. Cela explique l’intérêt de mettre sécher du bois avant son utilisation. Lors d’un achat de bois, le teneur en eau est donc un paramètre important. Sur le marché, le bois séché est d’ailleurs plus cher qu’un bois plus humide.

Influence sur le PCI par unité de volume

Comme évoqué ci-dessus, on ne fait pas de distinction entre les essences de bois. En effet, les résultats sont aussi bien valables pour du chêne, du hêtre que pour du sapin. Pourtant, l’expérience de tous les jours nous apprend qu’il faut faire attention à l’essence du bois lorsque l’on « fait du feu » ou lorsque l’on achète du bois. Cela semble en contradiction par rapport à ce qu’il a été évoqué. Où est l’astuce ?

L’astuce tient au fait que vous n’êtes pas vraiment intéressé par le pouvoir calorifique de votre bois par unité de masse [kJ/kg] mais bien par unité de volume [kJ/m³].

En effet, votre poêle ou chaudière fait un certain volume. Vous pouvez dès lors placer un certain volume de bois dans cet espace. En ce qui concerne la masse que vous y placez, vous n’avez pratiquement aucun contrôle. C’est avant tout le volume de bois qui est déterminant. En outre, vous n’achetez souvent pas du bois par kg ou tonne mais bien en fonction du volume. Nous aurons l’occasion de revenir sur ce dernier point à la section suivante parce qu’il appelle à un complément d’information.

En fait, la masse volumique du bois, c’est-à-dire le nombre de kg par m³, varie fortement entre les différentes essences. Du coup, dans un même volume de bois, vous n’avez pas le même potentiel énergétique pour toutes les essences. Voilà l’astuce ! Le PCI par m³ varie en fonction des essences et pas le PCI par kg.

Masse volumique de différentes essences (source Valbiom)

Masse volumique [kg/m³]	Bois vert (frais, HR : 40-60 %)	Bois sec à l’air (18 mois, HR : 25-30 %)	Bois anhydre (0 % d’eau)
Chêne	1 000	750	625
Hêtre	980	750	625
Epicéa	760	450	400
Douglas	–	550	460
Sapin pectiné	970	550	46

Influence sur le PCI du volume apparent

Pour conclure l’analyse, il y a encore une nuance à apporter et non la moindre. Quand vous achetez du bois, vous n’achetez pas des blocs homogènes de matière.
En gros, vous achetez des tas ou des agglomérats : des tas de pellets, de plaquettes ou de bûches. Entre les différents éléments constituants du votre tas (des pellets, des plaquettes ou des bûches) vous avez des vides. Et donc quand vous achetez 1 m³ de votre tas, vous n’avez pas 1 m³ de bois plein ! Cette distinction nous permet d’introduire la notion de volume apparent.

Evolution du volume apparent pour une même quantité de bois en fonction de la taille de la découpe (qui influence la quantité de « vides » entre les bûches).

Le volume apparent, c’est le volume de votre tas qui contient un certain volume de bois plein et un certain volume des vides entre ces différents éléments. Pour un empilement donné, le coefficient d’empilage (CE) est le rapport entre le volume de bois plein et le volume du tas :

Coefficient d’empilage (CE) = m³_{bois plein}/m³_apparent,

PCI par m³_apparent = CE x masse volumique x PCI_brut,

On peut donc en conclure que le PCI par m³ apparent est influencé par l’essence du bois au travers de la masse volumique et par l’empilement. Le PCI par kg dépend quant à lui du taux d’humidité et de cendres.
Suivant le conditionnement (plaquettes, bûches ou pellets), on trouve des terminologies différentes concernant la notion de volume apparent (par exemple, « stère » pour les bûches ou « map » pour les plaquettes). Ces différences sont introduites dans les pages spécifiques à chaque conditionnement. Néanmoins, derrière ces différents vocables se cache toujours la même idée.

Posted By : Laurent 9 Juin, 2010

Documents de référence sur l’éolien

Documents de référence sur l'éolien

Voici une série de documents de référence qui permettent de connaître les diverses contraintes et législations en vigueur lors de l’établissement d’un projet d’éoliennes :

Vade-Mecum non technologique du candidat à l’implantation d’une petite éolienne, en cours de réalisation par l’APERe. Ce document reprend les diverses étapes pour l’implantation d’une petite puissance (inférieure à 10 kW). Mars 2018 : partiellement obsolète, notamment par rapport aux règles d’urbanisme suite à l’adoption du CoDT).

Cadre de référence pour l’implantation d’éoliennes en Région wallonne. Le développement éolien est régi par un cadre de référence qui définit les orientations stratégiques de la filière. Bien que sans force légale, « le cadre de référence » est un document approuvé par le gouvernement wallon en juillet 2013. On y retrouve des consignes relatives aux règles et procédures à respecter, aux éléments à prendre en considération lors du développement d’un projet (par exemple, les distances par rapport à certaines infrastructures, les zones dans lesquelles il est souhaitable de développer des parcs, le type de machine, etc …

CoDT (Code de développement territorial) définit les règles urbanistiques notamment d’implantation des éoliennes et décrit les critères des zones « capables » le long des infrastructures de communication où l’on peut implanter de l’éolien sans justifier de la dérogation au plan de secteur.

Brochure Le développement éolien en Wallonie.

Posted By : Laurent 9 Juin, 2010

Considérer l’aspect économique de l’installation d’une éolienne

La durée d’utilisation des éoliennes

Afin de déterminer la rentabilité d’un projet éolien, il faut connaître le nombre d’années durant lesquelles on espère pouvoir exploiter ses éoliennes. On parle de durée d’utilisation. Cette notion est un peu différente de la durée de vie. En effet, à la fin de la durée d’utilisation escomptée de votre matériel, il se peut que celui-ci garde un certain potentiel pour continuer à fonctionner, notamment au travers d’une grosse révision, ou une mise à niveau. Ce matériel n’est donc pas mort. Pour réaliser une étude économique, on prend en compte la durée d’utilisation. La durée de vie est au moins égale à la durée d’utilisation :

durée d’utilisation <= durée de vie.

La durée de vie d’une éolienne dépend essentiellement de la qualité du projet (choix d’un bon site, d’une bonne machine, d’une bonne hauteur de mât, etc.) mais aussi de la qualité de la maintenance. Installer une éolienne demande de s’en occuper régulièrement quand elle est installée. Dans la suite de cette section dédiée à la durée d’utilisation, on supposera toujours que le matériel est entretenu de manière rigoureuse.

Durée d’utilisation et de vie

Cela dépend essentiellement de la taille de l’éolienne. Plus une éolienne est grande et plus sa durée de vie est importante. En effet, les fluctuations de vent sont relativement moins importantes sur une grande éolienne. En outre, pour les puissances plus importantes, la maintenance sera réalisée par des sociétés spécialisées et formées sur le type de matériel installé. Par conséquent, la qualité de la maintenance est meilleure comparée à une petite éolienne où le propriétaire devra, plus que probablement, assurer lui-même la majeure partie du suivi.

Les micro-éoliennes [0,1 à 0,4 kW] et mini-éoliennes [0,4 à 2 kW] : La durée de vie dépend fortement du matériel et de sa mise en œuvre. On peut travailler sur une base de 6 à 12 ans. Un paramètre qui permet d’évaluer la robustesse du matériel est le rapport entre le poids de l’éolienne rapporté par m² de surface balayée par le rotor. Autrement dit, cela donne une idée de la masse disponible pour supporter une certaine « densité de force ». Plus le poids de l’éolienne par m² est important, plus elle est susceptible d’être robuste. Ce n’est pas garanti, mais c’est un bon indicateur. Une éolienne légère correspond à approximativement 10 kg/m² alors qu’une éolienne massive tourne autour des 20 kg/m². À noter que sur cette gamme de micro-éoliennes, les frais de maintenance et de réparation sont souvent difficiles à justifier d’un point de vue purement économique.

Éoliennes domestiques [2 à 30 kWh] : La durée de vie peut aller de 15 à 20 ans avec une bonne maintenance et un bon monitoring.

Petites éoliennes commerciales [30 à 120 kWh] : On tourne autour de 20 ans, toujours dans de bonnes conditions de maintenance. Dans certains cas, on commence à avoir des durées d’utilisation inférieures à la durée de vie de l’éolienne.

Moyennes et grandes éoliennes commerciales [120 à 3 000 kWh] : La durée d’utilisation est de typiquement 20 à 25 ans.

Géantes commerciales [3 000 à 8 000 kWh] :
Ces éoliennes sont plus récentes. Leur durée de vie est estimée entre 20 et 30 ans en fonction des constructeurs et de l’entretien.

Investissement

Il est difficile de donner un ordre de prix pour les éoliennes et leur installation. En effet, cela dépend fortement du type d’éolienne, de sa marque ainsi que de la nature du projet. En outre, s’il faut un raccordement particulier au réseau de distribution ou de transport de l’énergie électrique via le placement d’une nouvelle ligne de transmission, cela vient s’ajouter aux frais de l’éolienne.

On peut d’abord introduire quelques tendances générales :

Le coût d’investissement par m² de surface balayée ou par kW installé diminue avec la taille des éoliennes : le coût total augmente mais le coût relatif par m² ou kW diminue.

Le coût varie selon le fabricant d’éolienne ainsi qu’en fonction du type de fondation.

Le coût peut être considérablement impacté par la distance de l’éolienne par rapport à un nœud du réseau susceptible de recevoir la production de l’éolienne. On pense notamment au fait de devoir tirer une nouvelle ligne.

Investissement par m² de surface balayée ou par kW ?

On trouve essentiellement dans la littérature des ordres de prix donnés en euros/kW installé. Certains auteurs considèrent plutôt l’investissement par m² de surface balayée par le rotor. En effet, la puissance nominale d’une éolienne peut être mesurée à des vitesses différentes d’une éolienne à l’autre. Cette dernière valeur n’est pas standardisée si bien que l’on ne sait pas de quelle puissance on parle. In fine, la relation entre la puissance et la taille de l’éolienne n’est pas directe.

Prenons, pour exemple, deux éoliennes de r endement instantané global identique et de puissance nominale égale. La première obtient son rendement nominal à 10 m/s et la seconde à 20 m/s. En gros, on s’attend à ce que la première éolienne aie une surface balayée 2³ soit 8 fois plus importante que la seconde. En termes de diamètre de rotor, la première éolienne a un rotor 8^½ fois plus grand que la deuxième. En travaillant avec l’investissement rapporté par m² de surface balayée, on s’affranchit de cette limite.

Néanmoins, si on parle en termes d’investissement par m² balayé, on n’a aucune idée de rendement, d’efficacité du matériel, sur la qualité de l’éolienne.

Ordre de grandeur d’investissements totaux rencontrés

On donne ici un tableau établi en 2010 (mis à jour en 2018) reprenant des fourchettes de prix d’investissement total suivant différentes sources :

Taille de l’éolienne	€/m²	€/kW	€/kW	€/kW
Source ou auteur	Paul Gipe	Facilitateur (APERe)		EWEA
Micro-éolienne	2 000-3 000
Mini-éolienne	1 500-3 000
Eoliennes domestiques	1 500-2 500	5 000
Petites éoliennes commerciales	1 200-1 500
Grandes éoliennes commerciales	1 000-1 250	1 400 – 1 500	1000	1 000-1 400

Ordre de grandeur de la répartition des coûts pour un projet éolien de moyenne et grande puissance

On donne ici un tableau établi en 2010 et toujours d’actualité en 2018 reprenant des répartitions types dans l’investissement suivant différentes sources :

Schéma proportion des différents coûts éoliens.

Poste	Facilitateur APERe	Parc-eolien.com	EWEA
Eolienne	75 %	68 %	75 %
Raccordement au réseau	7 %	13 %	9 %
Génie civil	8 %	8 %	6.5 %
Ingéniérie	5 %	6 %	1.2 %
Etudes préliminaires	2 %	–	1.2 %
Autres	–	5 %	7 %

On voit que l’éolienne représente le gros de l’investissement et que le coût du raccordement au réseau est loin d’être négligeable.

La maintenance

Un aspect important d’un projet d’éolienne est la capacité à la maintenir en bon état de marche. Sans ce suivi, la machine ne fonctionnera pas efficacement sur toute la durée d’utilisation. En outre, il s’agit de garantir la durée de vie du matériel.

Voici quelques spécificités des frais de maintenance en faveur des grands projets éoliens :

Comparés à l’investissement, les frais de maintenance sont d’autant plus lourds que l’éolienne est petite. A la limite du raisonnement, on trouve les mini-éoliennes et les éoliennes domestiques. Dans le cas des mini-éoliennes, le coût de la maintenance voire de la réparation est tel qu’il ne se justifie pas souvent d’un point de vue strictement économique (de l’ordre de 300€ de maintenance annuelle pour une installation de 3 kWc). Dans les cas des éoliennes domestiques qui représentent déjà un investissement plus significatif, il est souhaitable de pouvoir réaliser une vérification des composants après quelques années. Néanmoins, sur base des recherches que nous avons faites sur les fournisseurs wallons d’éoliennes domestiques, ils n’offrent pas un tel service de maintenance et d’entretien. De manière générale, le propriétaire d’une telle éolienne devra assurer lui-même le suivi régulier de son installation, d’où l’intérêt de faire un relevé de la production électrique. En effet, toute dérive significative de production sera symptomatique d’un fonctionnement anormal, d’un élément défectueux. Le propriétaire bénéficie d’une garantie de quelques années sur le matériel au-delà de laquelle il doit se débrouiller avec son éolienne.

Les frais d’entretien augmentent avec le temps. Plus l’éolienne vieillit et plus les interventions sont lourdes pour la maintenir en état.

Plus l’éolienne est grande et plus le recours d’une équipe ou d’une société spécialisée pour réaliser les différents aspects de la maintenance sera rencontré. Du coup, la qualité de la maintenance sera plus facilement garantie.

À titre d’exemple, on peut citer les chiffres pour de grandes éoliennes : 5 % de l’investissement initial par année pour les 10 premières années de fonctionnement et 7 % de l’investissement initial par année pour les 10 années suivantes. D’autres sources donnent des valeurs de 1 à 2 % de l’investissement par année et certaines avancent 2 % les 10 premières années, 2,5 % de 10 à 15 ans et 3 % pour la fin de vie de l’éolienne (entre la 16e et 20e année). Il est difficile de savoir quels chiffres sont les bons tant les facteurs qui influencent ces chiffres sont nombreux. Néanmoins, si on travaille avec une éolienne que l’on espère faire tourner 20 ans, on constate que la maintenance est un poste important à intégrer dans l’analyse de rentabilité économique.

Si nous tablons sur une durée de vie de 20 années et un coût de maintenance annuel équivalent à 5 % de l’investissement initial : Le coût de la maintenance sur la durée de vie de l’éolienne sera alors égal à l’investissement initial pour cette dernière.

Production et rentabilité

Afin de pouvoir estimer la rentabilité du projet, il est nécessaire de pouvoir estimer la production électrique annuelle de celle-ci. Il s’agit essentiellement de connaître le potentiel de vent de son site. Il faut disposer de mesures correspondantes à la localisation exacte du futur mât de l’éolienne ainsi qu’à la hauteur à laquelle sera placé le rotor ou obtenir les statistiques du vent sur base de simulations numériques.

Une fois l’investissement connu ainsi que la production électrique annuelle escomptée, on peut déduire le temps de retour sur investissement. Il y a deux grands cas de figure :

Soit, toute l’énergie électrique est injectée sur le réseau, auquel il faudra regarder le prix auquel un fournisseur voudra acheter cette énergie,

Soit on consomme entièrement ou partiellement l’énergie que l’on a produite, il faudra alors intégrer le prix auquel on vend et on achète l’énergie à un fournisseur. En effet, l’énergie que l’on produit soi-même et qu’on consomme correspond à une quantité d’énergie non consommée sur le réseau et donc à une économie.

Coût du kWh produit

On peut réaliser une analyse simple de la rentabilité économique de la production d’électricité avec une éolienne. La dimension uniquement analysée ici est la dimension économique vue par l’investisseur. La réalité est plus complexe que cela … fort heureusement d’ailleurs … L’intérêt d’investir dans l’éolien ne se limite pas à une dimension purement économique. Par exemple, les avantages de l’éolien comparés aux centrales classiques à combustibles fossiles n’est plus à démontrer, que ce soit en termes de rejet de gaz à effet de serre (SER) ou d’autonomie en approvisionnement énergétique.

On considère ici une durée d’utilisation de 20 ans avec des frais d’entretien annuels de 5 % de l’investissement initial. L’investissement est pris à différentes valeurs : 1 000 €/kW et 1 500 €/kW qui sont représentatifs des grandes éoliennes ainsi que 2 000, 3 000, 4 000 et 5 000 €/kW pour de plus petites éoliennes. Il est alors possible d’évaluer le coût du kWh produit si on connaît la production annuelle d’électricité rapportée en nombre d’heures équivalentes de fonctionnement à puissance nominale.

Si on reprend 25 % de fonctionnement équivalent à puissance nominale (une valeur typique du grand éolien pour nos contrées), pour une année de 8 760 heures, cela donne approximativement 2 200 heures. Sur base du graphe ci-dessus, on voit que le prix du kWh produit s’échelonne de 5 c€/kWh pour des investissements proches de 1 000 €/kWN à 22.5 c€/kWh pour des investissements de 5 000 €/kWN représentatifs de petites éoliennes.

Pour les mini- et micro-éoliennes, le constat fréquent en Wallonie est que le nombre d’heures efficaces dépasse rarement les 1 000 h/an. En outre, l’investissement par kW nominal pour de telles éoliennes est relativement élevé. Prenons à titre d’exemple 5 000 €/kWN, tout en sachant que les prix varient fortement d’un constructeur à l’autre (en fait, la qualité varie aussi fortement selon les fabricants). Le coût du kWh produit est approximativement de 50 c€/kWh, ce qui est nettement supérieur à prix actuel de l’électricité du réseau. Cela explique pourquoi ces éoliennes sont surtout utilisées pour l’alimentation d’appareils dans des lieux éloignés du réseau électrique. On peut citer des applications de recharge de batterie pour des bateaux ou l’alimentation de clôtures électriques dans des exploitations agricoles.

Incitants fiscaux et aide à la production

Afin de promouvoir la production d’électricité verte sur base d’énergies renouvelables, les différents niveaux de pouvoir ont mis en place des dispositifs d’incitants financiers. On peut classer les différents mécanismes en deux grandes catégories :

Les certificats verts : Chaque producteur éolien reçoit 1 CV par MWh produit, pour une durée calculée en fonction de la rentabilité de chaque projet éolien. Cette durée est calculée par le régulateur de l’énergie wallon, la CWaPE, dans le but d’atteindre un IRR/TRI de 7 %. Pour plus d’info, voire la note de la CWaPE sur le calcul du coefficient de rentabilité [k_eco] ainsi que l’arrêté ministériel. Attention, le taux d’octroi pour le petit éolien est supérieur. http://www.cwape.be/?dir=0.2&docid=1528

Aides et subsides : Par exemple, à l’heure de l’écriture de cette section, c’est-à-dire en mars 2018, on pouvait compter les mécanismes suivants: aide à l’investissement pour les entreprises, Aide UDE de la DGO6 (uniquement petit éolien < 1 MW) http://www.wallonie.be/fr/formulaire/detail/20452, déduction fiscale d’une partie des bénéfices, exonération du précompte immobilier sur le nouveau matériel.

Pour plus de détail, nous invitons le lecteur à consulter les informations diffusées par le Facilitateur Énergies Renouvelables électriques [https://energie.wallonie.be/fr/facilitateur-energies-renouvelables-electriques-et-cogeneration.html?IDC=9546] éolien, c’est-à-dire l’APERe ou de prendre contact avec celui-ci, notamment via son site internet. [http://www.apere.org/]

Il est important de prendre en considération ces incitants financiers dans la mesure où ils améliorent considérablement la rentabilité économique. Le montant et le nombre de certificats verts sont d’ailleurs conçus pour rendre les énergies vertes compétitives par rapport aux filières traditionnelles.

Avantages des grands projets éoliens par rapport à des petites installations : projets éoliens participatifs

Nous résumons ci-dessous les avantages d’investir en commun dans un grand projet éolien plutôt que de réaliser une multitude de petites installations :

L’investissement ainsi que les frais de maintenance par m² ou par kW nominal diminue avec la taille de l’éolienne si bien que, avec un même budget total initial, on peut investir dans une surface balayée ou une puissance installée supérieure. En conclusion, on produira plus.
Le rendement des éoliennes augmente avec la taille. En conclusion, on produira encore plus.
On pourra travailler avec du matériel certifié et l’entretien sera réalisé systématiquement par des professionnels formés sur le matériel installé. En conclusion, on aura une garantie de qualité et donc une meilleure garantie sur les performances et la durée de vie.
D’un point de vue financier, c’est répartir le risque de l’investissement sur un plus grand nombre de personnes.
Permet de se payer une étude du potentiel de vent approfondie ce qui garantit les performances de la future éolienne. Pour des petits projets, l’étude de vent est plus difficile à rentabiliser.
On peut déléguer et remettre le suivi du projet à des personnes plus compétentes ou qui ont un mandat clair et des moyens pour réaliser le projet. Ces personnes prendront la tête de l’initiative et pousseront le projet.
L’avantage paysager est également à noter : mieux vaut une grande éolienne que 10 petites : pas de prolifération anarchique de petites constructions.

Nous invitons donc les lecteurs intéressés dans l’éolien à ne pas perdre cette possibilité de vue, de se renseigner sur les offres disponibles dans l’éolien participatif avant de se lancer seul dans son propre projet. En outre, une motivation majeure, souvent principale, est aussi de prendre part à une initiative citoyenne en faveur de la protection de l’environnement.

Des plateformes comme Coopalacarte (https://www.coopalacarte.be/fr) cartographient les projets d’énergie renouvelable belge où des coopératives citoyennes sont actives.

Posted By : Laurent 7 Juin, 2010

Ressources du vent et éoliennes

Photographie issue de la banque d’images de la Région wallonne.

Généralités

Une éolienne convertit l’énergie cinétique du vent en travail moteur, qui, sauf exception, sera converti en électricité. Pour assurer la rentabilité de l’implantation d’une éolienne, il est nécessaire de pouvoir évaluer le potentiel de vent dont on dispose sur un site particulier. Il s’agit, in fine, de l’énergie de base sans laquelle le projet n’aura pas de sens.

Dans la section sur rendement des éoliennes, les concepts de puissance instantanée du vent, l’énergie du vent ainsi que la distribution du vent ont été introduits. Dans cette page, nous allons voir comment ces notions indispensables à l’évaluation du rendement et des performances d’une éolienne sont reliées à l’évaluation des ressources du vent (ou potentiel de vent).

L’objectif n’est pas de donner un petit cours sur le vent, ses origines et les différents types de phénomènes météorologiques rencontrés. Il est plus prudent de s’en référer à la littérature ou à des sites spécialisés dans ce domaine. En effet, la physique rencontrée est complexe, il nous semble dangereux de simplifier les propos (seuls des spécialistes en météorologie semblent compétents pour réaliser une telle tâche). Par contre, nous allons plutôt nous focaliser sur l’interface entre notre éolienne et le vent, en d’autres termes, introduire des aspects spécifiques du vent qui sont en relation directe avec une exploitation efficace d’une éolienne.

Propriété du vent : continuité dans le temps et l’espace

C’est un titre un peu pompeux. Le message à faire passer est relativement simple, mais très important : pour comprendre le potentiel et le comportement du vent en un point donné du globe, en l’occurrence à l’endroit où vous voulez implanter une éolienne, vous devez tenir compte de phénomènes physiques à la fois locaux et globaux (au niveau de l’espace), à la fois courts et de plusieurs années (au niveau de l’échelle de temps). Le comportement de votre vent sur votre site dépend de l’interaction de phénomènes à des échelles de plusieurs milliers de kilomètres à quelques mètres, à des échelles de quelques années à quelques secondes. C’est ce qui rend l’étude du vent et la météorologie extrêmement complexe. Il suffit de suivre les prévisions météo sur plusieurs jours et de les comparer à la réalité pour s’en convaincre. Tenter de comprendre le vent uniquement sur base de phénomènes locaux ou uniquement globaux aboutit inéluctablement à des erreurs significatives. Il en va de même pour l’évolution dans le temps.

Par conséquent, il est difficile d’évaluer le potentiel. Le nombre de méthodes pour y arriver est relativement limité.

Potentiel du vent : mesure in situ

La méthode la plus sûre est de simplement réaliser des mesures de la vitesse du vent « in situ ». On insiste bien sur le terme « in situ ». Il s’agit bien de vérifier localement ce qui se passe et pas de tenir compte d’une station météorologique voisine. Dans le cas des mesures, on constate et on analyse le potentiel de vent dont on dispose. Il n’est même pas question de comprendre les phénomènes physiques qui sont à la base de ce comportement. À noter que ces mesures se font en haut d’un mât qui est à une hauteur représentative de la future éolienne, au moyen d’un anémomètre.

Potentiel du vent : simulations par logiciel

On peut réaliser des simulations au moyen d’ordinateurs qui permettent de calculer des modèles atmosphériques. Il s’agit d’une approche complexe réservée à des spécialistes. C’est pourquoi cette tâche est souvent sous-traitée. Néanmoins, il faut savoir que ces méthodes tiennent compte à la fois des phénomènes globaux et locaux (parfois jusqu’à 100-250 m) pour évaluer le potentiel du vent pour un site donné. Pour compléter l’analyse, il reste des phénomènes encore plus localisés (inférieurs à 100-250 m) qu’il faut intégrer de manière indépendante. De même, le comportement est modélisé sur une base de temps de quelques minutes pour accumuler plusieurs années. Attention, il s’agit du temps du modèle. En réalité, ces simulations par ordinateurs ne prennent que quelques minutes voire quelques heures pour les plus précises. Cela montre tout l’intérêt : on peut connaître en quelques heures ce qui va se passer en moyenne sur plusieurs années. On peut citer la société wallonne ATM-PRO située à Nivelles qui s’est spécialisée dans les logiciels environnementaux, notamment pour évaluer le potentiel de vent.

Les échelles de temps

Le vent en un point donné est sujet à des fluctuations dans le temps. Ces variations peuvent avoir plusieurs échelles. Il peut s’agir de fluctuations de quelques secondes, comme des bourrasques, de variations de quelques minutes ou le long de la journée, de fluctuations induites par l’alternance jour-nuit, par les saisons voire des variations de comportement entre les années. En outre, dans ces considérations, on n’a même pas encore parlé des fluctuations de vitesses induites par la turbulence.

Par avoir une évaluation fiable de la vitesse moyenne ainsi que sa variance en un point, il faut compter une dizaine d’années de mesure. Bien évidemment, on ne dispose pas toujours d’un intervalle de mesure aussi long. De plus, pour valider le potentiel d’un site, on n’a souvent pas envie d’attendre si longtemps. Il faut alors trouver une méthode pour pouvoir obtenir le comportement du vent sur base d’une période de mesure beaucoup plus courte. On parle d’un minimum de quelques mois à une année complète. C’est à ce stade que les fonctions de distribution statistiques interviennent. Elles permettent sur base de données lacunaires de reconstruire le comportement global. En fait, derrière cela, on a fait une hypothèse sur l’évolution globale du vent, d’où le nom d’approche « statistique », mais elle semble être bien validée pour nos contrées.

Les échelles d’espace

L’origine du vent vient d’un niveau d’ensoleillement et d’un niveau d’absorption qui varient selon l’endroit du globe. L’équateur est plus chaud que les pôles. Cela génère une différence de pression le long de la surface de la terre qui met les masses d’air en mouvement dans les couches inférieures de l’atmosphère (troposphère). On appelle cela des cellules convectives. On se situe donc à un niveau global de plusieurs centaines voire des milliers de kilomètres.

A coté de ces phénomènes globaux, les propriétés géographiques locales sont susceptibles de générer des variations par rapport aux mouvements globaux. Ces variations interviennent sur des échelles de plusieurs centaines de kilomètres à quelques dizaines de mètres. In fine, on trouve des variations très localisées, comme la présence d’un bâtiment isolé qui influence l’écoulement dans son voisinage, mais qui seul ne modifie pas la topologie de l’écoulement dans sa région.

On rencontre parfois des atlas de potentiel de vent qui donnent la vitesse de vent à divers endroits du globe, voire sur une région donnée. Ces atlas ne tiennent pas compte des particularités locales (c’est-à-dire d’obstacles comme des immeubles et du relief local). Ils donnent une bonne idée du potentiel d’une région ou d’une zone, ce qui peut être intéressant pour la mise en œuvre d’une politique globale concernant l’éolien dans la région concernée. Néanmoins, les atlas ne permettent pas la sélection d’un site particulier pour l’implantation d’une éolienne. Comme évoqué ci-dessus, c’est dû au fait que la méthode ne tient pas compte de spécificités locales, spécificités qui ont un impact majeur sur le potentiel du vent. En conclusion, on verra les atlas comme de bons indicateurs globaux. Avoir un bon niveau de vent dans un atlas est plutôt une condition nécessaire que suffisante.

À titre d’illustration, une vue globale de l’atlas européen des vents développé par le laboratoire national danois RISO. Il considère cinq niveaux de ressource différents définis en fonction de la vitesse moyenne du vent ainsi que le type de topographie.

Influence du terrain

On met l’accent sur des caractéristiques plutôt localisées (de quelques mètres à quelques kilomètres) dans la mesure où ce sont des éléments qui peuvent être pris en compte lors de la conception d’un projet éolien. En effet, au-delà d’une certaine échelle de vent, les actions possibles qui peuvent être entreprises par un concepteur n’ont aucune influence sur ces grande échelles alors qu’il peut faire des choix d’emplacement sur un site en fonction de caractéristiques locales du vent pour optimiser son implantation.

Distinction entre terrains plat et non plat

Illustration du concept de terrain plat et non plat.

Un terrain est non-plat quand les effets du terrain sur l’écoulement de l’air sont significatifs. On peut prendre l’exemple d’une colline ou d’une vallée. À l’opposé, le terrain est considéré comme plat quand il contient de petites irrégularités (par exemple, des haies). Il est difficile d’établir une règle précise pour différencier les deux types de terrain. Voici une proposition rencontrée dans la littérature :

Le rapport maximum entre la hauteur d’une irrégularité et sa longueur ne peut dépasser 1/50 dans un rayon de 4 km en aval de l’éolienne. En gros, cela favorise les collines à faible pente.

Le point le plus bas du rotor doit être au moins trois fois plus haut que la plus haute irrégularité sur le terrain dans un rayon de 4 km en aval de l’éolienne.

Écoulement sur un terrain plat avec des obstacles

Illustration de la zone d’influence sur l’écoulement d’un obstacle.

Il peut s’agir d’obstacles naturels comme une rangée d’arbres ou des haies, voire d’obstacles érigés par l’homme comme un ou des immeubles.
Un obstacle est un objet :

dont la zone d’influence sur l’écoulement (en d’autres termes, la région qu’il perturbe) rentre en contact avec l’éolienne. La figure ci-dessus décrit la forme caractéristique de cette région d’écoulement fortement perturbé ainsi que ses longueurs typiques. On voit que l’écoulement est perturbé sur une vingtaine de fois la hauteur de l’obstacle en aval, mais l’objet perturbe aussi le vent en amont. À noter aussi que la zone perturbée se développe à une hauteur typiquement deux fois plus importante que l’obstacle. Dans cette zone, le vent est fortement fluctuant, tant en amplitude qu’en direction. Dans la mesure du possible, il est souhaitable de placer son éolienne à l’extérieur de la zone d’influence d’un objet.

En fait, sur base de cette définition, un obstacle est un objet capable de perturber significativement l’écoulement qui va venir rencontrer le rotor de l’éolienne. Il y a bien deux conditions, une sur la longueur, une autre sur la hauteur. Premièrement, la zone d’influence de l’objet sur l’écoulement peut atteindre l’éolienne. Par exemple, si un petit immeuble isolé se trouve à plusieurs centaines de mètres d’une grande éolienne, il n’aura guère d’influence sur la nature du vent que le rotor de cette éolienne rencontrera. Il est trop loin. Deuxièmement, l’obstacle doit avoir une hauteur comparable à la taille de l’éolienne. Imaginons un homme ou un tracteur se déplaçant sur le terrain d’une grande éolienne, on comprend rapidement que cela n’aura pas d’influence sur le comportement aérodynamique de l’éolienne.

Écoulement sur un terrain non plat avec de petites caractéristiques

Lorsque l’on se trouve sur un terrain non plat, on a des effets d’accélération et de décélération. Il faut donc veiller à placer l’éolienne dans une zone d’accélération par rapport à la direction dominante du vent.

La vitesse et la hauteur

Lorsque l’on réalise une mesure de la vitesse du vent, il faut toujours indiquer à quelle hauteur au-dessus du sol cette mesure a été effectuée. Imaginons que vous essayez d’estimer le potentiel éolien existant sur un terrain donné, plus particulièrement à un emplacement donné de ce terrain. Vous réalisez une campagne de mesure durant laquelle vous placez un mât de mesure qui fait 20 m de hauteur. Et bien, les vitesses de vent que vous allez rencontrer à cette hauteur sont différentes de ce que vous mesureriez à 30 ou 50 m.

Cette caractéristique est assez importante dans la mesure où, en début de projet, vous ne connaissez pas encore la hauteur du mât à laquelle vous allez placer votre éolienne. Du coup, vous ne savez pas à quelle hauteur il y a lieu de réaliser votre mesure. En fait, c’est exactement la situation opposée : vous réalisez une campagne de mesure pour savoir à quelle hauteur vous devez placer votre éolienne.

Quel phénomène physique se cache derrière tout cela ? Dans le jargon de la mécanique des fluides, on appelle ce phénomène une couche limite. Parler de ce phénomène est relativement complexe et lourd, c’est pourquoi nous allons simplifier grandement son explication pour introduire les conclusions d’intérêt pour notre développement.

Si l’on se place à une certaine hauteur au-dessus du sol, le vent possède une certaine vitesse que nous appellerons V_r (pour vitesse de référence). Au niveau sol, c’est-à-dire l’air qui touche le sol, la vitesse du vent est nulle. Ce phénomène est induit par la viscosité de l’air. La vitesse du vent va donc progresser de zéro au niveau du sol à la vitesse V_r que nous avons mesurée à une certaine hauteur. Cette progression entre ces deux vitesses se fera de manière plus ou moins régulière, avec des augmentations voire des diminutions locales de vitesse, suivant l’historique du vent, c’est-à-dire les obstacles que le vent a rencontrés avant d’arriver au point que l’on analyse ainsi que les modifications qu’il a subies. En outre, la rugosité du sol a une influence sur l’évolution de la vitesse en fonction de la hauteur. En d’autres termes, la vitesse ne progresse pas de la même manière suivant que le sol soit en gazon ou recouvert de plantations. On pourrait croire que c’est complètement farfelu, voire improbable, mais il est possible de la justifier physiquement, ce que nous ne ferons pas, et l’expérience le prouve clairement.

L’évolution peut être très complexe et, de manière générale, il n’existe aucune méthode simple pour pouvoir prédire cette évolution de la vitesse en fonction de la hauteur. Si on ne peut extrapoler la vitesse mesurée à une autre altitude, il faut alors réaliser la mesure à une hauteur proche de ce que sera la future éolienne.

Heureusement, le comportement du vent se simplifie un peu dans certains cas particuliers. Et c’est souvent dans ces configurations particulières que l’on placera une éolienne. Du coup, des solutions pour déduire le vent à différentes hauteurs existent.

Terrains plats et homogènes : les lois de puissance

Lorsque le sol ne présente pas de variations de relief importantes comparées à la hauteur de la future éolienne et ce, dans un rayon de plusieurs dizaines de fois cette hauteur, on peut qualifier ce terrain de « plat« . L’évolution de la vitesse de vent au voisinage du sol évoluera de manière relativement lente et progressive au fur et à mesure que le vent parcourt le terrain.

Cette évolution restera progressive si la couverture de sol, essentiellement sa rugosité, n’évolue pas dans cette zone de rayon de plusieurs dizaines de fois la hauteur. On dira que le terrain est « homogène« .

Si l’éolienne se situe sur un terrain plat, homogène et sans obstacle alors le vent évolue de manière progressive sans être perturbé. Il rentre alors dans un régime plus standard dans lequel des lois permettent de déduire l’évolution de la vitesse en fonction de la hauteur. Et encore, il ne s’agit pas de n’importe quelle vitesse, mais d’une vitesse moyenne. Cette moyenne n’a rien avoir avec les moyennes introduites aux sections précédentes qui se réalisaient sur des périodes de plusieurs mois voire un an. Il s’agit maintenant de considérer des moyennes sur des échelles de temps de quelques minutes. En effet, le vent est de nature turbulente si bien que la vitesse fluctue de manière continuelle autour d’une certaine moyenne. De manière très simplifiée, on peut dire que la turbulence ajoute un certain bruit de fond à l’évolution temporelle de la vitesse. Ce que les lois simplifiées proposent d’évaluer ici est l’évolution de la moyenne de la vitesse (où les fluctuations induites par la turbulence ont été filtrées) en fonction de la hauteur au dessus du sol. On peut illustrer cette distinction avec les deux figures ci-dessous, la première montrant un champ instantané et la seconde la moyenne.

Comparaison entre la visualisation expérimentale d’une couche limite turbulente comprenant un grand nombre de fluctuations (première figure) et l’évolution de la vitesse moyenne en fonction la hauteur (seconde figure). Les règles que l’on donne ici concernent uniquement l’évolution de la vitesse moyenne avec la hauteur pour les terrains plats, homogènes et sans obstacles.

La plus connue est la loi de puissance. Son fondement théorique est souvent mis en question, mais cette approche s’avère souvent utile sur le terrain ou dans les applications de l’ingénieur. Si on mesure à la hauteur de référence, h_r, une vitesse, V_r, on peut déduire la vitesse V(h) rencontrée à une autre hauteur, h :

V(h) = V_r*(h/h_r)^α,

le seul paramètre à fixer étant le coefficient « α », dit coefficient de cisaillement. En fait, celui-ci dépend essentiellement de la rugosité du sol (ou de la couverture du sol si vous préférez) :

Terrain	Exposant de cisaillement du vent, α
Glace	0.07
Neige sur terrain plat	0.09
Mer calme	0.09
Gazon coupé	0.14
Gazon court type prairie	0.16
Gazon long type cultures céréales	0.19
Haies	0.21
Arbres et haies clairsemés	0.24
Arbres et haies plus denses	0.29
Banlieue	0.31
Forêt	0.43

Exposant de cisaillement du vent en fonction de la rugosité du sol (pour une hauteur de référence de 10 m).

Puissance du vent et hauteur

Prenons pour exemple un terrain avec du gazon coupé caractérisé par un coefficient « α » de 0.14. Si on réalise une mesure, une vitesse de 5 m/s à une hauteur de 10 m, alors la vitesse du vent à 20 m sera de 5*(20/10)^0.14 soit de 5.5 m/s, une augmentation de 10 %. Comme on sait que la puissance du vent dépend du cube de la vitesse, on a P_v(h) = P_v(h_r)*(h/h_r)^3α. La puissance aura, elle, augmenté de 34 %. Si on augmente la hauteur du mât d’un facteur 5, c’est-à-dire en le plaçant à 50 m, alors la vitesse augmente de 25 % et la puissance du vent double. Cela met clairement en évidence que la hauteur du mât à une très grande importance. Il faut toujours placer son éolienne suffisamment haut, dans le cas contraire, on risque d’avoir des rendements déplorables. Pour les petites éoliennes domestiques, une hauteur de 10m est un minimum.

Obstacle ou rugosité ?

Pour conclure cette section, il faut être prudent dans l’emploi d’un tel tableau et de la loi de puissance associée. En effet, le lecteur attentif aura remarqué que l’on a considéré des haies ou les arbres comme étant des obstacles, mais aussi dans le tableau ci-dessus comme étant simplement de la rugosité du sol. Finalement, quand faut-il considérer un objet comme de la rugosité ou comme un obstacle ? En fait, comme évoqué plus haut, un obstacle doit avoir une taille comparable à l’éolienne tandis que la rugosité doit être composée d’une multitude d’éléments petits par rapport à la taille de l’éolienne (pouvant être considérés comme étant des aspérités du sol). À titre d’exemple, si on place une éolienne dans une clairière entourée de forêt, les arbres sont des obstacles pour une petite éolienne et sont des éléments de rugosité pour une grande éolienne commerciale.

Couche limite et charge sur le rotor

Nous avons mis en évidence que la vitesse augmente avec la hauteur par rapport au sol. Cela a un impact évident sur l’énergie du vent qui sera récupérée par l’éolienne. On ne le répétera jamais assez, mais il faut que celle-ci soit placée suffisamment haut pour assurer la rentabilité, la viabilité du projet. Le choix de la hauteur de mât est donc de première importance.

Illustration d’un chargement asymétrique sur le rotor par le vent.

Un autre aspect lié à l’évolution de la vitesse avec la hauteur est la charge aérodynamique sur le rotor. Si l’on place le rotor de l’éolienne trop bas, il recevra comme annoncé un vent plus faible, mais cette vitesse risque en plus de varier significativement le long du rotor. En d’autres termes, les forces exercées par le vent seront plus importantes sur les pales pointées sur le haut que sur les pales pointées vers le bas. Du coup, le rotor est soumis à une contrainte mécanique de nature asymétrique (différence haut-bas) et fluctuante (le rotor passe de la position basse à la position haute). Ces contraintes ont un impact négatif sur la durée de vie du matériel.

Posted By : Laurent 4 Juin, 2010

Aérodynamique des éoliennes

Il s’agit d’une page qui peut s’avérer assez technique pour les personnes qui n’ont pas de base en physique ou en ingénierie. Néanmoins, cette page n’est pas absolument nécessaire à une compréhension d’ensemble du fonctionnement d’une éolienne. En effet, en pratique, il n’est pas obligatoire de comprendre les phénomènes physiques exacts qui rentrent en jeu, à partir du moment où l’on sait ce que l’on peut récupérer comme puissance et énergie électrique de la part de son éolienne. Néanmoins, afin d’être complet et de permettre aux personnes intéressées d’avoir une vue plus pointue ou complète, les bases de l’aérodynamique des éoliennes sont introduites ci-dessous.

La portance et la trainée

Pour comprendre le mode de fonctionnement d’une éolienne, il faut introduire quelques concepts d’aérodynamique. Parmi ceux-ci, les notions de trainée et de portance jouent un rôle majeur. Pour commencer, on simplifie le problème. En effet, lorsque l’on regarde une aile, qu’il s’agisse d’une aile d’avion ou d’éolienne, il s’agit d’un corps à 3 dimensions spatiales. En effet, une aile possède une certaine longueur de corde (direction « x »), une certaine cambrure (direction « y ») ainsi qu’une certaine envergure (direction « z »). De manière générale, il est assez difficile de considérer ces trois dimensions simultanément. On prend uniquement les deux dimensions (2-D) qui contiennent le phénomène physique dominant. Il s’agit de la dimension de la cambrure et de la corde. Ensuite, les aérodynamiciens intégreront la troisième dimension, c’est-à-dire l’envergure, comme étant une superposition de comportements en deux dimensions (2D) le long de l’envergure.

À droite, illustration du concept d’aile en trois dimensions avec une cambrure (direction »y »), une envergure L (direction « z ») et une corde (direction « x »). Le profil d’aile (surface grisée) est obtenu en « découpant » une section de l’aile en un point le long de l’envergure. À droite, vue de profil d’une pale d’éolienne qui donne un bon aperçu d’un profil d’aile. Ici, il s’agit du profil en bout d’aile.

On analyse donc les phénomènes physiques au moyen de profils 2D d’aile. Ce profil est constitué, d’une part, d’un bord d’attaque et d’un bord de fuite, et d’autre part, d’une corde qui relie ces deux extrémités (voir figures ci-dessous). Dans le cas d’une aile complète en trois dimensions, la corde, c, varie généralement en fonction de la position de long de l’envergure. En outre, la forme du profil peut varier avec cette distance. C’est souvent le cas pour les grandes éoliennes dans la mesure où la vitesse du rotor près du moyeu est nettement plus faible qu’en bout de pale. Il n’est pas nécessaire de tenir compte de cette propriété pour comprendre le principe de fonctionnement d’une éolienne voire d’un avion.

Notre profil d’aile est placé dans un écoulement, par exemple, on place le profil au centre d’une soufflerie. L’air présente une certaine vitesse, V, mesurée loin devant le bord d’attaque. En effet, les vitesses que prend l’air autour d’une éolienne sont toujours inférieures à la vitesse du son. On dit qu’elles sont subsoniques. Dans ce cas, les informations peuvent remonter le courant parce qu’elles se propagent plus vite. En fait, l’information se déplace sous forme d’ondes de pression qui ont cette vitesse du son. Du coup, si l’écoulement est subsonique, l’information peut atteindre toutes les directions de l’espace. En pratique, qu’est-ce que cela veut bien dire ? Et bien tout simplement que l’air est déjà perturbé par la présence d’un avion ou d’une éolienne avant même de l’avoir touché. Autre exemple, lorsque vous soufflez sur votre doigt, l’air est perturbé par la présence de votre doigt avant même de l’atteindre. Cela se traduit par des trajectoires courbes des filets de courant (en gros, il s’agit de la trajectoire du fluide). On voit clairement dans les figures suivantes qu’ils sont déviés bien avant d’avoir atteint le bord d’attaque. Par conséquent pour avoir une bonne idée de la vitesse à laquelle on soumet notre profil, il faut le mesurer bien loin devant le bord d’attaque, suffisamment loin pour qu’il ne soit pas perturbé par la présence du profil. Dans le jargon de l’aérodynamique, on parle de vitesse infini amont.

Retournons à notre profil d’aile placé dans une soufflerie. De manière générale, la corde présente un certain angle avec la vitesse de l’air en amont, V. Cet angle s’appelle l’angle d’attaque (AOA pour « angle of attack »). Plus cet angle est important, plus les filets d’air sont déviés par le profil. En d’autres termes, la présence de l’aile réorganise localement l’écoulement de l’air (autour du profil). La partie du profil entre le bord d’attaque et de fuite orientée vers le haut est appelée, extrados, tandis que l’autre moitié orientée vers le bas est appelée, intrados. Du côté de l’extrados, l’aile a fait accélérer l’écoulement. Par contre, elle a ralenti l’écoulement côté intrados. La physique nous apprend qu’une telle accélération est accompagnée d’une diminution de pression alors que la décélération engendre une augmentation de la pression. Comme la pression est différente au-dessus et en dessous de l’aile, les forces de pression sur l’aile ne sont pas identiques au-dessus et en dessous. Il en résulte une force globalement orientée vers le haut. C’est cette force qui permet aux oiseaux ou aux avions de voler. Elle est d’autant plus importante que l’angle entre l’axe du profil, c’est-à-dire la corde, et la vitesse de l’air amont, V, est important, ou dit plus brièvement, plus l’angle d’attaque est important. Il y a une limite à ce raisonnement que nous introduirons plus tard (notion de décrochage).

La force sur l’aile peut, comme toute force, se décomposer en plusieurs composantes. Dans notre cas, on considère la composante dans la direction de l’écoulement, la force de trainée (D comme « drag »), et la force dans la direction perpendiculaire à l’écoulement, la force de portance (L comme « lift »).

Illustration des concepts dans le cas d’un avion volant horizontalement à vitesse constante.

Pour illustrer l’ensemble de ces considérations, voyons ce que cela donne dans le cas d’un avion. Supposons qu’il vole en ligne droite à une certaine vitesse constante, V, dans une direction que l’on prend dans un plan horizontal. En fait, supposons que nous nous déplacions à la même vitesse que l’avion. Par définition, nous ne le verrions pas bouger. Par contre l’air qui était au repos avant le passage de l’avion (vu par un observateur situé au sol), acquiert une certaine vitesse, V, si on le regarde à partir de l’avion. De manière plus rigoureuse, on dira que l’on met son repère sur l’avion et que l’on regarde les vitesses relatives à la vitesse de l’avion, V. Son aile principale présente un certain angle avec la direction de vol, l’angle d’attaque. Il s’ensuit une force de portance verticale et une force de trainée horizontale appliquée à l’aile et donc à l’avion entier. La première permet de vaincre la force de gravité due à la masse de l’avion complet tandis que la seconde freine l’avion :

Dans le cas d’un planeur, l’avion n’a pas de moteur. La trainée a donc tendance à ralentir l’avion. Pour pouvoir maintenir sa vitesse et donc continuer à voler dans une atmosphère au repos, il doit toujours descendre progressivement en altitude (notion de taux de chute) pour maintenir sa vitesse. Dans la réalité, on sait que les planeurs tirent profit de mouvements d’air plus globaux au niveau de l’atmosphère. Ces mouvements naturels peuvent générer des vents ascensionnels qui permettent au planeur de prendre de l’altitude. Néanmoins, un planeur aura toujours intérêt à avoir une trainée la plus faible possible. Cette conclusion nous permettra de rebondir plus loin lors de nos explications sur les éoliennes.

Dans le cas d’un avion motorisé. La vitesse est maintenue constante grâce à l’action des moteurs. Ils exercent une force de poussée (T comme « thrust ») qui s’oppose à la trainée.

Le décrochage

Dans la section précédente, on a mis en évidence le phénomène physique qui générait la portance et la trainée d’un profil d’aile. On a aussi indiqué que cette force augmentait avec l’angle d’attaque du profil. Comme introduit précédemment, il y a une limite à cette croissance. Nous expliquons maintenant ce phénomène bien connu de décrochage (ou « stall » en anglais).

Courbe de portance en fonction de l’angle d’attaque pour un profil NACA.

Sur base de la courbe ci-dessus qui reprend l’évolution de la portance en fonction de l’angle d’attaque, on voit que cette force augmente progressivement jusqu’à un certain angle au-delà duquel la portance chute brusquement. Ce phénomène est appelé décrochage et l’angle à partir duquel il intervient, l’angle de décrochage. On voit qu’une fois l’angle de décrochage dépassé, les performances aérodynamiques du profil sont nettement dégradées. On imagine assez facilement ce que cela peut engendrer dans le cas d’un avion : une perte de portance brusque risque simplement d’engendrer une chute de l’appareil. A priori, on pourrait croire qu’il est assez farfelu d’introduire un tel phénomène dans le cas des éoliennes, mais comme cela sera expliqué, dans ce domaine d’application, le décrochage est parfois mis à profit pour contrôler la vitesse de rotor.

Explication du phénomène de décrochage

Le lecteur curieux aura peut-être envie d’en savoir un peu plus sur le principe du décrochage. Un élément de réponse simple est donné ci-dessous. Il n’a pas vocation d’être complet ou particulièrement rigoureux. Il cherche plutôt à démystifier le phénomène. Dans le cas d’un profil à angle d’attaque inférieur à la limite de décrochage, les trajectoires du fluide, à savoir l’air, sont infléchies par la présence du profil. Comme expliqué précédemment, on a une accélération côté extrados et une décélération côté intrados, accompagnée d’une diminution et une augmentation de pression, respectivement. Cette différence de pression sur les deux faces du profil est la base de la génération de portance.

Différence de la nature de l’écoulement entre un écoulement attaché et décroché.

Lorsque le profil décroche, les angles d’attaques sont trop importants et le fluide ne parvient plus prendre les trajectoires imposées par le profil (fortement incliné). Les trajectoires de fluides ont tendance à rester plus proches de leur situation initiale (avant que l’aile ne passe). Comme il y a moins de déformation de trajectoire, il y a moins d’accélération du fluide côté extrados du profil. Du coup, la dépression est moins importante et, sans surprise, la portance devient moins importante.

Pour augmenter l’angle d’attaque admissible avant de décrocher l’écoulement d’air, un dispositif aérodynamique, un générateur de vortex, peut être installé sur les ailes. Sans entrer dans les détails, ces petits appendices vont permettre de créer des tourbillons contrôlés de manière volontaire. Cette dynamique va plaquer le flux d’air contre la surface de l’aile permettant ainsi d’augmenter l’angle d’attaque admissible avant que la pale ne décroche.

Les forces aérodynamiques sur le rotor d’une éolienne

La première section nous a permis d’introduire les notions nécessaires pour comprendre les phénomènes physiques majeurs qui s’appliquent sur le rotor d’une éolienne. On a introduit la notion de profil d’aile, de corde, d’angle d’incidence ainsi que de trainée et de portance. Lorsque l’on considère une éolienne, le problème se complexifie un peu. En effet, il faut considérer en plus la vitesse de rotation des pales qui, en pratique, est de loin plus élevée comparée à la vitesse du vent. Dans la suite, on fait l’hypothèse d’une éolienne à axe horizontal.

Vitesses et forces exercées sur un profil d’une éolienne. On introduit l’angle d’incidence (alpha), de calage (beta) ainsi que la vitesse relative Va dans la figure de gauche. La résultante des forces engendrée par la vitesse du vent et la rotation de l’éolienne est illustrée dans la figure de droite.

Influence de la vitesse de rotation sur l’angle d’attaque et l’intensité de la vitesse

Considérons un profil d’une pale de notre éolienne obtenu en « coupant » l’aile à une certaine hauteur, r, comprise entre le moyeu et l’extrémité de la pale. Vu du haut, cela donne approximativement la figure ci-dessus (à gauche) où la grande flèche noire indique le sens de rotation. Si l’éolienne a une vitesse de rotation de n (Hz ou tours/seconde), alors à la hauteur du profil, la vitesse tangentielle de la pale induite par la rotation, U, est de

U = n.(2*pi*r) en [m/s],

toujours dans le sens de rotation. On voit clairement que la vitesse augmente proportionnellement avec la hauteur le long de la pale. La vitesse tangentielle maximale sera obtenue en bout d’aile. En plus de la vitesse de rotation, on a toujours la vitesse du vent, V, mesurée loin en amont de l’éolienne. Comme expliqué précédemment, l’écoulement est déjà influencé par la présence de l’éolienne avant d’arriver au niveau du rotor si bien qu’il est partiellement freiné avant d’atteindre celui-ci. En pratique, la vitesse aura idéalement diminué d’un tiers si bien qu’on se retrouvera avec 2/3 de V dans la direction perpendiculaire au plan de rotation, la direction axiale. Comme on l’a fait ci-dessus en considérant un avion, on place notre repère de vitesse sur le profil d’aile. Il faut alors combiner la vitesse de rotation de l’éolienne, U, à cette hauteur, à la vitesse 2/3 V du vent pour obtenir la vitesse du vent relative rencontrée par le profil de l’éolienne, Va. C’est cette vitesse qu’il faut connaître pour pouvoir estimer la force qui sera exercée sur le profil de la pale. En effet, on connaît maintenant la vitesse de l’écoulement (la norme du vecteur Va) mais aussi son angle d’attaque. Comme on l’a introduit ci-dessus, il ne suffit pas de connaître la vitesse du vent, V. La vitesse tangentielle, U, induite par la rotation influence significativement l’écoulement qui sera reçu par le profil.

On introduit un nouvel angle de première importance, l’angle de calage (« pitch angle » en anglais). Il se définit comme étant l’angle entre le plan de rotation et la corde du profil. Contrairement à l’angle d’attaque, il ne dépend pas de conditions de l’écoulement. Il s’agit d’un paramètre géométrique que l’on peut adapter. En effet, l’angle d’attaque dépend des conditions de fonctionnement. Dans le cas de notre éolienne, il dépend de la vitesse du vent, de la vitesse de rotation ainsi que de l’orientation de la corde du profil (autrement dit de l’angle de calage).

Représentation schématique de la variation de l’angle de calage des pales d’une éolienne.

On peut faire varier l’angle de calage en faisant tourner la pale autour de son axe, tel qu’illustré dans la figure ci-dessus. On voit qu’en modifiant cet angle, on modifie l’angle d’attaque et par conséquent la force qui sera exercée sur le rotor. Le pivotement des pales peut être réalisé par des actionneurs électromécaniques ou par un système hydraulique.

Vrillage de l’aile

Comme la vitesse relative, Vr, augmente avec la hauteur de long de la pale, la géométrie de celle-ci est adaptée à cette augmentation de vitesse. On voit notamment la diminution de l’angle de calage avec la hauteur pour garder l’angle d’attaque comparable tout le long de la pale. C’est cette variation qui donne un aspect vrillé à la pale.

Diminution de l’angle de calage avec la hauteur le long de la pale : effet de vrillage. On voit que Vr augmente entre le pied et la tête de la pale. Pour maintenir un angle d’attaque, alpha, constant, l’angle de calage, Theta, est modifié.

Caractéristiques de la force exercée sur le profil d’une éolienne

On voit, dans la deuxième figure sur la décomposition des forces (placée un peu plus haut), que la vitesse relative caractérisée par une certaine intensité et une direction décrite par l’angle d’attaque, induit une force sur le profil. Cette force F, se décompose en une composante tangentielle, F_T qui contribue positivement à la rotation de l’éolienne, c’est l’effet utile recherché (du moins pour toutes éoliennes basées sur la portance), et une composante axiale F_N perpendiculaire au plan de rotation qui n’a aucun effet utile. Au contraire, cette force axiale soumet l’éolienne par sa poussée à une contrainte mécanique importante. C’est l’élément dominant lors du dimensionnement du mât d’une éolienne. Si on décompose la force aérodynamique selon sa composante de portance et de trainée, on en déduit les propriétés suivantes :

La portance L, contribue positivement à la rotation de l’éolienne. En d’autres termes, elle induit une force dans le sens de rotation, c’est l’effet utile recherché. C’est aussi pourquoi on dit que ces éoliennes sont basées sur la portance.

La trainée, D, contribue négativement à la rotation de l’éolienne. En d’autres termes, elle induit une force dans le mauvais sens, c’est un effet parasite. Elle diminue le rendement de conversion de l’énergie cinétique du vent en énergie mécanique sur le rotor. C’est pourquoi, tout comme un planeur, les pales d’une éolienne sont conçues pour minimiser la trainée et obtenir ainsi les meilleurs rendements.

Le réglage de la puissance : calage et décrochage

Pour faire fonctionner une éolienne correctement, on doit pouvoir jouer sur les paramètres aérodynamiques des pales pour contrôler la vitesse de rotation ainsi que la puissance soutirée au vent :

Dans le cas de vents importants, le rotor peut être soumis à des forces mécaniques qui peuvent dépasser les contraintes admissibles. En outre, la puissance fournie par le rotor est limitée par la puissance maximale de la génératrice.

Dans le cas de fonctionnement normal, on doit pouvoir fonctionner à la vitesse de rotation souhaitée ou du moins, prédéfinie.

Il y a deux grandes manières de faire varier, et donc de contrôler, la force aérodynamique sur le rotor d’une éolienne : changer l’angle d’attaque et diminuer la surface au vent balayée par l’éolienne. La deuxième solution s’obtient en décalant le rotor (« yawing » en anglais) par rapport à la direction du vent (selon un axe vertical pour un décalage gauche-droite, ou selon un axe horizontal pour mettre incliner le rotor vers l’horizontal). On s’attardera ici sur la première solution basée sur l’angle d’attaque.

Modification de l’angle d’attaque via l’angle de calage d’une pale

La manière la plus efficace de modifier l’angle d’attaque est de jouer sur l’angle de calage. Celui-ci peut être modifié en faisant pivoter la pale le long de son axe. Pour contrôler la force appliquée, on peut procéder de deux manières distinctes :

On peut augmenter l’angle de calage pour diminuer la puissance ou le réduire pour augmenter cette puissance (« pitch control » en anglais). A la limite si l’on souhaite réduire au maximum les forces exercées sur les pales pour garantir leur intégrité, notamment en présence de grands vents, on peut les placer en drapeau par rapport à la direction du vent (« feathering » en anglais).

Une autre manière de limiter la puissance est de dépasser rapidement l’angle de décrochage ce qui induit une diminution significative de la portance (« stall control » en anglais). Hormis pour certaines réalisations, cette seconde méthode est moins efficace que la première. Elle serait apparemment moins précise et les forces appliquées aux pales seraient plus intermittentes (dû au caractère fortement instationnaire du phénomène de décrochage).

Illustration de la variation de la force aérodynamique : diminution par réduction de l’angle de calage (centre) ou par décrochage (droite).

La trainée induite : aile d’envergure finie

Dans les développements précédents, on a essentiellement considéré les phénomènes physiques sur base de profils d’aile. En d’autres termes, on a tenu compte de deux dimensions de l’espace, c’est-à-dire la direction axiale (sens de l’écoulement pour une éolienne à axe horizontal) et tangentielle (plan de rotation). D’un point de vue purement théorique, c’est équivalent à considérer une aile infiniment longue. Pas simple de convaincre le lecteur de cette assertion, mais cela semblera sans doute plus clair par la suite. En réalité, tout le monde sait qu’une aile, que ce soit d’avion ou une pale d’éolienne, n’est pas infiniment grande. Elle a en effet une certaine envergure. Cela peut sembler trivial, mais, comme on va l’expliquer, cette limite va nous obliger à tenir compte de la troisième dimension spatiale dans notre raisonnement. Il s’agit de la direction radiale pour une éolienne à axe horizontal.

Photographie d’un tourbillon de sillage induit par un avion.

Tourbillons de bout d’aile : l’origine du phénomène

Comme on l’a expliqué précédemment en introduisant le phénomène de portance, une aile présente une certaine surpression à l’intrados et dépression à l’extrados. Que se passe-t-il en bout d’aile ? En bout d’aile, on a une région de haute pression (dans le cas d’un avion, en bas) et de basse pression (dans le cas d’un avion, en haut) qui sont voisines et non séparées par l’aile. En conséquence, l’air va se déplacer de la zone haute pression vers la zone basse pression dans un mouvement de contournement du bout d’aile. L’air se met donc globalement en rotation. Il crée un mouvement « cohérent » de rotation que l’on appelle « tourbillon ». Comme, il y a deux extrémités à une aile, on trouve deux tourbillons. Ceux-ci tournent en sens opposés l’un par rapport à l’autre. Ce phénomène de tourbillon est clairement visible sur la photographie ci-dessus où l’on voit que l’air est mis en rotation au niveau des bouts d’aile après le passage de l’avion. Ce comportement n’a lieu que si l’aile a une certaine envergure. Si elle avait été infiniment grande, on n’aurait pas rencontré ce phénomène. Cela explique la distinction que nous avons introduite en début de section.

Ce phénomène de tourbillon est clairement visible au passage d’un avion à réaction dans un ciel bleu. En effet, la combustion qui a lieu dans un moteur d’avion rejette principalement de l’eau sous forme de vapeur et du CO₂. Comme les avions volent à relativement haute altitude, la température de l’air à cette hauteur est largement négative (en °C). Du coup, l’eau qui est éjectée par les moteurs à l’état de vapeur se condense pour former de fins cristaux de glace. C’est la trainée blanche que l’on voit derrière un avion. En effet, l’eau à l’état de vapeur n’est pas visible. Par contre, une fois condensée, elle interagit avec la lumière. Revenons à nos moutons en ce qui concerne les deux tourbillons de bout d’aile. L’eau rejetée par les moteurs est capturée par les deux tourbillons de bout d’aile (phénomène dit d’ « enroulement »). Par conséquent, cela rend ces deux tourbillons visibles (parce que l’eau dans un état visible est capturée par les tourbillons). Ce sont les deux longues trainées blanches que vous voyez par ciel bleu derrière un avion de ligne. Vous remarquerez que, même si l’avion à quatre moteurs, in fine, il reste toujours deux trainées. Cela montre bien que les deux tourbillons capturent le « panache » des moteurs.

On peut se rendre compte que le même phénomène a bien lieu dans le cas d’éolienne. La figure suivante montre l’émission d’un tourbillon en bout de pale qui est translaté en aval par le vent.

Visualisation par dégagement d’un traceur (fumée) du sillage d’une éolienne expérimentale bi-pale.

Tourbillons de bout d’aile : augmentation de la trainée

Le phénomène de tourbillon de bout d’aile génère quelques problèmes. Nous retiendrons uniquement ici la contribution à la trainée. En effet, les tourbillons génèrent un mouvement de l’air global vers le bas juste en aval de l’aile. Ce mouvement induit par les tourbillons modifie les angles d’attaque des ailes si bien que la force est décalée vers l’arrière, augmentant ainsi la trainée. La contribution de la trainée induite est non négligeable, surtout à basse vitesse (ce qui est le cas des éoliennes). Du coup, il faut chercher à minimiser ces tourbillons de bout d’aile.

Vue de la composante verticale du champ de vitesse derrière un avion.

Retenons simplement que la forme de l’aile à une importance majeure. Un paramètre de première importance est l’allongement relatif qui est le rapport entre l’envergure et la corde moyenne d’une aile (ou d’une pale). Plus ce rapport est grand et plus la trainée induite est faible. C’est typiquement la raison pour laquelle les planeurs ont de grandes ailes allongées. En effet, ils n’ont pas de moteur si bien qu’ils sont conçus pour minimiser la trainée. En outre, ils volent à basse vitesse si bien que la trainée induite est non négligeable. En ce qui nous concerne, c’est une des raisons qui permettent d’expliquer pourquoi les éoliennes ont des pales si allongées.

Pour réduire la traînée induite par les tourbillons de bout d’ailes, le monde éolien s’est inspiré de l’aéronautique. Le monde de l’aviation et aujourd’hui celui de l’éolien utilisent un dispositif biomimétique : le winglet, sorte de petite cassure perpendiculaire située en bout de pale qui permet d’augmenter l’allongement effectif de l’aile et ainsi de réduire la traînée induite par les vortex de bout de pale.

Posted By : Laurent 3 Juin, 2010

Génératrice et dynamique du rotor

Il s’agit d’une section plus technique qui approfondit certains aspects liés à la dynamique de l’éolienne. Cela inclut inévitablement de considérer la technologie de génératrice utilisée ainsi que de considérer le système de transmission. Il n’est pas absolument nécessaire de comprendre les concepts suivants pour se familiariser avec les éoliennes, mais ils présentent l’avantage d’expliquer certains choix techniques.

Génératrice et transmission

La génératrice est l’élément d’une éolienne qui transforme l’énergie mécanique en énergie électrique. Les pales transforment l’énergie cinétique en énergie mécanique, celle-ci étant transmise à la génératrice via le système de transmission. Une fois le courant produit, celui-ci est généralement injecté sur le réseau électrique.

Illustration de la transmission entre le couple moteur appliqué sur les pales et la génératrice dans le cas d’une éolienne à axe horizontal.

Dans le cas des éoliennes à axe horizontal, la typologie de la chaîne de transmission est relativement standard. On trouve d’un côté les pales qui sont soumises à une certaine force et qui ont une certaine vitesse de rotation. Ces pales sont solidarisées à un moyeu, ce moyeu est lui-même connecté à l’arbre de transmission qui, in fine, est sujet à un couple moteur. À l’autre extrémité, on trouve la génératrice. Il s’agit de machines tournantes composées d’un stator et d’un rotor. Du coup, dans la suite de cette section, il faudra être vigilant dans l’utilisation du vocabulaire technique pour ne pas confondre le rotor de la génératrice avec le rotor de l’éolienne, composé des pales.

De manière générale, on trouve une boîte de vitesse (gear box) intercalée entre l’arbre et la génératrice. En effet, la majorité des génératrices imposent une vitesse de leur rotor significativement supérieure à la vitesse du rotor de l’éolienne. Par conséquent, il est nécessaire de placer une boîte de vitesse pour multiplier la vitesse de rotation et assurer le couplage entre ces deux entités.

Génératrices synchrones ou asynchrones

On se trouve aussi bien en présence de machines synchrones (aussi appelées alternateurs) que de machines asynchrones (aussi appelées machines à induction). Le but de cette section n’est pas de donner une explication sur le mode fonctionnement de ces deux machines, mais plutôt de développer leurs spécificités et leurs impacts dans le cadre de l’éolien. La suite des développements est assez technique, mais, dans ce domaine, il est difficile de simplifier plus les propos. Fort heureusement, les fabricants d’éoliennes choisissent le bon système électrique adapté à leur éolienne. Même si ce n’était pas le cas, cela reste une question de spécialiste. En conclusion, il ne vous sera jamais demandé de choisir ou de concevoir un système électrique, composé d’un générateur, pour une éolienne. Des concepts sont uniquement introduits afin de permettre au lecteur de comprendre les enjeux de la conception de la génératrice.

Pour le lecteur qui ne souhaite pas aller plus loin, nous résumons le point important à retenir. Dans le cas des machines tournantes synchrones et asynchrones, on trouve une certaine tension alternative aux bornes du stator. Elle présente une certaine fréquence, f.

Dans le cas des machines synchrones, son rotor doit tourner à une vitesse constante dépendant de cette fréquence (à la vitesse dite de synchronisme). Si le stator est directement connecté au réseau électrique, la fréquence du stator, f, est la fréquence du réseau (50 Hz). Par conséquent, le rotor de la génératrice tourne à une vitesse fixe imposée par le réseau que l’on ne peut changer.

Dans le cas des machines asynchrones, son rotor tourne à une vitesse différente de la vitesse de synchronisme. Cette différence de vitesse de rotation dépend à la fois des propriétés de la machine et du couple moteur exercé sur le rotor de la génératrice. En conclusion, même si la machine est directement connectée au réseau électrique, il reste une certaine latitude sur la vitesse de rotor.

Moteurs synchrones

Dans le cas d’une machine synchrone, un champ magnétique est généré au niveau du rotor au moyen d’un aimant permanent ou d’un électroaimant alimenté en courant continu. De manière générale, on trouvera les technologies à aimant permanent sur les petites éoliennes. En effet, il est plus difficile de mettre en œuvre des aimants permanents sur des grandes machines. La spécificité de la machine synchrone est que le rotor tourne à la même vitesse que la fréquence de la tension appliquée au stator divisée par le nombre de paires de pôles de la machine :

n = ns = f/p,

où,

f représente la fréquence de la tension au stator,
p, le nombre de paires de pôles,
ns, la vitesse de synchronisme et
n, la vitesse de rotation du rotor.

De par le principe de fonctionnement de cette machine, le rotor tourne à la vitesse de synchronisme.

Si la génératrice est directement connectée au réseau électrique, la fréquence du stator, f, est égale à la fréquence du réseau électrique (c’est-à-dire 50 Hz). Le rotor tourne alors à une vitesse constante, n, qui dépend du nombre de paires de pôles de la génératrice, p. Pour des questions de contraintes constructives, on ne peut augmenter ce nombre de pôles de manière infinie. La majorité des éoliennes ont deux paires de pôles. La vitesse de rotation du rotor sera donc de 1 500 tours/min. Cette vitesse est supérieure aux vitesses de rotation des éoliennes si bien que cela justifie la présence d’une boîte de vitesse. Néanmoins, certains modèles ont un nombre de pôles plus important ce qui permet de réduire cette vitesse de synchronisme et d’être dans le même ordre de grandeur que la vitesse du rotor de l’éolienne. Dès lors, un couplage direct sans boîte de vitesse devient possible. Cela se fait au prix d’une machine plus complexe, plus volumineuse et donc, plus lourde et plus chère. En contrepartie, on a épargné la boîte de vitesse.

Le couple résistif du générateur dépend du décalage, c’est-à-dire du retard qui existe entre la force électromotrice (fem) générée par le rotor et la tension au stator. On appelle ce décalage, l’angle électrique. Si l’angle correspondant à ce déphasage dépasse 90°, on a phénomène dit de décrochage où le rotor s’emballe et la génératrice ne parvient plus à le freiner.

Courbe caractéristique du couple électrique en fonction de l’angle électrique pour une machine synchrone.

Moteurs asynchrones

Dans le cas d’une machine asynchrone, un courant alternatif est induit dans les bobines du rotor par le champ magnétique du stator. Ce courant est généré parce que le rotor tourne à une vitesse légèrement différente que la vitesse du champ magnétique généré par le stator, celui-ci tourne à la vitesse de synchronisme (telle que définie ci-dessus). Ce courant dans le rotor produit à son tour un champ magnétique qui interagit avec le champ initial du stator. De cette interaction, il est produit un courant qui sort de la machine. De par cette explication, on en déduit que la vitesse de rotor diffère de la vitesse de synchronisme (par définition, l’effet utile a lieu s’il existe une différence de vitesse). Si on reprend la notation ci-dessus, on a « n » différent de « ns ». Cette différence de vitesse est appelée glissement,

s = (ns – n)/ns, et différent de 0.

Le couple de freinage exercé par la génératrice sur le rotor dépend de ce glissement, s. On voit donc que la vitesse de rotation dépend du couple exercé sur le rotor du moteur. Dans le cas de la machine synchrone, on avait un couple qui dépendait d’un déphasage entre le rotor et le stator, l’angle électrique, mais l’ensemble tournait à la même vitesse. Par contre, dans le cas de la machine asynchrone, on a un couple dépendant de la différence de vitesse entre rotor et stator.

Courbe caractéristique du couple électrique en fonction du glissement pour une machine asynchrone.

Si la génératrice est directement connectée au réseau électrique, la vitesse de synchronisme, ns, est fixée par la fréquence du réseau et le nombre de pôles. Dans le cas de la machine asynchrone, le rotor peut tourner à une vitesse différente qui dépend du couple exercé par le rotor et de la courbe caractéristique du couple électrique du moteur à induction (présentée ci-dessus). Si on peut jouer sur le glissement de la machine, on peut alors fonctionner à une vitesse différente que celle imposée par le réseau qui est constante. On gagne en souplesse.

Dynamique du rotor : vitesse variable ou constante

Reprenons une nouvelle fois la configuration de la chaîne de transmission entre le rotor de l’éolienne, d’une part, et le rotor de la génératrice, d’autre part.

Schéma des forces appliquées au système de transmission ainsi que les éléments dominant pour l’inertie.

Si l’on examine les forces qui s’exercent sur l’arbre de l’éolienne, on voit que l’on trouve, d’un côté, le couple mécanique exercé par les forces aérodynamiques sur les pales de l’éolienne, et d’un autre côté, le couple de freinage exercé par la génératrice sur le rotor (c’est-à-dire le couple électrique). En effet, si l’arbre exerce un certain couple sur la génératrice alors la génératrice exerce par réaction un couple de freinage sur son rotor. On trouve souvent intercalé entre les deux extrémités une boîte de vitesse pour rendre les vitesses de rotation compatibles. Le rotor de l’éolienne ainsi que le rotor de la génératrice représentent les contributions principales pour l’inertie de la chaîne de transmission.

La vitesse du vent est, de par nature, fluctuante dans le temps, si bien que le couple aérodynamique varie suivant ces variations. On distingue deux grands types de fonctionnement qui ont un impact sur la manière dont on gère ces fluctuations de couple aérodynamique :

Éolienne à vitesse de rotation constante directement couplée au réseau électrique

On considère ici une machine, synchrone ou asynchrone, directement connectée sur le réseau d’énergie électrique. Par « directement », on veut dire que l’on n’a pas intercalé, entre la sortie de la génératrice et le réseau, un système d’électronique de puissance qui permet de découpler le comportement électrique du réseau de celui de la machine (c’est-à-dire essentiellement un système « redresseur-onduleur »). C’est le montage le plus basique qui correspond typiquement à de vieilles façons de procéder.

Comme le stator de la génératrice est directement connecté au réseau, on connaît la vitesse de synchronisme de la machine, ns.

Dans le cas de la machine synchrone, le rotor doit strictement tourner à la vitesse de synchronisme, ns.

Pour la machine à induction, la vitesse de rotation est différente de la vitesse de synchronisme, ce qui correspond à un certain glissement, s. Néanmoins, il faut savoir que ce dernier est limité. En fait, il est d’autant plus limité que la machine est puissante, et ce, pour une question d’efficacité énergétique.

Dans le cas d’une éolienne qui tourne à vitesse constante, le couple électrique doit être constamment adapté au couple aérodynamique. Tout au plus, on peut essayer d’intercaler entre les deux extrémités de la transmission, une certaine forme d’amortissement mécanique qui permet que les à-coups ne se traduisent pas directement en contraintes mécaniques dynamiques importantes sur l’ensemble de la transmission, avec les problèmes de durée de vie qui y sont liés.

Couple moteur aérodynamique = Couple résistif électrique

Si le vent vient à augmenter brusquement, cela se traduit par une augmentation soudaine du couple aérodynamique. Le couple résistif du générateur s’adapte presque instantanément pour égaler ce couple aérodynamique. Cela se fait soit par une augmentation de l’angle électrique dans le cas d’une machine synchrone, ou par une augmentation du glissement dans le cas d’une machine à induction.

On voit qu’avec ce mode de fonctionnement, on a deux désavantages :

Le système de transmission est soumis à des charges dynamiques mécaniques importantes,

Par définition, la vitesse de rotation de l’éolienne reste constante (ou varie un peu dans le cas de la machine asynchrone avec glissement), et ce, quel que soit le régime de vent. Par conséquent, on ne peut maintenir le rapport entre la vitesse en haut de pale et la vitesse du vent qui garantit les meilleurs rendements aérodynamiques de la machine. On perd en efficacité.

Éolienne à vitesse de rotation variable couplée au réseau

On veut pouvoir travailler à vitesse de rotation variable pour toujours aller chercher les meilleurs rendements, en maintenant le « tip-speed ratio » optimum. En outre, on veut pouvoir minimiser les charges dynamiques sur la chaîne de transmission. En effet, si le vent vient à augmenter brusquement, cela se traduit par une augmentation soudaine du couple aérodynamique. Comme le couple électrique n’est pas obligé de s’adapter en fonction, le rotor va simplement se mettre à accélérer. En d’autres termes, le rotor accumule sous forme d’énergie cinétique (au moyen de l’inertie de rotation) l’énergie des fluctuations rapides de vent. Une fois que le vent diminue et reprend sa valeur précédente, le rotor décélère lentement en transférant son énergie accumulée à la génératrice.

Couple moteur aérodynamique différent du Couple résistif électrique

Génératrice synchrone couplée au réseau via un système redresseur-onduleur

La fréquence à la sortie du stator de la génératrice synchrone n’est pas fixée. En effet, le système redresseur-onduleur permet de découpler le fonctionnement électrique de la machine électrique et du réseau. Du coup, c’est la vitesse de rotation du rotor qui donne la fréquence électrique à la sortie du stator. On peut laisser la vitesse de rotor varier. La fréquence du stator sera elle aussi variable, mais cela n’a aucune importance dans la mesure où un couple redresseur-onduleur va transformer cette tension alternative en une autre de fréquence et de tension différente, en l’occurrence, celles du réseau électrique.

Génératrice asynchrone combinée directement au réseau avec glissement important

Si on peut jouer sur le glissement de la machine à induction et que l’on est capable de le faire varier sur de larges plages, alors on peut travailler avec un rotor à vitesse variable. Typiquement, on peut augmenter le glissement du moteur en ajoutant des résistances au rotor. Cela peut se faire par un jeu de balais qui connecte le rotor par l’extérieur, ce qui permet d’avoir des éléments du circuit électrique à l’extérieur du rotor, autrement dit, fixes. Dans ce cas-ci, il s’agit de résistances. Néanmoins, pour atteindre des plages de variation importantes, le niveau de ces résistances est loin d’être négligeable si bien qu’elles engendrent beaucoup de dissipation. Heureusement, elles sont placées à l’extérieur du rotor à un endroit où elles peuvent évacuer facilement la chaleur. Néanmoins, ces pertes par effet Joule grèvent sérieusement le rendement. On ne peut pas raisonnablement envisager de travailler de cette manière.

Une solution est de faire varier les caractéristiques électriques du rotor via un système d’électronique de puissance. Dans ce cas, on peut faire varier le glissement de manière significative et donc la vitesse de rotation de l’éolienne sans créer de dissipation importante et donc conserver l’efficacité énergétique. L’avantage par rapport à une génératrice synchrone avec redresseur-onduleur est que, dans ce cas-ci, l’électronique de puissance embarquée est moins importante.

Posted By : Sylvie 12 Mai, 2010

Mesurer la vitesse du vent

Mesure de l’amplitude de la vitesse

Schéma anémomètre.

Cette mesure est typiquement réalisée par un anémomètre à coupelle. Une coupelle présente une résistance au vent différente suivant la direction du vent : du coté du dos profilé, la résistance est moindre qu’avec la partie creuse face au vent. Les trainées sur les différentes coupelles de l’anémomètre auront une même direction (orientée avec la vitesse du vent) mais une amplitude différente. Cela va mettre le rotor de l’anémomètre en mouvement. Naturellement, la vitesse de rotation sera d’autant plus importante que la vitesse du vent est grande. Il y aura donc une relation directe entre la vitesse de rotation et la vitesse du vent. Un peu d’électronique embarquée permet de faire cette conversion et de stocker les données mesurées pendant la période d’observation (data logger).

De nouveau, il existe des anémomètres de qualités différentes et donc, de prix différents. Dans le cas de projets éoliens plus modestes, il existe des anémomètres à des prix très abordables, c’est-à-dire avec des ordres de prix compatibles avec de petits projets.

Mesure de la direction du vent

La direction du vent peut se faire par une simple girouette. Celle-ci est souvent combinée à l’anémomètre comme il est illustré dans la figure ci-dessus.

Mesure au bon endroit et à la bonne hauteur

La vitesse du vent dépend fortement de l’emplacement, c’est pourquoi il est important de réaliser la mesure du vent le plus près possible du lieu de la future implantation des éoliennes. On peut se poser la question de savoir si au sein de la future parcelle de terrain, il est vital de placer le capteur à l’endroit exact des futures éoliennes. Cela doit dépendre fortement de la taille de l’éolienne et de la nature du terrain. Plus l’éolienne est petite et plus elle est sensible à des variations locales. De même, la nature du terrain a de l’importance. En effet, si on est en présence d’un terrain plat sans obstacles, la position de la mesure ne doit pas être très critique : l’évolution du champ de vitesse le long du terrain doit être régulière. Par contre, en présence d’irrégularités, comme des obstacles, le choix de la position de mesure doit être plus sensible. En conclusion, il est difficile de donner une règle précise, mais ces éléments de réponse devraient permettre de choisir le plus judicieusement possible ses points de mesure.

On a aussi mis en évidence la forte dépendance de la vitesse moyenne du vent avec la hauteur. Il est donc important de placer le capteur de mesure le plus prêt possible de la future hauteur du rotor de l’éolienne. On réalise cela au moyen d’un mât de mesure. Il faut être vigilant à la législation en vigueur, sur la possibilité d’ériger un tel mât sur votre terrain.

Que se passe-t-il si le mât n’est pas à la même hauteur ? Comme il a été expliqué dans la section relative sur la dépendance de la vitesse avec la hauteur, il y a moyen de déduire la vitesse à une autre hauteur, h, en fonction de la mesure de référence réalisée à la hauteur, h0. Cette relation n’est uniquement valable que si on est en présence d’un terrain plat, homogène et sans obstacle :

V(h) = V(h0) (h/h0)^α

avec le coefficient « alpha » qui dépend de la rugosité du sol sur le terrain considéré. En fait, il s’agit de la rugosité du sol telle que vue par le vent, c’est-à-dire le type de couverture (eau calme, herbe, arbres, …). Les valeurs du coefficient « alpha » sont données ici à titre d’exemple.

Posted By : Sylvie 12 Mai, 2010

Réglementation pour le petit éolien

Les éléments suivants sont extraits du CoDT (Code du développement territorial).

Demande de permis éolien

Dans le cas des petites éoliennes, la procédure de demande de permis d’urbanisme peut être sujette à des simplifications. Mais dans tous les cas l’installation d’une éolienne sera soumise à un permis d’urbanisme.

Le pôle « Aménagement du territoire » rend les avis pour les demandes de permis éoliens soumises à une étude des incidences sur l’environnement au sens du Code de l’Environnement.

Le permis est quant à lui délivré par le fonctionnaire délégué.

Adéquation avec le plan de secteur

Afin de ne pas demander de dérogation par rapport au plan de secteur lors de la demande de permis d’urbanisme, il est nécessaire d’avoir une concordance entre l’activité que l’éolienne est destinée à alimenter et l’affectation du sol. Les zones ci-dessous pourront accueillir une éolienne :

CoDT Art. D.II.28. Les zones d’activité économique

Les zones d’activité économique comprennent la zone d’activité économique mixte, la zone d’activité économique industrielle, la zone d’activité économique spécifique, la zone d’aménagement communal concerté à caractère économique et la zone de dépendances d’extraction.

Une zone d’activité économique peut […] comporter une ou plusieurs éoliennes pour autant qu’elles ne compromettent pas le développement de la zone existante.

CoDT Art. D.II.36. Les zones agricoles

La zone agricole est destinée à accueillir les activités agricoles c’est-à-dire les activités de production, d’élevage ou de culture de produits agricoles et horticoles […].

Dans la zone agricole, les modules de production d’électricité […] qui alimentent directement toute construction, installation ou tout bâtiment situé sur le même bien immobilier, sont admis pour autant qu’ils ne mettent pas en cause de manière irréversible la destination de la zone. Elle peut également comporter une ou plusieurs éoliennes pour autant que :

elles soient situées à proximité [< 1 500 m] des principales infrastructures de communication ou d’une zone d’activité économique […] ;
elles ne mettent pas en cause de manière irréversible la destination de la zone.

Une éolienne est autorisée par propriété pour autant que le mât soit d’une hauteur maximale de vingt-quatre mètres.

CoDT Art. D.II.37. Les zones forestières

La zone forestière est destinée à la sylviculture et à la conservation de l’équilibre écologique.

Elle peut également comporter une ou plusieurs éoliennes pour autant [qu’] elles ne mettent pas en cause de manière irréversible la destination de la zone.

Le mât des éoliennes […] est situé :

en dehors du périmètre d’un site [de] conservation de la nature ;
à une distance maximale de 750 mètres de l’axe des principales infrastructures de communication […] ;
en dehors d’un peuplement de feuillus […].

Les infrastructures de communication :

Le réseau des principales infrastructures de communication est celui qui figure dans la structure territoriale du schéma de développement du territoire et qui comporte :

les autoroutes et les routes de liaisons régionales à deux fois deux bandes de circulation, en ce compris les contournements lorsqu’ils constituent des tronçons de ces voiries, qui structurent le territoire wallon en assurant le maillage des pôles régionaux ;
les lignes de chemin de fer, à l’exception de celles qui ont une vocation exclusivement touristique ;
les voies navigables, en ce compris les plans d’eau qu’elles forment.

Posted By : Sylvie 12 Mai, 2010

Rendement des éoliennes

La puissance instantanée du vent

Une éolienne est une machine qui, par définition, transforme l’énergie du vent en énergie mécanique. Pour débuter, il y a lieu de quantifier la source d’énergie dont on dispose, c’est-à-dire l’énergie associée au vent. Si le vent présente une certaine vitesse « V » à un moment donné et traverse une certaine surface « A », la puissance instantanée du vent est donnée par la relation suivante :

P_vent= 1/2 rho*A*V³,

où « rho » est la masse volumique de l’air, qui vaut approximativement 1.2 kg/m³ à 20°C, au niveau de la mer.

Néanmoins, cette relation met clairement en évidence :

que la puissance disponible du vent à un instant donné dépend du cube de la vitesse du vent. En conclusion, si vous avez un vent 2 x plus rapide, vous avez 8 x plus de puissance. On comprend dès lors tout l’intérêt de placer des éoliennes dans des sites venteux. Ce n’est donc pas un caprice de technicien puriste, on voit que le potentiel d’énergie dépend fortement de la vitesse du vent. C’est une condition nécessaire et non une option.

que la puissance disponible dépend directement de la surface traversée par le vent. Si on la considère équivalente à la surface balayée par le rotor d’une éolienne, la puissance instantanée du vent (telle qu’évaluée par la relation ci-dessus) représente le maximum de puissance disponible que l’éolienne peut convertir. On sait que la surface balayée par une éolienne dépend du rayon de son rotor (π*R²). Du coup, la puissance disponible dépend du carré du rayon de l’éolienne. En conclusion, si vous avez un rotor 2 x plus long, vous avez 4 x plus de puissance.
[Découvrez ICI >> notre outil de pré dimensionnement éolien]

Diagramme illustrant le rapport entre le diamètre du rotor et la puissance maximale de l’éolienne :
Réalisé à partir des fiches techniques de 62 modèles d’éoliennes récentes

que la masse volumique de l’air a une influence sur la puissance disponible. On sait que la masse volumique de l’air dépend de la température, de l’humidité et de la pression atmosphérique. Suivant ces paramètres, on peut obtenir des variations de 20 % de la masse volumique et donc de la puissance instantanée du vent.
Ainsi, au niveau de la mer, par – 10 °C un mètre cube d’air pèsera 1,341 kg tandis qu’à 30 °C, il n’en pèsera plus que 1 164 kg.

L’énergie du vent

Connaître la puissance instantanée du vent est une chose, mais ce qui nous intéresse, c’est son énergie. Il y a donc une notion de temps qui va devoir intervenir quelque part. Pour connaître l’énergie du vent sur une période, il faut intégrer sa puissance sur cette même période. La connaissance de la vitesse moyenne du vent n’est pas suffisante, il faut disposer de l’évolution de la vitesse sur la période étudiée et sommer les contributions.

Prenons une période de 24h et comparons trois journées venteuses avec un vent moyen de 6m/s pour chacune mais un profil de distribution différent :

Si les vitesses moyennes sont bien les mêmes, le profil de distribution est lui très différent entre ces trois journées. Un simple calcul nous permet d’observer que la quantité d’énergie que le vent aura fournie sur 24h par m² pour chaque profil est drastiquement différente.

Jour1 : 24 [h] x 6 [m/s]³ x 1 [m²] x 1,2 [kg/m³] = 6 220 Wh = 6,22 kWh
Jour2 : 12 [h] x 12 [m/s]³ x 1 [m²] x 1,2 [kg/m³] = 24 880 Wh = 24,88 kWh
Jour3 : 6 [h] x 24 [m/s]³ x 1 [m²] x 1,2 [kg/m³] = 99 530 Wh = 99.53 kWh !!

Nous voyons donc clairement que nous ne pouvons pas moyenner la vitesse du vent et que la distribution du vent est déterminante dans le calcul de l’énergie dispensée par le vent sur une période et une surface données.

Nb : les éoliennes actuelles atteignant leur puissance maximale aux alentours de 10-15 m/s, les vents plus puissants ne seront pas pleinement exploités : l’éolienne sera freinée pour préserver son intégrité.

Explication avec quelques formules

Supposons que l’on dispose de mesures du vent à intervalles réguliers pendant une période de plus ou moins une année. L’intervalle entre chaque mesure est de « dt » secondes et le nombre d’échantillons est de « N » mesures. La durée de la période d’observation, « T », est donc N*dt. On obtient un échantillon de différentes vitesses, U₁jusque U_N. Il est donc possible d’estimer simplement la vitesse moyenne du vent, U_m, pendant cette période de mesure :

U_m = (1/N)*(U₁+U₂+ … + U_N-1 + U_N)

Pour obtenir l’énergie, il faut sommer les contributions des différentes mesures. Si la puissance du vent associée à une mesure de vitesse U_ivaut

P_i= 1/2*rho*A*(U_i)³

L’énergie du vent, E_v, vaut alors : E_v = (P₁ + P₂ + …. + P_N-1+ P_N)*dt. En fait, il faut connaître l’évolution de la vitesse du vent durant toute la période étudiée. Si on ne connaissait que la vitesse moyenne du vent, U_m, cela ne suffirait pas pour déterminer l’énergie, E_v. En effet, on ne peut pas calculer l’énergie du vent au moyen de la vitesse moyenne (de la manière suivante) :

E_v n’est pas égal à 1/2*rho*A*(U_m)³*T

Cette différence sera chiffrée dans la section suivante et elle est loin d’être négligeable.

La distribution du vent : approche statistique

Dans la section précédente, nous avons intégré les différentes puissances pour obtenir l’énergie du vent sur la période étudiée. Il existe une autre manière de procéder qui présente en outre l’avantage de synthétiser les propriétés du vent sur la période investiguée. Il s’agit de la fonction de distribution du vent, que l’on nommera ici p(V).

Imaginons que l’on s’intéresse aux vitesses prises par le vent. Celles-ci varient entre la valeur zéro et la vitesse maximale rencontrée. On découpe cet intervalle en différentes petites plages de vitesses de largeur dV. Le produit p(V)*dV donne la probabilité que la vitesse du vent aie la valeur V durant la période d’observation (que l’on avait nommée, « T »). Cette valeur oscille entre « 0 » et « 1 ». La valeur est nulle quand le vent n’atteint jamais cette vitesse et la valeur « 1 » quand le vent est toujours à la vitesse V, ce qui, dans la pratique, n’arrive jamais. À titre d’exemple, si la probabilité p(V)*dV que la vitesse soit égale à V est de 0.5, cela veut simplement dire que l’on rencontre la vitesse V la moitié du temps de l’observation. Cela peut paraître assez abstrait, mais il est difficile de passer à côté de ce concept si l’on veut introduire les approches statistiques de l’évaluation de l’énergie du vent.

Une fois cette fonction connue, on peut déterminer la contribution de la vitesse V à l’énergie du vent de la manière suivante :

E_v(V) = 1/2*rho*A*V³*(p(V)*dV*T)

On obtient alors l’énergie du vent en sommant sur les différentes gammes de vitesse rencontrées. En d’autres termes, chaque gamme de vitesses se présente à une certaine fréquence pendant la période étudiée, « T », et correspond à une certaine contribution à l’énergie totale. Pour obtenir l’énergie du vent, il faut tenir compte de toutes les gammes de vitesse rencontrées et de leur contribution.

Comment obtient-on cette fonction de distribution ? La manière la plus consistante est d’utiliser les valeurs mesurées de vitesse et de regarder à quelle fréquence les différentes vitesses sont rencontrées. C’est la situation idéale.

Néanmoins, il arrive que l’on ne dispose pas de ces mesures ou, du moins, on dispose de mesures lacunaires qui ne permettent pas d’établir proprement la fonction de distribution. Par exemple, le potentiel de vent peut varier d’une année à l’autre si bien qu’il faut plusieurs années de mesure pour établir un comportement moyen. La littérature reprend souvent le chiffre de 10 années de mesure. On comprend dès lors qu’une évaluation du potentiel sur une période aussi longue ne soit pas toujours possible. Dans ce cas de figure, on peut faire une hypothèse sur la manière dont les vitesses sont rencontrées dans le temps. Dans le domaine de l’éolien, la fonction la plus courante est la fonction de distribution de Weibull.

Exemples de distributions de Weibull pour différents jeux de paramètres.

La fonction de Weibull est représentée dans le graphe ci-dessus. Elle ne comporte que deux paramètres : le facteur de forme, k, et le facteur d’échelle, c. Qu’est-ce que cela veut dire ? Cela veut dire que l’on sait à quelle fréquence sont rencontrées les différentes vitesses de vent, V, durant la période d’observation uniquement si l’on est capable de fixer la valeur de deux coefficients. Le but du jeu est de fixer ces deux coefficients sur base de données lacunaires dont on dispose. En d’autres mots, on est capable de reconstruire l’historique d’intérêt du vent sur la période étudiée uniquement si l’on est capable de fixer les deux paramètres de la fonction de Weibull : notamment sur base de la vitesse moyenne du vent et de sa variance. La qualité de cette méthode est correcte si, effectivement, la distribution du vent a, dans le site étudié, effectivement tendance à suivre une répartition de Weibull. Cela devient une question de spécialiste. On invite le lecteur à se référer à des ouvrages plus approfondis si cette thématique l’intéresse. À noter que l’on entend aussi parler de la fonction de distribution de Rayleigh qui est plus simple dans la mesure où elle ne comporte qu’un seul paramètre (c’est un cas particulier de la fonction de Weibull).

À titre d’exemple, commentons la figure ci-dessus représentant 5 jeux différents de paramètres pour la fonction de distribution de Weibull. On voit par exemple la courbe « rouge » représentant des vents de vitesse moyenne proche de 4.25 et qui oscille largement autour de cette valeur. La courbe « noire » quant à elle représente des vents de vitesse moyenne plus faible (proche de 3.5) et qui ont une variation nettement plus faible (proche de 3m/s) et qui ont une variation nettement plus faible autour de cette moyenne.

En conclusion, les fonctions de distribution du vent peuvent avoir deux utilités. D’une part, elles permettent de synthétiser les propriétés d’intérêt du vent en relation avec la production d’énergie et, d’autre part, si on utilise des fonctions prédéfinies comme la fonction de Weibull, elles permettent d’évaluer l’énergie du vent si on ne dispose que de données lacunaires concernant son évolution sur un site donné. Dans ce dernier cas de figure, il faut être conscient que la qualité de cette méthode est moindre qu’une campagne de mesure sur une dizaine d’années. Au mieux, les résultats auront une valeur identique.

Pourquoi ne pas directement évaluer l’énergie au moyen de la vitesse moyenne ? Ce n’est pas la même chose !

La puissance instantanée du vent est obtenue en prenant le cube de la vitesse. On obtient l’énergie sur la période de mesure en intégrant ces puissances. Mathématiquement parlant, c’est différent d’intégrer la vitesse sur la période puis de la mettre au cube. En d’autres termes, l’ordre dans lequel vous réalisez les opérations d’intégration et mise à la puissance 3 a une importante : on met d’abord la vitesse instantanée au cube puis on somme les différentes contributions durant la période analysée.

Fait-on une grosse erreur si on évalue l’énergie du vent au moyen de la vitesse moyenne ? Oui ! Sur base de cas rencontrés, on peut facilement faire une sous-estimation de 100 % voire plus.

On peut essayer de voir ce que cela donne avec la fonction de distribution de Weibull. Avant de rentrer dans le vif du sujet, on peut d’abord se faire une idée de l’évolution de la vitesse moyenne et de la variance en fonction de l’évolution des deux paramètres de la fonction de Weibull, le paramètre de forme, k, et le paramètre d’échelle, c.

On voit que la vitesse moyenne du vent dépend essentiellement du facteur d’échelle, c. La variance, quant à elle, dépend fortement des deux facteurs. Finalement, on représente maintenant le rapport entre l’énergie du vent calculée avec la fonction de Weibull et l’énergie du vent calculée de façon approximative par la moyenne de la fonction de Weibull. On connaît ce rapport sous le nom de facteur Ke,

Ke = Somme(1/2*rho*A*Ui³/N)/(1/2*rho*A*Um³) = (1/N Somme(Ui³))/(Um³)

Conclusion, le rapport, Ke, peut être très important, d’autant plus que le facteur de forme k est faible. On aura noté qu’il dépend uniquement de la valeur de ce facteur k. On reprend ci-dessous, un tableau avec des chiffres :

k	Ke
1.2	3.99
2	1.91
3	1.40
5	1.15

Courbe caractéristique de puissance et rendement instantané

Le vent présente donc une certaine énergie pendant une période donnée. Cette énergie est convertie par l’éolienne en énergie mécanique et très certainement en énergie électrique. Cette transformation peut être décomposée en plusieurs étapes :

L’énergie cinétique du vent est convertie en travail moteur à l’axe du rotor. Cette conversion est réalisée avec un certain rendement, le rendement aérodynamique.
Le travail moteur au rotor est transmis vers l’axe de la génératrice avec un certain rendement, le rendement d’accouplement mécanique.
La génératrice transforme le travail moteur à son axe en énergie électrique avec un certain rendement électrique.

Le rendement global est le produit des rendements de ces trois étapes. Il est difficile d’évaluer de manière simple ces trois rendements et donc d’estimer le rendement global. Le plus simple est de mesurer ce qui rentre et ce qui sort de l’éolienne pour avoir une idée de rendement global.

On définit le rendement instantané global d’une éolienne pour une vitesse de vent, V, comme étant le rapport entre la puissance électrique débitée par la génératrice, P_elec, et la puissance instantanée du vent, P_vent :

eta(V) = rendement instantané à la vitesse V = P_elec(V)/P_vent(V),

La puissance instantanée du vent a été définie au début de cette page. Il reste à connaître la puissance électrique débitée par l’éolienne en fonction de la vitesse V tout en sachant que le détail des pertes successives à chaque étape de transformation n’est pas explicité. En outre, si l’on peut connaître la puissance électrique débitée en fonction de la vitesse de vent, on peut évaluer la production électrique annuelle de l’éolienne sur base des mesures du vent réalisées in situ :

E_elec= (P_elec(V)₁+ P_elec(V)₂ + … + P_elec(V)_N)*dt.

La courbe caractéristique de puissance d’une éolienne donne la puissance électrique en fonction de la vitesse du vent. Généralement, ces courbes sont données par les fabricants d’éoliennes. Dans le cas de grandes éoliennes, la courbe caractéristique a été certifiée par un laboratoire et définie dans des conditions d’essai standard. On a donc une certaine assurance quant aux performances réelles de l’éolienne. La situation est plus critique pour les petites éoliennes produites par de relativement petits constructeurs. En effet, ils fournissent généralement la courbe caractéristique de puissance de leur appareil, mais ils font rarement certifier les performances. On n’a donc aucune ou peu d’assurance quant à la fiabilité des performances annoncées. Dans tous les cas, la certification des performances est un élément à bien garder à l’esprit lors de l’acquisition d’une éolienne, surtout s’il s’agit de concepts novateurs ou « potentiellement » révolutionnaires (pour ne pas dire fumants).

La courbe caractéristique de puissance comporte par trois grands paramètres (voir figure ci-dessous) :

La vitesse minimale de démarrage (cut-in wind speed) : il s’agit de la vitesse du vent à partir de laquelle l’éolienne commence à débiter une puissance utile (c’est-à-dire de la puissance électrique).
La vitesse maximale ou d’arrêt (cut-off wind speed) : il s’agit de la vitesse maximale acceptable par l’éolienne. Au-delà de celle-ci, la tenue mécanique de ces divers composants n’est plus assurée (ou simplement prévue). Si le vent présente une vitesse supérieure, l’éolienne est mise à l’arrêt, idéalement de manière automatique, pour préserver son intégrité.
La puissance nominale (rated power) : cette valeur est souvent égale à la puissance électrique maximale qui peut être extraite de l’éolienne. Elle n’a jamais lieu à la vitesse maximale acceptable du vent. En effet, peu avant d’atteindre la vitesse de mise à l’arrêt, des dispositifs sont mis en place pour freiner la vitesse du rotor (soit de manière dynamique, soit de manière aérodynamique), ce qui peut diminuer significativement les performances de l’éolienne.

En conclusion, on trouve typiquement des courbes de puissance ayant l’allure suivante.

Forme typique d’une courbe de puissance d’une éolienne : production électrique finale en kW en fonction de la vitesse instantanée du vent en m/s.

La puissance nominale d’une éolienne ne veut rien dire sur son efficacité si le constructeur ne mentionne pas à quelle vitesse de vent cette puissance électrique est obtenue. En effet, on n’est pas en mesure de déterminer la puissance instantanée du vent et donc d’établir son rendement global instantané.

Exemple : FairWind F64-40

À titre d’exemple, la société wallonne FairWind établie à Seneffe commercialise des éoliennes à axe vertical dont les courbes de puissance sont disponibles sur leur site internet. En analysant leur modèle F64-40, voici les courbes obtenues :

Performances de l’éolienne à axe vertical Fairwind F64-40 suivant les données fournies par le constructeur.

On distingue clairement la vitesse minimale de 3 m/s, la vitesse maximale de 20 m/s ainsi que la puissance nominale de 40 kW obtenue à 15 m/s. Un simple calcul montre que le rendement instantané global ne dépasse pas 35 %.

Données générales FairWind F64-40
Puissance nominale (rated power)	40 kW
Vitesse du vent nominale	14 m/s
Vitesse du vent minimale (cut-in speed)	3 m/s
Vitesse de vent maximale (cut-out speed)	20 m/s
Vitesse de mise en sécurité	55 m/s
Diamètre du rotor	8 m
Longueur des pales	8 m
Surface balayée	64 m²
Hauteur du mât	[12,24] m

L’estimation de la production d’électricité

Sur base de mesures

Sur base de la mesure du vent réalisée sur une période T et de la courbe caractéristique de puissance de l’éolienne, on peut évaluer la production électrique, E_elec, de l’éolienne durant cette période :

E_elec = (P_elec(V)₁ + P_elec(V)₂₊P_elec(V)_{3+ … +}P_elec(V)_N)*dt,

où on réalise une mesure de la vitesse toute les « dt » secondes, on possède ainsi « N » valeurs dans notre échantillon tel que T = N*dt. En bref, on suppose que la vitesse que l’on a mesurée à un moment, V_i, reste constante pendant tout l’intervalle de mesure, dt. Durant un intervalle, l’éolienne produit P_elec(V)_i*dt. On réalise finalement la somme sur tous les points de mesure pour obtenir l’énergie électrique finale.

Sur base de la distribution statistique

Une autre manière de procéder est de travailler sur base de la distribution statistique dont on connaît les paramètres (sur base de mesures ou de simulations) :

E_elec(V) = Pelec(V)*(p(V)*dV*T),

où, dans le membre de droite, le premier facteur est la puissance électrique produite à la vitesse V et le second facteur est le temps total durant lequel la vitesse est égale à V (pendant la période de mesure, T). L’énergie finale, E_elec, est obtenue en sommant sur toutes les vitesses rencontrées.

Certains constructeurs utilisent cette méthode pour communiquer une estimation de la production électrique annuelle de leur éolienne. En fait, ils fixent les paramètres de la fonction de distribution, p(V), et regardent ce que cela donne au niveau de la production. Quand vous entendez des estimations de la production électrique, il faut être conscient que le constructeur a fait des hypothèses sur la manière dont les vitesses sont rencontrées dans le temps. De manière générale, le vent sur votre site ne sera pas identique à celui qu’il a considéré dans son estimation. Pour être rigoureux, il faut veiller à ce que le constructeur communique ces paramètres. C’est la seule manière de pouvoir comparer différents matériels entre eux sur base d’estimation de la production électrique.

Estimation du rendement moyen global de l’éolienne

On peut aussi connaître le rendement moyen de l’éolienne sur la période d’observation, T. On peut estimer, d’un côté, l’énergie du vent qui était disponible (la source d’énergie), E_vent, et, d’un autre côté, l’énergie électrique produit par l’éolienne, E_elec(comme calculée ci-dessus). Le rapport de ces deux valeurs donne le rendement moyen :

Rendement moyen global = Eelec/Event,

Par global, on sous-entend que l’on s’intéresse à ce qui rentre et ce qui sort globalement de l’éolienne. On trouve typiquement, un rendement moyen de 20 % pour les petites éoliennes et de 35 % pour les grands modèles.

Nombre d’heures pleines de fonctionnement

La puissance débitée par une éolienne dépend de la vitesse du vent. Par conséquent, la majorité du temps, l’éolienne ne fonctionne pas à puissance nominale (P_N), le vent n’étant généralement pas suffisant pour garantir cela. C’est un des arguments des détracteurs des éoliennes. En effet, comparé à des centrales électriques traditionnelles basées sur les énergies fossiles (typiquement une centrale TGV) ou le nucléaire qui peuvent fonctionner de manière continue proche de leur puissance nominale, une éolienne fonctionnera principalement à une puissance inférieure à P_N. Du coup, il faudra une puissance installée supérieure avec des éoliennes qu’avec des centrales classiques pour atteindre une même production d’énergie annuelle. C’est un argument assez controversé bien que techniquement très clair. Le but n’est pas de faire le point sur ce sujet. On reprend juste ici l’argument.

Une manière de chiffrer la production d’une éolienne est de rapporter sa production électrique annuelle en nombre d’heures de fonctionnement à puissance nominale. En d’autres termes, on calcule le nombre d’heures que l’éolienne doit tourner à puissance nominale pour débiter la même production électrique annuelle (avec un vent dont la vitesse varie).

Nombres d’heures équivalentes à puissance nominale = t_N = Eelec/P_N.

Valeur typique pour les grandes éoliennes en Wallonie : t_N = 25% de l’année.

Valeur typique pour le petit éolien en Wallonie t_N = 11% de l’année.

Typiquement, la production annuelle électrique d’une grande éolienne en Wallonie correspond à 25 % du temps à puissance nominale. Il ne faut pas en déduire que l’éolienne ne tourne que 25 % du temps. Non, dès que la vitesse instantanée du vent dépasse la vitesse minimale de mise en fonctionnement (cut-in wind speed), l’éolienne débite de l’électricité. En fait, les chiffres montrent que l’éolienne fonctionne 80 % du temps (source : APERe). Néanmoins, elle produit à une puissance généralement inférieure à la puissance nominale, cette dernière étant souvent prise comme étant la puissance maximale.

Estimation rapide : Quick-scan

Dans certaines situations, notamment dans une étude de préfaisabilité, on souhaite pouvoir estimer grossièrement ce qu’un site va pouvoir donner comme production. On peut simplement se baser sur la vitesse moyenne du vent, U_m, sur le site :

Estimation de la production = (rendement moyen global)*(1/2*rho*A*(U_m)³),

où le rendement moyen est pris :

à 22 % pour le petit éolien (moins de 35 m de diamètre) ;
30 % pour l’éolien moyen (35 à 100 m de diamètre) ;
et 35 % pour le grand éolien (> 100 m de diamètre).

Dans la réalité, on remarquera une tendance à un meilleur rendement pour les modèles d’éoliennes avec les pales les plus longues (> 30 m) :
Diagramme réalisé sur base de 62 fiches techniques d’éoliennes récentes.

On sait très bien qu’il s’agit d’une estimation limitée étant donné que l’effet des fluctuations de la vitesse autour de la moyenne n’est pas pris en compte. On peut montrer que cette manière d’estimer l’énergie du vent (le deuxième terme dans le membre de droite), est susceptible d’amener de grosses erreurs. On sous-estime le potentiel de vent. Néanmoins, si un constructeur prétend pouvoir produire, pour une vitesse moyenne donnée, une production électrique annuelle dépassant quatre ou cinq fois cette estimation simplifiée, vous pouvez clairement conclure que ce n’est pas une proposition honnête.

La limite de Betz

Le fabricant d’une éolienne doit faire certifier la courbe caractéristique des performances de son modèle. Cela doit être réalisé selon une méthode normalisée, idéalement par un laboratoire indépendant.

Dans la pratique, les modèles de plus faibles puissances ne bénéficient pas de cette certification. Le constructeur peut fournir une courbe de puissance, mais on n’a aucune garantie sur sa fiabilité, tout au plus, on peut se reposer sur la crédibilité du fabricant.

Comment détecter un produit farfelu ? Il n’y a malheureusement pas de méthode absolue (hormis tester le matériel). Néanmoins, certains chiffres communiqués par le constructeur peuvent être mis à l’épreuve. C’est le cas du rendement global instantané de l’éolienne tel que défini à la section précédente.

L’application des principes fondamentaux de la mécanique permet de déterminer la quantité maximale d’énergie du vent qui peut-être convertie en énergie mécanique (rotation du rotor). Ce rendement aérodynamique instantané, ou Coefficient de performance (Cp), ne peut dépasser 16/27 soit approximativement 59 %. Par conséquent, le rendement instantané qui tient aussi compte d’autres pertes (aérodynamiques, accouplement, conversion électrique, auxiliaires) doit être inférieur à cette valeur :

Rendement global instantané < rendement aérodynamique < 16/27

Cette limitation est mieux connue sous le nom de « limite de Betz » ou « théorie de Betz ». Pour arriver à ces conclusions, il a fallu introduire des hypothèses simplificatrices. Néanmoins, celles-ci sont tout à fait raisonnables.

Vitesse en bout d’aile et performance : tip speed ratio

On a vu que la limite de conversion de puissance du vent vers la puissance mécanique du rotor est théoriquement limitée à 16/27, soit 59 %, par l’approche de Betz. Par rapport à ce cas idéal, il existe une série d’imperfections qui empêchent d’atteindre cette limite. En d’autres termes, on a une série de pertes qui réduisent l’efficacité aérodynamique de l’éolienne :

Mise en rotation du sillage : Le vent avant de rencontrer l’éolienne ne possède pas de mouvement de rotation prononcé et cohérent. Du moins, c’est le cas s’il ne rencontre pas d’obstacles majeurs en amont de l’éolienne. Une fois que l’air est passé dans le rotor de l’éolienne, il en ressort avec une vitesse de rotation générale dans le sens opposé à celui du rotor. Cette vitesse de rotation qui n’existait pas au départ correspond à une certaine quantité d’énergie cinétique qui n’a pas pu être convertie pas l’éolienne. Il s’agit d’une première source de pertes.

Trainée des profils de l’aile : Lorsque l’on place une aile face au vent, il génère une force sur cette aile. C’est l’effet escompté. Cette force peut se décomposer en partie. Une force dite de portance qui est perpendiculaire à la direction du vent en aval de l’aile et une composante dite de trainée qui est parallèle à cette vitesse de vent. Dans le cas d’un avion, c’est la portance qui permet de vaincre la gravité et permet ainsi à l’avion de voler. La trainée freine l’avion, car cette force est opposée à la direction dans laquelle l’avion progresse. Pour permettre à l’avion de conserver cette vitesse, les moteurs de l’avion donnent la force nécessaire pour vaincre cette force de trainée. Dans le cas d’une éolienne, on retrouve la même idée. Néanmoins, il faut alors tenir compte à la fois de la vitesse du vent, mais aussi de la vitesse de rotation de l’éolienne. Le problème est un peu plus complexe. Tout cela pris en compte, on se rend compte que c’est la portance des pâles de l’éolienne qui exerce une force utile dans le sens de rotation de l’éolienne. La trainée des pâles, par contre, a tendance à freiner la progression de ces pâles. C’est une deuxième source de pertes parce qu’une partie de l’énergie du vent sert à freiner l’éolienne. Fort heureusement, une aile d’éolienne est conçue pour avoir la trainée la plus faible possible pour une portance donnée. En gros, il s’agit d’une question de spécialistes dans la mesure où il s’agit de travailler sur l’aérodynamique de l’aile.

Nombre limité de pales : Le nombre de pales d’une éolienne est limité pour des questions de poids et de prix. Le rendement idéal considéré plus haut faisait l’hypothèse d’un nombre très important de pales. Dans la réalité, ce nombre ne sera jamais atteint. Cette limitation est source d’une troisième forme de pertes. D’un point de vue physique, ces pertes sont générées par la trainée induite. La trainée induite est d’autant plus faible que la portance est faible et le rapport entre envergure et corde moyenne de l’aile est important. Ainsi, une aile qui a une grande envergure par rapport à la corde aura une trainée plus faible. On peut s’en convaincre en comparant les ailes d’un planeur à celle d’un avion traditionnel : les ailes du planeur sont beaucoup plus allongées pour limiter la trainée, ce qui est souhaitable étant donné qu’il n’a pas de moteur. C’est une des raisons qui expliquent pourquoi une éolienne a des ailes allongées.

Analogie entre l’allongement (aspect ratio) des ailes d’un planeur et des pales d’une éolienne : limitation de la trainée.

Ces explications avaient juste vocation de montrer que le rendement idéal n’était jamais atteint, ceci étant dû à différentes pertes. Un facteur qui influence grandement ces pertes est le rapport entre la vitesse en bout de pale (induite par la rotation) et la vitesse du vent, le tip-speed ratio (TSR) en anglais,

Lambda = tip-speed ratio (TSR) = u/V = n.2*pi*R/V,

avec,

u, la vitesse en bout de pale qui peut être évaluée comme étant le produit
de la vitesse de rotation, n (en Hz),
par le rayon de l’éolienne, R, multiplié par 2*pi.
V est la vitesse du vent en amont.

La théorie confirmée par la pratique montre que les pertes sont minimisées pour un TSR donné. En d’autres termes, pour chaque vitesse de vent, il existe une vitesse de rotation qui maximise le rendement aérodynamique de l’éolienne, c’est-à-dire la quantité d’énergie du vent transférée au rotor. On peut s’en rendre compte sur base du la figure ci-dessous,

Évolution du rendement aérodynamique instantané en fonction du rapport entre la vitesse en bout de pale et la vitesse du vent (tip-speed ratio) : illustration des différentes sources de pertes par rapport au rendement idéal de Betz.

On peut comprendre le graphe de la manière suivante :

On dispose au départ de la puissance instantanée du vent par m², ce qui correspond dans le graphe au niveau de 100 %.
La théorie de Betz nous apprend que l’on peut dans le meilleur des cas récupérer jusqu’à 16/27, soit approximativement 60 %.
Si l’éolienne tourne plus lentement pour une vitesse de vent donnée, on aura un couple aérodynamique important pour atteindre une même puissance et donc une forte déviation du fluide par les pales. Cela engendre une mise en rotation plus importante du sillage et donc des pertes plus importantes. On le voit clairement dans le graphe sous la dénomination « pertes de sillage ». En conclusion, plus l’éolienne tourne vite, moins les pertes par mise en rotation sont importantes.
Si on considère un profil d’une pale d’éolienne, la force aérodynamique se décompose en une force de portance, mais aussi de trainée qui s’oppose dans la direction de rotation de l’éolienne (du moins pour les éoliennes dont le principe de fonctionnement est basé sur la portance). L’effet négatif sur le rendement aérodynamique est d’autant plus important que l’éolienne tourne vite. On peut s’en rendre compte dans le graphe ci-dessus sous l’appellation « trainée du profil d’aile » où les pertes augmentent avec le tip-speed ratio. Sur base des deux premiers termes de pertes (pertes de sillage et de trainée de profil), on voit apparaître un premier optimum à une vitesse de relative de bout d’aile entre 6 et 8.
On voit apparaître enfin le dernier terme de perte induit par le nombre limité de pales. En fait, si on prend la courbe relative à un nombre donné de pales en pointillé (on considère ici 1, 2 ou 3 ailes), on voit que la courbe générale correspond à l’enveloppe de tous les maxima des courbes à nombre de pâles fixé.

Évolution du rendement aérodynamique en fonction du nombre de pales pour un modèle donné.

Au regard de la courbe ci-dessus, qui reprend l’évolution du rendement aérodynamique en fonction du nombre de pale pour un modèle donné, on voit que plus le nombre de pales est important, plus le rapport optimal de vitesse en bout de pale est faible.

En outre, l’analyse des rendements de 62 modèles récents d’éoliennes démontre qu’il y a une tendance claire vers un meilleur rendement pour les éoliennes ayant une vitesse de vent nominale plus basse (comprises entre 10 m/s et 12 m/s.

On peut conclure cette section en faisant une description des différentes courbes caractéristiques de rendement aérodynamique pour chaque grand modèle d’éolienne. De manière générale, on voit que les éoliennes basées sur la portance, c’est-à-dire les éoliennes à axe horizontal ou à axe vertical de type Darrieus, ont un rendement aérodynamique supérieur aux éoliennes basées sur la trainée (typiquement, le rotor Savonius). L’influence du nombre de pales sur le rendement est aussi représentée. Si la vitesse de rotation diminue, il faut un couple aérodynamique plus important pour une même puissance mécanique. C’est pourquoi les éoliennes qui cherchent à produire du travail mécanique, notamment pour des applications de pompage, ont un nombre de pales important (illustré ci-dessous par l’éolienne américaine). Actuellement, les éoliennes de type Darrieus ont un rendement un peu supérieur à celui présenté dans le graphe ci-dessous.

Évolution typique du rendement aérodynamique en fonction du tip-speed ratio et du modèle d’éolienne.

Posted By : Sylvie 12 Mai, 2010

Eoliennes

Généralités

Une éolienne est une machine qui convertit l’énergie du vent en énergie mécanique. Pour être plus clair, on considère qu’il y a du vent quand l’air se déplace et donc quand l’air possède une certaine vitesse. À cette vitesse est associée une énergie, l’énergie cinétique. Le vent exerce une force sur le rotor de l’éolienne et le met en rotation : il exerce une certaine puissance. A proprement parler, cette force est transmise à un axe qui correspond à une certaine puissance. En langage d’ingénieur, nous sommes en présence d’une machine motrice.

Cette énergie mécanique peut être utilisée directement. Par exemple, on pense à l’actionnement d’une pompe à des endroits non desservis par le réseau électrique ou à nos anciens moulins à vent. Néanmoins, ces applications mécaniques sont assez marginales. Dans la majorité des cas, l’énergie mécanique du rotor de l’éolienne est transformée en énergie électrique via une génératrice. En tout cas, comme l’énergie mécanique est de « qualité » élevée (notion d’exergie), il est a priori regrettable de la transformer en chaleur, par exemple en utilisant l’énergie éolienne pour se chauffer.

Classification

On peut classifier les éoliennes suivant leur taille ou suivant leur principe de fonctionnement.

Classification selon la taille

On définit différentes classes de taille d’éoliennes. En théorie, il n’y a pas de relation directe entre la hauteur et la puissance de l’éolienne. En effet, cette puissance dépend essentiellement de la surface balayée par le rotor qui n’est pas toujours fonction de la hauteur de l’éolienne, mais du diamètre du rotor. Néanmoins, dans le cas des grandes éoliennes, une règle de bonne pratique veut que la hauteur du mât, L, soit égale au diamètre du rotor, D. Dans ce cas, il y a un lien indirect entre la hauteur du mât et la puissance. Dans le tableau suivant sont repris les dénominations de taille et les ordres de grandeur de puissances associées. Attention, il s’agit bien d’ordres de grandeur de puissance. Le but est uniquement de se donner une idée. En outre, cette puissance n’a de sens que si on a défini la vitesse de vent à laquelle elle est délivrée.

Illustration de la relation entre le diamètre du rotor et la puissance électrique de sortie basée sur les données techniques de 62 modèles récents d’éoliennes.

Dénomination	Diamètre du rotor [m]	Aire balayée [m²]	Puissance [kW]
Micro	0.5-1.25	0.2-1.2	0.1-0.4
Mini	1.25-3	1.2-7.1	0.4-2
Domestique	3-10	7-79	2-30
Petite commerciale	10-20	79-314	30-120
Moyenne commerciale	20-50	314-1963	120-750
Grande commerciale	50-100	1 963-7854	750-3 000
Géante commerciale	100-170	7 854-22 686	3 000-8 000

Classification des éoliennes suivant la taille et ordre de grandeur associé.

Pour être plus parlant, on trouve classiquement ces éoliennes pour les applications suivantes :

Micro-éoliennes : en général pour couvrir des besoins très limités et sites isolés (par exemple, des sites de pèche, des bateaux, des caravanes).

Mini-éoliennes : essentiellement pour recharger des batteries sur des sites isolés du réseau, les plus puissantes peuvent servir pour l’alimentation domestique hors du réseau (maisons isolées).

Eoliennes domestiques : elles balayent un spectre assez large allant de rotors de 3 à 10 m de diamètre. C’est typiquement le genre d’éoliennes proposées pour les particuliers.

Petites éoliennes commerciales : elles sont typiquement conçues pour les petites entreprises, les fermes, … mais il existe très peu de modèles produits dans cette gamme.

Moyennes éoliennes commerciales : elles sont typiquement utilisées pour les applications commerciales dans des fermes, des usines, des entreprises voire des petits parcs éoliens.

Eoliennes grands commerciales : ce sont les éoliennes que l’on trouve dans les parcs éoliens modernes, ce sont aussi les plus efficaces.

Eoliennes commerciales géantes : ce sont les éoliennes que l’on trouve dans les parcs éoliens modernes et également en offshore, elles sont très efficaces et issues des dernières générations technologiques.

Dans la course au gigantisme, l’éolien ne fait pas figure d’exception. Si les modèles de 9 MW sont déjà à l’ordre du jour, certaines sociétés n’hésitent pas à parler de diamètres avoisinant les 400 m (!) pour atteindre des puissances de 50 MW !!!

Classification selon le principe de fonctionnement

Eoliennes à axe horizontal ou vertical

Les plus connues sont les éoliennes à axe horizontal (HAWT, horizontal axis wind turbine). Leur typologie est souvent identique. A la base, on a un mât sur lequel est placée la nacelle. Cette nacelle contient la génératrice ainsi que le système de transmission, c’est-à-dire les éléments d’accouplement mécanique entre le rotor et la génératrice. Celle-ci convertit l’énergie mécanique en énergie électrique.

En suivant le sens de parcours du vent, le rotor peut être placé en amont ou en aval de la nacelle. Cette dernière configuration a été à la mode, mais devient anecdotique. Elle présentait l’avantage que la nacelle et le rotor se mettent automatiquement face au vent. Lorsque le rotor se situe en amont, il faut un dispositif particulier pour que l’éolienne se positionne correctement. Par exemple, on peut trouver une aile fixe verticale qui stabilise l’éolienne face au vent (même principe que la gouverne verticale d’un avion) ou un moteur qui réalise cette tâche. On parlera alors d’un dispositif de positionnement passif ou actif, respectivement.

Distinction entre éoliennes à axe horizontal avec le rotor placé en amont avec gouverne (figure gauche), en amont avec contrôle actif (figure centrale) et en aval (figure de droite).

L’avantage du rotor placé en aval est qu’il se positionne naturellement face au vent, c’est-à-dire de manière passive. Par contre, le vent est d’abord perturbé par la nacelle et le pylône avant d’agir sur le rotor. D’une part, le régime de vent devient non uniforme sur la surface balayée par le rotor. Cela engendre des contraintes mécaniques variables dans le temps ce qui provoque une usure prématurée du matériel (phénomène de fatigue mécanique). D’autre part, le vent perturbé vient impacter les ailettes de l’éolienne ce qui a tendance à générer beaucoup de bruit (bruit d’origine aérodynamique). Pour ces deux raisons, on préfère la configuration avec le rotor en amont. En effet, le vent est moins perturbé avant de rencontrer les pales de l’éolienne (à moins qu’un obstacle se trouve en amont, mais ce n’est idéalement pas le cas). Finalement, on peut dire que l’éolienne à axe horizontal avec le rotor en amont est devenue le standard, en tout cas pour les applications de puissance élevée.

On rencontre aussi des éoliennes à axe vertical (VAWT, vertical axis wind turbine) pour les applications de petite voire de moyennes puissances. Les avantages de cette configuration sont que l’éolienne est toujours bien positionnée par rapport au vent, que le dispositif d’accouplement ainsi que la génératrice se trouvent au niveau du sol ce qui facilite la maintenance. En outre, de par les diamètres de rotor inférieurs aux éoliennes à axe horizontal, les vitesses absolues sont plus faibles ce qui, du moins théoriquement, devrait engendrer moins de bruit.

Classiquement, on distingue deux grandes familles parmi les éoliennes à axe vertical. D’une part, on trouve les éoliennes basées sur la « portance » dont la plus connue est le modèle de « Darrieus » et, d’autre part, les éoliennes basées sur la « trainée » dont la plus connue est le modèle de « Savonius ». On invite le lecteur qui veut approfondir ces concepts à consulter des sites spécialisés. Retenons néanmoins que par le principe physique qui anime ces modèles, elles donnent peu de couple au démarrage. Par conséquent, elles ne démarrent qu’à une certaine vitesse de vent, ou il faut assurer mécaniquement le démarrage de l’éolienne pour qu’elle fonctionne.

Illustration des deux grands types d’éoliennes à axe vertical : les éoliennes de type Savonius en haut, basées sur la trainée, et les éoliennes de type Darrieus en bas, basées sur la portance. Les figures du haut montrent une coupe horizontale du rotor vue selon un axe vertical. Les figures du bas montrent une coupe horizontale du rotor d’éoliennes Darrieus. Le rotor peut avoir une forme en « phi », en « delta », en « H », etc.

Exemple d’éolienne Darrieus (à gauche) et Savonius (à droite).

Dans l’histoire des éoliennes, on trouve de manière cyclique un regain d’intérêt pour les éoliennes à axe vertical. Les nouveaux concepts proposés sont sensés dépasser les limites technologiques du standard actuel qui est l’éolienne à axe horizontal avec rotor en amont. Pour répondre de manière nuancée, voici quelques éléments de réflexion pour situer le débat sur ces VAWT :

En ce qui concerne les nouvelles éoliennes à axe vertical, il s’agit souvent de la redécouverte de vieux concepts.

De manière générale, on manque de retour d’expérience sur le comportement des nouvelles éoliennes à axe vertical, notamment en ce qui concerne leurs performances aussi bien techniques que d’un point de vue économique.

Beaucoup d’experts qui ont accumulé une longue expérience dans l’éolien sont sceptiques.

Beaucoup d’effets d’annonce sur les performances de ces nouveaux concepts sans pour autant les valider : absence récurrente de certification IEC (commission électrotechnique internationale) de la plupart de ces machines [APERe].

Pour résumer la situation, nous reprenons le point de vue nuancé de Paul Gipe : « Avec des éoliennes à axe vertical, on peut dans certains cas réaliser les mêmes performances technico-économiques qu’avec des éoliennes à axe horizontal, mais plus que probablement pas mieux« .

Propriétés des éoliennes à axe vertical par rapport aux modèles standards	Avantages	Inconvénients
Simplicité.	Parfois oui, on peut arriver à un concept plus simple	Parfois non, on n’aboutit pas systématiquement à plus de simplicité
Meilleure fiabilité.		Peu probable, mais peu de retour d’expérience.
Positionnement.	Toujours bien placé par rapport au vent.
Entretien.	Equipement au niveau du sol.
Prix.	Moins cher, mais le rendement est-il égal ?
Rendement mécanique (transformation énergie du vent).	Meilleur rendement en vent turbulent/changeant. (Cas des implantations urbaines ou proches du sol).	Peu de retour d’expérience.
Rendement économique.		Peu de retour d’expérience.
Émission de bruit.	Théoriquement moins bruyantes parce que les vitesses sont plus faibles.

Tableau récapitulatif des propriétés des éoliennes à axe vertical par rapport aux modèles conventionnels d’éoliennes.

Distinction selon le nombre de pales

On peut faire une distinction entre les éoliennes suivant le nombre de pales.

Distinction entre éoliennes à axe horizontal selon le nombre de pales.

Dans le cas des éoliennes à axe horizontal, la plupart des éoliennes ont 3 pales. En fait, il s’agit du meilleur compromis entre différentes contraintes. Une éolienne à 3 pales (ou plus) tourne plus régulièrement qu’une éolienne à 1 ou 2 pales, on a un meilleur équilibre du rotor. D’un point de vue esthétique, les effets de battement visuel sont plus importants pour les éoliennes à moins de 3 pales. Le rendement aérodynamique, c’est-à-dire la capacité à convertir l’énergie du vent en énergie mécanique (et donc, in fine, en électricité), est équivalent de 2 à 4 pales. Il augmente sensiblement à partir de 5. Le seul avantage d’avoir une éolienne à deux pales plutôt qu’à trois est qu’elle sera meilleur marché, mais elle tournera de manière moins régulière ce qui est synonyme de durée de vie plus courte. On ne monte pas au-delà de 4 pales à cause de la diminution de la tenue mécanique : en effet, la « corde » des pales diminue avec le nombre de pales.

Nombre de pâles	1	2	3	4	5
Équilibre du rotor	–	–	+	+	+
Esthétique (effet de battement visuel)	–	–	+	+	+
Rendement aérodynamique	–	=	=	=	+
Bruit et fatigue	–	–	+	+	+
Tenue mécanique	+	=	=	–	–

Tableau récapitulatif des propriétés des éoliennes à axe horizontal en fonction du nombre de pales.

Pour conclure cette rubrique, on peut mettre en garde contre certaines conclusions intuitives qui peuvent induire en erreur. Dans le cas des éoliennes à axe vertical, il existe des modèles avec un grand nombre d’ailettes donnant à l’ensemble un aspect très compact. Cette forte densité n’est pas nécessairement synonyme de meilleures performances (aérodynamiques). Comme il sera montré par la suite, la puissance dépend essentiellement de la surface balayée par le rotor. Or, cette surface ne varie pas en augmentant le nombre de pales. Tout au plus, on balaye cette surface de manière plus efficace. Néanmoins, on peut aussi alourdir inutilement la structure ce qui grève les performances.

Distinction selon la protection contre les vents importants

C’est un aspect fondamental. En effet, en présence de vents importants ou de rafales, il s’agit d’éviter les contraintes mécaniques trop importantes et les vitesses de rotation excessives, c’est-à-dire d’éviter la casse, d’assurer l’intégrité du matériel.
On distingue d’une part les stratégies de contrôle par l’aérodynamique. On joue sur l’orientation des ailes pour modifier leurs propriétés aérodynamiques et donc réduire la force exercée par le vent.

Soit on réduit l’angle d’attaque des pales qui présentent alors un rendement plus faible. On peut aller jusqu’à mettre les pales face au vent où elles seront soumises à une force nulle.

Soit on augmente l’angle d’attaque jusqu’au décrochage du profil (« stall control » en anglais).

Une autre manière de procéder est de placer directement un frein aérodynamique sur l’aile (mais cela est physiquement équivalent à chercher le décrochage).

Ces modifications des propriétés aérodynamiques peuvent être réalisées sur l’entièreté de l’aile ou sur seulement une fraction de celle-ci, par exemple sur le bout d’aile.

À noter que l’on peut jouer sur l’orientation de l’éolienne à axe horizontal. Dans ce cas de figure, il s’agit de réduire la surface présentée au vent par le rotor de l’éolienne en la décalant par rapport à la direction du vent. Comme cette surface est réduite, la puissance du vent est directement réduite. Typiquement, on décale l’éolienne à gauche ou à droite suivant son axe vertical, soit on place l’éolienne en « hélicoptère » en tirant le rotor vers l’arrière.

D’autre part, on trouve le freinage dynamique ou électrique. Dans ce cas, c’est un frein mécanique qui limite la vitesse de rotation. Cette fonction peut être réalisée par le génératrice électrique.

Le freinage aérodynamique est une stratégie dont on ne peut se passer pour les grandes éoliennes. On peut se limiter au freinage dynamique que pour les éoliennes de faible puissance.

Distinction selon le mode de régulation de la vitesse du rotor : vitesse constante ou variable

Le rendement aérodynamique instantané, ou coefficient de performance, d’une éolienne dépend du rapport entre la vitesse en bout de pales et la vitesse du vent (évaluée bien en amont de l’éolienne) :

Lambda = tip speed ratio (TSR) = u/V,

avec,

u, la vitesse en bout de pale induite par la vitesse de rotation du rotor,
et V, la vitesse en amont de l’éolienne.

Pour optimiser la conversion de la puissance du vent en puissance mécanique appliquée au rotor, il faut que se rapport Lambda ne soit ni trop faible, ni trop élevé. Si la vitesse du vent change, la vitesse de rotation de l’éolienne devrait idéalement pouvoir s’adapter pour maintenir le TSR constant et donc toujours travailler avec les meilleurs rendements. Par conséquent, on distingue les éoliennes à vitesse de rotation constante des éoliennes à vitesse de rotation variable. Ces dernières permettent de suivre le régime de vent et d’obtenir de meilleurs rendements en adaptant la vitesse de rotation de l’éolienne.

Il existe une deuxième raison qui justifie de travailler avec une éolienne à vitesse de rotation variable. De part nature, la vitesse du vent est fluctuante. Si l’éolienne a une vitesse de rotation constante alors ces fluctuations de vitesse se traduisent par des fluctuations du couple mécanique exercé sur l’arbre. Nous sommes alors en présence de contraintes mécaniques fluctuantes qui peuvent accélérer l’usure de la transmission entre le rotor et la génératrice. Travailler avec un rotor à vitesse variable permet d’absorber les fluctuations de vitesse par une accélération de la vitesse du rotor.

Une éolienne à vitesse de rotation variable suppose d’avoir systématiquement recours à de l’électronique de puissance. Fort heureusement, cette technique a évolué très positivement ces dernières années ce qui permet de conserver un bon rendement et un prix acceptable. Par conséquent, le choix d’une éolienne à vitesse de rotation variable est tout à fait abordable et cohérent. Néanmoins, il faut savoir qu’une éolienne à vitesse de rotation constante reste, théoriquement du moins, plus simple.

Positionnement et intégration

Placer une éolienne est une question de compromis. Par exemple, si l’éolienne est placée près de bâtiments, elle pourra subir leur interférence dans la mesure où ces bâtiments influencent globalement la trajectoire de l’air. Par contre, placer une éolienne loin d’un bâtiment pose la question de la ligne de transmission qu’il faudra tirer entre l’éolienne et le poste électrique compatible le plus proche.

Illustration de la structure de l’écoulement d’air autour d’un bâtiment et des zones d’influences.

La figure ci-dessus donne une idée de l’influence d’un bâtiment sur l’écoulement. On voit que le vent est perturbé par la présence du bâtiment avant que ce vent arrive à son niveau, c’est-à-dire en amont. Si l’obstacle placé sur un terrain plat a une hauteur « H », on considère que l’écoulement est influencé en amont à partir d’une longueur de l’ordre de « 2H ». En aval, le bâtiment influence significativement l’écoulement jusqu’à une longueur de l’ordre de « 20H ». C’est donc loin d’être négligeable. Il est important de comprendre que dans ces zones d’influence, l’écoulement est fortement perturbé, c’est-à-dire que l’air subit de fortes fluctuations de vitesse qui sont loin d’être négligeables devant la vitesse du vent en amont. En d’autres termes, il ne s’agit pas de faibles fluctuations qui se superposent au vent initial, comme un « bruit blanc ». Au contraire, le vent subit de fortes fluctuations de vitesse dans toutes les directions de l’espace. En outre, la vitesse moyenne de l’écoulement est réduite, à certains endroits parfois annulée voire même inversée.

La situation peut être particulièrement complexe dans un milieu urbain où le vent est perturbé par un ensemble de bâtiments. Comme les figures ci-dessous l’illustrent bien, il existe de grandes zones où la vitesse moyenne du vent est réduite. Le comportement du vent n’est pas aléatoire, il obéit à des lois physiques bien précises. Il n’en reste pas moins que son évolution en passant près de bâtiments est loin d’être intuitive. En effet, il est difficile de prédire les caractéristiques de tels types d’écoulement. Par exemple, les résultats ci-dessous ont été obtenus au moyen de simulations numériques complexes.

Norme de la vitesse dans un plan horizontal à 1.5 m du sol (1ere figure), à 4 m du sol (2ème figure) et dans un plan vertical (3ème figure), autour d’un quartier composé d’immeubles. Cette dernière figure illustre bien l’évolution de la vitesse avec la hauteur. Résultats obtenus au moyen de simulations numériques réalisées par Tatiana de Meester de Betzenbroeck (Architecture et Climat, UCL).

Eoliennes montées sur le toit : éviter les zones d’écoulement turbulent

Exemples d’éoliennes placées sur le toit d’un bâtiment. En premier lieu, le bâtiment Éole à Gosselies (Igretec) qui intègre deux éoliennes à axe vertical dans un immeuble de bureau. Dans ce cas-ci, on voit que les éoliennes font partie intégrante du concept architectural du bâtiment (un peu comme son nom l’indique). En second lieu, un bâtiment avec une série d’éoliennes à axe horizontal placées sur un mât.

Dans certains cas, on souhaiterait mettre une éolienne sur le toit d’un bâtiment. Cela peut constituer une opportunité dans les zones urbaines où les zones dégagées, c’est-à-dire sans obstacles, sont peu ou pas existantes. L’idée est aussi de ne pas devoir investir dans un mât pour hisser le rotor à une certaine hauteur. Mis à part ces avantages, il reste de sérieux inconvénients à travailler avec une éolienne placée sur un bâtiment :

Comme la figure ci-dessus sur la zone de perturbation d’un bâtiment l’illustre bien, l’écoulement est aussi perturbé au-dessus du toit. Il est moins perturbé sur le bord amont du toit, mais on voit que cette zone grandit en progressant en aval. Si le rotor de l’éolienne est situé dans cette zone d’influence, il rencontrera un vent de vitesse moyenne plus faible et il subira de fortes fluctuations de vitesse. Par conséquent, le rendement sera plus faible et les forces auxquelles l’éolienne sera soumise seront très fluctuantes. Ces charges dynamiques sur la structure et les équipements de l’éolienne peuvent accélérer son usure. Pour conclure, on peut atténuer cet effet en conseillant d’installer l’éolienne près du bord du toit dans la direction des vents dominants.

Les vibrations de l’éolienne, en plus d’être potentiellement plus importantes sur un toit, sont transmises à la structure du bâtiment. Il faut voir si le bâtiment peut supporter cela et voir dans quelle mesure ces vibrations peuvent être absorbées par un dispositif ad hoc. L’impact de la propagation de ces vibrations par les matériaux de construction sur le confort acoustique des occupants n’est pas à négliger non plus.

Les villes étaient généralement bâties dans des sites abrités du vent.

Assurer la viabilité de la structure en cas de tempête devient encore plus critique concernant la sécurité. En effet, que se passe-t-il si l’éolienne est arrachée ou tombe sur une façade, une personne ? On ne peut se permettre que l’éolienne puisse perdre des éléments par grand vent.

L’impact paysager, au vu de la production dérisoire de ces mini-éoliennes, pose question et pourrait nuire à l’image du secteur éolien dans sa globalité alors que ce secteur est plein de potentialités. [APERe]

Tous ces éléments font que l’intérêt d’installer des éoliennes sur le toit de bâtiments est loin d’être évident. On mentionne souvent que les éoliennes à axe vertical sont bien conditionnées pour fonctionner sur un toit dans la mesure où elles sont toujours bien orientées par rapport à la direction du vent. C’est déjà un bon point, mais il n’en reste pas moins que tous les désavantages cités ci-dessus restent d’application. En effet, quand on dit que le vent est perturbé, il ne s’agit pas simplement de dire qu’il change de direction par rapport à la vitesse non perturbée en amont du bâtiment. Non, le vent est aussi sujet à de fortes fluctuations d’amplitude et la direction locale du vent fluctue aussi rapidement dans le temps. Les forces aérodynamiques sur l’éolienne restent donc relativement instationnaires (c’est-à-dire, variables), même si l’éolienne est à axe vertical. Au minimum, il faut s’assurer que le constructeur à mis en œuvre des techniques spécifiques pour gérer cela.

Éoliennes intégrées au bâtiment

Exemples d’éoliennes intégrées au bâtiment : le bâtiment Strata en fin de construction à Londres (figures de gauche et centrale ) et le World Trade Centre de Barhain (figure de droite).

Plus délicate encore est l’intégration de l’éolienne au sein même du bâtiment. En d’autres termes, l’éolienne devient partie intégrante du concept architectural, de l’image véhiculée par le bâtiment. Effectivement, cette démarche donne une image, un style technologique et écologique au bâtiment. Par contre, mis à part ses qualités de vitrine de marque, on peut se poser de sérieuses questions sur l’intérêt d’intégrer des éoliennes directement au bâtiment. Il reste notamment la question de l’absorption des vibrations des éoliennes par le bâtiment. Si elles sont petites, cela ne pose pas de gros problèmes, mais, d’un autre côté, si elles sont petites, elles ne produiront alors qu’une infime fraction de la consommation du bâtiment. Si les éoliennes sont de tailles plus importantes, elles peuvent fortement perturber la structure du bâtiment.

On peut jouer sur la forme du bâtiment pour obtenir un effet d’accélération au niveau de l’éolienne (effet Venturi). Néanmoins, on ne peut pas déplacer le bâtiment en fonction de l’orientation du vent. En conclusion, l’intérêt ne semble pas évident.

Les éoliennes carénées

Certaines éoliennes sont munies d’éléments externes au rotor dont l’objectif est de concentrer le vent sur le celui-ci. On pense principalement aux éoliennes carénées où un conduit convergeant ou divergeant enveloppe le rotor de l’éolienne. Les designs peuvent être des plus variés, voire des plus futuristes :

Certains de ces modèles présentent des puissances supérieures aux éoliennes traditionnelles non carénées. Il ne faut pas y voir pour autant un effet révolutionnaire. L’explication est relativement simple. Lorsque l’on définit la puissance instantanée du vent, il faut être vigilant à la définition de la surface rencontrée par l’éolienne que l’on utilise. Dans le cas d’une éolienne classique, il s’agit de la surface balayée par le rotor. Par contre, dans le cas de modèles carénés, il faut tenir compte de ces éléments supplémentaires extérieurs. Typiquement, il faut prendre la surface frontale de l’éolienne, carénage inclus. En gros, celui-ci augmente la puissance instantanée du vent en augmentant la surface exposée au vent. Les puissances plus élevées obtenues par ces éoliennes ne sont donc pas dues à un meilleur rendement, mais à une augmentation de la puissance du vent rencontrée, c’est-à-dire la source d’énergie.

Le carénage est-il pertinent?

La méthode n’est pas mauvaise, mais il faut savoir que c’est tout aussi simple d’augmenter la surface du rotor d’une éolienne classique pour qu’il soit équivalent à la surface au vent de l’éolienne carénée. En effet, dans le cas d’une éolienne carénée, ajouter cet élément externe a un certain coût. En outre, il faut pouvoir le maintenir par une structure et l’orienter correctement par rapport au vent. En ce qui nous concerne, nous pensons qu’il est plus simple d’augmenter la taille du rotor d’une éolienne traditionnelle. Un avantage néanmoins, il épargnerait les oiseaux grâce à l’absence de pièces mouvantes externes.

Dispositifs d’optimisation de l’aérodynamique

Quand on voit la complexité des ailerons acérés des Formules 1, c’est à se demander pourquoi les pales de nos éoliennes sont si minimalistes. Ni aurait-il pas moyen de pousser l’aérodynamique plus loin ? Si la réponse courte est OUI, la réponse longue impose de nuancer.

En effet, si une pale d’éolienne est loin de la complexité d’un aileron de formule 1, la raison se situe probablement dans une balance coût/bénéfice pour laquelle le point de vue n’est pas le même. D’un côté, en formule 1, on cherchera le bénéfice maximal, qu’importe le coût et la durée de vie ; de l’autre côté, celui de l’éolien, ce sera la solution proposant le meilleur rapport coûts/bénéfices tout au long du cycle de vie qui l’emportera. Ce dernier point de vue menant logiquement à des solutions simples, éprouvées, efficaces et durables avec « peu » de débauche de moyens. En résumé, cela revient moins cher de faire plus grand que de faire plus complexe.

Néanmoins, les techniques évoluent et les coûts associés également. Pour cette raison, certaines technologies que l’on retrouve dans le monde des sports moteurs, mais aussi de l’aéronautique deviennent suffisamment matures et abordables pour être intégrées dans le secteur éolien.

Les winglets

Afin de réduire la traînée induite par les tourbillons de bout d’aile, certains dispositifs biomimétiques comme les winglets (petite ailette perpendiculaire à la pale située en bout d’aile) ont été développées pour permettre de limiter les turbulences en bout d’aile. En réduisant la trainée, c’est à la fois de rendement qui est amélioré (1 à 3 %) mais également une réduction du bruit qui peut être observée. Ce type de dispositif est déjà très présent dans le monde aéronautique (on y voit même des doubles winglets aussi appelés « split winglets »).

Les chevrons ou dentelures

Afin d’améliorer l’aérodynamique et le rendement, mais surtout l’acoustique qu’induisent les turbulences au niveau du bord de fuite, certaines sociétés s’inspirent du vol silencieux du hibou et étudient des solutions pour « adoucir » les perturbations.

Ainsi, par bio mimétisme, en s’inspirant des plumes d’hibou, des dentelures ou chevrons sont apposés au bord de fuite. Ces entreprises promettent une réduction de 5dB grâce à ce dispositif. Wait and see !

Les générateurs de vortex

Accolés sur l’extrados de la pale, non loin du bord d’attaque, les générateurs de vortex, sorte de petites lames, permettent de contrer la séparation prématurée des flux et ainsi augmentent la portance de la pale. Se faisant, le bruit est réduit et le rendement, en poussant la limite de décrochage plus loin, est amélioré. Ce dispositif peut être placé a posteriori.

Ecoulement de l’air avec générateurs de vortex.

Posted By : Sylvie 12 Mai, 2010

Concevoir l’installation d’une éolienne

Un projet multidisciplinaire

Au-delà de la justification environnementale et économique, l’implantation d’une ou plusieurs éoliennes doit satisfaire à une série de contraintes. Celles-ci sont de natures fort différentes. Ces contraintes peuvent être vues comme des conditions nécessaires à remplir pour pouvoir édifier une éolienne, mais chaque contrainte séparée ne peut être vue comme une condition suffisante : il faut pouvoir répondre à toutes les contraintes. Naturellement, plus le projet est ambitieux en taille et plus les contraintes à respecter sont sévères ou plus la justification de leur respect doit être approfondie. À l’autre extrême, on trouve les projets de petites éoliennes où les contraintes sont relativement limitées.

Pertinence du projet

Au départ, le projet doit être intrinsèquement pertinent. On développe cette idée ci-dessous pour différentes dimensions du projet, c’est-à-dire des objectifs énergétiques, environnementaux et économiques. Ces dimensions ont été séparées pour des raisons de clarté et pour structurer le propos. Il faut être conscient qu’en réalité tous ces critères sont fortement liés et doivent être considérés ensemble.

Pertinence économique

Bien que l’impact sur la réduction de l’émission de gaz à effet de serre soit un atout indéniable, il n’en reste pas moins que la pertinence économique d’un projet éolien demeure un paramètre vital. À cet effet, il est important d’avoir une idée claire sur la rentabilité de son projet. En outre, il faut intégrer à ses calculs financiers la politique de soutien des autorités publiques pour la production d’énergie verte. En effet, ce dernier aspect améliore considérablement les performances économiques du projet.

Pertinence énergétique et environnementale

Maîtrise de la consommation énergétique : Si l’objectif est de répondre à la demande d’électricité d’un ou plusieurs bâtiments, d’autres approches que l’éolien peuvent être pertinentes, voire prioritaires. Produire son énergie avec des sources d’énergies renouvelables est une excellente initiative, ne pas consommer cette énergie est encore mieux. C’est un slogan que l’on rencontre systématiquement dans le contexte de l’utilisation rationnelle de l’énergie. Bien qu’un peu « bateau », il est tout à fait pertinent. Une condition préalable à l’investissement dans un projet éolien est la maîtrise de sa consommation énergétique. À l’échelle d’un bâtiment, cela doit être vu au sens large, c’est-à-dire en intégrant la consommation électrique, mais aussi la consommation de chaleur. On peut attaquer ces consommations sur deux fronts : le premier est de réduire les besoins de chaleur et d’électricité, le second est l’utilisation d’un matériel performant et en bon état de marche. Les différentes sections d’Énergie+ ont été développées pour vous accompagner dans cette démarche de maîtrise des consommations pour chaque poste-clef de votre bâtiment ou de votre parc immobilier.

Les ressources disponibles : Par définition, une éolienne est une machine qui transforme l’énergie du vent en énergie mécanique, c’est-à-dire la rotation du rotor. Finalement, cette énergie sera transformée en électricité via une génératrice. Comme toute machine, elle réalise cette conversion avec un certain rendement. Comme le bon vieux premier principe de la thermodynamique nous l’apprend, l’énergie est conservée : « rien ne se perd, rien ne se gagne ». Le rendement de l’éolienne ne dépasse donc jamais les 100 %. Tout cela pour dire que si le vent ne contient pas beaucoup d’énergie sur le site où vous voulez implanter votre éolienne, celle-ci ne pourra pas faire de miracles et produire plus que ce potentiel énergétique du vent. Avant de se lancer dans l’aventure, il faut donc connaître les ressources d’énergie éolienne dont on dispose. Cela peut se faire via une campagne de mesure sur site ou, dans la plupart des cas aujourd’hui, au moyen de logiciels de simulation numérique qui permettent de déterminer les grandes caractéristiques du vent en relation avec une éolienne. Une propriété importante est la puissance instantanée du vent qui traverse la surface balayée par l’éolienne. Cette puissance dépend du cube de la vitesse du vent (en amont de l’éolienne). Si la vitesse double, la puissance instantanée du vent est multipliée par huit. L’éolienne dispose alors de huit fois plus de puissance de vent à convertir en électricité. Sur base de ce constat, on comprend tout l’intérêt de placer son éolienne sur un site venteux. En outre, de par ses propriétés, le vent varie fortement d’un site à l’autre. Par conséquent, la pertinence énergétique d’un projet éolien dépend fondamentalement du potentiel local de votre site d’implantation.

Un large spectre d’énergies renouvelables : Comme expliqué ci-dessus, la pertinence énergétique dépend fortement du potentiel de vent de votre site d’implantation. Ce potentiel va donc aussi influencer la viabilité économique du projet. Toutes les sources d’énergies renouvelables ne sont pas aussi sensibles aux conditions atmosphériques ou météorologiques locales. Par exemple, lorsque l’on considère les techniques solaires, que ce soit le solaire thermique ou photovoltaïque, votre production sera essentiellement dépendante de l’ensoleillement ainsi que de la température extérieure (qui influence le rendement du matériel). Ces facteurs varient bien évidemment d’un site à l’autre, mais les variations, au sein d’un territoire restreint comme la Région wallonne, restent limitées. Par conséquent, ces techniques solaires souffrent moins de facteurs locaux, leur pertinence est donc plus facile à établir ou réfuter. Le choix d’une énergie renouvelable par rapport à une autre dépendra donc du potentiel de votre site. Si vous ne disposez pas de sites venteux, d’autres sources d’énergies renouvelables seront peut-être plus indiquées. Dans certains cas, d’autres ressources d’énergies renouvelables sont peut-être plus facilement valorisables, tel le bois-énergie dans des régions où les forêts et les sous-produits de bois sont nombreux. En conclusion, il faut regarder la question de la manière la plus large possible en envisageant toutes les opportunités qui s’offrent.

Contraintes

Le but de cette section relative aux contraintes n’est pas de faire un état des lieux précis des contraintes auxquelles est soumise l’implantation d’une éolienne. L’objectif est de démontrer la diversité des questions et des disciplines rencontrées. Nous invitons le lecteur intéressé à consulter les documents de référence sur ces questions voir de rentrer en contact avec le facilitateur Électricité Renouvelable de la Région wallonne. Fort heureusement, pour les petits projets éoliens, la liste des contraintes est plus restreinte.

Contraintes urbanistiques

Une éolienne doit respecter une série de contraintes urbanistiques. Celles-ci seront d’autant plus sévères que l’éolienne sera grande. L’ensemble des règles concernant les zones capables en éolien sont reprises dans le Code du Développement Territorial (CoDT). En outre, il existe des zones protégées où l’installation d’une éolienne est en principe proscrite. On peut citer, à titre d’exemple, les zones Natura 2000, les réserves naturelles, les peuplements de feuillus,…

Les éoliennes pourront par contre s’établir, moyennant certaines conditions, dans les zones agricoles, zones d’activité économique, zone forestière à faible densité…

Contraintes électriques et de raccordement au réseau

Mis à part les situations d’auto-consommation, l’électricité qui sera produite par les éoliennes sera principalement injectée sur le réseau. Il faut que le réseau possède un nœud de connexion proche (cabine de tête) qui puisse accueillir le puissance électrique débitée par une ou plusieurs éoliennes. Cette capacité dépend de la puissance électrique que l’on souhaite faire transiter par le réseau et donc de la taille du projet éolien. Dans le cas où il faudrait tirer une nouvelle ligne de puissance vers une éolienne, il faut savoir que ce sont des travaux extrêmement coûteux. La topologie du réseau électrique à proximité du site d’implantation a donc un impact majeur. Ces questions sont traitées en collaboration avec le Gestionnaire du Réseau de Distribution (GRD) ou de Transport (GRT) suivant le niveau de tension du réseau auquel on veut se raccorder.

Actuellement, les meilleurs sites (sur les plans de l’exposition au vent et de la connexion au réseau) sont déjà équipés en éoliennes. Ce critère est donc moins évident à optimiser au fur et à mesure que les gisements de vents idéalement situés sont exploités.

Contraintes environnementales

L’implantation d’une éolienne peut perturber son environnement direct :

Les éoliennes émettent du bruit. Ce bruit peut être engendré par la vibration de la structure, voire aussi être d’origine aérodynamique. Il faut veiller à ce que le niveau de bruit émis par l’éolienne soit compatible avec l’occupation du voisinage. À ce titre, le législateur a mis en place un arrêté pour protéger le cadre de vie des riverains en exigent le respect de normes de bruits strictes en fonction des conditions sectorielles. http://environnement.wallonie.be/legis/pe/pesect074.html

L’impact de l’éolien sur l’avifaune est très limité. Il est d’autant plus limité que l’éolienne est de petite taille. Il existe pourtant des zones sensibles qu’il est souhaitable d’éviter, essentiellement pour les grands projets éoliens. Par exemple, on peut citer les couloirs de migration ou les zones de nidification. L’étude d’incidence analyse particulièrement ces impacts.

Contraintes de compatibilité

L’implantation d’une éolienne peut interagir négativement avec d’autres fonctions réalisées dans son environnement :

Les éoliennes émettent un rayonnement électromagnétique. Néanmoins, celui-ci n’est pas dans la même gamme de fréquences que celles utilisées par les radars. Ces éoliennes ne constituent donc pas des brouilleurs actifs. Par contre, l’éolienne peut avoir des surfaces importantes métalliques comme le mât ou les pâles qui peuvent refléter les rayons d’un radar. Potentiellement, cela peut créer de faux échos radars ce qui peut être dangereux pour l’aviation civile ou militaire. En outre, certaines parties de l’éolienne sont en mouvement. C’est, par définition, le cas du rotor. Un effet « Doppler » qui modifie le champ électromagnétique pulsé par le radar peut avoir lieu. Ce phénomène génère de forts échos radars. Il faut savoir que même les éoliennes avec un rotor de diamètre limité, comme une éolienne domestique avec un rotor de 2 m de diamètre, génèrent un écho perceptible sur les radars. Un faux écho radar peut être dangereux pour l’aviation, qu’elle soit civile ou militaire, c’est pourquoi certaines zones d’exclusion existent, notamment à proximité des aéroports ou de zones d’implantation de radars. Par contrer cela, des filtres (solutions software) sont actuellement en cours de développement de manière à permettre l’implantation d’éolienne dans certaines zones à proximité de radars.

Les grandes éoliennes peuvent constituer un obstacle dangereux pour l’aviation. A l’heure actuelle, les éoliennes dont la hauteur dépasse 60 m doivent être répertoriées.

Dans certains cas, l’éolienne peut interagir avec les ondes hertziennes parce que l’éolienne peut réfléchir ou diffracter ces ondes. Comme dans le cas du radar, il s’agit d’une perturbation passive et non pas d’un brouillage actif qui serait généré par les ondes électromagnétiques produites par l’éolienne. Le risque est que le signal envoyé par un émetteur soit « dévié » par une éolienne si bien qu’au niveau du récepteur du signal, on ait la superposition du signal direct et d’un signal dévié par une éolienne. La combinaison des deux contributions donne un signal perturbé. En pratique, une éolienne dont la hauteur totale correspond à la hauteur générale des obstacles naturels ou habituels ne créera pas de perturbation pour les faisceaux hertziens. Mais pas de panique, l’IPBT (Institut belge des services postaux et des télécommunications) et la RTBF sont systématiquement concertés dans le cadre de l’analyse des demandes de permis éoliens, de sorte que le risque de perturbation de votre programme télévisé préféré est aujourd’hui fortement minimisé.

Contraintes foncières

Dans bon nombre de cas, le développeur n’est pas propriétaire du terrain sur lequel il envisage une exploitation éolienne. Dans ce cas, l’exploitant passe un contrat avec le(s) propriétaire(s) du ou des terrain(s) pour pouvoir y réaliser leur projet éolien.

Dans un certain nombre de cas, des contraintes « de signature » peuvent grandement conditionner le projet. Les contraintes imposées par le(s) propriétaire(s) peuvent tant porter sur l’implantation des éoliennes que sur les caractéristiques du parc : nombre de turbines, puissance…

Les étapes d’un grand projet éolien

L’élaboration d’un grand projet éolien est un processus qui se réalise en plusieurs étapes. Au regard des différentes contraintes précitées et de l’importance du potentiel du vent, établir un projet complet demande beaucoup d’investissement en temps et en moyen, notamment pour réaliser les diverses études. Par conséquent, une première étape consiste à valider rapidement le bien-fondé de la démarche en évaluant une série de conditions de base que le projet doit au minimum respecter. Cela permet d’éviter d’engager trop de moyens dans un projet intrinsèquement non viable. Une fois cette étape de pré-faisabilité établie, on peut investir dans des études techniques plus poussées, c’est-à-dire des études de faisabilité, pour finalement aboutir à la finalisation du projet. Le projet ainsi défini, on passe au montage administratif qui donnera lieu à l’obtention d’un permis ou d’un refus d’implantation d’un parc éolien :

Préfaisabilité
Faisabilité
Finalisation du projet
Montage administratif
Obtention ou refus du permis

Les diverses étapes jalonnant le projet sont notamment définies dans des documents de référence développés par le Facilitateur éolien, l’APERe. Nous reprenons ci-dessous une description un peu détaillée de la phase de définition du projet avant le montage administratif.

Étude de pré-faisabilité

Sur base de la vitesse moyenne du vent sur le site sélectionné, on estime rapidement la production électrique de la future éolienne. En parallèle, on peut aussi estimer l’impact de la topographie et d’obstacles locaux sur la qualité du vent : si l’on se trouve sur un terrain plat ou non plat, si des obstacles naturels ou artificiels sont présents.

On peut vérifier si l’implantation est compatible avec les contraintes urbanistiques, avec la présence de zones habitées proche, avec la présence de zones protégées, …

Une étude de faisabilité, appelée étude d’orientation, est commandée au gestionnaire de réseau électrique pour évaluer la possibilité de raccordement, la puissance qui peut être raccordée ainsi qu’une estimation du prix de raccordement. Il s’agit, suivant le niveau de raccordement, du gestionnaire du réseau de transport (GRT) ou de distribution (GRD).

Consulter les organismes dont l’avis risque d’être sollicité par les autorités qui délivrent le permis d’implantation de l’éolienne. On pense par exemple à Belgocontrol, la Défense Nationale, aux Fonctionnaires Délégués et Techniques. De cette manière, on peut s’assurer que le projet ne recevra pas un avis négatif de la part de ces organismes plus tard dans le processus d’obtention du permis. Encore une fois, on peut ainsi éviter d’engager trop de forces dans un projet qui ne risque pas d’aboutir. Il s’agit d’un avis indicatif qui ne garantit rien sur l’avis officiel qui sera donné ultérieurement par ces institutions durant la phase administrative du projet. À noter que certains organismes ne donnent pas d’avis indicatif.

Étude de faisabilité

Une étude plus approfondie sur le potentiel éolien du site est réalisée. Ce potentiel est évalué sur base d’une campagne de mesure sur site bien qu’aujourd’hui les simulations numériques (via un logiciel de simulation numérique des écoulements environnementaux) sont privilégiées.

Une étude de détail sera commandée au gestionnaire du réseau électrique afin qu’il établisse les spécifications techniques du raccordement de l’éolienne au nœud du réseau fixé par l’étude d’orientation. Sur base des ces informations techniques, on peut faire établir un devis par une société spécialisée en électrotechnique pour réaliser le raccordement du parc éolien projeté.

Finalisation de l’étude

On passe à la phase dite de « micro-siting« . Il s’agit de déterminer le nombre, le type et les caractéristiques des éoliennes qui seront installées ainsi que l’emplacement exact de chaque turbine sur le terrain. On tient à la fois compte des informations collectées sur le potentiel du vent et des contraintes urbanistiques.

Un plan de financement est réalisé. Sur base du potentiel du vent, on peut estimer la rentabilité économique du projet. Cette étude tient compte des frais déjà engagés, de l’investissement dans les différentes éoliennes, leur installation et les frais de connexion au réseau électrique. En outre, les frais de maintenance ne seront pas négligés.

L’étude est ainsi finalisée, on peut ainsi rentrer dans la phase du montage administratif et la réalisation de l’étude d’incidence environnementale du projet.

Les étapes d’un petit projet éolien

Dans le cas d’un petit projet éolien, le montage d’un projet est fort heureusement moins lourd. Nous résumons ci-dessous les grandes étapes d’un tel projet. On passe au travers ces différentes étapes de manière séquentielle : une fois que la démarche est réalisée, on peut seulement passer à l’étape suivante (processus « go/no-go« ).

Les étapes d’un petit projet éolien :

1. Vérifier sa consommation électrique et la réduire. En amont de toute démarche, il faut maîtrise ses consommations par une utilisation rationnelle de l’énergie (URE). Énergie+ a typiquement été développé pour vous accompagner dans cette tâche.
2. Vérifier le coût de l’électricité du réseau auprès des fournisseurs.
3. Faire une estimation rapide de la production de l’éolienne, notamment sur base de la vitesse moyenne du vent sur le futur site d’implantation.
4. Faire une estimation rapide de la rentabilité du projet en intégrant les incitants fiscaux. Sur cette base, faire une comparaison avec les autres systèmes d’énergies renouvelables.
5. Vérifier si l’implantation d’une petite éolienne est compatible avec les prescriptions urbanistiques.
6. Mesurer le potentiel de vent de son site, c’est-à-dire la vitesse du vent durant une période d’au minimum plusieurs mois à, idéalement, un an. Il faut en outre vérifier la « qualité » de l’écoulement du vent sur le terrain en repérant les obstacles qui risquent de le perturber ou les modifications de relief qui risquent d’accélérer ou décélérer le vent localement. Il faut se référer aux règles de bonne pratique pour avoir une idée de cet impact. Finalement, sur base des mesures, on peut faire une estimation de la production électrique réalisable.
7. Choisir la taille de l’éolienne, son modèle ainsi que la hauteur du mât. La hauteur du mât est un aspect très important. C’est un point sur lequel il faut être particulièrement vigilant et intransigeant pour garantir le futur succès de votre installation éolienne.
8. Demande et obtention du permis de bâtir.
9. Suivant la puissance, notification ou demande de permis au Gestionnaire de Réseau de Distribution (GRD) pour la connexion au réseau électrique.
10. Commander l’éolienne.
11. Installation de l’éolienne.
12. Réception des travaux, notamment au niveau électrique et de la connexion au réseau.
13. Maintenance et surveillance du matériel durant toute sa durée d’utilisation.

Posted By : Laurent 23 Fév, 2010

Stockage et l’alimentation du bois-énergie

Avant d’alimenter la chaudière, le bois-énergie, qu’il soit sous forme de pellets ou de plaquettes, est d’abord acheminé vers un lieu de stockage, le silo. Ensuite un dispositif mécanique lui permettra de l’extraire de cette réserve pour ensuite être transporté jusqu’à la chaudière. La chaudière peut elle-même posséder un petit réservoir qui lui permet de ne pas devoir s’alimenter de manière continue à la réserve de pellets ou plaquettes.

Afin de généraliser notre propos, nous allons scinder ce processus en deux étapes :

D’une part, on analysera les systèmes de stockage suivant le conditionnement du bois, ainsi que les modes d’extraction suivant le stockage.
D’autre part, on analysera le dispositif de transport entre le local de stockage et la chaudière.

Ces développements n’ont pas pour vocation de former le lecteur au choix d’un dispositif de stockage et d’alimentation. En fait, il s’agit d’une tâche de spécialiste. Pour prendre une décision éclairée, il faut connaître les détails techniques et de prix de chaque dispositif. Ceux-ci dépendent du fabricant, du constructeur. En outre, ces techniques peuvent évoluer dans le temps.

La vue synthétique présentée ci-dessus a pour objectif de montrer la variété des solutions qui permettent de s’adapter à un très grand nombre de situations. Cela permet aussi de donner les éléments clefs de réflexion pour interagir avec les spécialistes de la question. Au travers des différentes configurations présentées, on s’aperçoit que les investissements et les aménagements sont plus ou moins lourds. D’un point de vue économique et technique, le stockage est un poste important du projet. Il aura un impact majeur sur sa faisabilité ainsi que sur sa viabilité économique.

Stockage

Pièce de stockage : pellets et plaquettes

On peut distinguer différents types de stockage pour les pellets et plaquettes. Généralement, on trouve une pièce de stockage, c’est-à-dire un silo. Cette pièce rectangulaire ou cylindrique est dissociée de la chaufferie et peut ne pas lui être voisine voire se situer à un niveau différent.

La pièce devra être conçue pour résister mécaniquement à la masse du bois et pour protéger le bois de l’humidité. En outre, elle devra être facilement accessible pour son réapprovisionnement. Ce dernier point sera traité plus tard.

On peut faire certaines distinctions entre les pièces de stockage, distinction qui aura un impact sur la méthode d’extraction du combustible :

Avec sol incliné : Dans ce cas, le sol est incliné dans la direction de l’admission de bois de la chaudière. Comme la chaudière est dans le prolongement direct du plan incliné de stockage, le dispositif d’extraction pourra être conçu de manière plus simple.
Avec sol horizontal : Tout l’espace est occupé au niveau du sol ce qui assure une optimisation de l’espace disponible. Par contre, le sol peut être à une hauteur différente de l’admission de combustible de la chaudière et le bois à extraire peut se situer n’importe où au niveau du sol de la pièce. En conclusion, le dispositif d’extraction devra être plus élaboré.

Illustration de deux organisations spatiales du local de stockage : la figure de gauche représente un local à sol horizontal alors que la figure de droite correspond au local avec un sol incliné.

Stockage des pellets

Les pellets offrent des possibilités de stockage supplémentaires. Cette flexibilité est est due à la grande faculté d’écoulement des pellets. Celui-ci est découle de leurs petites tailles et de leurs surfaces lisses.

Pièce de stockage

Toujours dans les pièces de stockage séparées, on peut maintenant ajouter une troisième catégorie :

Avec parois latérales inclinées ou en « V » : Dans ce cas de figure, les pellets sont dirigés naturellement sous l’effet de la gravité vers le centre de la pièce où les deux parois latérales se rejoignent. Cette particularité permettra de concevoir un dispositif d’extraction simple.

Illustration d’un local de stockage pour pellets avec parois latérales inclinées : ce principe garantit l’écoulement naturel des granulés vers le dispositif d’extraction (vis d’extraction).

Sac ou silo textiles à pellets

Il s’agit de silo en textile pré-assemblés par le constructeur. Ces sacs ont des de multiples avantages mais ont des volumes limités si bien qu’ils s’appliquent plutôt au secteur domestique et au petit tertiaire :

Plus de flexibilité sur la localisation du stockage. Les parois sont protégées contre l’humidité si bien qu’ils peuvent être placés dans des pièces humides, dans la mesure où le silo textile protège les pellets qu’il contient. Dans le même ordre d’idée, le silo pourra être directement placé dans la chaufferie si celle-ci possède un volume suffisant. Il ne faut donc pas prévoir une pièce spécifique pour le stockage. Le silo peut même être placé à l’extérieur du bâtiment s’il est protégé contre les intempéries et des rayons UV (qui peuvent altérer les propriétés des parois à long terme).
Facilité de montage. Dans la mesure où la fonction de stockage et d’extraction est réalisée de façon automatique par le silo préfabriqué. Le montage est relativement simple : il ne reste plus qu’à prévoir le transport entre le silo et la chaudière.

Illustration de silos textiles de stockage de pellets : la figure de gauche représente un silo textile placé dans un local de stockage tandis que la figure de droite correspond à un silo dans le local de chauffe.

Volume de stockage

On a déjà plusieurs fois évoqué le volume occupé par les différents conditionnements de bois pour une même quantité d’énergie. De cette analyse, il ressort qu’il faut un volume deux à trois fois plus important de pellets que de mazout, un volume dix à quatorze fois plus important de plaquettes. Les plaquettes sont donc caractérisées par un volume de stockage important qui aura un impact direct sur la zone de stockage.

Le tableau ci-dessous reprend les différents volumes de bois en fonction de la consommation annuelle d’énergie du bâtiment [kWh/an]. La première ligne est caractérisée par une consommation de 5 000 kWh/an, ce qui correspond approximativement à une maison passive où le chauffage des pièces et de l’ECS est couvert par le bois. Les hypothèses de calcul sont reprises dans la première ligne du tableau décrivant les entrées. En outre, on a uniquement supposé, pour l’estimation du volume de stockage, que l’on réalisait dix approvisionnements par an. Il est facile de déduire ces volumes pour un autre nombre d’approvisionnements. On a estimé qu’il fallait un volume total de stockage 1.5 fois plus important pour contenir 1 volume utile de bois.

Estimation du volume de stockage en fonction de la consommation annuelle

Besoin calorifique [kWh/an]	Litres de mazout: ~10 kWh/litre	M³ de gaz naturel : ~10 kWh/m³	Tonnes de plaquettes : ~3 900 kWh/tonne	Tonnes de pellets : ~4 600 kWh/tonne	Map de plaquettes : ~1 000 kWh/map	Map de pellets : ~3 500 kWh/map	Volume stockage plaquettes [m³] pour 10 approvisionnements: ~1.5 m³/map	Volume stockage pellets pour 10 approvisionnements [m³]: ~1.5 m³/map
5 000	500	500	1.28	1.08	5	1.42	0.75	0.21
10 000	1 000	1 000	2.56	2.17	10	2.85	1.5	0.43
15 000	1 500	1 500	3.84	3.26	15	4.28	2.25	0.65
20 000	2 000	2 000	5.12	4.34	20	5.71	3.0	0.86
50 000	5 000	5 000	12.82	10.86	50	14.28	7.5	2.14
100 000	10 000	10 000	25.64	21.73	100	28.57	15.0	4.3
200 000	20 000	20 000	51.28	43.47	200	57.14	30.0	8.6
300 000	30 000	30 000	76.92	65.2	300	85.71	45.0	12.8

Approvisionnement

La position de la zone de stockage ne peut être prise au hasard. Elle doit être compatible avec le dispositif d’approvisionnement des pellets et des plaquettes. Dans la pratique, cette contrainte est loin d’être négligeable.

Pellets

De manière générale, les pellets peuvent être vendus par sacs de 10 à 30 kg, par palettes d’une tonne et en vrac par camion souffleur.

Dans le cas du tertiaire, nous considérons ce dernier cas. En pratique, le camion est muni d’une citerne qui contient les pellets. Une fois arrivé à destination, il est muni d’un tuyau flexible qui permet de souffler les pellets dans la zone de stockage. Cette dernière est munie de bouches ou connexions de remplissage. Pour des volumes importants, plusieurs bouches peuvent être placées pour assurer un remplissage plus uniforme de la zone de stockage. En outre, les parois de la zone de stockage sont munies d’un revêtement anti-rebondissement pour ne pas briser les pellets. En effet, il faut que les pellets conservent leurs dimensions et leurs propriétés mécaniques pour que la combustion s’opère dans les meilleures conditions.

Pour que le tuyau flexible puisse atteindre le volume de stockage, il faut que les connexions de remplissage soient situées à maximum 30 m du camion souffleur. Il faudra donc s’assurer que la localisation du stockage soit compatible avec les possibilités d’accès du site.

Illustration de la distance maximale entre le camion souffleur et les conduits d’admission des pellets vers le silo (placés en façade).

Plaquettes

Comme pour le stockage, les plaquettes offrent moins de flexibilité. En effet, la zone de stockage doit être directement accessible par un charroi lourd, c’est-à-dire une remorque à benne ou une benne de tracteur. Cette contrainte spatiale est beaucoup plus sévère que pour les pellets. De nouveau, cela illustre bien qu’une analyse préalable de faisabilité est nécessaire avant de s’engager dans un projet tertiaire basé sur le bois-énergie.

Illustration de l’accessibilité du local de stockage des plaquettes par un charroi lourd (1ère figure).
Photographie de l’alimentation en plaquettes de la chaufferie de l’hôpital de Dave.

Extraction

Avant d’être transportés vers la chaudière, les pellets ou les plaquettes doivent être extraits du silo. La méthode est fortement liée au type de stockage :

Silo avec sol plat : Un déssileur racle le sol de la pièce et amène le bois au niveau d’une tranchée dans laquelle se trouve une vis sans fin d’extraction. Les éléments en bois viennent se placer entre deux pas de vis. La rotation de celle-ci amène ces éléments progressivement vers la sortie du silo. Comme le sol est la plat, la vis d’extraction est elle-même horizontale.
Silo avec sol incliné : On travaille toujours avec un déssileur et le principe reste le même. Comme le sol est incliné en direction de la chaudière, la vis intégrée au sol est directement alignée avec la chaudière. Par conséquent, si la vis est assez longue, elle peut directement alimenter la chaudière sans devoir ajouter de dispositifs particuliers.

Représentation d’un déssileur : la partie supérieure rotative racle le sol de la pièce et amène le bois au niveau d’une tranchée dans laquelle se trouve une vis sans fin d’extraction.

Silo avec parois latérales inclinée ou en « V » : Applicable pour les pellets, cette méthode permet d’éviter l’installation d’un déssileur. De par la forme des parois, les pellets s’écoulent naturellement vers la rigole contenant la vis d’extraction.
Silo textile : Le dispositif ad hoc est développé par le fabricant du silo textile.

Plancher tiroir : Idéal pour les locaux de grande surface.

Représentation simplifiée d’un système d’extraction basé sur un plancher tiroir.

Transport

Une fois extraits de la zone de stockage, les pellets ou plaquettes sont acheminés vers la chaudière. Celle-ci peut être voisine de la zone de stockage ou éloignée, au même niveau ou à niveau inférieur ou supérieur. Ces différents éléments conditionnent le type de système de transport. De nouveau, on verra que les pellets proposent plus de flexibilité que les plaquettes.

Alimentation pellets et plaquettes

Par vis d’alimentation inclinée : On peut atteindre directement la chaudière si la chaufferie est proche de la zone de stockage et au même niveau.

Illustration d’une vis d’extraction directement couplée à la chaudière : la disposition relative du sol du local de chauffage et de la chaudière permet de réaliser un couplage direct.

Par vis d’alimentation horizontale couplée avec vis montante à renvoi d’angle : La vis montante permet de monter les granulés ou plaquettes de plusieurs mètres (par exemple, maximum 3.5 m) pour atteindre la chaudière si la chaufferie reste proche de la zone de stockage.

L’alimentation de la chaudière se trouve à un niveau supérieur comparé au sol du local de stockage (et par conséquent du système d’extraction) : la vis montante à renvoi d’angle, illustrée sur la figure en dessous, permet de récupérer cette différence de niveau.

Exemple de vis d’alimentation avec renvoi d’angle sur le coté de la chaudière de l’hôpital de Dave.
Sur la figure de gauche, on a une vue détaillée de la connexion entre la vis d’alimentation et la chaudière : intercalé entre la fin de la rampe d’alimentation et la vis d’alimentation de la chaudière se trouve un dispositif coupe-feu (dans ce cas-ci, il s’agit d’une guillotine) et un réservoir d’eau pour éteindre la masse de bois non encore intégrée au foyer.

Par vis d’alimentation horizontale couplée à une conduite de chute : La conduite de chute permet de descendre les granulés ou plaquettes de plusieurs mètres pour atteindre la chaufferie si celle-ci reste proche de la zone de chauffage.

L’alimentation de la chaudière se trouve à un niveau inférieur comparé au sol du local de stockage (et par conséquent du système d’extraction) : la conduite de chute permet de descendre le combustible de niveau.

Autres alimentations possibles pour les pellets

Par aspiration : Les pellets sont aspirés dans un flexible dont la longueur peut aller jusqu’à une vingtaine de mètres. Cela permet d’alimenter une chaufferie distante ou située à un niveau supérieur. La chaudière se voit ajouter un réservoir supplémentaire de collecte pour l’admission des granulés. Cela permet aussi de faire fonctionner le transfert par aspiration de manière intermittente, ce qui minimise la consommation et les bruits durant la nuit. La méthode par aspiration marche aussi bien pour les pièces de stockage que pour les silos flexibles.

Dans le cas particulier des pellets, un dispositif de soufflage peut être mis en place, et ce, pour différentes configuration du local de stockage.

Posted By : Laurent 19 Fév, 2010

Chaudières bois-énergie

Remarque générale

termes de technologie, il faut noter que les différents conditionnements du bois influencent fortement la structure de la chaudière. Par conséquent, dans les développements ci-dessous, les différentes approches seront déclinées suivant le type de conditionnement.

De manière générale,

La température de retour de l’eau vers la chaudière au bois est limitée à une valeur minimale. Celle-ci dépend du modèle, mais un ordre de grandeur fréquent est de 50-60°C, comme pour les chaudières gaz ou mazout d’ancienne génération (c’est-à-dire, avant les chaudières basse température et à condensation). Cette caractéristique a une influence majeure sur le design de la boucle primaire qui sera conçue pour garantir une température de retour suffisante. Il y a lieu de garder ce paramètre en vue. Celui-ci est souvent communiqué par le constructeur.

La possibilité de modulation en puissance d’une chaudière au bois est souvent plus limitée qu’une chaudière au gaz voire de certains brûleurs au mazout. Cela a un impact sur la manière de dimensionner la chaudière : la logique de dimensionnement sera différente que pour les combustibles « traditionnels ».

Les chaudières à bûches

Les chaudières à bûches ont le désavantage de ne pas être entièrement automatisées si bien que leur emploi dans le secteur tertiaire soulève certains problèmes. Le facilitateur bois-énergie pour le secteur public, Francis Flahaux de la FRW, mentionne qu’il n’existe pas de projet à bûche en Wallonie. En fait, cette approche est bien adaptée pour le chauffage des maisons individuelles ou collectives et pour des bâtiments agricoles.

Exemples de chaudière à bûches.

Les éléments constitutifs de la chaudière à bûches sont la zone de remplissage, la zone de combustion ainsi que l’échangeur thermique. Cette distinction entre zones s’explique par leurs fonctions différentes. Les bûches sont placées manuellement dans la zone de remplissage. C’est dans cette zone qu’elles seront attaquées par l’air primaire. Les gaz riches générés par cette première phase, essentiellement du monoxyde carbone CO et de l’hydrogène H₂, sont ensuite acheminés vers la zone de combustion où l’oxydation complète est réalisée par l’air secondaire. Différentes configurations existent suivant la direction et l’agencement des flux d’air. On peut trouver une combustion montante, latérale ou inversée. Les gaz de combustion issus de la seconde étape, essentiellement de la vapeur d’eau et du CO₂, sont à haute température. Ils sont admis dans l’échangeur thermique pour réchauffer l’eau de la chaudière. Ce tirage se fait par un ventilateur situé en aval de l’échangeur.

En 2010, les rendements normalisés annoncés par les constructeurs oscillent entre 90 et 94 %. La plage de modulation oscillant quant à elle autour d’une puissance instantanée minimale de 30 à 50 % de la puissance nominale.

Les chaudières à pellets

Les chaudières à pellets sont bien adaptées pour les applications domestiques, tertiaires et industrielles. D’une part, le système d’approvisionnement peut-être entièrement automatisé, ce qui est toujours le cas dans le secteur tertiaire. Cela donne un confort d’utilisation comparable aux chaudières mazout ou gaz. D’autre part, le bois se trouve sous forme compactée si bien qu’il demande le volume de stockage le plus faible parmi les différents conditionnements du bois.

Exemples de chaudière à pellets. Pour la dernière figure, illustration par une coupe dans une chaudière à pellets. On distingue clairement la couche d’isolation pour limiter les pertes vers la chaufferie, le foyer ainsi que la vis d’alimentation situés en bas et surplombés par l’échangeur. En bas à gauche, une porte permet d’accéder au cendrier.

Comme pour les bûches, la combustion se fait en deux étapes séparées, ce qui influence la structure de la chaudière. Au départ, les pellets sont acheminés vers le foyer. Cela se fait généralement par un système de vis sans fin, mais on trouve aussi des systèmes où les pellets tombent dans le foyer. C’est au niveau du foyer que se passe la phase primaire de combustion.

Illustration d’une typologie de foyer à pellets où les pellets sont amenés via une vis sans fin par le dessous et l’air primaire est injecté latéralement par une série de trous percés dans un anneau.

Illustration de deux autres typologies différentes de foyer à pellets : la première figure correspond à une alimentation via une vis sans fin tandis que la dernière image montre des pellets qui tombent dans le foyer.

De nouveau, cette phase dégage des gaz riches, essentiellement du CO et de l’hydrogène H₂, qui se déplacent vers la zone dite de « post-combustion » où ces gaz subissent leur oxydation complète par l’air secondaire. La séparation en deux étapes permet de les contrôler indépendamment, permettant ainsi d’optimiser le processus de combustion (c’est-à-dire, obtenir les meilleurs rendements et minimiser l’émission de gaz nocifs).

Les gaz de combustion à haute température traversent l’échangeur thermique pour céder leur chaleur à l’eau de la chaudière. Ce déplacement est généré par un ventilateur situé en aval de l’échangeur.

Vue du haut d’un échangeur vertical avec un système de ressorts pour racler les dépôts. Au centre, on trouve la zone de post-combustion où une série d’injecteurs placés en anneau fournissent l’air secondaire de combustion.

En 2010, les rendements normalisés annoncés par les constructeurs pour les chaudières basse température oscillent typiquement entre 90 et 94 %. La plage de modulation oscillant quant à elle autour d’une puissance instantanée minimale de 20 à 30 % de la puissance nominale. Nous n’avons pas de rendement nominal à notre disposition pour les chaudières pellets à condensation.

Les chaudières à plaquettes

Les chaudières à plaquettes sont elles aussi bien adaptées pour le secteur tertiaire et industriel. En effet, l’entièreté du processus d’approvisionnement est toujours automatisé de même que le nettoyage des tubes de l’échangeur et le décendrage. Néanmoins, il ne faut pas perdre de vue que le volume de stockage pour les plaquettes est plus important que pour les pellets.

Exemple de chaudière à plaquettes.

La chaudière à plaquettes est organisée de manière identique à la chaudière à pellets. On retrouve le foyer et son alimentation en combustible et en air primaire, la chambre de « post-combustion » pour l’oxydation avec l’air secondaire ainsi que l’échangeur thermique.

Les chaudières à plaquettes sont souvent capables de brûler aussi bien des plaquettes que des pellets, et ceci, dans de bonnes conditions. Néanmoins, l’inverse n’est pas vrai : les chaudières à pellets ne peuvent gérer efficacement les plaquettes.

En 2010, les rendements normalisés annoncés par les constructeurs oscillent typiquement entre 88 et 92 %. La plage de modulation oscillant quant à elle autour d’une puissance instantanée minimale de 30 à 50 % de la puissance nominale.

Les chaudières industrielles

Les chaudières industrielles sont caractérisées par des puissances importantes et une plus grande souplesse sur la nature et la qualité du combustible exigé. Elles sont souvent proposées pour des puissances supérieures à ~150 kW. Ces chaudières peuvent brûler indifféremment des plaquettes et des pellets industriels (qui obéissent à des normes moins strictes que les pellets pour application domestique).

Exemples de chaudière industrielle avec une grille de combustion : tournante (image de gauche) et rectiligne (image de droite).

Dans cette catégorie de chaudières pour le tertiaire, on trouve essentiellement la combustion sur grille qui permet de brûler du bois présentant des granulométries différentes. De nouveau, on trouve une zone de combustion pour l’oxydation avec l’air secondaire et l’échangeur de chaleur.

Direction de la flamme par rapport à l’alimentation de la grille en fonction de la géométrie de la chaudière et de l’arrivée d’air primaire : combustion à contre-courant (figure de gauche), à co-courant (figure centrale) et latérale (figure de droite).

Exemple de chaudière industrielle de 1MW de l’hôpital de Dave brûlant des plaquettes. La première vue représente une vue globale de l’installation. La deuxième photographie montre l’ouverture sur le foyer (les flammes sont maintenues à l’intérieur, car le foyer est mis en dépression par le ventilateur d’extraction). La troisième photographie montre la combustion sur la grille.

Équipements de l’installation

Échangeur de chaleur

L’échangeur de chaleur est un élément constitutif récurrent des différents types de chaudière. Son objectif est de transférer la plus grande partie de l’énergie des gaz de combustion à haute température vers l’eau de la chaudière. Cette eau réchauffée sera ensuite acheminée vers le circuit de chauffage.

Généralement, les chaudières ne refroidissent pas les gaz de combustion jusqu’à la condensation de la vapeur d’eau contenue dans les fumées. Le soufre contenu dans l’eau condensée provoquerait la corrosion de l’échangeur. Néanmoins, certains fabricants présentent des chaudières à condensation. Dans ce cas, l’échangeur thermique est adapté pour supporter cette étape supplémentaire, par exemple en travaillant avec de l’acier inoxydable. Si la condensation n’est pas prévue, le circuit hydraulique devra être conçu pour maintenir la température de retour à un niveau suffisant pour éviter cette condensation.

En outre, l’échangeur doit être conçu pour éviter son encrassement. En effet, des cendres volantes ainsi que des suies sont présentes dans les fumées. Généralement, elles viennent s’agglomérer ou se condenser sur les points froids de la chaudière et donc particulièrement dans l’échangeur thermique (puisque sa fonction est de diminuer la température des fumées).

Différentes solutions sont présentées par les constructeurs. On pense notamment à la disposition des canaux de l’échangeur de manière verticale pour permettre l’écoulement naturel des crasses. Certains constructeurs ont équipé les canaux des échangeurs d’éléments métalliques, typiquement des ressorts spéciaux, qui viennent racler la surface de l’échangeur et ainsi assurer son nettoyage (voir figure du zoom sur l’échangeur dans la section sur les chaudières à pellets). Suivant les modèles cette procédure peut être réalisée automatiquement, par exemple sur une base quotidienne ou, mieux encore, sur base d’un nombre d’heures de fonctionnement. De manière moins souple et peu adaptée pour le tertiaire, la procédure peut être réalisée manuellement via une manette qui actionne le jeu de ressorts.

Zoom sur la face avant de la chaudière de l’hôpital de Dave : on voit ici une série d’actionneurs pneumatiques qui permettent de racler les canaux horizontaux de l’échangeur de chaleur.

Cendrier

Les cendres sont un produit naturel de la combustion. Qu’elles proviennent du foyer ou du nettoyage de l’échangeur thermique voire des filtres à fumées, une bonne conception de chaudière les fera aboutir dans un cendrier sous l’effet combiné de la gravité et de dispositifs mécaniques (comme une vis sans fin).

Suivant la teneur en minéraux du bois-énergie qui est à l’origine de la formation des cendres et de la consommation, le volume de cendres généré est plus ou moins important. Souvent, le volume du cendrier est fixé par le constructeur si bien que la fréquence de vidage du cendrier dépend des applications. Pour fixer les idées, on parle de décendrages espacés de deux semaines jusqu’à un seul décendrage par saison de chauffe. Les variations sont donc assez conséquentes, mais restent suffisamment espacées pour garantir le confort d’utilisation. Pour fixer les idées, le taux de cendres est d’approximativement 0.5% du poids avec des granulés jusqu’à 2 voire 3% pour des bois plus minéralisés (par exemple, contenant beaucoup d’écorces).

Pour garantir le caractère renouvelable de la combustion du bois, les cendres doivent être idéalement restituées à la nature. Il s’agit en effet de minéraux qui ont été prélevés au sol durant la croissance de l’arbre. Il est donc logique de restituer ces éléments pour avoir un bilan écologique le plus neutre possible. Néanmoins, à l’heure actuelle, la législation en région wallonne n’autorise pas les épandages en forêt et, pour l’agriculture, les cendres doivent être analysées et agrées par l’AFSCA pour pouvoir intégrer un amendement agricole.

Si le bois est sain, l’épandage ne pose pas de gros problèmes techniques. Par contre, si le bois est pollué, les cendres peuvent contenir des produits toxiques, par exemple du Plomb ou de l’Arsenic. Il n’est dès lors pas question de répandre ces cendres polluées directement dans la nature.

Ballon tampon et cycle de production

Dans les cas des chaudières au bois, on intercale parfois un ballon tampon entre la chaudière et le circuit primaire de chauffage.

Les chaudières au bois présentent des cycles de fonctionnement relativement longs, c’est-à-dire l’espace de temps entre la première injection de combustible et l’arrêt de fonctionnement de la chaudière. Pour les applications domestiques, on parle d’une demi-heure pour les chaudières à pellets et d’une heure pour les chaudières à bûches. Si on veut travailler sur des cycles de production plus courts, la qualité de la combustion sera dégradée significativement. Cette caractéristique est liée à la physique de la combustion du bois. En conclusion, on peut synthétiser que la chaudière doit fonctionner pendant une durée minimale pour travailler de manière efficace.

Les chaudières possèdent une modulation de puissance, c’est-à-dire que la puissance instantanée peut être inférieure à la puissance nominale de chaudière. Certains modèles de chaudière bois-énergie peuvent avoir une plage de modulation d’au maximum 25 à 100 %. Par exemple, une chaudière de 25 kW pourrait avoir une puissance instantanée minimale proche de 6 kW. Cette modulation permet de s’adapter aux besoins thermiques instantanés du bâtiment. Au mieux, on a une production de chaleur qui est égale à la chaleur consommée par le bâtiment. Dans ce cas, la chaudière fonctionne sur base de cycles de production longs. Tout se passe alors pour le mieux : on obtient un fonctionnement continu synonyme de meilleur rendement ainsi qu’un minimum de gaz nocifs produits.

La réalité est malheureusement un peu plus complexe. Suivant les saisons, l’ensoleillement voire l’occupation du bâtiment, les besoins de chaleur de celui-ci seront fort variables. Les puissances demandées pour chauffer le bâtiment peuvent varier à la fois en amplitude, mais aussi dans le temps. À certaines périodes, le besoin d’énergie du bâtiment peut être trop faible pour absorber toute l’énergie produite par un cycle de combustion de la chaudière au bois, même si la durée du cycle est limitée au minimum. En outre, on ne veut engendrer aucune surconsommation : on ne veut pas rejeter la puissance excédentaire ou surchauffer le bâtiment. Ces aspects sont traités dans la partie relative au dimensionnement des chaudières au bois.

Si on ne peut absorber raisonnablement la quantité minimale d’énergie produite par une chaudière, une solution est d’intercaler un ballon tampon entre la chaudière et le circuit primaire de chauffage. Le volume du ballon est dimensionné pour absorber une bonne partie de l’énergie d’un cycle minimal de combustion, si bien que la chaudière est assurée de fonctionner dans des conditions optimales. L’énergie qui n’est pas consommée instantanément par le bâtiment est stockée dans le ballon. Ensuite, une fois la chaudière éteinte, le circuit de chauffage vient s’alimenter dans cette réserve de chaleur au rythme des demandes du bâtiment. Le ballon tampon permet de « temporiser ». Ce ballon permet de faire un découplage entre le rythme de la chaudière et le rythme des demandes du bâtiment. D’un côté, la chaudière peut fonctionner sur base de cycles suffisamment longs, indépendamment de la demande du bâtiment. D’un autre côté, le bâtiment peut toujours être chauffé à la bonne puissance et au bon moment. On a une combustion efficace et aucune surconsommation. Au pire, on a les pertes du ballon tampon.

Installation avec chaudière industrielle de 230 kW de l’école IND à Saint-Hubert. On trouve à gauche la chaudière (en jaune) et le ballon tampon associé (en gris). On voit aussi les conteneurs de cendres (« poubelles » métalliques en gris à gauche de l’image).

Découvrez ces exemples de chaudières bois ou pellets : la chaudière à pellets à la résidence 3e âge « Aux Lilas » de Bonlez, le chauffage urbain au bois de Libin et le chauffage au bois à l’hôpital de Dave.

Posted By : Laurent 17 Fév, 2010

Bois-énergie : les points clés

Origines et conditionnement

Cette section est essentiellement issue des dossiers réalisés par Valbiom sur la filière bois-énergie. Ces documents sont disponibles sur le portail énergie de la Région Wallonne. Néanmoins, certains dossiers sont essentiellement destinés au secteur domestique.

Avec une superficie forestière de 544 800 ha équivalents à 32% du territoire, la Wallonie présente d’importante ressources en combustibles biomasse (En 2017, Les combustibles biomasse wallons représentent 76% de l’énergie renouvelable wallonne((La place des bioénergies en Europe, Belgique et Wallonie – Valbiom – décembre 2017))). Cependant, ces ressources ne peuvent être exploitées d’une manière raisonnée, traçable et durable qu’à travers la structuration de ce potentiel au sein d’une filière professionnelle.

D’où vient le bois ?

Le bois destiné à la production d’énergie peut avoir plusieurs origines. D’une part, il peut s’agir de bois directement coupé dans des exploitations forestières pour des applications énergétiques (typiquement le chauffage au moyen de bûches). D’autre part, il peut s’agir de sous-produits, aussi appelés « produits connexes » :

Sous-produits issus l’exploitation forestière, exploitation dont le produit principal sert à alimenter l’industrie. Il s’agit de sciures, de copeaux, d’écorces, de plaquettes voire de chutes diverses.

Sous-produits issus de la première transformation du bois, par exemple au sein de scieries ou des entreprises de déroulage du bois. Ces sous-produits peuvent se trouver sous forme d’écorces, de sciures, de plaquettes ainsi que de chutes diverses.

Sous-produits issus de la deuxième transformation du bois, notamment dans les menuiseries et les fabriques de panneaux. Il s’agit de copeaux, de sciures et de chutes diverses.

Sous-produits issus de l’entretien des routes, des voies de chemin de fer, des haies ainsi que des arbres isolés. Les volumes générés sont non-négligeables. Généralement, on exploite les grumes, c’est-à-dire le tronc d’arbre abattu dont on a coupé les branches, mais qui est toujours recouvert de son écorce, les tiges étant broyées sur place.

Bois en fin de vie issu de la démolition (bois de rebut), souvent sous forme de plaquettes. Dans ce cas de figure, il faut distinguer le bois propre d’un bois traité. Par bois traité, on entend un bois imprégné par un produit de conservation du bois (PCP ou autre) ou un bois qui a été recouvert sur sa surface (par du PVC ou autre). Bref, tout élément exogène qui rend le bois impur et risque de le rendre impropre à la combustion.

Sous quelle forme ?

Les bûches

Les bûches sont principalement utilisées pour les applications domestiques étant donné que leur usage demande une certaine manutention, une charge socio-économique rarement compatible avec les applications privées ou publiques de grands bâtiments ou de logements collectifs. Pour avoir une vue globale, la thématique des bûches est reprise dans Énergie+ bien qu’il soir fort improbable de retrouver des bûches dans le domaine tertiaire, le secteur cible d’Energie+.

Les bûches viennent principalement de l’exploitation de taillis ou de la récupération des houppiers (c’est-à-dire la tête des troncs d’arbre, toute la partie supérieure au fût). Le tronc est quant à lui destiné à la scierie pour une exploitation industrielle. En fait, on utilise pour le chauffage le bois qui n’a pas la qualité ou les dimensions suffisantes pour un usage industriel, on pense notamment à la menuiserie et à la production de panneaux.

Illustration des différentes parties d’un arbre lors de sa valorisation.

Le bois peut être vendu dans un conditionnement plus ou moins fini :

Sur pied : l’acheteur devra réaliser ou faire réaliser la coupe du bois par ses propres moyens ainsi que son conditionnement.
En « bord de route » : le vendeur aura préalablement abattu l’arbre et l’aura débardé (pour l’amener au lieu de chargement).
Débité : le tronc aura été préalablement découpé.
Conditionné en stère (c’est-à-dire un volume d’un m³).
Séché à l’abri jusqu’à deux ans.

Plus le conditionnement sera fini, plus le coût sera élevé. Il y a moyen de réaliser des économies substantielles en réalisant une des ces étapes soi-même. Néanmoins, il faut pouvoir assurer ces tâches et disposer d’une zone de stockage qui peut être non négligeable. Encore une fois, on conçoit facilement de réaliser de telles tâches pour une application domestique alors que c’est pratiquement exclu pour les autres contextes.

Conditionnement en stère

Les bûches sont généralement conditionnées en stère. Il s’agit d’un volume d’ 1m x 1m x 1m dans lequel sont empilées des bûches. Suivant la longueur des bûches, leurs formes ainsi que leur régularité, on va pouvoir entasser plus ou moins de bûches dans ce même volume. Comme les bûches sont vendues par stère, il faut donc être vigilant sur leur condition d’empilement. D’une part, cela dépend de la qualité géométrique du bois (longueur, régularité et forme) mais aussi la rigueur avec laquelle on a empilé les bûches.

Illustration de la relation entre le volume apparent et le conditionnement du bois : évolution du volume apparent occupé en fonction de la longueur de la découpe. En prenant au départ 1 m³ de bois coupé sur 1m, on trouve in fine 0.7 m³ de bois coupé en 33 cm.

Pour quantifier cela, on définit le coefficient d’empilage qui est le volume de bois plein présent dans un stère :

CE = m³_bois _plein/m³_apparent = m³_{bois plein}/stère

Le tableau suivant donne un bon aperçu des variations possibles sur le coefficient d’empilage et de leur impact sur la quantité de bois plein présent au sein d’une stère. En reprenant nos considérations sur le *PCI, on voit bien que ce potentiel d’énergie par unité de masse est indépendant de l’essence. Par contre, le PCI par stère dépend à la fois de la masse volumique et du coefficient d’empilage qui sont bien fonction de l’essence.

*PCI : pouvoir calorifique inférieur.

Tableau 1 : Influence du coefficient d’empilement et de l’essence sur les propriétés énergétiques d’une stère de bûches.

Essence HR de 20 La d	Coefficient d’empilage [m³/stère]	Masse volumique [kg/m³]	Masse volumique [kg/stère]	Pouvoir Calorifique Inférieur [kWh/kg]	Pouvoir Calorifique Inférieur [kWh/stère]
Chêne	0.46 à 0.68	725	334 à 493	3.9	1 302 à 1 922
Hêtre	0.58 à 0.77	725	421 à 558	3.9	1 641 à 2 176
Epicéa	0.62 à 0.76	425	264 à 323	3.9	1029 à 1 259

La définition de corde n’est pas standardisée.

Les filières de production du bois-bûche en Wallonie

Selon Valbiom, la filière de valorisation de bois-bûche est faiblement organisée puisque les producteurs sont, d’une part nombreux, et d’autre part, exercent parfois cette activité d’une manière complémentaire à une activité de valorisation forestière principale. Il s’avère donc moins fiable de récolter une information chiffrée et précise sur leur activité.

Cependant, les tendances démontrent que cette filière commence à se structurer. En effet, la production ne vise pas uniquement à répondre aux besoins de chauffage domestique, mais aussi à fournir du bois-bûche pour attirer de nouveaux clients dans le secteur industriel.

Sans une professionnalisation de cette filière en Wallonie, la production de bûches de qualité sera toujours coûteuse et demandera beaucoup de main-d’œuvre.

Les plaquettes

Exemple de plaquettes.

Source : www.valoris-environnement.fr.

Les plaquettes sont obtenues par le broyage du bois. Elles sont obtenues à base de sous-produits d’exploitation forestière (par exemple, de houppiers), de déchets issus de la transformation du bois voir de l’entretien des routes ou voies ferrées ainsi que des espaces verts. En outre, cela permet de valoriser ces déchets et de ne pas payer pour s’en débarrasser.

C’est un conditionnement typique pour les applications dans le tertiaire ou l’industrie en chaufferie automatique. En effet, aucune manutention n’est plus nécessaire : le broyage en plaquettes permet d’automatiser tout le processus, à partir du transport jusqu’à l’alimentation de la chaudière.

Le gabarit de ces plaquettes de forme plus ou moins parallélipédique peut varier suivant l’appareil de broyage. Seule la longueur peut être réglée, généralement, elle est comprise entre 15 et 30 mm.

Elles sont obtenues en broyant du bois vert ou légèrement ressuyé. Les plaquettes présenteront alors une humidité relative autour de 50 % qui diminuera rapidement lors du stockage à cause de phénomènes de fermentation qui réchauffent le tas. C’est ce phénomène de fermentation aérobie qui assure le séchage qui dure généralement de 3 à 6 mois. Un emploi efficace nécessitera une phase de séchage sous abris et sur dalle (pour éviter les remontées d’humidité) pour atteindre une humidité de 20 à 25 %. Les plaquettes peuvent aussi être obtenues en broyant du bois qui a été préalablement séché. Dans ce cas, on peut atteindre 20 % d’humidité relative.

Exemple de séchage de plaquettes (Combubois à Sainlez).

Il est important de savoir que les plaquettes doivent avoir atteint un taux d’humidité inférieur à 30 % avant d’être stockées de manière viable sur une longue durée dans un silo fermé. Si l’humidité est trop élevée, le bois pourrait subir un phénomène dit de seconde fermentation qui engendrerait la dégradation des plaquettes (formation de méthane, de champignons ou de sucre). Ce phénomène pourrait même détériorer la chaudière lors de la combustion, et, in fine, alourdir la facture d’entretien. Cela met en évidence l’importance de la teneur en eau lors de l’achat de plaquettes. Dans certaines applications, certaines technologies de chaudières peuvent fonctionner avec des plaquettes vertes.

Mètre cube Apparent de Plaquettes (map)

De manière analogue à ce qu’il a été expliqué pour les bûches, un tas d’1 m³ de plaquettes ne contient pas 1 m³ de bois plein. En fait, il y a beaucoup de vide entre ces plaquettes. Un mètre cube apparent de plaquettes, map en abrégé, correspond à un m³ du tas de plaquettes. Dans ce mètre cube, on ne trouve approximativement que 0.4 m³ de bois plein et par conséquent, 0.6 m³ d’air.

1 m³ de bois plein est approximativement égal à 2.5 map de plaquettes.

L’essence du bois à la base des plaquettes a aussi sont importance dans la mesure où il conditionne la masse volumique. Suivant la valeur de la masse volumique, on aura plus ou moins de kg de bois dans notre map. En reprenant nos considérations sur le pouvoir calorifique inférieur (PCI), on a montré que c’est la masse volumique et l’humidité qui importent pour la détermination du pouvoir calorifique. Le tableau suivant donne un ordre de grandeur.

HR de 30 %	Coefficient d’empilage [m³/map]	Masse volumique [kg/m³]	Masse volumique [kg/map]	Pouvoir Calorifique Inférieur [kWh/kg]	Pouvoir Calorifique Inférieur [kWh/map]
Plaquettes	0.4	625	250	3.3	825

Qualité et labels

Les plaquettes peuvent être de qualité différente en fonction de l’essence ainsi que de l’humidité. Les appareils de combustion ainsi que les distributeurs de plaquettes utilisent essentiellement deux chiffres pour qualifier les propriétés physiques des plaquettes. La teneur en eau en % est spécifiée après la lettre W suivie de la taille de la plaquette en mm après la lettre G : une plaquette G30 W50 correspond à des plaquettes de 30 mm à une humidité de 50 % (bois vert) alors que G30 W20 correspond à des plaquettes séchées dont l’humidité est descendue à 20 %.

On fait parfois référence au label autrichien ÖNORM M 7133 pour certifier les propriétés physiques d’un lot de plaquettes et ceci pour les applications domestiques ou de puissance inférieure à ~150 kW. Beaucoup de fabricants de chaudières se retranchent derrière ce critère de qualité pour garantir les performances et la viabilité de leur matériel (la chaudière, mais aussi le système d’alimentation). Néanmoins, pratiquement aucun fournisseur belge de plaquettes n’est certifié pour cette norme. Heureusement, beaucoup de producteurs ont des plaquettes qui ont des propriétés conformes ou proches de ce standard, mais il n’y a pas véritablement de procédure de contrôle de qualité. Dans ce cadre, il est intéressant de connaître le producteur de plaquettes ou d’engager la responsabilité du fournisseur sur la qualité de ses plaquettes dans le contrat d’approvisionnement (essentiellement sur la granulométrie G et sur la teneur en eau W).

Les filières de production des plaquettes en Wallonie

Les producteurs de plaquettes forestières en Wallonie sont majoritairement des agriculteurs ou des exploitants forestiers qui possèdent déjà un tracteur et un accès à la ressource bois. Ils profitent d’une période creuse pour produire et commercialiser des plaquettes.

Jusqu’à présent, 19 producteurs et/ou fournisseurs de plaquettes de chauffage sont recensés par ValBiom. L’estimation de la capacité annuelle de production reste relative et tourne autour de 100.000 t en 2018.

Le bois densifié : pellets, bûchettes et briquettes

Le bois densifié est produit à partir de sous-produits de bois de petite dimension, principalement de la sciure. Pour les briquettes et bûchettes, d’autres éléments peuvent être utilisés, comme des copeaux. Après une phase de séchage, le bois est compressé pour produire un matériau dense et homogène.

Aucun liant n’est ajouté au bois pour assurer la cohésion de la matière densifiée. En effet, la compression engendre une montée importante de la température conduisant à la détente et la plastification de la lignine, un polymère naturellement présent dans le bois. Une fois refroidie, cette lignine assurera le rôle de liant naturel de la matière densifiée.

La densification du bois va augmenter son pouvoir calorifique par m³. D’une part, sous l’effet de l’augmentation de la masse volumique : on trouve plus de masse de bois dans un même volume, d’autre part, sous l’effet de la phase séchage qui va réduire l’humidité relative autour de 10 %, ce qui est bien en dessous de ce que l’on peut obtenir en réalisant un séchage du bois à l’air libre. En conclusion, la densité énergétique du bois densifié est significativement plus importante. Le volume de stockage demandé pour un même besoin énergétique sera donc plus faible que pour les bûches ou les plaquettes. En outre, l’énergie requise pour réaliser le transport est liée au PCI/m³ étant donné qu’un camion sera essentiellement restreint par le volume de matière qu’il pourra charger. A distance de déplacement égale, le coût énergétique du transport est donc moindre pour du bois densifié.

Le produit fini peut être sous forme de :

pellets, des granulés de diamètre de 6 à 12 mm pour une longueur allant jusqu’à 20 mm. Dans ce cas, les petites dimensions ainsi que les surfaces lisses des pellets permettent un certain écoulement de la matière et donc une automatisation complète de l’alimentation ainsi que de la chaîne d’approvisionnement. En 2009, 7 producteurs de pellets étaient actifs en Wallonie dont un pour l’usage industriel. Une liste de producteurs et de distributeurs de pellets élaborée par Valbiom est disponible sur le site internet de l’énergie de la Région Wallonne. Les pellets sont vendues non pas par unité de volume, mais suivant la masse : en tonne ou en kg.

Exemple de pellets

briquettes (sous forme de briques) et bûchettes (sous forme de bûches), de 5 à 10 cm de largeur ou de diamètre pour 10 à 20 cm de longueur. Vu les dimensions, l’automatisation n’est pas possible, l’application au domaine tertiaire doit donc être mise question. D’ailleurs, le facilitateur tertiaire pour le bois-énergie, Francis Flahaux (FRW), pour le secteur public considère que cela ne s’applique pas du tout pour le tertiaire. Certains modèles semi-automatiques existent. Dans ce cas, la chaudière contient un réservoir alimenté manuellement dans lequel un volume de briquettes peut être stocké, ce qui assure une certaine autonomie. Ces briquettes seront concassées avant d’être acheminées vers la chambre de combustion. Il n’en reste pas moins que la taille de ce réservoir est limitée, cela s’applique à des installations de faible puissance, une phase de manutention étant toujours nécessaire.

Exemple de bûchettes

Qualité et labels

Le bois peut être densifié avec plus ou moins de soin, suivant le choix de la matière première ainsi que son humidité. Il en résulte que la qualité du produit fini peut-être plus ou moins bonne. Les principales propriétés recherchées sont la résistance à l’abrasion, notamment pour les phases de transport et de manutention, ainsi que la conservation durant le stockage. Durant l’achat de bois-énergie densifié, il faudra comparer les prix, mais aussi tenir compte de la qualité du produit.

Il n’existe pas de norme au niveau belge sur la qualité des pellets. Les producteurs et fournisseurs de pellets font référence à des normes de qualité étrangère. En effet, on entend souvent parler de normes allemandes DIN 51731 et DINplus, de la norme autrichienne ÖNORM M 7135 ou de la norme française NF qui donnent les caractéristiques physiques des pellets et la manière de le déterminer. Depuis quelques années, la norme allemande DINplus est devenue le standard imposé par la majorité des constructeurs de poêles et chaudières. En outre, cette qualité peut aussi être requise par les systèmes d’alimentation et pas uniquement les chaudières elles-mêmes.

La standardisation des pellets permet l’automatisation et le réglage des appareils de combustion. Tous les producteurs de pellets ne font pas certifier leurs produits dans la mesure où cela peut demander beaucoup de temps et d’argent. Cela ne veut pour autant pas dire que les pellets non certifiés ne sont pas de bonne qualité. Néanmoins, aucune garantie ne peut être donnée sur cette qualité. Dans ce cas de figure, il vaut mieux connaître le producteur. Certains respectent les standards de la norme DINplus sans pour autant être passés par la procédure officielle de certification. En effet, des analyses légales peuvent toujours être faites par des laboratoires agrées. La nuance peut être comprise dans une formulation différente dans la description de leur produit : pellets « conformes » DINplus au lieu de pellets « certifiés » DINplus.

En 2012 est apparue au niveau européen une norme visant à contrôler la fabrication, l’entreposage ainsi que la qualité des granulés de bois. Cette norme a été développée par l’European Pellet Council, organisme regroupant les associations nationales du secteur des pellets. La norme ENplus intègre 2 classes en fonction de différents critères de qualité : la classe A1, la plus stricte et la classe A2 qui diffère notamment par une tolérance plus élevée au niveau du taux de cendres. Toutes les informations sur cette norme sont disponibles sur le site officiel ENplus : http://www.enplus-pellets.eu/.

Au niveau des volumes de stockage ainsi que de transport, retenons que pour un même contenu énergétique, ce sont les plaquettes qui prennent le plus de place (600 à 1 000 kWh/map). Ensuite viennent les bûches avec un volume approximativement deux fois moindre (1 500 à 2 000 kWh/stère). Finalement, on arrive aux pellets où l’on peut de nouveau diviser par deux le volume (3 200 à 3 500 kWh/map). Il faut mettre ces chiffres en relation avec le PCI d’un litre de mazout qui vaut approximativement 10 kWh, c’est-à-dire ~10 000 kWh/m³. En conclusion, pour obtenir le même contenu énergétique qu’un mètre cube de mazout, vous avez besoin de ~3 map de pellets, ~6 stères de bois et approximativement 12 map de plaquettes. Cela donne une bonne idée du volume de stockage que cela nécessite si l’on connaît la fréquence d’approvisionnement. La durée de l’autonomie peut varier fortement d’un projet à l’autre, d’un secteur à l’autre. Un bon ordre de grandeur pour le secteur tertiaire est une autonomie de 1 mois.

Comparaison indicative des combustibles-bois : source Valbiom (comprenant documents ADEME 1999, Carré et al. 1991)

	Origine	Automatisation	PCI (moyenne)	Humidité sur masse brute	Masse volumique	Energie volumique
Bûches	Rémanents forestiers (feuillus) et taillis.	Non	2 100 à 3900 kWh/t	20 à 50 %	250 à 600 kg/stère	1 500 à 2 000 kWh/stère
Bûches	Entretien de haies ou de bords de route.	Non	2 100 à 3900 kWh/t	20 à 50 %	250 à 600 kg/stère	1 500 à 2 000 kWh/stère
Plaquettes	Broyage de rémanents lors d’exploitation forestière.	Oui	2 200 à 3 900 kWh/t	20 à 50 %	180 à 400 kg/map³	600 à 1 000 kWh/map
	Broyage lors d’entretien de haies ou de bords de route.
	Broyage de sous-produit de l’industrie de transformation du bois.
	Bois de rebut.		3 300 à 3 900 kWh/t	20 à 30 %	170 à 270 kg/map³	600 à 950 kWh/map
Pellets	Densifié à partir de sciure séchée.	Oui	4 600 kWh/t	8 à 12 %	700 à 750 kg/map³	3 200 à 3 500 kWh/map

Les filières de production du bois densifié

Il existe 7 sites de production de pellets en Wallonie et 12 sur l’entièreté du territoire belge en 2017.

En ce qui concerne la production en granulation, l’augmentation de la capacité de production s’est accélérée, passant à 270.000 t/an en 2007, à 650.000 t/an en 2017, dont 75% concernait uniquement la production effective de pellets.

Quant aux briquettes et bûchettes de bois densifiées, il existe en 2017 5 producteurs en Belgique, dont 3 en Wallonie. La capacité de production est de 15.000 t/an.

Impact environnemental et socio-économique

Impact environnemental

Dans la théorie relative à la combustion du bois-énergie, le bilan neutre de CO₂ émis lors de la combustion du bois est mis en évidence. Les choses sont cependant un peu plus complexes : la réintroduction dans de la matière végétale du carbone dégagé lors de la combustion prend du temps. Or, le changement climatique n’est plus un enjeu lointain, mais une urgence. Il faut donc s’assurer que le cycle du carbone sur lequel on se base est le plus court possible. Il faut également veiller à ne pas réduire le rôle de puits de carbone des forêts, qui sont nécessaires à terme pour contrebalancer les émissions de gaz à effet de serre que nous ne parviendront pas à éviter. Or l’évolution du stockage de carbone en forêt est lente et dépend de nombreux paramètres, en particulier la répartition des classes d’âge, qui est héritée de la gestion passée. Par exemple, certains pays européens ont vu leurs forêts détruites pendant la Seconde Guerre mondiale et replantées dans les années 50. Ces forêts sont actuellement à maturité, ce qui justifie des coupes qui vont entraîner une diminution temporaire du stockage de carbone, mais répondent néanmoins à une gestion durable, visant à maintenir à long terme le stockage de carbone((https://plateforme-wallonne-giec.be/lettre/)).

Force est de constater que, à l’échelle mondiale, l’industrie du bois n’est pas toujours compatible avec les enjeux environnementaux. Notamment, l’appétit des producteurs d’énergie pour les pellets comme remplacement du charbon entraine une explosion de la demande (fois 20 entre 2009 et 2018 selon l’Outlook for Wood Pellets), et induit des pratiques défavorables à la biodiversité et à la régénération des forêts. Cette situation a poussé un grand nombre de scientifiques à signer en février 2021 un appel aux autorités européennes (« Letter Regarding Use of Forests for Bioenergy ») plaidant pour que la combustion de biomasse ne soit plus subsidiée et ne soit plus considérée comme neutre en carbone. Globalement, pour que la production de bois énergie ait une plus-value carbone, il faut que soit l’espace libéré laisse place à une forêt avec des stocks de carbone à l’hectare plus élevés à terme, soit la récolte permet d’anticiper une détérioration de la forêt et par conséquent entretient la pompe à carbone.

En pratique, faut-il donc en finir avec la biomasse ? Non, mais il faut aujourd’hui séparer le bon grain de l’ivraie, et considérer que l’hypothèse d’un bilan neutre ou faible en CO₂ de la combustion de biomasse n’est valide que dans trois situations :

Lorsque le bois est issu d’une forêt exploitée de manière durable, en ce compris d’un point de vue biodiversité. Deux labels garantissent cela : FSC et PEFC. La Wallonie a fait le choix d’encourage la certification PEFC. Selon le rapport sur l’état de l’environnement wallon, fin 2020, les forêts certifiées PEFC couvraient 52,4 % de la superficie forestière wallonne totale : la quasi-totalité des forêts publiques, mais seulement une dizaine de pour cent des surfaces forestières privées, alors qu’elles constituent la moitié de la superficie totale.
Lorsque le bois est en fin de vie utile : un projet pilote de valorisation de bois de déchetterie est en préparation à Mont-Saint-Guibert : InBW fournira le bois de ses recyparcs, pour alimenter une chaufferie connectée au réseau de chaleur de Louvain-la-Neuve, alimentant les bâtiments de l’UCLouvain. Une idée intéressante à reproduire ailleurs : ne bruler le bois qu’à condition qu’il ait déjà été une charpente, un meuble,… et qui ne soit plus réutilisable en tant que tel.
Lorsque la biomasse est de cycle court. On vise là les agrocombustibles. Il s’agit de la biomasse végétale produite en zone agricole (donc non-forestière) et qui est destinée à une valorisation énergétique. Il peut s’agir de bois ayant poussé en zone agricole ou de plantes herbacées, de résidus agricoles ou de cultures dédiées (miscanthus par exemple) (Valbiom, 2018). On peut alors compter sur un cycle annuel du carbone. Les agrocumbustibles sont pour l’instant essentiellement utilisés en autoproduction (l’exploitant valorise lui-même la biomasse), mais la filière commence à se structurer, et une contractualisation avec des agriculteurs pour garantir une fourniture régulière est envisageable. Outre un intérêt climatique, cette piste permet, dans certaines conditions, de consolider le tissu économique agricole, et de redessiner des paysages tout en favorisant la biodiversité (par des haies, taillis, etc.). À l’échelle globale, la question des agrocarburants soulève d’autres enjeux, notamment la concurrence avec la production vivrière. Mais dans le contexte wallon de soutien à une agriculture paysanne, basée sur des pratiques agroécologiques, ce type de production a tout à fait sa place((https://energie.wallonie.be/servlet/Repository/panorama-des-filieres-bois-energie-et-agrocombustibles-en-wallonie.pdf?IDR=49095)).

Dans ces conditions, si le bois-énergie est brûlé dans des chaudières performantes, l’émission de gaz nocifs et de particules fines est contrôlée, si bien qu’on peut alors dire qu’il s’agit d’une énergie propre.

Que faire alors comme gestionnaire de bâtiment ? Idéalement, choisir des fournisseurs dans une logique de circuits courts : des agriculteurs locaux qui pourront diversifier leur production grâce à la fourniture d’agrocarburants. Des coopératives, agissant parfois comme tiers investisseurs, peuvent servir d’intermédiaire pour cela. Si un tel partenariat n’est pas possible, exiger de vos fournisseurs la preuve que leur biomasse est wallonne (dans le cas des agrocombustibles) ou issue d’une forêt labellisée PEFC ou FSC. En dernier recours, exiger que le bois soit d’origine UE. Surtout, il ne faut en aucun cas fermer les yeux sur la provenance de la biomasse que vous brulez !

Impact socio-économique

Plusieurs aspects peuvent être mis en évidence :

Une énergie rentable : Les performances du bois-énergie doivent être évaluées au-delà de considérations purement économiques. En effet, il ne fournit pas simplement de chaleur, il contribue aussi à la réduction des GES. Deux services sont donc rendus. C’est pourquoi, à performances économiques égales, il doit être favorisé par rapport aux énergies fossiles. Néanmoins, on remarque que le bois-énergie peut tout à fait être compétitif au niveau économique. Il suffit de bien étudier ou de faire évaluer son projet. Les installations bois-énergie sont caractérisées par un investissement initial relativement important, mais qui peut être amorti par une économie substantielle au niveau de la facture énergétique. En effet, suivant les sources d’approvisionnement, le coût par kWh du combustible bois-énergie est inférieur aux énergies fossiles. Contrairement à certaines idées reçues, performances économiques et énergies renouvelables peuvent naturellement aller de pair. À titre illustratif, on peut s’en rendre compte au moyen du baromètre des coûts des combustibles pour le secteur domestique réalisé par l’APERe. La figure ci-dessous tirée du mensuel Renouvelle reprend l’évolution du prix de l’énergie par kWh sur une période allant de janvier 2010 à décembre 2020. En ce qui concerne le bois-énergie, les prix ne comprennent pas les frais de transport. Néanmoins, on voit que le bois-énergie reste particulièrement bon marché et donc attractif. En fait, la différence peut être encore plus marquée pour le secteur tertiaire. Cela dépend aussi du contrat avec le fournisseur. Dans le domestiques, les pellets ont actuellement un prix comparable au mazout, mais les bûches et particulièrement les plaquettes sont moins chères que les énergies fossiles. Dans le tertiaire, les pellets peuvent aussi être obtenues à des prix intéressants par rapport au mazout.

Analyse de l’évolution des prix des combustibles pour le secteur domestique réalisée par l’APERe et issue de la revue Renouvelle.

Le graphique ci-dessus montre l’évolution des prix moyens unitaires, à monnaie courante, des différentes vecteurs « bois » achetés par les ménages en Belgique.

Une énergie locale : Si le bois-énergie vient de nos contrées, cela contribue à diminuer la dépendance énergétique de notre pays et de nos régions. En outre, cela permet de valoriser certains sous-produtis de bois et cela crée des emplois locaux, non délocalisables.

Où en est la filière bois-énergie en Wallonie ?

En 2017, les filières de la biomasse solide ne sont pas recensées dans les règles d’art et les chiffres officiels parlant de chauffage au bois dans les entreprises et les collectivités restent très limités. Toutefois, le recensement qu’à établi ValBiom révèle la présence de 149 installations de chauffage au bois dans les entreprises en Wallonie ayant une puissance totale de 397 MW. Parmi ces installations, dix unités sont des installations de cogénération représentant 85 % de la puissance totale recensée.

Quant aux installations fonctionnant aux agrocombustibles en Wallonie, Valbiom a recensé la présence de 18 chaudières à Biomasse agricole. 7 chaudières utilisent du miscanthus, une de l’anas de lin et 10 fonctionnent en un mélange des plusieurs types d’argocombustibles((Panorama des filières bois-énergie et agrocombustibles en Wallonie – Valbiom – 2018)).

Yearly Archives: 2010

Étanchéité et alimentation en air

Étanchéité de la chaudière

Tirage naturel ou forcé

Cheminée

Dimensionnement de la cheminée

Dimensionnement pour chaudières étanches

Dimensionnement pour chaudières non-étanches

Dimensionnement pour chaudières non-étanches à tirage naturel

Tracé de la cheminée

Coudes et changements de section

Raccordement de la chaudière

Débouché de la cheminée

Forme de la cheminée

Isolation de la cheminée et inertie thermique

Matériaux

Régulation du tirage

Nombre de conduits

Cas particulier des chaudières à condensation

Évacuation des condensats avec une chaudière à condensation : NIT 235 du CSTC

Remplacement de chaudière et adaptation de la cheminée

Ventilation du local contenant les appareils de chauffe

Ventilation basse pour P > 70 kW

Ventilation haute pour P > 70 kW

Cas particulier des chaufferies en ambiance polluée

Principe de fonctionnement

Les principaux composants d’une installation

Le système de charge

Le système de stockage

Le système d’appoint

Le système de décharge

Les différents types d’installation

Boucle solaire fermée (indirecte) ou ouverte (directe) ?

Circulation forcée ou thermosiphon ?

Sous pression ou à vidange ?

Les types de capteurs

Capteurs plans

Les capteurs plans opaques

Les capteurs plans vitrés

Capteurs à tube sous vide

Les tubes sous vide avec absorbeurs sur ailette en cuivre

Composition des tubes sous vide avec ailette absorbante

> Les capteurs à circulation directe

> Les capteurs à caloduc (ou heat pipe)

Les tubes sous vide avec absorbeurs sur support en verre (tube Sydney)

Composition des tubes sous vide avec absorbeur sur support en verre

Le rendement et l’utilisation des capteurs

Le raccordement des capteurs

Le circuit primaire ou circuit solaire

Le fluide caloporteur

Caractéristiques essentielles d’un fluide solaire

Les conduites

Le stockage de l’eau solaire

Un matériau résistant

Une forme adaptée

Une isolation primordiale

Une dimension adaptée

La charge du ballon de stockage

La régulation

Démarrage et arrêt du circulateur

Température maximale de charge

Température de sécurité

L’apport de chaleur complémentaire

Le circuit de décharge

La gestion de la légionellose

Le rayonnement solaire

Une énergie renouvelable, inépuisable à l’échelle humaine

Une énergie de flux, diffuse et intermittente

Le mouvement Terre-Soleil

Le mouvement apparent du Soleil

L’irradiation solaire incidente

Les obstacles à l’ensoleillement

L’ensoleillement en Belgique

L’éclairement énergétique disponible

Variation géographique de l’exposition énergétique

L’influence de l’orientation et de l’inclinaison

Construction d’un diagramme solaire

Généralités

Le niveau E

Consommation caractéristique annuelle d’énergie (Econs)

Consommation caractéristique annuelle d’énergie (E_cons)

Consommation caractéristique annuelle d’énergie de référence (E_ref)

Les apports solaires utiles : E₀ – E₁ [MJ]

Les pertes thermiques : Q_{1 +} Q2 [MJ]

Le rendement d’un capteur : n = Q₃/E₀ [-]

Rendement optique n₀