Energie Plus Le Site

Outil d'aide à la décision en efficacité énergétique des bâtiments du secteur tertiaire. Réalisé par Architecture et Climat, Faculté d'architecture, d'ingénierie architecturale, d'urbanisme (LOCI), site de Louvain-la-Neuve, Université catholique de Louvain, Belgique avec le soutien de la Wallonie.

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Category Archives: Cogénération

Author Image Posted By : Sylvie 25 Avr, 2016

Pile à combustible

Pile à combustible

Principe

La pile à combustible part du principe de conversion de l’énergie chimique de combustion (réaction d’oxydo-réduction) en énergie électrique, en chaleur et en eau.

Les éléments de base constituant une pile à combustible sont principalement au nombre de trois, à savoir :

  1. une électrode de type anode émettrice d’électrons (oxydation);
  2. une électrode de type cathode collectrice d’électrons (réduction);
  3. un électrolyte séparant les deux électrodes.

Pour certains types de pile, l’injection continue d’un combustible au niveau de l’anode (H2 par exemple) induit, en présence de platine, la réaction d’oxydation catalytique :

H2 → 2H+ + 2e–

De par ses propriétés physico-chimiques, l’électrolyte est « perméable » aux ions H+, ce qui leur permet de migrer vers l’électrode cathodique. Dans un même temps, l’électrolyte est aussi « imperméable » aux électrons et leur impose de passer par un circuit conducteur externe à la pile. D’où la création d’un courant électrique si le circuit est fermé.

L’injection continue de dioxygène de l’air (ou oxygène de l’air en simplifiant) au niveau de la cathode induit, aussi en présence de platine, la réaction suivante de réduction catalytique :

½ O2 + 2H+ + 2 e– → H2O + Q (chaleur)

L’effet escompté est assuré puisque la réaction physico-chimique dans son ensemble produit de l’électricité aux bornes des électrodes et de la chaleur.

Schéma principe pile à combustible.

En première approche, cette technologie est propre vu qu’une pile alimentée avec de l’hydrogène et de l’oxygène rejette de l’eau. Le seul hic est que la production d’hydrogène, à l’heure actuelle, est très énergivore et potentiellement polluante.

Les piles à combustible sont caractérisées par la nature de l’électrolyte :

  • Un électrolyte acide induit une migration d’ions positifs (H+) de l’anode vers la cathode.
  • À l’inverse, un électrolyte basique génère la migration d’ions négatifs (OH–, O2-, CO32-) de la cathode vers l’anode.

Les types de pile à combustible

Piles à combustible à électrolyte acide

  • Les PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell). L’électrolyte est constitué d’une membrane solide polymère. Les températures de fonctionnement sont basses (20 – 100 °C).
  • Les DMFC (Direct Methanol Fuel Cell). À la place de l’hydrogène, les piles utilisent comme combustible le méthanol (CH3OH). Injecté directement sur l’anode avec de l’eau son oxydation catalytique produit des ions H+ et du gaz carbonique. Comme sur les PEMFC, une membrane solide polymère constitue l’électrolyte et permet la migration des H+ vers la cathode.
  • Les PAFC (Phosphorique Acid Fuel Cell) utilisent comme électrolyte l’acide phosphorique liquide emprisonné dans une matrice solide poreuse. Elles peuvent fonctionner jusqu’à 200 °C.

Piles à combustible à électrolyte basique

  • Les AFC à potasse liquide (Alkaline Fuel Cell) utilisent l’ion OH– libéré par réduction catalytique de cette base sur la cathode.
  • Les MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) utilisent des carbonates de lithium et de potassium fondus pour la migration des ions CO32-.
  • Les SOFC (Solid Oxyde Fuel Cell) sont à base d’un électrolyte solide (zircone dopé aux terres rares) afin de produire des ions O2-.

Le catalyseur aux électrodes

Le rôle du catalyseur dans la réaction d’oxydo-réduction au niveau des électrodes est déterminant dans le rendement de la pile. Actuellement, on utilise du platine qui est un métal rare et coûteux. Les constructeurs et les labos de recherche tablent à moyen terme sur l’utilisation des nanotechnologies pour développer des catalyseurs.

Les enjeux énergétiques

Les piles à combustible présentent beaucoup d’atouts comme, par exemple :

  • des rendements élevés;
  • silencieuses;
  • sans pièce mobile;
  • dans une gamme de température large;
  • d’un point de vue environnemental, ne produit que de la chaleur et de l’eau.

Cependant, le défi est de taille pour produire de l’hydrogène. À 95 %, l’hydrogène est issu du « reformage » à la vapeur (ou vaporeformage) de combustibles fossiles comme le gaz de ville, le butane, le propane, … avec émission importante de CO2.

La  réaction générale s’écrit :

CnH(2n+2) + nH2O → nCO + (2n+1)H2

Exemple avec n = 1 : CH4 + H2O → CO + 3H2

Il est nécessaire de neutraliser le CO. Une réaction seconde permet d’y arriver :

CO + H2O → CO2 + H2

Du CO2 est donc émis !

En termes de rendement global théorique, des annonces de 95 % pour des piles à combustible domestique sont avancées au niveau de programme européen ene.field :  http://enefield.eu/
À prendre donc en considération, mais avec des « pincettes ».

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 21 Avr, 2016

Procédure d’octroi des certificats verts

Procédure d’octroi des certificats verts

Préalable

La procédure d’octroi des Certificats Verts et LGO a été modifiée par l’Arrêté du Gouvernement Wallon du 3 avril 2014 relatif à la promotion de l’électricité produite au moyen de sources d’énergie renouvelable ou de cogénération. La nouvelle procédure est applicable depuis le 01/07/2014.

Il convient de toujours se référer au site Portail de la Région Wallonne pour s’assurer de la dernière version de la procédure applicable.

Présentation synthétique du mécanisme

La nouvelle procédure d’octroi des certificats impose à l’auteur de projet un passage par différentes étapes reprises ci-dessous :

  • Une demande réservation de CV. Cette demande doit être faite à la Région Wallonne et validée par elle suivant la disponibilité des CV dans l’enveloppe prévue pour la filière « cogénération ».
  • Une certification de l’installation, par un organisme agrée qui accorde un CGO ou Certificat de Garantie d’Origine pour l’installation. Lorsque l’installation est certifiée, l’organisme agréé envoie le CGO à la CWaPE. Cette démarche fait office de demande d’octroi de CV/LGO.
  • Un accord de la CWaPE quant à l’octroi des CV/ou LGO.

Le schéma ci-après reprend les étapes de la procédure de permis d’environnement.

Schéma étapes de la procédure de permis d’environnement.

(1) Formulaire à remettre à la Région (DGO4) :

  • Renseignements généraux
  • Dossier technico-financier
  • Informations relatives au projet
    • Calendrier
    • Business plan
    • Étude de faisabilité
    • Autorisations spécifiques
    • Estimation du nombre de CV

Délais de réponse : 45 jours.

(2) Validation par l’organisme agréé de la Conformité de l’installation et de la Conformité au code de comptage.

  • Le CGO fait office de demande d’octroi de CV et LGO.
  • Délais de réponse : 45 jours.

Les infos utiles

La CWaPE : https://www.cwape.be

  • Mise en place une plateforme spécifique pour faciliter la gestion des certificats vert.
  • L’édition chaque année d’un rapport sur l’évolution du marché des certificats verts.
  • La mise à disposition d’un outil Excel pour le calcul des certificats verts.

Le Portail de la RW : http://energie.wallonie.be

  • Les certificats verts.
  • La réservation.
  • Les procédure et formulaires.
  • L’état de l’enveloppe.
  •   …

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Author Image Posted By : Sylvie 13 Avr, 2016

Acteurs de la cogénération en Région Wallonne et à Bruxelles

Acteurs de la cogénération en Région Wallonne et à Bruxelles

Les acteurs du marché de la cogénération

Le petit monde de la cogénération belge comporte de nombreux acteurs que ce soit des bureaux d’études, des installateurs, des entreprises de maintenances ou encore des organismes institutionnels. Pour facilité la recherche, le Facilitateur Cogénération pour la Wallonie a élaboré une liste d’outils et de documents associés disponibles ici :

La Commission wallonne pour l’Énergie (CWaPE)

La CWaPE est l’organisme responsable de la régulation du marché du gaz et de l’électricité en Wallonie.

La Commission wallonne pour l’Énergie (CWaPE) est la clé de voûte du bon fonctionnement du marché régional de l’électricité. Elle est l’organe de régulation, de contrôle et de transparence du marché wallon de l’électricité afin d’éviter tout abus de position dominante.

Elle est investie d’une mission de conseil auprès des autorités publiques ainsi que d’une mission générale de surveillance et de contrôle de l’application des décrets et arrêtés qui y sont relatifs. Elle est chargée de réaliser un rapport relatif à l’évolution du marché de l’électricité. Ce rapport d’abord communiqué au Gouvernement et au Parlement est ensuite publié.

En particulier, la CWaPE est responsable du contrôle du respect des dispositions en matière de promotion des sources d’énergie renouvelables et de la cogénération de qualité. Elle tient une banque de données dans laquelle sont enregistrés les renseignements relatifs aux certificats de garantie d’origine des unités de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables et/ou de cogénération, ainsi qu’aux labels de garantie d’origine et aux certificats verts octroyés à ces unités de production.

Elle organise un service de conciliation et d’arbitrage pour les différends relatifs à l’accès au réseau et à l’application du règlement technique. Elle pourra enfin, moyennant adaptation, intervenir en tant que régulateur du marché gazier si le législateur décide d’étendre les missions de la CWaPE à ce secteur.

Consultez le site de la Commission wallonne pour l’Énergie à l’adresse http://www.cwape.be

Le Comité de Contrôle de l’Électricité et du Gaz (CCEG)

Le CCEG est un organisme qui a débuté ses activités en 1955 pour être supprimé en 2003.

De nouvelles compétences ont alors été transférées à la CREG.

Le Comité de Régulation de l’Électricité et du Gaz (CREG)

Le Comité de Régulation de l’Électricité et du Gaz (CREG) est l’organisme fédéral de la régulation des marchés du gaz et de l’électricité en Belgique.

La CREG est un organisme autonome belge régi par la loi-programme du 22 décembre 2003 (M.B. 31/12/2003).

La CREG a plusieurs missions essentielles :

  • une mission de conseil auprès des autorités publiques.
  • surveiller la transparence et la concurrence sur les marchés de l’électricité et du gaz naturel.
  • veiller à ce que la situation des marchés vise l’intérêt général et cadre avec la politique énergétique globale.
  • veiller aux intérêts essentiels des consommateurs.

Le site de la CREG informe entre autres sur :

  • les tarifs de l’électricité et du gaz naturel.
  • des analyses relatives à l’évolution des prix, au fonctionnement des marchés, à la sécurité d’approvisionnement en électricité et en gaz naturel.
  • la législation pertinente de l’énergie.

Consultez le site du Comité de Régulation de l’Électricité et du Gaz http://www.creg.be

SPW Territoire, Logement, Patrimoine, Energie

Le SPW Territoire, Logement, Patrimoine, Energie œuvre à faire baisser la consommation d’énergie, à promouvoir les énergies renouvelables.

Le Département participe à la définition et au développement des politiques dans ces matières et coordonne les actions menées pour encourager les bonnes pratiques, aussi bien dans le secteur résidentiel, en ce compris la cible particulière des jeunes, que dans l’industrie et le tertiaire, y compris dans le secteur public.

Le soutien à la recherche et développement et à l’innovation vise aussi à réduire la consommation d’énergie et à développer à moindre coût le recours aux sources d’énergie alternatives.

Le Département veille par ailleurs à la bonne organisation des marchés régionaux de l’énergie par la rédaction et l’application d’actes réglementaires, mais aussi par la contribution à la mise en place de mesures d’accompagnement sociales des clients finaux des marchés régionaux de l’énergie.

Pour réaliser ces missions s’inscrivant le plus souvent dans un contexte européen, le Département compte trois directions : la direction du bâtiment durable, la direction de la promotion de l’énergie durable et la direction de l’organisation des marchés régionaux de l’énergie.

En particulier, le SPW Territoire, Logement, Patrimoine, Energie encadre également les accords de branche pour l’industrie et les soutiens financiers aux investissements économiseur d’énergie dont la cogénération fait partie.

Consultez le portail énergie de la Wallonie   http://energie.wallonie.be/

La Direction Générale Opérationnelle de l’Agriculture, des Ressources Naturelles et de l’Environnement – DGO3

La direction générale opérationnelle de l’Agriculture, des Ressources naturelles et de l’Environnement gère les patrimoines naturel et rural de la Région wallonne, propose des axes de développement dans les secteurs agricole et environnemental (y compris les ressources naturelles), détecte et gère les accidents environnementaux, veille au respect des exigences du développement durable.

Elle prépare et met en œuvre la Politique agricole commune, certifie et contrôle la qualité des animaux, des produits animaux, du matériel végétal de reproduction et des produits réglementés.

Elle exerce un contrôle opérationnel du régime des cours d’eau non navigables dans le respect d’une gestion intégrée de l’eau et de l’information au public.

Consultez le portail environnement de la Wallonie http://environnement.wallonie.be/

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Author Image Posted By : Sylvie 11 Avr, 2016

Évaluer l’intérêt du financement par un tiers investisseur [cogen]

Évaluer l’intérêt du financement par un tiers investisseur

Le principe du tiers investisseur

La production simultanée d’électricité et de chaleur, appelée communément « cogénération », nécessite une connaissance approfondie d’un ensemble de disciplines qui n’est pas évident de maîtriser.

Le Tiers Investisseur est un concept et un instrument qui permet la prise en charge de la responsabilité totale de chaque phase d’un projet et qui en finance tous les coûts.

Ce système présente les avantages :

  • de travailler à « livre ouvert »;
  • de ne pas demander de participation financière au client;
  • de permettre au consommateur final un recentrage de son entreprise sur son métier de base;
  • de faire appel aux compétences externes non liées à un seul fabricant;
  • d’une intégration optimale des composantes techniques et financières par rapport aux financements classiques.

La formule proposée au client se présente de la façon suivante :

  • Le tiers investisseur prend à sa charge l’investissement représenté par la cogénération et les risques qui y sont liés, en ce compris le système de récupération de chaleur, le raccordement « combustible » et les éventuels travaux de transformation de la cabine de fourniture d’électricité.
  • Les installations de production de chaleur en place chez le client ne sont pas démantelées, elles assurent l’appoint nécessaire ou reprennent la production de chaleur en cas d’arrêt de l’installation de cogénération.
  • Le tiers investisseur se paie sur les économies réalisées, selon diverses formules possibles.

Avec diverses options possibles selon les formules proposées :

  • Le tiers investisseur prend ou ne prend pas la responsabilité des études et de la réalisation.
  • Le tiers investisseur est ou n’est pas propriétaire des installations.
  • Le tiers investisseur prend ou ne prend pas en charge les coûts liés à l’exploitation et à la maintenance.
  • Le tiers investisseur prend ou ne prend pas en charge les responsabilités liées à l’exploitation et à la maintenance.
  • Le tiers investisseur peut garantir les économies par rapport au prix du marché pour les productions séparées.
  • Le tiers investisseur se fournit éventuellement en combustible auprès du client afin de bénéficier des tarifs industriels qui ne lui sont pas directement accordés.

Le consommateur propriétaire des installations

Dans ce type de formule, le consommateur est propriétaire des installations.

Le tiers investisseur, après avoir investi dans les équipements, se paie sur les économies réalisées. Les aspects techniques peuvent dans ce cas être réalisés par le tiers investisseur lui-même ou par un bureau indépendant choisi par le consommateur.

Ce système présente plusieurs avantages :

  • Il donne accès à un ensemble de subsides. Dans la mesure où le consommateur est propriétaire des installations, il a droit aux subsides de la Région Wallonne.
  • Le tiers investisseur partage les économies générées et assure un remboursement de manière proportionnelle et conditionnelle.
  • Le tiers investisseur garantit un seuil et une durée de remboursement.
  • Une fois les investissements amortis, les économies sont entièrement au bénéfice du consommateur.
  • Les aspects techniques peuvent être traités par un bureau indépendant, choisi par le consommateur.

Le tiers investisseur propriétaire des installations

Dans ce type de formule, le tiers investisseur, propriétaire des équipements qu’il a étudiés et installés lui-même, vend l’électricité et la chaleur au consommateur.

Un producteur-fournisseur d’électricité comme tiers investisseur

La formule présente les caractéristiques suivantes :

  • Le fournisseur d’énergie vend de la chaleur au client, le prix étant basé sur une structure tarifaire classique, mais à un tarif réduit.
  • L’électricité qui est produite par le cogénérateur est la propriété du fournisseur d’énergie. La tarification de l’électricité au client reste identique par rapport à une situation sans cogénération, tant que le client n’est pas libéralisé.

Une société indépendante comme tiers investisseur

La formule présente les caractéristiques suivantes :

  • Électricité : une partie est produite par l’installation, le solde est acheté au réseau par le tiers investisseur. La totalité est vendue au client avec une remise garantie par rapport au meilleur prix que le client peut obtenir du réseau.
  • Chaleur : une partie est produite par l’installation, le solde est produit par les chaudières. La totalité est vendue au client avec une remise garantie par rapport au prix de revient de la chaleur produite par les chaudières.

La remise par rapport aux prix du marché est confirmée après l’étude de faisabilité, elle reste fixe pendant toute la durée du contrat.

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Author Image Posted By : Sylvie 11 Avr, 2016

Contexte wallon du développement de la cogénération

Contexte wallon du développement de la cogénération

Point de départ et vue d’ensemble

L’Arrêté du Gouvernement de la Région Wallonne a été publié le 30 novembre 2006 afin de promouvoir l’électricité verte et la cogénération de qualité.

L’intitulé est : « Arrêté du Gouvernement Wallon relatif à la promotion de l’électricité verte et de la cogénération de qualité ».

L’Arrêté a créé véritablement de nouvelles conditions économiques pour la cogénération :

  • Le nombre de certificats verts est fonction de l’économie de CO2 par rapport à la production séparée des mêmes quantités de chaleur et d’électricité dans des installations modernes de référence.
  • Un marché de certificats verts est créé par l’obligation pour tout fournisseur d’atteindre des quotas. Ceux-ci auront donc une valeur marchande qui s’ajoutera au prix du kWhé produit.

L’Arrêté détermine les règles applicables :

  • La certification des installations de production d’électricité verte et de cogénération : Principes et procédure de certification.
  • Les garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable.
  • Le mode de calcul de l’économie relative de CO2 et du nombre de certificats verts.
  • Les obligations à charge des fournisseurs d’électricité.
  • Les conditions et modalités de reconnaissance des certificats verts émis par d’autres autorités.

Évolution de l’Arrêté

L’Arrête en RW a suivi un certain nombre de modifications et d’abrogation. Elles se retrouvent sur différents sites officiels comme :

Important

Le Code de comptage énonce les dispositions applicables aux installations de mesure et le comptage liées aux installations de production d’électricité verte ou de cogénération. Une installation de production d’électricité verte ou de cogénération doit répondre aux prescriptions du code de comptage pour pouvoir être certifiée. Celui-ci est disponible ici : Procédures et codes de comptage de l’électricité produite à partir de cogénération en Région walonne (PDF)

Réglementations

 Procédure d’octroi des certificats verts.

Appréhender les exigences en matière de cogénération de qualité

Afin de rencontrer ses objectifs politiques d’amélioration de l’efficacité énergétique et des outils de production d’énergie en relation notamment avec les émissions de CO2, le décret du 12 avril 2001 a particulièrement privilégié les modes de production d’énergie qui sont les plus performants d’un point de vue énergétique et environnemental.

Ainsi, la cogénération de qualité est définie comme étant « une production combinée de chaleur et d’électricité, conçue en fonction des besoins de chaleur du client, qui réalise une économie d’énergie par rapport à la production séparée des mêmes quantités de chaleur et d’électricité dans des installations modernes de référence, dont les rendements annuels d’exploitation sont définis et publiés annuellement ». Actuellement, l’installation de référence pour la production de chaleur est une chaudière ayant un rendement de 90 %. Du côté électrique, il s’agit d’une Turbine Gaz Vapeur (TGV) ayant un rendement de 55 %.

On dira que cette cogénération de qualité produira de l’électricité verte si elle a un taux minimum de 10 % d’économie de CO2 par rapport aux émissions de CO2 d’une production classique dans des installations modernes de référence. »

C’est en fonction de l’économie de CO2 qu’un nombre proportionnel de certificats verts pourra être attribué à une installation de cogénération de qualité pour chaque MWhé produit.

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Évaluer le développement de la filière en Wallonie

Évaluer le développement de la filière en Wallonie

Bilan 2013 en Région Wallonne

Les installations en 2012 ont permis de produire 2140 MWh d’électricité nette (bilan 2013) pour 496 MW électrique installés. La cogénération apporte ainsi 7,1% de la production électrique de la Wallonie.

Production nette d’électricité répartie par type de centrales en Wallonie en 2013 (sources : Electrabel, SPE, CWaPE, ICEDD).

Pour atteindre cette production, le parc de cogénération se répartit suivant les différentes technologies, turbines et moteurs :

Puissance électrique : 519 MWe

Caractéristiques du parc des centrales de cogénération par type d’installation (source : Bilan Icedd – 2013).

La cogénération peut répondre aux besoins des différents secteurs, la puissance installée est majoritairement retrouvée dans les industries, alors que le secteur tertiaire possède un maximum d’unité.  Le secteur tertiaire peut en effet présenter un profil de besoin de chaleur tout à fait adapté pour l’utilisation de la cogénération. L’usage de la cogénération dans le logement, et plus spécifiquement, dans le logement individuel reste marginal.

Répartition de la puissance installée par secteur (source : Bilan Icedd – 2013).

Potentiel économique des cogénérateurs

Une étude a été menée par PWC, l’ICEDD et le Bureau DEPLASSE dans le cadre de la « Directive efficacité énergétique 2012/27 – Art. 14 – Stratégie de réseaux de chaleur et de froid alimentés par des cogénérations et des énergies fatales ».

Sur base de cette étude, le potentiel économique évalué en 2015 pour le développement de la cogénération est le suivant :

  • La puissance thermique est de 85 MWth, dont 44% dans le secteur industriel. La production thermique correspondante est estimée à 458 GWh ;
  • La puissance électrique est de 67 MWé, avec 50% dans le secteur industriel. La production électrique correspondante est de 361 GWh.
TERTIAIRE INDUSTRIE TOTAL

Part du pot. technique
Nombre total d’établissements 2 636 579 3 215
Nombre avec potentiel économique 210 24 234 9,6%
Part du total 8% 4% 7%
Puissance thermique totale kWth 48 078 37 007 85 086 16,1%
Puissance électrique totale kWe 33 288 33 431 66 719 15,6%
Production chaleur cogénérée MWh 218 541 239 714 458 255 14,4%
Production électrique cog. MWh 150 989 210 797 361 085 13,8%

Camembert puissance électrique totale (kWth)Camembert puissance électrique totale (kWe)

Camembert chaleur cogénérée MWhCamembert production électrique cog. MWh

Source : Directive efficacité énergétique 2012/27 – Art. 14 – Stratégie de réseaux de chaleur et de froid alimentés par des cogénérations et des énergies fatales (PWC, ICEDD, DEPLASSE).

Les réseaux de chaleur: une solution intéressante

dimensionnée sur les besoins de chaleur et non sur des besoins en électricité. Cette contrainte peut être considérée comme limitative pour les gros consommateurs en électricité.

Dans des installations ayant un grand besoin électrique, une alternative est alors de surdimensionner l’installation pour le besoin électrique pour autant qu’on valorise adéquatement la chaleur excédentaire. Une solution pour valoriser cette chaleur est de la distribuer dans le voisinage, par le biais d’un réseau de chaleur. Le réseau de chaleur et les installations satellites doivent être conçus pour limiter les pertes et donc maintenir un bon rendement global de distribution, régulation et stockage.

Une étude a été menée par PWC, l’ICEDD et le Bureau DEPLASSE dans le cadre de la « Directive efficacité énergétique 2012/27 – Art. 14 – Stratégie de réseaux de chaleur et de froid alimentés par des cogénérations et des énergies fatales ».

Sur base de cette étude, le potentiel wallon de développement des réseaux de chaleur a été évalué. La Région wallonne possèderait 940 secteurs statistiques avec un besoin linéaire supérieur à 2 000 kWh/an.m, représentant un potentiel énergétique de 13 733 GWh. Ce potentiel est logiquement concentré autour des villes les plus importantes (les plus denses).

Dans ces 940 secteurs statistiques, on dénombrerait 399 549 bâtiments résidentiels et 47 286 bâtiments tertiaires. Les bâtiments résidentiels représenteraient dès lors 89% de ce potentiel, contre 11 % pour le secteur tertiaire.

Notons que suite à la rénovation du parc bâti (rénovations et nouvelles constructions), ce potentiel théorique aura tendance à diminuer au fil des ans, étant donné l’augmentation de la performance énergétique du parc.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be
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Intérêt de la cogénération

Intérêt de la cogénération

Une économie d’énergie significative

Le principe d’une cogénération est de produire simultanément de la chaleur et de l’électricité. Grâce à cette production combinée, les pertes d’énergie se réduisent de manière significative. Ainsi, la cogénération permet d’économiser entre 15 et 20 % d’énergie primaire par rapport à la production séparée de ces mêmes quantités de chaleur et d’électricité.

Pour produire 350 kWhé d’électricité et 530 kWth de chaleur, deux solutions sont possibles :

  • Une unité de cogénération au gaz, avec un rendement électrique de 35 % et un rendement thermique de 53 %, va consommer 1 000 kWh d’énergie primaire .
  • La meilleure centrale électrique (Turbine Gaz Vapeur), avec un rendement de 55 %, va consommer 636 kWh d’énergie primaire. De plus, la meilleure chaudière, avec un rendement annuel de 90 %, va consommer 589 kWh d’énergie primaire. Le total pour les filières séparées s’élève à 1 225 kWh d’énergie primaire.

Cette comparaison met en évidence une économie d’énergie primaire pour une même quantité de chaleur et d’électricité produite.
L’économie d’énergie primaire est alors égale à : 1 225 – 1 000 = 225 kWhp
Exprimée par rapport à la consommation totale d’énergie primaire, la fraction économisée est de :

(1 225 – 1 000) / 1 225 = 18 %

Exprimée par rapport à la consommation d’énergie primaire nécessaire pour la production d’électricité par une centrale TGV, la fraction économisée est de :

(1 225 – 1 000) / 636 = 35 %

La réduction des émissions de CO2 récompensée par des certificats verts

Les émissions polluantes, dont le CO2, sont généralement directement proportionnelles à la consommation d’énergie. Qui dit économie d’énergie primaire pour assurer les mêmes besoins (électriques et thermiques), dit réduction des émissions en CO2.

En Région Wallonne, il est convenu que 1 MWh de gaz naturel émet 251 kg de CO2, non seulement lors de sa combustion, mais également pour sa préparation. De même, 1 MWh de mazout émet 306 kg de CO2 (source : CWaPe – coefficient d’émission de CO2 des énergies primaires – juin 2004).

Ainsi, l’économie d’énergie primaire de 225 kWh, représente :

(1 225 x 0,251) – (1 000 x 0,251) = 307 – 251 = 56 kg de CO2

exprimée par rapport à l’économie totale de CO2 :

56 / 307 = 18 %

Si l’on ramène à la production de 1 MWh d’électricité par l’unité de cogénération, l’économie en CO2 s’élève à 161 kg CO2/MWhé.

Un gain économique attrayant

L’avantage de la cogénération est aussi économique. Une installation de cogénération bien dimensionnée permet à l’utilisateur de réduire sa facture énergétique globale. Le gain sur la facture électrique sera plus important que l’augmentation de la facture d’achat en combustible et d’entretiens.

En effet, par rapport à la situation antérieure (chaudière seule), la cogénération va consommer plus de gaz naturel. Cette surconsommation de 411 kWh (première figure : 1 000 – 589 = 411 « kWh » ) va permettre de produire 350 kWh d’électricité, soit un facteur 1,17.

Autrement dit, la cogénération permet de produire 1 kWh d’électricité avec un peu plus de 1 kWh de gaz naturel. L’intérêt économique est immédiat, car les coûts sont totalement différents. Alors qu’1 kWh de gaz naturel coûte environ 5 c€, l’électricité vaut entre 9 à 17 c€ par kWh.

En complément, afin de récompenser l’effort fait pour réaliser cette économie d’émission en CO2, la Wallonie a mis en place un dispositif de certificats vert. La promotion de l’électricité produite au moyen de sources d’énergie renouvelable ou de cogénération est régie par un arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006, dernière modification par l’arrêté du Gouvernement du 12 février 2015.

Les certificats verts sont exprimés comme un taux d’octroi au MWh électrique produit, avec un maximum de 2,5 CV/MWh (pour demande postérieure au 1/1/2015).  Le taux d’octroi sera d’autant plus important que la cogénération utilise un combustible renouvelable et donc faible émetteur en CO2.

Sachant qu’aujourd’hui le certificat vert est garanti à 65 €, il s’agit d’un soutien à prendre en considération dans un projet de cogénération.

Dans un bilan économique, il faudra donc tenir compte de l’investissement initial, des soutiens financiers, sans négliger les frais d’entretien ainsi que l’amortissement.

Il est possible d’estimer rapidement la taille et la rentabilité d’un projet de cogénération.

Calculs

  Calculer vous-même la rentabilité d’une cogénération : étude de pertinence.

Objectif de la cogénération

L’intégration d’une cogénération aura toujours pour objectif premier de répondre au mieux aux besoins énergétiques en chaleur d’un bâtiment tout en produisant simultanément d’électricité.

Le besoin de chaleur devra être soigneusement défini pour le bien considéré.

Dans une situation idéale, l’intégration de la cogénération doit faire l’objet d’une amélioration énergétique globale d’un projet, et doit donc tenir compte des améliorations énergétiques du bâtiment.  Le besoin en chaleur et donc le dimensionnement du projet sont directement liés à la qualité de l’enveloppe du bâtiment.

Une cogénération mal dimensionnée n’atteindra pas les performances prévues, elle n’aura donc ni la rentabilité énergétique ni économique attendue.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be
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Principe de la cogénération

Principe de la cogénération

C’est quoi la cogénération ?

La cogénération ou production d’énergie totale est une technique de production combinée d’énergie électrique et de chaleur. Son intérêt réside dans les rendements énergétiques supérieurs obtenus par comparaison avec une production séparée équivalente d’électricité et de chaleur

Dans les applications les plus courantes de la gamme de puissance étudiée ici, la cogénération est réalisée à partir d’un moteur à explosion. Il s’agit, en général, d’un moteur alimenté au gaz naturel. Celui-ci entraîne une génératrice qui transforme l’énergie mécanique en électricité. La chaleur contenue dans les gaz d’échappement, dans l’eau de refroidissement et dans l’huile de lubrification peut être récupérée par des échangeurs de chaleur pour produire de l’eau chaude sanitaire ou tout type de chauffage.

Schéma simplifié d’une installation de cogénération.

Autrement dit, il s’agit de récupérer la chaleur perdue des technologies existantes de production d’électricité (type groupes électrogène). Grâce à cette récupération de chaleur, les pertes d’énergie se réduisent de manière significative. Ainsi, la cogénération permet d’économiser entre 15 et 20 % d’énergie primaire par rapport à la production séparée de ces mêmes quantités de chaleur et d’électricité.

Il est également possible d’envisager une installation de cogénération fonctionnant à partir de biomasse suivant le même principe.

Contexte de son développement

La cogénération est une technologie reconnue et en continuelle évolution

L’Union Européenne (UE) doit pouvoir faire face à des défis majeurs : accroître son indépendance énergétique et lutter contre le dérèglement climatique. Pour y arriver, l’UE a adopté en 2008 le paquet « énergie-climat » fixant les objectifs « 3 x 20 en 2020 » suivants :

  • Une diminution de 20 % de la consommation énergétique.
  • Une réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre.
  • 20 % d’énergie produite à partir de sources renouvelables.

Pour atteindre ces objectifs, l’UE compte énormément sur l’Efficacité Énergétique. En effet, dans sa communication « Énergie 2020 – Stratégie pour une énergie compétitive, durable et sûre » du 10 novembre 2010, la Commission européenne souligne le rôle central de l’efficacité énergétique et la nécessité de dissocier la consommation énergétique et la croissance économique.

Directive Européenne

La directive européenne 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique définit des règles et fixe des exigences minimales à adopter par chaque État membre en terme d’efficacité énergétique en imposant, tant au niveau de l’utilisation de l’énergie que de l’approvisionnement énergétique, des dispositions spécifiques et transversales.

Promotion de la cogénération de qualité

Dans le cadre de l’approvisionnement énergétique, outre le développement des réseaux de chaleur et de froid, et la valorisation de la chaleur fatale en industrie, la directive européenne veut promouvoir la cogénération de qualité. Elle impose aux États membres, pour le 31 décembre 2015, d’évaluer le potentiel d’application de ces technologies sur leur territoire et d’adopter des politiques visant à encourager leur développement lorsqu’une analyse coûts-avantages démontre des avantages supérieurs aux coûts.

Une étude a été menée par PWC, l’ICEDD et le bureau DEPLASSE pour le compte du SPW – SPW Territoire, Logement, Patrimoine, Energie qui évalue le potentiel wallon de développement des réseaux de chaleur et de froid alimentés par co/trigénération. Elle est intitulée : « Rapport final-tâches 1 à 6 : Directive efficacité énergétique 2012/27 – Art. 14 – Stratégie de réseaux de chaleur et de froid alimentés par des cogénérations et des énergies fatales; décembre 2015 ».

Régulièrement, la Région wallonne évalue et améliore le dispositif de soutien au développement de cette technologie par :

  • Le régime de certificat vert ou d’aide à la production dans le cadre du décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché de l’électricité.
  • Un accès prioritaire et non discriminatoire au réseau de distribution d’électricité.
  • Des conditions commerciales plus favorables (éligibilité accélérée) tant pour la vente de l’électricité produite, pour l’achat d’électricité d’appoint ou de secours que pour l’achat de gaz naturel.
  • Un Facilitateur en Cogénération pour accompagner (gratuitement) vos premiers pas.
  • L’organisation de séminaires et de rencontres pour en démontrer toute l’efficacité et la pertinence.
  • Un régime d’aides spécifique au secteur public qui permet le financement de cette technologie.
  • La mise à disposition d’informations techniques et administratives à travers ce module inscrit dans la dynamique d’Énergie+.
  • La mise à disposition de guide, d’outil de pré-dimensionnement (cogencalc) et dimensionnement (cogensim), …

Toutes les conditions sont réunies pour que vous, chef d’entreprise, responsable technique, … franchissiez le pas et participiez à l’effort collectif tout en vous assurant le recours à une technologie moderne à des coûts économiques avantageux.

Découvrez ces exemples de mise en place d’une cogen : le home de la commune d’Anderlecht, et la piscine du Sart-Tilman à Liège.

Objectif

L’objectif de ce module est de fournir un outil de travail simple et pratique aux responsables techniques et aux prescripteurs qui veulent s’investir dans le domaine des petites et moyennes installations de cogénération.
L’utilisateur y trouvera les informations essentielles et des conseils pratiques pour évaluer, concevoir, réaliser et exploiter une installation de cogénération.
Sans se prétendre exhaustif, ce guide aborde de façon systématique les principes de dimensionnement et de mise en œuvre de projet de cogénération en soulignant ses spécificités particulières.
Une description des acteurs institutionnels et des acteurs du marché wallon de la cogénération complète cet outil.
Les informations détaillées dans ce module « cogénération » concernent les installations suivantes :

  • La production d’énergie mécanique est réalisée par des moteurs à gaz ou diesel.
  • Les puissances des installations sont inférieures à 500 kW électriques.
  • La chaleur est récupérée dans les circuits de refroidissement du moteur et dans les gaz d’échappement.
  • La valorisation de la chaleur l’est sous forme d’eau chaude.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

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Abaques de coûts d’investissement et de maintenance des cogénérateurs

Les abaques qui suivent ont été élaborés à partir des caractéristiques d’un échantillon de cogénérateur à moteur à combustibles liquide (diesel, biodiesel ou huile) et gaz (gaz naturel ou biogaz) actuellement sur le marché (en 2014). Ils permettent de déterminer, à partir de la puissance électrique :

  • Son coût d’entretien, avec un contrat « tout compris » (huile, assurance « bris de machine » et dépannages) :

    Schéma abaque 01.

  • Son coût d’investissement (comprenant le prix de base pour une entreprise type; le supplément pour marche en parallèle avec le réseau électrique, y compris les protections nécessaires; conteneur avec capotage acoustique; récupération de chaleur sur cogénération) :

    Schéma abaque 02.

  • Son rendement électrique (αe) à pleine charge :

    Schéma abaque 03.

Attention, les courbes ont été établies pour des valeurs moyennes. Chaque cas est cependant particulier et les valeurs à prendre en considération peuvent s’éloigner de manière significative des valeurs présentées ici. Seule une étude particulière de faisabilité réalisée par un bureau d’études compétent pourra servir de base pour envisager un éventuel investissement.

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Négocier le contrat de maintenance

Négocier le contrat de maintenance

Source: Cofely.

Les coûts de la maintenance

La durée annuelle de fonctionnement est essentielle pour évaluer le coût de maintenance. En effet, il existe un très gros entretien vers 35 000 – 40 000 heures de fonctionnement du moteur. Le coût de la maintenance est donc lié au nombre d’heures de fonctionnement, quelle que soit la charge du moteur pendant ces heures. Des données typiques relatives aux coûts unitaires de maintenance sont disponibles.

La répartition des coûts de maintenance et de combustible se présente de façon générale dans le rapport 20 % – 80 %.

Par poste, les coûts se répartissent comme montrés dans le graphique suivant.

  • Coût des prestations de conduite 15 %;
  • Coût des prestations de maintenance de premier niveau 10 %;
  • Coût des pièces relatives à la maintenance préventive 40 %;
  • Révision générale 20 %;
  • Assurances 15 %.

La répartition des coûts de maintenance par poste.

Une maintenance primordiale

En moyenne, on parle d’une durée de vie pour un moteur de cogénération de l’ordre de 50 000 heures, soit environ 10 années de fonctionnement selon l’usage. Pendant cette période, il est nécessaire d’effectuer des entretiens régulièrement pour garantir ses performances et la sécurité de l’installation. Dans la plupart des cas, seul ou via un prestataire de service, l’exploitant s’astreint à effectuer certaines opérations simples sur base d’une formation effectuée par l’installateur ou le constructeur. Cette formation doit être décrite dans le cahier des charges. Le prestataire de service pourra effectuer des opérations comme :

  • La conduite journalière (relevés de compteurs et contrôles visuels).
  • Suivant les prescriptions du constructeur : les vidanges et le changement des filtres à huile, des filtres à air ou encore des bougies.

Cependant, le maître d’ouvrage doit obligatoirement sous-traiter à un prestataire de service professionnel ou directement au constructeur les opérations de maintenance plus complexes nécessitant un outillage et des compétences particulières, comme des analyses ou paramétrages du moteur (endoscopie, réglage des culbuteurs, du mélangeur, etc.) ou des interventions sur des pièces maîtresses (l’alternateur, les culasses, le vilebrequin, etc.).

Il est conseillé à l’exploitant d’établir un contrat de maintenance sur la durée de vie du moteur avec le prestataire (ou directement avec le constructeur) où est précisé notamment :

  • la durée du contrat;
  • le coût des prestations qui sera lié à la quantité d’énergie produite;
  • les limites de prestation;
  • les délais d’intervention;
  • …

Établir un contrat est doublement avantageux pour l’exploitant du site : en cas de panne, c’est la garantie qu’un technicien va intervenir rapidement, il n’y a donc pas d’interruption prolongée du moteur; c’est aussi le moyen pour lui de maîtriser ses dépenses annuelles, car ce qu’il doit payer est prévu dans le contrat. Un contrat se négocie lors de la consultation des installateurs, lors des études de conception.

Afin d’obtenir un outil de production adapté à ses besoins, le maître d’ouvrage doit négocier ou définir plusieurs points clés :

  • les garanties des équipements;
  • les garanties de performance;
  • le protocole de réception;
  • le plan de maintenance;
  • une formation adaptée;
  • la liste des pièces détachées minimum et leur prix;
  • le contrat d’assistance technique.

Tout contrat de maintenance comprend aussi les éléments standards suivants :

  • des clauses de résiliation;
  • des clauses d’exclusion;
  • des habilitations du personnel;
  • des modalités de facturation et de paiement;
  • le révision du contrat.

Les éléments spécifiques aux contrats de maintenance de cogénération sont notamment :

  • les équipements concernés : le groupe, les raccordements…
  • les engagements en termes de résultat : taux de disponibilité, puissances fournies, consommations, émissions;
  • les engagements en terme de moyen : délais d’intervention, fourniture des consommables sur place…
  • les obligations du client : conditions de fourniture de gaz, accessibilité de l’installation, information de la société de maintenance avant toute modification, information de la société de maintenance de toute anomalie de fonctionnement.

Les contrats comprennent les clauses relatives aux assurances :

  • L’extension de garantie constructeur sur la période d’amortissement.
  • Elle couvre les frais de main-d’œuvre et de remplacement de pièces défectueuses au-delà de la période de garantie constructeur.
  • Elle peut être négociée directement avec le constructeur indépendamment du contrat de maintenance.
  • Les bris de machine, conclue soit par le client, soit par la société de maintenance et revendue au client.
  • La destruction de tout ou partie des biens assurés (pour cause interne ou cause humaine).
  • Les pertes d’exploitation.
  • La couverture des conséquences financières d’un arrêt ou d’un non-démarrage partiel ou total, quelle qu’en soit la cause (ce qui nécessite des moyens de comptage sur l’installation).
  • Les modalités : pénalités en cas de défaillance électrique et thermique .
  • L’assurance perte d’exploitation n’est pas contractée par la société de maintenance, elle coûterait beaucoup trop cher, mais peut être inclue dans la police d’assurance générale du client.

Le contrat de maintenance est conclu au minimum sur la durée d’amortissement.
Attention de couvrir la révision du moteur si elle a lieu pendant la période d’amortissement.

Les paramètres relevés et archivés ainsi que les alarmes incluses dans la télésurveillance sont à définir explicitement.

Types de contrat

Contrat de type « préventif »

Ce contrat inclut généralement toutes les maintenances prévues dans le plan de maintenance simple du constructeur de la machine à l’exclusion de la maintenance générale des 50 000 heures qui implique souvent la révision complète du bloc-moteur ou son remplacement.

Contrat de type « préventif et curatif » (souvent appelé omnium simple)

Comme son nom l’indique, ce type de contrat comprend la maintenance préventive et la téléassistance. La maintenance curative permet la prise en charge de toutes les interventions résultant d’un arrêt moteur nécessitant le changement d’une pièce détachée du groupe (hors bougies, filtres). Le contrat est régulièrement accompagné d’une garantie de résultat, portant sur la disponibilité de la machine.

Contrat de type garantie simple

En plus de la maintenance préventive, de la téléassistance, de la maintenance curative, ce type de contrat inclut la garantie de disponibilité. Il inclut aussi une assurance bris de machine et couvre les pertes d’exploitation (avec un plafond).

Contrat garantie totale

Ce type de contrat comprend toutes les prestations du contrat « garantie simple », mais aussi la conduite, plusieurs visites par semaine, des réglages du moteur et la réalisation des vidanges.

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Author Image Posted By : Sylvie 8 Avr, 2016

Organiser la maintenance de l’installation

Organiser la maintenance de l’installation

Source : aipower.

Organiser la maintenance

La nature et la fréquence des interventions de maintenance sont définies par le constructeur. Le contrat de maintenance doit suivre ses prescriptions. Si l’expérience le suggère, l’échéancier pourra ou devra être adapté dans un sens ou dans l’autre, en accord avec le constructeur.

Contrairement à la conduite, le personnel doit ici être qualifié. C’est la société de maintenance qui l’effectue, même si elle peut éventuellement déléguer la maintenance de premier niveau.

Toute intervention doit faire l’objet d’un compte rendu qui sera distribué aux intervenants.

La maintenance de premier niveau est effectuée en général plusieurs fois par saison :

  • la vidange du carter d’huile et du réfrigérant d’huile s’il y a lieu;
  • le prélèvement d’huile en vue d’analyse :
    • la recherche de métaux pour en déduire l’usure du moteur et prendre les mesures adéquates,
    • l’oxydation et nitration de l’huile pour déterminer l’acidité de l’huile et adapter la fréquence des vidanges,
    • du glycol dans l’huile signifie une fuite dans le circuit de refroidissement.
  • le nettoyage / changement du filtre à huile;
  • le nettoyage / changement du filtre à air;
  • le graissage des roulements;
  • le contrôle, nettoyage ou changement des bougies;
  • le contrôle du niveau d’électrolyte des batteries de démarrage et remplissage si nécessaire;
  • le complément des liquides de refroidissement;
  • le contrôle de l’état des courroies;
  • la recherche approfondie de fuite;
  • la vérification des jeux aux soupapes;
  • la vérification et resserrage des connexions électriques;
  • le nettoyage du récupérateur de condensat;
  •  …

La maintenance préventive ne s’effectue en général qu’une fois par saison

  • le réglage de l’allumage et de la carburation;
  • le réglage des jeux de culbuteurs;
  • le remplacement des pièces;
  • la vidange et changement des liquides de refroidissement et prélèvements pour analyses;
  • le contrôle et nettoyage des échangeurs;
  • le contrôle général des sécurités;
  • le contrôle des rejets après redémarrage, mesure de la composition des gaz de combustion;
  • le contrôle des extracteurs d’air du local;
  • (endoscopie, contrôle des surfaces internes du moteur).

Remarques relatives au bon déroulement de la conduite et de la maintenance :

  • Les pannes existent et arrivent. Il est nécessaire que la société de maintenance fournisse une équipe efficace avec une télésurveillance appropriée pour garantir des interventions rapides.
  • Les constructeurs autorisent la sous-traitance de certaines actions de maintenance tout en maintenant la garantie.
  • Certains nouveaux moteurs ont des systèmes de contrôle qui remplacent le premier niveau de maintenance : détecteurs de détonation; mélange ajusté par vanne électronique, inversion automatique de l’ordre d’allumage…
  • Des automatismes trop nombreux et complexes multiplient les risques de panne. Un suivi régulier sur place par une personne compétente reste un gage de bon fonctionnement.
  • En pratique, il faut noter que les interventions sont le plus souvent liées à des fuites ou à des erreurs de manipulation.
  • La température d’huile (trop chaude ou trop froide) et les problèmes de viscosité que cela entraîne sont un autre problème régulièrement rencontré. Si une huile est trop chaude, le moteur ne pourra redémarrer avant 2 ou 3 heures.
  • Il existe des prix de maintenance au kWh ou, beaucoup plus fréquent, à l’heure de fonctionnement. Ils ne tiennent pas toujours compte des périphériques. Il importe de définir le contenu de la maintenance dans le contrat. Idem pour les alternateurs, pour la partie électrique et l’aéro réfrigérant.
  • L’analyse de l’huile à chaque vidange, fournie gratuitement par le fournisseur d’huile, est importante, car elle fournit de précieux renseignements.

Tenir un échéancier

Voici à titre d’exemple un tableau de maintenance. À rappeler que chaque constructeur possède souvent son propre plan de maintenance. Dans le cadre d’un projet d’installation d’un système de cogénération, n’oubliez pas de préciser dans le cahier des charges que l’installateur doit vous fournir le plan de maintenance sous forme, par exemple, d’un échéancier à afficher sur l’armoire de commande du cogénérateur.

1/ Fréquence (h) 24 750 1 500 3 600 7 200 10 800 14 400 21 600 43 200
Conduite
Relevé des paramètres X
Contrôle des niveaux X
Contrôle des fuites X
Contrôle des bruits X
Contrôle des vibrations X
Contrôle visuel des fumées X
Contrôle préchauffage X
Maintenance premier niveau
Remplacement filtre huile X
Remplacement filtre air X
Vidange huile X
Contrôle bougies X
Analyse huile X
Nettoyage récupérateur condensat X
Niveaux batteries X
Niveau eau refroidissement X
Graissage roulements alternateur X
Contrôle batteries X
Contrôle courroie X
Contrôle état durites X
Maintenance préventive
Réglage culbuteurs X
Réglage système d’allumage X
Réglage carburation X
Contrôle ligne de gaz X
Endoscopie cylindres X
Remplacement des bougies X
Remplacement faisceau allumage X
Remplacement du liquide de refroidissement X
Remplacement des durites X
Remplacement de la courroie X
Remplacement des batteries X
Contrôle du démarreur X
Remplacement des sécurités X
Contrôle pompe eau BT X
Nettoyage échangeurs chaleur X
Contrôle extracteur X
Révision culasse X
Révision pompe à eau HT X
Contrôle accouplement X
Contrôle plot suspension X
Révision cylindrées X
Révision générale moteur X
Révision alternateur X

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Assurer la conduite de l’installation de cogénération

Le contrôle des cycles de démarrage/arrêt

Une installation de cogénération nécessite un suivi régulier. On n’oubliera pas cet aspect des choses pour garantir que l’intégration de la cogénération en chaufferie sera positive non seulement d’un point de vue énergétique, environnemental et économique, mais aussi d’un point de vue de la pérennité, et ce tout au long de la durée de vie du cogénérateur.

L’exploitation de l’installation peut être réalisée par le maître d’ouvrage lui-même ou par un tiers qui est, en général, l’entreprise de maintenance.

Outre les Certificats Verts qui représentent le « baromètre » de bonne gestion énergétique, environnementale et financière de l’installation, il est nécessaire que l’exploitant tienne compte du nombre de cycles de démarrage/arrêt du cogénérateur. C’est en quelque sorte « l’électrocardiogramme » du moteur sachant qu’un nombre important de cycles ON/OFF réduit sa durée de vie de manière significative. Certains constructeurs avancent le chiffre de maximum 6 cycles par jour.

Il est tentant d’augmenter la rentabilité du projet de cogénération en faisant fonctionner le système de cogénération en été. Dans certaines installations, heureusement elles ne sont pas majoritaires, on peut observer une fréquence importante de cycles de démarrage/arrêt par jour ! Un chiffre de 80 cycles/jour a déjà été observé. Dans ces conditions, l’installation génère des CV mais à quel prix ?

Sur ce type d’installation, on peut observer les problèmes suivants :

  • S’il y a un turbo, celui-ci s’encrasse vite et casse;
  • Les bougies sont à changer plus souvent;
  • La batterie est à remplacer plus régulièrement que prévu;
  • La consommation d’huile est plus importante;
  • …

De plus, à chaque cycle ON/OFF, le rendement global moyen de l’installation diminue par rapport à une installation qui tourne en continu.

Sans pouvoir montrer des chiffres précis sur la réduction de la durée de vie du cogénérateur en fonction du nombre de cycles de démarrage/arrêt, intuitivement, cette démarche n’est pas recommandée.

Si, lors des étapes précédant l’exploitation, les différents intervenants ont bien fait leur job, c’est ici que la GTC devient très utile à l’exploitant. En effet, il peut en permanence contrôler les paramètres de l’installation, effectuer des enregistrements de données, etc. Même pour les petites installations, il est possible d’interagir à distance avec le régulateur de chaufferie (via les multimédias) et ce afin de contrôler régulièrement le fonctionnement de l’installation de cogénération.

La conduite classique

La conduite classique d’une installation de cogénération permet de se prémunir des risques de panne. Elle comprend généralement les opérations d’exploitation simples et périodiques, notamment :

  • une inspection quotidienne;
  • l’information de la société de maintenance de tout dysfonctionnement;
  • le contrôle des paramètres du moteur :
    • la température de l’eau de refroidissement,
    • la température et pression d’huile,
    • la température d’échappement,
    • la température de l’air dans le collecteur d’admission,
    • la dépression du carter d’huile,
    • la pression différentielle du filtre à huile moteur.
  • le contrôle des niveaux :
    • l’huile du carter,
    • le liquide de refroidissement,
    • la charge des batteries.
  • le contrôle du site et de l’installation :
    • le visuel des différents composants : les fuites ou anomalies apparentes,
    • le visuel des gaz d’échappement,
    • les bruits et vibrations.
  • le contrôle des puissances thermique et électrique produites :
    • la puissance électrique par phase (tension et intensité),
    • la puissance thermique,
    • la températures aux échangeurs,
    • la consommation de combustible.
  • le contrôle du nombre d’heures et de cycles de démarrages/arrêts.
  • la tenue d’un carnet de suivi :
    • assure la qualité du suivi,
    • l’outil de diagnostic pour la société de maintenance.

Le personnel de conduite n’est pas nécessairement qualifié. Il peut s’agir du personnel de maintenance de la chaufferie, mais après une formation minimale comprenant :

  • le schéma général de l’installation,
  • le principe de fonctionnement,
  • les points à contrôler,
  • le système d’arrêt d’urgence.

La télésurveillance assure le relevé (et archivage) de paramètres, ce qui peut faciliter la conduite et la maintenance. Elle génère des alarmes à distance en cas d’anomalie, mais elle ne remplace pas l’inspection quotidienne.
Les paramètres surveillés (et archivés avec date et heure) sont généralement :

  • la température d’huile,
  • la pression d’huile,
  • la température des liquides de refroidissement,
  • les puissances électriques,
  • la dépression filtre à air,
  • les marches / arrêts du module,
  • la pression gaz / niveau mazout,
  • la température d’échappement.

La conduite énergétique

Sur le même principe que la conduite classique où la prévention devrait primer sur les opérations curatives, la conduite énergétique se doit d’anticiper les « dérives énergétiques ». En d’autres termes, un contrôle journalier des compteurs d’énergie devrait permettre d’objectiver le rendement de l’installation. S’astreindre à calculer le rendement quotidien peut paraitre fastidieux d’accord, mais cela permet d’éviter les mauvaises surprises lorsque vous voulez valoriser le fruit de votre production de chaleur et d’électricité. Rien n’est plus désagréable que de ne pouvoir, sur le plan financier par exemple, revendre des certificats verts (CV).

Calcul du rendement énergétique

Le rendement énergétique du cogénérateur se calcule comme le ferait la CWaPE selon le code de comptage. Dans l’exemple repris ci-dessous, le relevé des trois compteurs certifiés par un organisme agréé permettent de calculer le rendement global de l’installation de cogénération:

α=  (Eenp+Eqnv) / Ee

Le rendement thermique du cogénérateur est le rapport entre la chaleur nette valorisée et l’énergie primaire entrante sur la période considérée :

αq = (Eqnv) / Ee

Le rendement électrique est le rapport entre l’énergie électrique nette produite et l’énergie primaire entrante sur la période considérée.

αe = (Eenp) / Ee

Les calculs des rendements électrique, thermique et global permettent d’estimer la santé de votre cogénérateur. Ils peuvent être réalisés de manière simple au moyen d’un tableur Excel ou équivalent.

Calcul du taux d’économie de CO2

Le gain en CO2, exprimé en kgCO2/MWh électrique net produit (MWhé), est obtenu en comparant les émissions respectives de l’unité considérée (F) et les installations classiques de référence.

Pour une unité de production d’électricité à partir de SER et/ou de COGEN de qualité, le gain réalisé par l’unité considérée est égal aux émissions d’une centrale électrique de référence (Eref) augmentées – dans le cas d’une installation de cogénération et/ou de trigénération – des émissions d’une chaudière de référence (Q) et, le cas échéant, d’un groupe frigorifique de référence (Qf) desquelles les émissions de l’installation envisagée (F) sont soustraites :

Un simple calcul du taux d’économie de CO2 permet aussi de vérifier si votre système de cogénération est bien de « qualité « , à savoir génère, entre autres, une économie de 10 % de CO2 par rapport à la référence :

G = Eref + Q + Qf – F (kgCO2/MWhé)

Le taux d’économie de CO2 ou kCO2 est, quant à lui, obtenu en divisant le gain (G) en CO2 de la filière par le CO2 émis par la solution électrique de référence (Eref).

τ =  G/Eref  ≥ 10 %

Relevé des index

En plus d’effectuer le relevé des index trimestriels (à fournir à la CWaPE), un relevé quotidien ou hebdomadaire, selon vos disponibilités, permet de calculer les différents flux énergétiques, rendements et taux d’économie de CO2 :

ΔG = ΔEref +ΔQ + ΔQf – ΔF (kgCO2/MWhé)

kCO2 =  ∆G/∆Eref

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Planifier la maintenance [Cogénération]

Planifier la maintenance [Cogénération]

Définitions

Par exploitation, on entend généralement la conduite et la maintenance.

La conduite est, en plus du pilotage automatique des démarrages, arrêts et modulations de charge, une inspection systématique et périodique des installations : fuites, bruits, vibrations, télésurveillance, archivage selon protocole.

La maintenance comprend une série d’actions visant à maintenir l’outil dans des conditions de fonctionnement lui permettant de remplir son rôle : produire de la chaleur et de l’électricité avec un rendement donné.

La maintenance se situe à 3 niveaux d’intervention :

  1. La maintenance premier niveau : actions simples nécessaires à l’exploitation.
  2. La maintenance préventive : réduire la probabilité de défaillance du système. Un échéancier est établi sur base des données du constructeur et des actions sont prises en fonction de critères prédéterminés sur l’état de dégradation des équipements.
    • réglages,
    • remplacement des pièces usées et des fluides,
    • prélèvements pour analyse,
    • révisions.
  3. La maintenance curative : remettre l’installation en état de fonctionner après une défaillance et éventuellement améliorer l’installation.

La maintenance des installations de cogénération se différencie de la maintenance des chaudières classiques :

  • le moteur nécessite une maintenance qui lui est spécifique;
  • certaines tâches nécessitent une société de maintenance spécialisée;
  • la maintenance implique des arrêts qu’il faut anticiper;
  • la non-disponibilité affecte la rentabilité et doit être prise en considération.

Les enjeux

L’objectif premier de la conduite et de la maintenance est de garantir un bon fonctionnement des installations et de minimiser les risques énergétiques et économiques encourus.

Plusieurs risques sont à prendre en considération pour évaluer l’importance de la conduite et de la maintenance.

Les pertes d’exploitation en cas de mauvais fonctionnement, avec pour conséquences :

  • des pertes de puissance électrique;
  • des pertes de puissance thermique;
  • une surconsommation.

Une usure précoce des composants, avec pour conséquences :

  • la nécessité d’effectuer des réparations;
  • l’indisponibilité des productions de chaleur et d’électricité.

Garantir la rentabilité, c’est un engagement sur les moyens et sur les résultats. L’engagement vise tant la disponibilité que les puissances et les rendements. Une série d’assurances garantit ces risques :

  • l’extension de la garantie du constructeur;
  • la garantie bris de machine;
  • la garantie perte d’exploitation.

L’anticipation de la maintenance dès la conception évite les mauvaises surprises en cours d’exploitation.

  • Les coûts de maintenance non négligeable affectent la rentabilité du projet, notamment si la révision générale du moteur intervient pendant la période d’amortissement du groupe, son coût important est à intégrer dans le coût de maintenance. Toute la faisabilité du projet peut s’en trouver affectée.
  • Les relations doivent être établies rapidement entre les différents acteurs, notamment entre la société de maintenance et le constructeur du groupe de cogénération.
  • L’aménagement du local doit permettre l’accès pour la maintenance.
  • Les raccordements doivent permettre l’isolement du groupe pour la maintenance.
  • Des appareils de mesure en nombre suffisant doivent être installés pour garantir une maintenance préventive efficace.

Les équipements concernés

Ici encore, il est essentiel de délimiter précisément les champs d’intervention de la conduite et de la maintenance et les responsabilités de chaque intervenant.

Les organes suivants font l’objet de surveillance

  • Le groupe de cogénération et tous ses composants :
    • le moteur;
    • l’alternateur;
    • l’échangeur de chaleur;
    • l’armoire électrique et système de régulation;
    • le silencieux;
    • le pot catalytique, régulation et contrôle compris;
    • l’aéro-réfrigérant;
    • les batteries de démarrage et batteries système;
    • la ventilation.
  • Le raccordement hydraulique au circuit d’utilisation :
    • les liaisons;
    • les vannes;
    • les pompes.
  • L’approvisionnement en combustible :
    • la pression si gaz;
    • le niveau si mazout;
    • le comptage.
  • L’évacuation des gaz
  • Le raccordement électrique :
    • les câbles de puissance;
    • le raccordement de la régulation;
    • le raccordement de la protection de découplage.

Les intervenants

Voici un bref descriptif des relations entre les principaux intervenants de l’exploitation.

Le client

  • Il est propriétaire du bien objet de la maintenance.
  • Il n’a pas de compétence particulière.
  • Il choisit la société de maintenance et choisit la répartition des tâches.

L’exploitant de la chaufferie

  • Il est à impliquer dans la conduite.
  • Il peut conduire le groupe avec une délégation par la société de maintenance.
  • Il doit se conformer aux exigences de la société de maintenance.

La société de maintenance

  • Cela peut être le constructeur lui-même ou le fournisseur.
  • Cela peut être une société agréée par le constructeur ou une société indépendante.
  • Elle doit disposer de la logistique, du personnel, de l’outillage, des relations avec le fournisseur, des assurances et de garanties de respect d’astreinte.

Le tableau suivant montre les responsabilités de chaque intervenant.

Surveillance

Maintenance
premier niveau

 Maintenance
préventive		 Maintenance
curative

Client

Possible

Non

 Non Non

Exploitant de chaufferie

Possible

Oui

 Non Non

Société de maintenance

Télésurveillance

Oui

 Oui Oui

Remarques relatives à la répartition des tâches :

  • Le partage des tâches ne doit pas interférer sur les garanties.
  • Chaque intervenant prend en charge les conséquences financières de ses travaux et prend des assurances nécessaires.

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Choisir le raccordement électrique [cogen]

Câble de puissance et protections classiques

Comme toute installation électrique, le dimensionnement complet des câbles et des protections se calcule selon le R.G.I.E. (Règlement général sur les installations électriques).

En particulier, l’ajout d’une nouvelle source d’énergie influence le dimensionnement des équipements de protection contre les courts-circuits et des sections de câbles.

Toute source d’énergie électrique est caractérisée par un courant (ou une puissance) de court-circuit (Icc ou Pcc), c’est-à-dire le courant qui circulerait dans l’installation si elle était en court-circuit. Si une nouvelle source d’électricité est ajoutée à l’installation, son courant de court-circuit s’en trouve modifié.

Les disjoncteurs protègent les charges contre les défauts du réseau. De même que les circuits de puissance, ils sont dimensionnés à partir, notamment, du courant de court-circuit (Icc). Si une nouvelle source de courant est ajoutée, il est nécessaire de vérifier la capacité des disjoncteurs à protéger efficacement les charges contre le nouveau Icc et la tenue des circuits aux nouveaux défauts potentiels.

De plus, les câbles entre le point de raccordement et l’alternateur doivent être protégés de part et d’autre (réseau et cogénération) contre un court-circuit. Ce qui implique la nécessité de disposer de la Pcc au point de raccordement de la cogénération.

Protection spécifique à la production d’énergie électrique en parallèle sur le réseau

En tous cas, le système de protection sera à prévoir en concertation avec le distributeur local et fera l’objet d’un accord préalable. De plus, avant toute mise en œuvre du système de protection, celui-ci devra être accepté par un organisme agréé pour le contrôle des installations électriques qui le vérifiera à la mise en service (aux frais de l’autoproducteur). Ceci signifie également que les équipements de protection utilisés doivent être agréés.

Protection de découplage ou production décentralisée

Lorsqu’un client désire raccorder une unité de production décentralisée au réseau de distribution, le distributeur local doit évaluer si le client peut (ou pas) injecter du courant sur le réseau MT ou directement sur le poste source.

Cette limitation est à fixer conjointement :

  • par le service commercial du distributeur pour des raisons contractuelles (contrat de fourniture);
  • par l’exploitant du réseau au regard des charges et de la capacité du réseau.

Si le client peut injecter son énergie électrique sur le réseau, cette puissance sera limitée par la protection générale BT ou MT du client et une protection de découplage est obligatoire.

La protection de découplage utilise souvent le saut de vecteur. Le saut de vecteur est une protection qui identifie un saut de déphasage dans le champ électrique tournant, supérieur à une consigne.

Cette protection protège non seulement le réseau, mais également l’alternateur. Dans environ 1 % des cas cependant, elle peut être mise en défaut. Si toute la charge de l’utilisateur est alimentée par la cogénération, il n’y a quasiment pas de puissance qui transite par la cabine HT. Dans ce cas, lors d’un déclenchement, deux cas sont possibles. Si des charges existent sur la même portion de réseau, lors du déclenchement, l’impédance va varier brusquement, c’est-à-dire que le groupe va soudainement essayer d’alimenter ces charges et le saut de vecteur va déclencher. Si les charges sont trop faibles, l’impédance vue par le groupe ne variera presque pas lors du déclenchement, et le saut de vecteur ne se déclenchera pas.

En cas de saut de vecteur, le dispositif ouvre le disjoncteur au niveau du groupe.

S’il s’agit d’une micro-coupure, lorsque le réseau revient, la tension revient (la bobine du disjoncteur principal est alimentée par la tension réseau) et une reprise de parallèle permet le recouplage.

Si le réseau ne revient pas, le verrouillage du disjoncteur principal permet le fonctionnement en groupe de secours (pour les machines synchrones uniquement).

Lorsque le réseau revient après un fonctionnement en groupe secours, deux options sont possibles. Dans la première solution, le dispositif détecte la tension du réseau, ouvre le disjoncteur du groupe secours, ferme le disjoncteur principal et, comme pour une micro-coupure, reprend la parallèle, le tout en un temps très court, de l’ordre de 0,2 seconde.

L’alternative est une synchronisation arrière, c’est-à-dire une modulation de la puissance du moteur pour atteindre le synchronisme avec le réseau, tout en continuant à alimenter les charges électriques. Elle est cependant plus difficile, car il existe des charges très variables comme les ascenseurs qui font varier plus ou moins brusquement tension et fréquence.

L’ensemble des protections revient à environ 2 250 – 2 500 €. Les coûts d’une bascule et d’une parallèle réseau sont comparables l’un à l’autre et tournent autour de 7 500 €.

Protection directionnelle ou autoproduction

Si on sait que la consommation est supérieure à la production de la cogénération, on place une protection directionnelle.

La protection à prévoir est un relais directionnel de courant ou d’énergie active qui déconnecte le moteur du réseau si de l’énergie est envoyée vers le réseau par exemple, lorsque le réseau tombe en panne.

Cette protection est plus simple et donc moins chère que la protection de découplage.

Synchronisation de la génératrice synchrone

Les synchroniseurs sont très rapides et les modulations de fréquence et de tension sont minimes. Dans la majorité des cas, les modulations de fréquence et de tension respectent les limites des appareils, le recouplage peut donc se faire sans coupure. Le prescripteur vérifiera cependant l’existence ou non d’appareils particulièrement sensibles parmi les équipements du client et imposera le cas échéant une coupure de l’alimentation pour synchroniser.

Lorsque le groupe tourne, il est important d’éviter toute modification de la position des disjoncteurs de la cabine HT (avant ou après le transfo). En effet, si le groupe est en parallèle sur le réseau, il y a un risque de déclencher un saut de vecteur; si le groupe tourne en secours, il y a un risque d’une prise de parallèle non synchronisée. Il est vivement conseillé d’installer un boîtier à destination du distributeur dans la cabine HT, avec une lampe témoin allumée si le groupe est en parallèle et un interrupteur pour couper le groupe ou empêcher la prise de parallèle.

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Choisir le raccordement hydraulique [cogen]

Préambule

L’insertion d’une unité de cogénération de petite taille dans un système de chauffage centralisé est une question complexe. Chaque système de chauffage a ses spécificités et rend le raccordement hydraulique d’une cogénération unique. En outre, il n’existe pas de prescriptions techniques spécifiques auxquelles un installateur doit ou peut se conformer.

Voici repris une série de critères de dimensionnement et de caractéristiques relatifs aux différentes possibilités de raccordement de la cogénération.

  • Étude de l’installation de chauffage existante
  • Critères généraux
  • Exigences côté cogénération
  • Raccordement en série
  • Raccordement en parallèle
  • Aéro-réfrigérant

Étude de l’installation de chauffage existante

La connaissance et l’optimalisation de l’installation de chauffage existante sont un préalable important au bon fonctionnement futur de l’installation combinée. Un schéma hydraulique à jour de l’installation existante est donc indispensable.

Il faut principalement être attentif à l’adéquation des débits. Si ceux-ci sont surdimensionnés, les températures de retour de l’installation seront plus élevées que la normale. La diminution de la vitesse des pompes ou le placement de pompes à vitesse variable s’imposent donc parfois en préalable à la cogénération.

Cette étude est relativement simple pour les installations de taille modeste.

Par contre, pour les grosses centrales de chauffe, desservant plusieurs utilisateurs (sous-stations), une simulation des flux d’eau dans l’installation peut être nécessaire, pour en connaître le plus précisément possible le comportement : que se passe-t-il lorsque telle vanne s’ouvre, lorsque telle chaudière s’enclenche …

Critères de sélection

  • Ne pas créer de pertes de charge dans le circuit du client.
  • Assurer le débit d’eau au moteur quel que soit le mode de fonctionnement ou la charge.
  • Ne pas augmenter la température de l’eau à l’entrée du moteur par des mélanges.
  • Rendre possible l’isolation du circuit d’utilisation pour faire fonctionner la chaufferie sans le groupe de cogénération.
  • Prévoir un système de vidange du circuit hydraulique simple.
  • Prévenir les problèmes de corrosion et d’hydrolyse dans le circuit de refroidissement.

Le risque majeur à éviter dans la combinaison chauffage-cogénération est une température d’eau de retour trop élevée vers le moteur. Comme expliqué dans le chapitre relatif à la régulation, une température trop élevée peut entraîner une instabilité de l’enclenchement / déclenchement du moteur.

Concrètement, il faut que la température de l’eau à l’entrée du moteur soit inférieure à 85 °C si on récupère la chaleur uniquement sur l’eau de refroidissement et sur les fumées, à 75 °C si on récupère de la chaleur également sur le circuit d’huile et à 40 °C si on récupère sur le refroidissement du mélange air-gaz après turbocompression (pour les gros moteurs).

Côté refroidissement du moteur, des problèmes de corrosion et d’hydrolyse dans le circuit de refroidissement peuvent engendrer des problèmes aux joints des pompes à eau par exemple. La séparation des circuits de refroidissement du moteur (water jacket) du reste de l’installation hydraulique confine le problème. La solution est alors d’analyser la qualité de l’eau et de définir les additifs qui neutralisent les polluants. L’isolation des échangeurs de refroidissement du moteur et du circuit de lubrification permet de n’ajouter les additifs que dans un circuit local, au contraire d’un circuit unique, qui impose l’ajout des additifs en question au niveau des circuits de chaleur dans leur ensemble. La séparation des circuits de refroidissement du moteur offre en outre l’avantage de minimiser les pertes de charge dans le circuit client.

Raccordement en série

Configuration série sans ballon de stockage

Raccordement série (dérivation sur retour principal) sans bouteille de mélange :

  • Éviter le recyclage dans le circuit du retour du groupe.
  • Sélectionner une puissance du groupe inférieure à la puissance de la chaudière prioritaire pour garantir un débit suffisant.
  • La priorité est donnée naturellement à la cogénération.
  • Pas de conséquence négative lors de l’arrêt du groupe.
  • Maintien d’une régulation classique des chaudières.

Raccordement en série.

Le raccordement en série est la solution la plus simple. C’est elle qui présentera le moins de difficultés au niveau de la compatibilité hydraulique avec l’installation de chauffage existante. Elle est donc à conseiller pour les petites installations pour lesquelles une simulation du comportement hydraulique de l’ensemble serait trop coûteuse par rapport à l’investissement total.

Dans ce type de raccordement, une partie de l’eau est préchauffée par le cogénérateur. Si celui-ci ne développe pas une puissance thermique suffisante par rapport aux besoins instantanés, l’eau sera postchauffée par les chaudières.

L’inconvénient du raccordement en série provient du fait qu’une des chaudières est en permanence parcourue par de l’eau chaude même lorsqu’elle est à l’arrêt. On subit donc ses pertes à l’arrêt (y compris en été si le cogénérateur est dimensionné pour produire de l’eau chaude sanitaire). Elles peuvent être importantes sur des anciennes chaudières mal isolées et dont le brûleur est en permanence ouvert vers la cheminée (brûleurs sans clapets, chaudières atmosphériques).

Par contre, l’avantage est de pouvoir profiter du volume de la chaudière pour réaliser un stockage lorsque la demande instantanée de chaleur est fluctuante et inférieure à la production du cogénérateur. Ce volume de stockage est cependant limité par rapport à un ballon tampon séparé.

Le by-pass du cogénérateur sera dimensionné pour qu’un débit suffisant traverse le cogénérateur.

Une attention particulière devra être portée à ce problème si le circuit primaire est conçu pour fonctionner à débit variable (circuit avec une pompe d’alimentation par chaudière, circuit primaire ouvert sans pompe primaire et circuits secondaires avec vannes mélangeuses, …). Par exemple, si chaque chaudière possède sa propre pompe, le débit d’une chaudière doit être plus élevé que le débit du cogénérateur, faute de quoi celui-ci sera insuffisamment refroidi.

Configuration série sans ballon avec by-pass

Une autre configuration qui évite les pertes à l’arrêt dans les chaudières est le placement avantageux d’un by-pass. Attention toutefois au coût des vannes 3 voies par rapport à l’avantage que l’on retire de ne pas générer des pertes à l’arrêt dans une des chaudières.

Schéma de configuration série sans ballon avec by-pass.

Configuration série avec ballon

Quelques constructeurs proposent une configuration série avec ballon tampon. Le débit total de retour du collecteur traverse le ballon. On ne peut pas vraiment parler de ballon de stockage vu qu’il n’y a pas de stratification. On parlera plutôt d’augmentation de l’inertie du réseau. Pour autant que les conduits d’entrée et de sortie du ballon soient bien dimensionnés, le ballon tampon agit comme un large collecteur à faibles pertes de charge et perturbant peu les équilibres hydrauliques de la chaufferie existante. On peut comprendre que cette configuration soit intéressante, car hydrauliquement elle est simple et peut donner de bons résultats en termes de courts cycles du cogénérateur.

Schéma de raccordement série avec bouteille de mélange.

Raccordement série (dérivation sur retour principal) avec bouteille de mélange

Il est impératif de :

  • Placer la bouteille verticalement pour garantir l’indépendance hydraulique des circuits.
  • Placer la pompe en série avec le circuit hydraulique de refroidissement du moteur pour garantir le débit.
  • La priorité est donnée naturellement à la cogénération.
  • Pas de conséquence négative lors de l’arrêt du groupe.
  • Maintien d’une régulation classique des chaudières.

Le raccordement du cogénérateur en amont de la bouteille (B) est préférable au raccordement en aval (A) étant donné la possibilité de retour d’eau chaude vers les chaudières au travers de la bouteille, ce qui réduirait le refroidissement du moteur.

Schéma de raccordement série avec bouteille de mélange.

Cogénérateur raccordé en série sur les chaudières dans un circuit avec bouteille casse-pression
(principe applicable à un raccordement en parallèle)

Raccordement en parallèle

  • Pas de perte par irrigation des chaudières lorsque la cogénération suffit.
  • La priorité n’est pas donnée naturellement à la cogénération.
  • Gestion spécifique de séquence des chaudières.
  • Un dimensionnement précis de la pompe dont le calcul est délicat est nécessaire (alternative : un variateur de vitesse).

Schéma de raccordement en parallèle.

Raccordement en parallèle

L’intégration hydraulique en parallèle dans une chaufferie existante demande plus de modifications de la « tuyauterie » qu’une intégration en série et une régulation plus fine. Cependant, on peut pointer plusieurs avantages importants de la mise en parallèle d’une cogénération : à l’inverse de la configuration série classique (sans by-pass des chaudières), il n’y a pas de passage de l’eau chaude dans les chaudières lorsque la cogénération seule fonctionne. On n’a donc pas de pertes à l’arrêt au niveau des chaudières si elles ne sont pas irriguées. Mais cela nécessite naturellement de dimensionner les conduites de raccordement du ballon de stockage de manière à laisser passer le débit total.

De plus, dans des chaufferies modernes équipées de chaudières à condensation, pour autant que la température de retour au circuit primaire soit bien maîtrisée, la configuration parallèle permet de valoriser la chaleur de condensation lorsque les chaudières viennent :

  • En support de la cogénération en période froide.
  • En remplacement de la cogénération en période chaude lorsque les besoins de chaleur deviennent trop faibles, et ce pour éviter les courts

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Choisir la génératrice [Cogen]

Puissance électrique

La puissance électrique de la génératrice est déterminée lors du dimensionnement des équipements. Si le dimensionnement s’est limité à une évaluation grossière des puissances nécessaires, des investigations supplémentaires selon la même méthodologie compléteront et valideront les résultats.

La puissance active de la génératrice doit par ailleurs correspondre à la puissance mécanique fournie par le moteur, avec une marge au-dessus de la puissance nominale du moteur.
Le régime de tension est déterminé par la tension de l’installation électrique sur laquelle la génératrice sera connectée.

Le cogénérateur est souvent raccordé au réseau basse tension du consommateur. On peut aussi le raccorder sur un réseau de secours propre du bâtiment qui reprendrait les éléments vitaux à maintenir en fonctionnement en cas de panne du réseau de distribution. Cela doit évidemment être prévu lors de la conception du réseau électrique interne.

Génératrice synchrone ou asynchrone ?

Le choix entre une génératrice synchrone ou asynchrone dépend essentiellement de la volonté de fonctionner en groupe secours (version synchrone) ou non (version asynchrone).

La version asynchrone est de conception plus simple et est donc moins chère. Par exemple, un fournisseur présent sur le marché propose le cogénérateur de 30 kWé asynchrone 3 000 euros (HTVA) moins chers que la même machine couplée à un alternateur synchrone (pour un investissement total de l’ordre de 50 000 €).

Deux inconvénients apparaissent cependant :

  • La puissance électrique de la machine asynchrone ne pourra être trop importante par rapport à la puissance totale appelée par l’établissement (on parle de maximum 30 % de la puissance appelée) de manière à ne pas perturber le cos phi de l’établissement. Il sera peut-être nécessaire d’installer une batterie de condensateurs afin de compenser le mauvais cos phi de l’installation.

 

  • La génératrice asynchrone ne peut fonctionner sans alimentation du réseau. Dans ce cas, il lui est impossible de fonctionner comme secours lorsque celui-ci est coupé. Seul un alternateur synchrone est alors envisageable.

Certains fournisseurs proposent un même moteur raccordé soit à une génératrice asynchrone, soit un alternateur synchrone. Selon la gamme de puissance, le standard sera la version synchrone ou asynchrone. Pour les puissances inférieures à 500 kW, malgré son coût, le standard est la machine synchrone, livrée avec l’ensemble des équipements de synchronisation.

Attention finalement au sens du flux d’air autour de la cogénération. Les génératrices fonctionnent à 40 °C maximum. Si l’air passe d’abord autour du moteur, il risque d’être à plus de 40 °C et de ne plus refroidir correctement la génératrice.

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Choisir le moteur [Cogen]

Critères de sélection

Les critères mentionnés au niveau du cogénérateur s’appliquent en réalité aux moteurs et sont donc d’application pour la sélection du moteur.

Attention à la qualité ! Des moteurs de bonne qualité peuvent donner une disponibilité de 95 % sur les 24 h de fonctionnement quotidiennes ! De nombreux problèmes sont dus au choix de machines trop justes, que l’on fait travailler à leurs limites. Dans le même ordre d’idée, l’état des machines (bougie, filtres, huile, échangeurs, soupapes, réglages divers comme les culbuteurs…) et leurs performances évoluent avec le temps, il faut en tenir compte dès le dimensionnement.

D’autre part, le prescripteur doit déclasser le moteur pour garantir son bon fonctionnement selon le nombre d’heures de fonctionnement et le niveau de puissance. Dans le cas contraire, le moteur risque de s’épuiser prématurément ce qui se traduirait par des chutes de rendements, voire de casser avant la fin de son amortissement.

Pour chaque moteur, le constructeur garantit des performances selon l’usage qui en est fait. Le fonctionnement en stand-by, comme son nom l’indique signifie que le moteur reste la majorité du temps à l’arrêt et ne démarre que pour des occasions particulières comme une panne de courant. Le fonctionnement, en prime, est un fonctionnement plus fréquent avec des arrêts et éventuellement des modulations de charges réguliers. Le fonctionnement en base est un fonctionnement quasi continu du moteur.

La nécessité de placer un pot catalytique résultera de la comparaison des données des constructeurs concernant le moteur sélectionné aux normes en vigueur, c’est-à-dire au permis d’environnement. Il en est de même pour le bruit, avec les limitations supplémentaires que le client peut éventuellement ajouter, comme dans le cas d’un hôtel par exemple.

Lorsque l’installation thermique ne permet pas de garantir une température de refroidissement du moteur suffisamment constante et basse, il est nécessaire d’adjoindre un aéro-réfrigérant de secours qui ne sert qu’exceptionnellement ou de réduire la charge du moteur. Ces dispositions évitent l’échauffement et l’explosion du moteur en cas de refroidissement insuffisant par l’installation thermique censée consommer la chaleur.

Sur les groupes au fuel, une sonde de contre pression permet de détecter un encrassement. Cet encrassement indique la nécessité ou non de nettoyer l’échangeur placé sur l’échappement afin de protéger le moteur. Si l’encrassement devient trop important, le moteur ne se trouve plus dans les conditions de pression optimale, le rendement chute et le moteur risque même une explosion si la perte de charge sur l’échappement devient trop importante. C’est pour cette raison que certains motoristes ne garantissent plus leurs moteurs si des échangeurs de chaleur sont placés sur les échappements.

Certains motoristes fournissent un équipement complet optimisé. Il appartient au prescripteur d’étudier la bonne adéquation entre une solution standard et les besoins spécifiques du client.

Moteur gaz ou diesel ?

D’un point de vue énergétique et environnemental

Tout dépend du combustible disponible à proximité immédiate. Au niveau des énergies fossiles, le gaz est « environnementalement » parlant mieux côté que le diesel, le coefficient du gaz naturel est inférieur à celui du diesel, raison pour laquelle les cogénérateurs gaz reçoivent plus de certificats verts que les moteurs diesels.

Les cogénérateurs à condensation de petite puissance sont de plus en plus présents sur le marché. La condensation de la fraction de vapeur d’eau contenue dans les gaz de combustion (théoriquement de 10 % pour le gaz) permet d’améliorer le rendement global du cogénérateur. La condensation des gaz de combustion issue des moteurs à gaz est moins problématique que celle issue des moteurs diesel sachant que le diesel contient du soufre qui se retrouve dans les gaz de combustion. À la condensation, le soufre se mélange à l’eau et forme un mélange acide corrosif pour les échangeurs et les conduits d’évacuation de gaz. Pour les  puissances importantes, il y a lieu de traiter les condensats. À l’inverse, les condensats des cogénérateurs gaz à condensation peuvent être rejetés directement à l’égout.

D’un point de vue mécanique

Comme caractéristique principale, un moteur gaz est nettement moins réactif au démarrage qu’un moteur diesel. Ce manque de réactivité, justifierait que le moteur gaz, et c’est d’actualité, ne soit pas utilisé comme groupe de secours en cas de « black-out ». Cependant, un cogénérateur au gaz, moyennant la présence d’un système intelligent de gestion de charge sur site, pourrait, suite à une coupure de réseau, redémarrer en groupe secours. Par exemple, la charge électrique du cogénérateur pourrait « monter en puissance » de 10  à 100 % dans un délai préprogrammé au niveau des circuits secours d’un hôpital.

La figure ci-dessous permet de rendre compte que le temps de synchronisation d’un moteur gaz sur le réseau est relativement long en comparaison au moteur diesel.

Schéma sur temps de synchronisation d’un moteur gaz / moteur diesel.

Temps de synchronisation d’un moteur gaz et diesel.

De plus, les moteurs gaz rencontrent également certaines difficultés face aux variations de charge. En effet, un des problèmes majeur des moteurs gaz est la gestion de la marche en régime transitoire. La réponse transitoire d’un moteur gaz, défini comme étant la réponse d’un système face à une variation de charges, est dès lors plus longue que pour un moteur diesel comme le montre la figure suivante :

Représentation d’une variation de charge autour de l’équilibre de base.

Dans un moteur diesel, l’injection se fait directement au niveau de la chambre de combustion tandis que pour un moteur gaz, le mélange gaz/air a lieu en amont de la chambre de combustion. C’est dès lors une des raisons pour laquelle un moteur gaz est caractérisé par une moindre robustesse.

Pour pallier le manque de réactivité rencontré dans un moteur gaz, les fabricants travaillent actuellement sur un projet visant à augmenter cette réactivité. Comme illustré à la figure suivante, le gaz est directement injecté dans la chambre de combustion, notamment grâce au système en développement HPDI (High Pressure Direct Injection).

Projet visant à l’injection directe de gaz à haute pression dans la chambre de combustion (Caterpilar).

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Synchronisation au réseau [cogen]

Principe

Dans la plupart des cas, la cogénération comme la plupart des installations décentralisées de production d’électricité est connectée au réseau pour y injecter l’excédent.
Afin de pouvoir réaliser cette connexion, il est indispensable de synchroniser le cogénérateur au réseau.

Préalablement au couplage réseau, la production décentralisée doit être mise en route avec une fréquence de rotation aussi proche possible que celle du réseau (f = 50 Hz) et une tension entre deux phases de la machine qui ait une valeur voisine de la tension entre deux phases du réseau.

Les conditions de couplage de l’alternateur sur le réseau doivent être impérativement respectées. Sans le respect des conditions de couplage, la destruction de l’alternateur est presque inéluctable.

Les conditions sont :

  • La fréquence de l’alternateur est la même que celle du réseau (ω ~ ω’). Une non-concordance des fréquences peut provoquer des retours de puissance de la part du réseau ou des couplages en opposition de phases.
  • La tension de toutes les phases de l’alternateur est identique à celle des phases du réseau (U ~ U’). Des différences de potentiel entre les phases de l’alternateur et celles correspondantes du réseau entraineraient la création de courants de circulation très élevés dans les enroulements de l’alternateur.
  • la concordance des phases est la même. En d’autres termes : « le fil rouge sur le bouton rouge … » ou, plus sérieux, les phases L1, L2, L3 (R, S, T) de l’alternateur doivent correspondre aux phases L1, L2, L3 (R, S, T) du réseau. Comme pour l’égalité des phases, la non-concordance des phases engendre des courants de circulation très élevés.

Sur le schéma présenté, les deux triades présentent une succession identique des tensions, les triades ont des fréquences proches, mais légèrement différentes représentées par la vitesse angulaire de glissement ωg. Les tensions entre les bornes 11’ ; 22’ ; 33’ s’annulent (presque) et sont au maximum simultanément (~2U).
Le couplage sera réalisé lorsque la tension 11’ est minimum. L’alternateur se synchronisera automatiquement au réseau en reprenant sa vitesse et tension.

En pratique … appareils de synchronisation

Schéma de principe de  montage des appareils de synchronisation.

Synchronoscope

Photo synchronoscope.

Cet appareil est muni d’un moteur dont la vitesse de rotation dépend de la différence entre les fréquences du réseau et de l’alternateur. La mise en parallèle s’effectue au passage à l’équilibre. Deux cas peuvent se présenter :

  • La partie gauche du cadran : il faut augmenter la vitesse de l’alternateur.
  • La partie droite du cadran : il faut réduire la vitesse de l’alternateur.

La méthode des 3 lampes

Auparavant, pour s’assurer de la concordance des phases lors de l’installation d’un nouvel alternateur, 3 lampes étaient montées de part et d’autre de l’interrupteur de couplage (voir le schéma de principe ci-dessus) :

  • Lorsque la concordance des phases est respectée, les 3 lampes s’éteignent et s’allument ensemble quand le synchronisme est proche.
  • À l’inverse, les 3 lampes s’allument et s’éteignent les unes à la suite des autres. Il est nécessaire de changer l’ordre des phases au niveau de l’interrupteur de couplage.

Le voltmètre différentiel

Photo voltmètre différentiel.

Il mesure la différence de tension de part et d’autre de l’interrupteur de couplage.
Le couplage se fait lorsque le voltmètre passe par 0 :

  • En négatif, la tension de l’alternateur est inférieure à celle du réseau.
  • À l’inverse, en positif, la tension de l’alternateur est supérieure à celle du réseau.

Le fréquencemètre

Photo fréquencemètre.

Des fréquencemètres branchés au niveau du réseau et du circuit de l’alternateur permettent de comparer si les fréquences sont proches.

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Monotone de chaleur [cogen]

Principe

La monotone de chaleur est le graphique de la demande de chaleur mesurée heure par heure sur une année et classée par ordre décroissant.

Établissement d’une monotone de chaleur sur base du profil de consommation de chaleur. La courbe donne le nombre d’heures où le besoin en chaleur correspond à la puissance définie en ordonnée.

Intérêt

La monotone de chaleur sur une année permet de sélectionner le meilleur compromis entre une puissance thermique plus ou moins importante et le nombre d’heures de fonctionnement auquel cette puissance pourra fonctionner. Une faible puissance fonctionnera longtemps et de façon continue, alors qu’une grande puissance fonctionnera moins longtemps et de façon plus discontinue.
La monotone de chaleur traduit aussi une image fidèle du profil énergétique d’un bâtiment. Elle intervient, entre autres, dans l’évaluation de la puissance d’un cogénérateur. En effet, l’objectif d’une étude de faisabilité pour un système de cogénération est de maximiser la production d’énergie thermique. En d’autres termes, l’optimum énergétique d’un cogénérateur est matérialisé par la plus grande surface sous la monotone de chaleur.

Exemples

La comparaison des trois aires nous donne une indication à la fois au niveau énergétique et de la puissance thermique à prévoir pour le cogénérateur.

 

Données

 Les monotones de chaleur relatives aux « profils types de consommation.

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Modulation de puissance [cogen]

Modulation de puissance [cogen]

Principe

Lorsqu’on parle de la modulation de puissance d’un groupe électrogène, on parle bien de la puissance électrique. Paradoxalement, la modulation de puissance d’un cogénérateur est basée sur la variation de la puissance thermique. Bien qu’il entraine aussi un alternateur comme le groupe électrogène, le cogénérateur est avant tout un générateur de chaleur et accessoirement d’électricité. Vu qu’ils sont « tous les deux unis pour le meilleur et pour le pire », la modulation de puissance thermique est intimement liée à celle de la puissance électrique.

Quel que soit le type d’alternateur, la modulation de puissance passe essentiellement :

  • Par la variation de la vitesse du cogénérateur équipé d’un alternateur asynchrone.
  • Par la variation du couple mécanique du cogénérateur équipé d’un alternateur synchrone.

L’intérêt de la modulation de puissance

La modulation de puissance est intéressante surtout pour maintenir une production électrique lorsque les besoins thermiques du circuit de chauffage connecté au cogénérateur diminuent, mais aussi pour réduire les séquences de démarrages/arrêts nuisibles à l’intégrité mécanique du moteur.

Par exemple, lorsque le cogénérateur injecte sa chaleur dans un ballon tampon qui est proche de sa consigne de température, le système de régulation du cogénérateur peut être prévu pour réduire la charge thermique de ce dernier. Dans ce cas, le cogénérateur continue à fonctionner à taux de charge partiel tout en maintenant une production d’électricité.

Attention cependant qu’à charge partielle, le rendement électrique se dégrade rapidement. En pratique, lorsque le cogénérateur est prévu pour travailler en modulation de puissance, les constructeurs proposent de ne pas descendre sous les 60 % de la puissance électrique nominale.

Le cas des alternateurs asynchrones

La modulation du taux de charge d’un cogénérateur est assez particulière lorsque l’alternateur est de type asynchrone. Pour rappel, la machine asynchrone en mode générateur doit fonctionner en « survitesse » par rapport à la vitesse du champ tournant du stator fourni par le réseau. Un glissement g négatif de quelques % suffit à l’alternateur pour atteindre sa puissance nominale. La survitesse est générée en « appuyant sur la pédale de gaz » du moteur d’entrainement et, par conséquent, en augmentant la vitesse de l’alternateur. Pour rester dans l’analogie de la voiture, l’augmentation du glissement peut être matérialisée par le comportement d’un conducteur qui, à la fois, appuie sur l’accélérateur tout en débrayant légèrement : « il fait patiner l’embrayage ». Le résultat est comparable dans le sens où les roues tournent à la même vitesse, mais que le moteur « monte légèrement dans les tours ».

Allure des courbes du couple et du courant « statorique » de la machine asynchrone fonctionnant dans les deux modes (moteur/alternateur)  en fonction d’un glissement positif ou négatif (survitesse ou sous-vitesse).

Pour une tension de réseau constante, la puissance disponible aux bornes du générateur suit la courbe du courant statorique lorsque la survitesse (ou le glissement) augmente.

Le cas des alternateurs synchrones

La variation de la puissance d’un cogénérateur équipé d’un alternateur synchrone est différente de celle d’un cogénérateur avec générateur asynchrone : il n’y a pas de glissement g ou de différence de vitesse angulaire entre le rotor de l’alternateur et le champ tournant du stator généré par le réseau.

L’action sur la « pédale de gaz » du moteur à combustion engendre juste une augmentation du couple du moteur et de la puissance électrique de l’alternateur. L’analogique de la voiture se prête bien aussi dans ce cas-ci : « pour maintenir la même vitesse d’un véhicule dans une côte, il est nécessaire  « d’appuyer sur le champignon », la vitesse des roues étant dans ce cas-ci celle du synchronisme ».

Attention, cependant, au décrochage d’un alternateur synchrone lorsque le couple résistif est trop important. Celui-ci 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.

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Author Image Posted By : Sylvie 6 Avr, 2016

Turbine

Turbine

Définition et principe

Une turbine est une machine tournante qui récupère l’énergie cinétique d’un fluide pour mettre en mouvement l’arbre de transmission.

Schéma définition et principe de la turbine.

La turbine est constituée :

  • D’une partie mobile comprenant un arbre sur lequel sont fixées les roues à aubes du compresseur et de la turbine.
  • D’une partie fixe couramment appelée « carter de la turbine » et dans lequel on retrouve les chambres de combustion, les déflecteurs pour correctement diriger le fluide sur les aubes de la turbine.

La turbine montée sur l’arbre de transmission est mise en rotation par la force exercée sur le fluide (liquide, gaz) sur les aubes. Cette action engendre une diminution de la pression du fluide ou détente. Dans le cas de la cogénération, l’arbre est couplé à un alternateur pour la production d’électricité.
La turbine est une machine qui nécessite un fonctionnement idéalement en continu. Ce type d’équipement présente, entre autres comme avantage, de demander moins d’entretien que les moteurs.

La turbine à vapeur

Une turbine à vapeur utilise, comme son nom l’indique, la vapeur comme fluide de propulsion. Elle est produite, par exemple, à partir d’une chaudière ou disponible en sortie d’un processus industriel. La vapeur produite à haute pression est injectée à l’entrée de la turbine. À ce niveau, elle subit une série de détente au travers de plusieurs étages de roue à aubes, en générant l’énergie mécanique nécessaire à mettre l’arbre en rotation.

Photo turbine à vapeur.

Turbine à Vapeur (source : General Electric).

Le schéma ci-dessous montre une turbine vapeur alimentée par une chaudière. La chaleur résiduelle comprise dans la vapeur basse pression (BP) et dans les quelques pourcents de condensats non récupérés par la chaudière vapeur,  peut servir à alimenter un système de chauffage (principe de récupération de la chaleur fatale).

Schéma principe turbine à vapeur.

La turbine vapeur conviendra particulièrement bien pour des puissances pouvant aller de 10 MWé à 50 MWé.

Elle nécessite un grand débit de vapeur d’entrée.

La turbine à gaz

Photo turbine à gaz.

Turbine à gaz (source Siemens).

La turbine à gaz fonctionne sur le principe de la détente d’un fluide gazeux dans une turbine issu de la combustion d’un mélange d’air comprimé au niveau du compresseur et de gaz dans une chambre dite « de combustion ». C’est le principe du réacteur d’avion !

La partie mobile est composée d’un arbre sur lequel sont montés le compresseur et la turbine. La partie fixe, quant à elle, accueille principalement la chambre de combustion.

Les gaz en sortie de turbine possèdent un niveau d’énergie suffisant qui peut être exploité dans une chaudière de post combustion en produisant de la vapeur.

Schéma principe turbine à gaz.

La gamme de puissances électriques des turbines à gaz est large. Le rendement électrique des turbines gaz est lié à la qualité de l’alternateur. Un ordre de grandeur courant de rendement électrique est de l’ordre de 20 à 25 %.

Le rendement thermique, lui, peut être amélioré par la qualité de l’échangeur, l’exploitation des différentes sources de chaleur, la qualité de la combustion, etc. Un ordre de grandeur de rendement thermique se situe entre 55 et 70 % (avec postcombustion).

La micro-turbine à gaz

La micro-turbine à gaz est la petite sœur de la turbine à gaz. Cependant, elle délivre de plus petites puissances (à partir de 25 kWé).

Photo micro-turbine à gaz.

Microturbine 30 kWé – Capstone.

La micro-turbine est souvent pourvue d’un échangeur complémentaire pour préchauffer l’air comprimé de la chambre de combustion. Enfin, la micro-turbine domestique existe sur certains marchés.

Schéma principe micro-turbine à gaz.

Principe de la turbine.

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Author Image Posted By : Sylvie 5 Avr, 2016

Présentation synthétique des composants

Le cogénérateur

Fonction

Transformer le combustible en énergies électrique et thermique.

Description

Parmi les moteurs de cogénérateur, les moteurs gaz ou diesel sont les plus couramment rencontrés. Par rapport au moteur à combustion interne classique (celui de votre voiture, par exemple), le moteur de cogénérateur valorise sa chaleur au travers d’une série d’échangeurs thermiques.

Le cogénérateur est principalement composé des entités suivantes :

  • le moteur;
  • l’alternateur;
  • les échangeurs;
  • une régulation.

Les moteurs des cogénérateurs étudiés dans cet outil sont principalement des moteurs à combustion classique, couplés à des alternateurs produisant l’électricité.

Comme le montre la figure suivante, la chaleur produite par le cogénérateur peut être valorisée au travers de différents échangeurs. Le refroidissement du moteur, des gaz d’échappement, de l’huile du carter et, éventuellement, du système turbo permet de récupérer de l’ordre de 55-58 % de l’énergie incidente (combustion du gaz, diesel, huile végétale, biogaz, …). 35 % servent à produire l’électricité et le solde de 7-10 % représente les pertes par radiation du bloc moteur et les pertes dans les gaz d’échappement. Les différents échangeurs à haute et basse température sont connectés au circuit  hydraulique de chauffage.

La chaleur des gaz d’échappement à 500 °C peut être récupérée à plus de 70 % par refroidissement à 150 °C. La chaleur de l’eau de refroidissement et de l’huile du moteur à +/- 100 °C peut être entièrement récupérée, alors que la chaleur de refroidissement du turbo à 45 °C peut plus difficilement être utilisée. Ce niveau de température est en effet trop bas pour être valorisé.

Les moteurs diesel et gaz sont utilisés dans une gamme de puissance de 5 kW à plusieurs MW et s’appliquent donc particulièrement aux secteurs tertiaires, industriel et PME, ainsi qu’au logement.

La récupération de chaleur sur ce type de moteur se prête bien à des utilisations à des températures inférieures à 100 °C comme la préparation d’eau chaude sanitaire, bien qu’une petite quantité de vapeur puisse néanmoins être générée grâce à la récupération de la chaleur contenue dans les gaz d’échappement (400 .. 500 °C).

Centrale de Cogénération compacte au gaz de 400 kWé.

Principales caractéristiques d’un groupe de cogénération complet

Le moteur

  • La puissances électrique (kW), thermique (kW), et combustible (PCI).
  • Le carburant gaz ou fuel.
  • Les rendements électriques et thermiques à différentes charges.
  • Le débit d’air et le sens de circulation pour ventilation et air comburant.
  • La présence d’un pot catalytique ou non.
  • Le silencieux.
  • La modulation de puissance : plages horaires et puissances prévues.

L’alternateur

  • Synchrone ou asynchrone.
  • Le rendement électrique à différentes charges.

L’échangeur

  • La température d’entrée d’eau.
  • La température de sortie d’eau.
  • Le débit d’eau.
  • La pression d’alimentation en combustible.

Les principes de régulation

  • signaux d’enclenchement, de déclenchements, de modulation.

Packaging

Les unités de cogénération se présentent sous deux formes :

  • Un package complet standard, comprenant dans un seul caisson moteur, génératrice, récupération de chaleur, régulateur et évacuation des gaz de combustion. Les différents composants sont parfaitement dimensionnés les uns par rapport aux autres et l’ensemble présente des coûts d’investissement et de maintenance réduits.
  • Beaucoup plus rare dans la gamme de puissance visée ici, un package spécifique assemblé sur mesure, où chacun des composants est sélectionné sur le marché et dont l’ensemble est optimisé pour répondre aux spécificités d’un projet particulier. Ce type de module est étudié au cas par cas et coûte généralement plus cher.

Il est important de noter que les unités de cogénération équipées d’un moteur diesel sont directement issues de la technologie camion ou voiture. Elles bénéficient ainsi d’effets de série très importants. Leurs prix sont moins élevés que les modèles de puissance équivalente alimentés au gaz, même si cette tendance s’estompe actuellement.

Le moteur

Fonction

Transformer le combustible (gaz, biogaz, huile végétale, …) en énergies mécanique, transformée plus loin en énergie électrique par la génératrice, et thermique, récupérée dans les échangeurs de chaleur.

Description

Le moteur est le cœur du cogénérateur, la régulation agit directement sur l’injection de carburant pour atteindre le niveau de puissance attendu.

Le moteur est aussi l’élément le plus fragile et il représente de loin la plus grande partie de la maintenance du groupe de cogénération.

Techniquement, le moteur se caractérise principalement par :

  • La puissance mécanique.
  • Le combustible utilisé, gaz ou mazout.
  • Les rendements à différentes charges.
  • Les émissions de gaz de combustion et la présence d’un pot catalytique ou non.
  • Les émissions sonores et la présence d’un silencieux ou non.
  • Le débit d’air et le sens de circulation, pour assurer la ventilation et l’air comburant.
  • Le déclassement du moteur en fonction de son usage : Stand-By; Prime; Base.

La génératrice

Fonction

Transformer l’énergie mécanique du moteur en énergie électrique et l’amener sur le réseau interne du client par le raccordement électrique.

Description

Alternateur synchrone

La génératrice synchrone est constituée d’un rotor, appelé inducteur, parcouru par un courant continu. Par la rotation des pôles de l’inducteur à l’intérieur du stator (l’induit), un courant alternatif est créé aux bornes de l’induit. Le courant induit est au départ indépendant du réseau et doit absolument être synchronisé en grandeur, en fréquence et en phase à celui-ci. La génératrice synchrone nécessite donc un équipement de synchronisation (le synchroniseur). Elle est plus complexe, plus onéreuse et nécessite la mise en place de matériels coûteux. Elle permet par contre d’assurer le secours de son établissement « hôte » en cas de perte de réseau.

La machine devra, en outre, être équipée d’une série de protections électriques comme une protection de découplage, une protection de surintensité et de mise à la terre.

Génératrice asynchrone

Une génératrice asynchrone est un moteur asynchrone dont la vitesse de glissement par rapport au champ tournant (qui est constitué par le réseau électrique) a une valeur telle qu’il se produit aux bornes du stator un courant alternatif (rotor en survitesse par rapport au champ tournant du stator). La génératrice asynchrone ne nécessite pas d’équipements de synchronisation dans la mesure où elle se synchronise automatiquement au réseau. Sa constitution est plus simple, les coûts sont moins élevés. Elle ne requiert pas d’auxiliaires électriques coûteux si ce n’est une batterie de condensateurs qui devra corriger le cosinus Phi. Celui-ci sera en effet détérioré par la puissance réactive appelée par la machine asynchrone. Ceci suppose aussi que la puissance électrique du cogénérateur ne pourra pas être trop importante pour ne pas trop détériorer le cosinus Phi de l’établissement. En pratique, pour la puissance électrique du groupe de cogénération, on ne dépassera pas 25 à 30 % de la puissance appelée par l’établissement.

Ayant besoin d’une alimentation du réseau électrique pour fonctionner, cette machine ne peut donc pas assurer un secours en cas de panne du réseau.

Résumé des avantages et inconvénients

Génératrice asynchrone
[+]

  • Coût d’investissement faible.
  • Simplicité d’utilisation.

[-]

  • Pas de possibilité d’utiliser l’unité de cogénération comme groupe de secours.
  • Limitation de la puissance du groupe par rapport à la puissance de l’établissement (25 à 30 %).
  • Nécessité de placer une batterie de condensateurs.

Alternateur synchrone
[+]

  • Possibilité d’utiliser l’unité de cogénération comme groupe de secours.
  • Solution adaptée à toutes les configurations techniques.

[-]

  • Coût d’investissement élevé.
  • Obligation d’auxiliaires électriques coûteux (synchroniseur, protection).

Caractéristiques techniques

Les caractéristiques principales de la génératrice sont :

  • la puissance électrique;
  • le régime de tension;
  • la génératrice synchrone ou asynchrone;
  • son cosinus phi.

Le raccordement électrique

Fonction

Amener l’énergie électrique depuis la génératrice vers le circuit électrique, avec toutes les protections nécessaires.

Description

La cohabitation de la cogénération et du réseau électrique du distributeur sur un même circuit demande l’installation d’une série de protections.

Le raccordement électrique se compose ainsi de plusieurs éléments :

  • le câble de puissance et les protections électriques « classiques »;
  • la protection spécifique à la production d’énergie électrique en parallèle sur le réseau;
  • le dispositif de synchronisation en cas de génératrice synchrone.

Câble de puissance et protections électriques « classiques »

Le câble de puissance, un câble électrique standard, amène l’électricité générée par la cogénération à l’installation électrique du client.

Plusieurs protections interviennent sur ce circuit électrique :

  • La protection des installations contre un dysfonctionnement du cogénérateur en plus des protections contre un dysfonctionnement du réseau électrique;
  • La protection du groupe de cogénération contre un dysfonctionnement interne ou contre un dysfonctionnement du réseau électrique;

  • La protection des personnes.

Les principales caractéristiques sont :

  • La tension de raccordement.
  • Le câble de puissance : type, dimensions et mode de pose du câble.
  • Les dispositifs de protection contre les surcharges et contre les courts-circuits.
  • Le régime de neutre et protection des personnes.

Protection spécifique à la production d’énergie électrique en parallèle sur le réseau

La protection spécifique à la production d’énergie électrique en parallèle sur le réseau permet :

  • Au gestionnaire de réseau d’exploiter son réseau de manière sûre et de se prémunir des incidents éventuels.
  • À l’auto producteur de protéger son installation en cas d’incident sur le réseau de distribution :

Schéma électrique de découplage.

Génératrice SYNCHRONE
avec fonctionnement en secours.

Deux situations sont prévues :

  • Soit le cogénérateur ne peut jamais fournir d’énergie au réseau. On parle « d’autoproduction », c’est-à-dire qu’on ne produit de l’électricité que pour ses propres besoins.
  • Soit le cogénérateur peut débiter sur le réseau (par exemple, dans le cadre d’un contrat de rachat d’énergie). On parle alors de production décentralisée.

Protection de découplage ou production décentralisée

Pour les installations de production décentralisée, on parle d’une protection de découplage. Cette protection permet, au moyen d’une série de relais (relais obligatoirement agréés par le distributeur), la mise hors service des cogénérateurs lorsque leurs influences deviennent trop importantes en cas de régimes de réseaux perturbés. Des packages agréés complets existent dans le commerce reprenant toutes les fonctionnalités de protection.

Protection directionnelle ou autoproduction

Une protection directionnelle isole le cogénérateur du réseau dès que de la puissance électrique passe vers le réseau. Dans ce cas, les protections mentionnées ci-dessus ne sont pas nécessaires.

Synchronisation de la génératrice synchrone

Le synchronoscope, composé d’un double fréquence-mètre et d’un double voltmètre (points 1 et 2 sur le schéma), donne une image des différences entre les champs tournants des deux branches du réseau à coupler que sont le cogénérateur et le réseau basse tension du client : comparaison de la fréquence et de la tension en grandeur et en phase.

Synchronisation de la génératrice synchrone.

Pour un démarrage normal, lorsque l’installation est sous tension, le synchroniseur va ajuster la puissance du moteur, via l’injection, pour adapter sa vitesse et donc la fréquence. Il va aussi moduler le courant d’excitation pour ajuster la tension en grandeur.

Lorsque les tensions et fréquences sont égales en grandeur et en phase, le couplage est actionné.

Pour un recouplage après un découplage du réseau, le même principe peut être utilisé avec une comparaison entre les points 1 et 3 au lieu des points 1 et 2.

Lorsque l’installation est alimentée par le groupe, mais isolée du réseau, on dit qu’elle est en îlotage. La puissance du moteur et le courant d’excitation régulent respectivement la fréquence et la tension. Lorsque le groupe fonctionne en parallèle sur le réseau, la puissance du moteur et le courant d’excitation régulent respectivement la charge électrique délivrée par le groupe et le cos phi.

Théorie

Pour plus d’informations sur le synchronisme des générateurs synchrones.

Les échangeurs de chaleur

Fonction

Récupérer la chaleur du moteur et des fumées pour la raccorder au système de production de chaleur  existant.

Description

Les échangeurs de chaleur permettent à 2 fluides, liquide ou gaz, de se croiser et d’échanger leur énergie thermique sans se mélanger. Les échangeurs les plus souvent rencontrés sont les échangeurs à plaques et les échangeurs à tubes droits ou en « U ». Ils se distinguent essentiellement par le type de surface d’échange entre les deux fluides. Leurs comportements respectifs en découlent.

Le groupe de cogénération comprend généralement 3 échangeurs de chaleur : le premier récupère la chaleur du bloc moteur dans l’eau de refroidissement, le deuxième celle des de l’huile de lubrification et le troisième celle des fumées.

Un quatrième échangeur est parfois présent au niveau du bloc turbo. Il est couramment appelé « intercooler » et sert à refroidir.

Une faible part de l’énergie thermique n’est pas récupérable, il s’agit de la chaleur dégagée par rayonnement et convection du moteur, de la chaleur résiduelle dans les échappements et des pertes dues à un éventuel intercooler.

Les caractéristiques essentielles des échangeurs de chaleur sont :

  • La températures d’entrée et de sortie.
  • Les débits.
  • Les polluants potentiels et solutions préconisées.

À quelques rares unités près, dans le secteur tertiaire, la plupart des cogénérateurs sont de petite puissance (quelques dizaines de kW) voire de puissance moyenne (quelques centaines de kW). Le cogénérateur alors se présente souvent sous la forme d’un « kit », échangeurs compris. Ces échangeurs sont, en général, en série; ce qui signifie que le cogénérateur ne dispose hydrauliquement que de deux connexions (départ/retour) pour se raccorder sur le circuit de chauffage.

Pour des unités de puissance plus importante, les échangeurs peuvent ne pas faire partie intégrante du cogénérateur. Dans ce cas, un ensemblier peut prévoir des échangeurs « externes » pour fournir de la chaleur à des températures différentes. Le dimensionnement de ces échangeurs se fera en fonction des exigences des différents besoins en chaleur. Ce genre d’unités de cogénération se retrouve plutôt dans l’industrie.

Le raccordement hydraulique

Fonction

Amener l’énergie thermique depuis les échangeurs du groupe de cogénération jusqu’au circuit d’utilisation de la chaleur, le plus souvent un système de chauffage central.

Schéma simplifié d’une installation type.

Description

Le raccordement hydraulique connecte la cogénération au circuit d’utilisation de chaleur du client et permet, par l’intermédiaire des vannes placées sur les canalisations, de gérer l’utilisation des différentes parties du circuit hydraulique.

On distingue essentiellement deux types de raccordement avec les chaudières : en parallèle ou en série.

Raccordement en série

Le raccordement en série est indiqué dans les configurations de chaufferie où :

  • Le réseau est de grande capacité.
  • Les débits d’eau sont importants.
  • La puissance du cogénérateur est faible par rapport à la puissance de la ou les chaudières.
  • Les chaudières sont à haute température.

Raccordement en série.

Dans le raccordement en série, la prise d’eau pour le refroidissement du moteur et sa sortie sont toutes les deux raccordées en amont des chaudières, sur le retour d’eau froide du circuit d’utilisation de chaleur du client. La prise d’eau se trouve en amont de son retour.

Une pompe de circulation assure l’irrigation correcte du moteur et, selon les cas, un échangeur de chaleur sépare le circuit principal du circuit de refroidissement du moteur.

L’inconvénient majeur de cette technique sera la non-adéquation avec une chaudière à condensation en raison d’un retour chaud et les pertes à l’arrêt inhérent à ce retour chaud.

L’avantage majeur est la « simplicité » de mise en œuvre dans une chaufferie existante, en limitant les modifications hydrauliques de la chaufferie.

Raccordement en parallèle

Raccordement en parallèle avec des chaudières à condensation par exemple.

Le raccordement en parallèle est indiqué dans les configurations de chaufferie où :

  • Les chaudières sont des chaudières à condensation.
  • Les nouvelles chaufferies.

Dans le raccordement en parallèle, la prise d’eau pour le refroidissement du moteur est raccordée en amont des chaudières, sur le retour d’eau froide du circuit d’utilisation de chaleur du client, tandis que le retour est raccordé en aval des chaudières, sur le départ vers le circuit d’utilisation de la chaleur.

Une pompe de circulation assure l’irrigation correcte du moteur et, selon les cas, un échangeur de chaleur sépare le circuit principal du circuit de refroidissement du moteur.

Un by-pass (vanne 3 V sur le schéma) permet la charge partielle ou la mise à l’arrêt du cogénérateur.

Principales caractéristiques techniques du raccordement hydraulique

Techniquement, le raccordement hydraulique se caractérise principalement par :

  • Le type de raccordement (parallèle, série, présence ou non d’un volume de stockage de chaleur, d’un aéro-réfrigérant…).
  • Le régime de température du réseau et la compatibilité des températures.
  • Le dispositif pour empêcher le retour d’eau chaude en entrée du groupe.
  • L’isolation du groupe du reste du circuit.
  • La qualité de l’eau d’appoint, traitement.
  • La bouteille de mélange ou non.
  • Le principe de régulation des chaudières.
  • L’aéro-réfrigérant :
    • l’échangeur,
    • l’antigel,
    • l’antibruit,
    • la puissance.

Le stockage de chaleur

Fonction

Si le besoin en chaleur du bâtiment est plus petit que la puissance thermique développée par la cogénération, cette dernière est normalement à l’arrêt. On peut cependant imaginer stocker une partie de la chaleur produite dans un ballon tampon pour l’utiliser lorsque la demande de chaleur est plus importante, par exemple lors de la relance matinale.

L’intérêt du stockage est :

  • De satisfaire une demande électrique sans que la chaleur produite à ce moment soit perdue. Cet avantage peut être particulièrement intéressant pendant les heures de pointe où l’électricité est particulièrement chère.
  • L’écrêtage des fluctuations de température, ce qui limite la fréquence de cycles marche/arrêt et augmente les temps de fonctionnement et la durée de vie de la machine.
  • La fourniture d’une plus grande partie de la demande de chaleur ce qui permet d’installer une plus grosse machine.

Description

Le stockage peut être mis en œuvre de différentes façons :

  • Le stockage dans les chaudières existantes (en fonction du volume d’eau de celles-ci).
  • Le stockage dans le réseau de tuyauterie (pour les grands réseaux).
  • Le stockage dans un réservoir indépendant.

Les principales caractéristiques du ballon de stockage sont

  • Le volume de stockage.
  • La position du stockage dans le circuit hydraulique.
  • Les températures et débits d’entrée et de sortie.
  • L’isolation thermique du ballon.

La régulation

Fonction

Réguler l’ensemble des équipements du cogénérateur, par exemple démarrer et arrêter le groupe ou moduler sa puissance en fonction de la demande de chaleur.

Description

La régulation se constitue d’un ensemble d’automatismes qui permettent de piloter, souvent à distance, le groupe de cogénération. C’est généralement le prescripteur qui rédige le cahier des charges de conduite.

De façon non-exhaustive, nous citons ici les principaux signaux de régulation :

  • Le démarrage
    • Le début des heures pleines relatives au tarif de l’électricité.
    • La pointe de consommation électrique (pointe quart-horaire).
    • Le besoin en chaleur (température de l’eau de retour).
    • La disparition du réseau électrique.
    • Le démarrage forcé par l’utilisateur.
  • L’arrêt
    • La fin des heures pleines relatives au tarif de l’électricité.
    • Le problème de parallélisme avec le réseau ou protections électriques.
    • La disparition du besoin de chaleur.
    • Le mauvais refroidissement du moteur (température de l’eau de retour).
    • Autre défaut sur le retour d’eau.
    • Le problème d’approvisionnement en combustible (niveau de fuel ou position de vanne).
  • La modulation de charge
    • La fluctuation du besoin en chaleur (température de l’eau de retour).
    • La pointe de consommation électrique (pointe 1/4 horaire).

 

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Author Image Posted By : Sylvie 5 Avr, 2016

Moteur à combustion interne

Moteur à combustion interne

Principe dans le cas d’un cogénérateur

Parmi les moteurs de cogénérateur, les moteurs gaz ou diesel sont les plus couramment rencontrés. Par rapport au moteur à combustion interne classique (celui de votre voiture, par exemple), le moteur de cogénérateur valorise sa chaleur au travers d’une série d’échangeurs thermiques.

Le moteur diesel

Ce type de moteur appartient à la technologie des moteurs à combustion interne classique et fonctionne suivant un cycle thermodynamique en 4 temps (cycle Diesel), à allumage spontané. Il peut utiliser du combustible comme le diesel naturellement, mais aussi de l’huile végétale ou encore des huiles végétales de recyclage comme l’huile de friture. Cette filière est actuellement en cours d’évaluation tant d’un point de vue de l’étude de potentiel, de la qualité et la stabilité du combustible, ou encore de son statut par rapport à la définition de déchet, de combustible de « seconde génération », …
La qualité du carburant, sa stabilité au cours du stockage, … doivent être prise en compte afin d’éviter des ennuis mécaniques comme le dépôt de cristaux sur les têtes des pistons en occasionnant  des mises à l’arrêt intempestives.

Illustration du principe d’injection de diesel dans un moteur diesel.

Avantages et inconvénients

(+) Le moteur diesel :

  • À un rendement légèrement supérieur à son équivalent gaz.
  • Il peut facilement être adapté pour être utilisé avec des huiles végétales (pour autant que toutes les spécifications techniques de l’huile utilisée correspondent aux exigences du fabricant du moteur, par exemple la viscosité doit être adéquatement gérée).
  • Son couple mécanique est important. Il pourrait travailler en îlotage et reprendre une charge électrique non négligeable.
  •  …

(-) Par contre le moteur diesel :

  • À injection directe demande un contrôle très précis du carburant injecté pour assurer l’autoallumage.
  • Est plus bruyant que son homologue « essence ».
  • À puissance égale, sera plus lourd.
  • Demande un entretien plus régulier que son homologue.

Le moteur au gaz

Quant à ce type de moteur, il fait partir aussi de la gamme des moteurs à combustion interne. Mais, en réalité, on parlera plutôt de moteur à explosion. De plus, il fonctionne aussi suivant un cycle thermodynamique en 4 temps (cycle Otto), à allumage commandé.

Principe d’injection du mélange air/gaz dans la chambre de combustion pour un moteur gaz.

Avantages et inconvénients

(+) Le moteur gaz :

  • Plus léger.
  • Utilise des carburants plus propres que le diesel, d’où son entretien plus aisé et moins coûteux et avantageux d’un point de vue des CV octroyés.
  • Plus silencieux.
  •  …

(-) Par contre le moteur gaz :

  • Possède un moins bon couple mécanique que le moteur diesel. Son utilisation en îlotage est assez délicat.
  • Son rendement est inférieur à celui du moteur diesel.
  • …

Les échangeurs du moteur

La récupération de chaleur s’effectue à plusieurs niveaux :

  • Basse température : au niveau de l’eau de refroidissement, au niveau des huiles de lubrifications du moteur.
  • Haute température : au niveau des gaz d’échappement.
  • Basse température : au niveau de l’intercooler du turbo lorsqu’il est présent.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 5 Avr, 2016

Moteur à combustion externe

Moteur à combustion externe

Principe

Photo moteur stirling.

Source : Wikipédia.

Dans le monde de la cogénération, le moteur stirling est une technologie de moteur utilisée particulièrement pour les micros cogénérations domestiques. C’est un moteur à combustion externe de petite puissance. Le gaz interne (hélium par exemple) est soumis aux quatre phases reprises ci-dessous :

Comme pour le moteur à combustion interne, le cycle du stirling s’articule sur la composition des 4 phases séquentielles suivantes :

  1. Chauffage externe du gaz à volume constant (isochore). C’est au point mort haut que le gaz s’échauffe et atteint une pression élevée. C’est l’exemple du brûleur qui assure le chauffage.

  2. Détente du gaz à température constant (isotherme). Le piston se déplace vers le bas.
  3. Refroidissement externe à volume constant (isochore) au point mort bas. En pratique, c’est à ce niveau que le circuit de chauffage récupère la chaleur du brûleur transmise au gaz tout en le refroidissant.

  4. Compression du gaz à température constant (isotherme). Le piston remonte.

On se doute bien que la mise en œuvre pratique d’un tel système poserait des problèmes de contraintes thermiques importantes, de la gestion du chauffage et du refroidissement du système et ne donnerait pas des performances intéressantes.

Pour pallier à ce problème, l’ingéniosité des inventeurs de tous bords n’a pas de frontières. La présence d’un « déplaceur » permet de chauffer et de refroidir le système de manière continue comme le montre les figures suivantes :

  1. Détente isotherme (à température constante). Le piston du moteur (en bleu) et le piston déplaceur se déplacent vers le bas en augmentant le volume du gaz dans le cylindre.
  2. Combinaison de la fin de la détente isotherme et du début du refroidissement isochore (à volume constant). Le piston moteur continue à se déplacer vers le bas jusqu’au point mort bas tandis que le piston se déplace déjà vers le haut.
  3. Compression isotherme. Le piston moteur remonte et le piston déplaceur se déplace vers le point mort haut.
  4. Combinaison de la fin de compression isotherme et du chauffage isochore. Le piston moteur arrive au point mort haut et le piston déplaceur redescend.

Type de moteur stirling

Histoire grecque

La plupart des moteurs stirling sont à mouvement rotatif; c’est-à-dire qu’ils transforment le mouvement alternatif linéaire des pistons en mouvement rotatif via l’ensemble bielle/vilebrequin.

Différents types de moteur stirling existent sur le marché. Un autre moteur stirling assez didactique est repris dans la figure suivante :

Type alpha.

Stirling Bêta pour cogénérateur

Schéma stirling Bêta pour cogénérateur.Schéma principe stirling Bêta pour cogénérateur.

Le type stirling bêta décrit ici est un moteur linéaire. Il remporte un franc succès auprès des constructeurs de micros cogénérateurs domestiques. Contrairement au stirling alpha, le bêta est composé d’un seul cylindre qui accueille les deux pistons. La chambre chaude se situe au niveau de la partie supérieure du cylindre tandis que la chambre froide, elle, à la base du cylindre. Sous le cylindre se situe le carter dans lequel se trouve l’alternateur. C’est un alternateur rectiligne ! La production électrique s’effectue par variation de flux lorsque la partie mobile de l’alternateur (on ne peut pas parler de rotor dans ce cas-ci) se déplace selon un mouvement rectiligne alternatif.

  1. Le gaz de travail est froid et occupe un volume minimum. Le déplaceur descend et chasse le gaz  de la partie basse du cylindre (froide) vers la partie haute (chaude) soumise à la chaleur du brûleur.

  2. Le gaz chauffé au niveau du brûleur tend à occuper plus de place et pousse le déplaceur et le piston moteur vers le bas en bout de course. Le piston entraine dans sa course la bobine.  Par variation de flux dans la bobine, il y a production d’électricité.

  3. Le gaz est maintenant à son volume maximum. Le déplaceur remonte mécaniquement et fait passer le gaz de la partie haut (chaude) vers la partie basse (froide) où il est refroidi.

  4. Le gaz en refroidissant dans la partie basse tend à occuper moins de place. Le piston moteur remonte et comprime le gaz. Le piston moteur entraine dans sa course la bobine vers le haut. Par variation de flux dans la bobine, il y a production d’électricité.

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Alternateur

Alternateur

Les machines tournantes

Les machines tournantes électriques se composent principalement :

  • d’un rotor, l’élément  tournant;
  • d’un stator, la partie fixe de la machine.

Aussi, elles se divisent essentiellement en deux catégories : les machines synchrone et asynchrone. La différence principale entre ces deux types de machine réside dans la conception du rotor.

En ce qui  concerne la puissance, la plupart des machines tournantes à  courant alternatif sont, au-delà de quelques kW, des machines triphasées, raison pour laquelle les bobinages au niveau du stator sont souvent au nombre de trois ou un multiple de trois.

Schéma machines tournantes.

Les machines synchrones

Pour les machines synchrones, le rotor peut être constitué :

  • d’un ou de plusieurs aimants permanents. C’est le cas pour les petites et moyennes puissances.
  • de bobinages alimentés en courant continu et d’un circuit magnétique. On parle alors d’électro-aimants. Ce type de rotor est très courant.

Alternateur synchrone

Principe de fonctionnement

Lorsque le rotor est entrainé par un moteur à combustion interne par exemple, c’est le cas d’un cogénérateur, son champ magnétique tourne à la vitesse de rotation du moteur : il est appelé « champ tournant ». Il induit dans les bobinages du stator un courant alternatif de forme sinusoïdale pour autant que les circuits du stator soient fermés sur une charge. Dans ce cas, la machine tournante est  « génératrice » ou communément appelée « alternateur ».
La vitesse du champ tournant est aussi appelée vitesse de synchronisme pour autant qu’elle soit la même que celle du champ tournant généré par le réseau sur lequel la machine synchrone sera connectée.
Les réseaux interconnectés en Europe ont une fréquence de 50 Hz. Pourquoi cette fréquence ? La fréquence est en fait liée à la vitesse du champ tournant par la relation :

ω = 2πf / p

Avec :

  • ω : vitesse angulaire du champ tournant (radian/s).
  • f : fréquence du réseau (Hz).
  • p : le nombre de paires de pôles du rotor.

Schéma alternateur synchrone.

Par exemple, une machine tournant à 3 000 tr/min avec une seule paire de pôles génère un signal sinusoïdal de fréquence de 50 Hz. Si l’on veut brancher sur le réseau un alternateur tournant à 1 500 tr/min, le rotor devra être équipé de 2 paires de pôles pour pouvoir fournir un courant alternatif de fréquence 50 Hz. C’est le cas du rotor représenté dans la figure ci-dessus.

Démarrage de l’alternateur synchrone

Dans la plupart des cas, le démarrage est assuré par le moteur d’entrainement. Le couplage de l’alternateur se réalise lorsque tous les critères de synchronisation sont respectés.

Régulation de l’alternateur

En îlotage

Lorsque la charge d’un alternateur change, les puissances actives et réactives peuvent changer. Il en est de même pour la tension et la fréquence. Comment les maintenir stables ?
Sans rentrer dans les détails :

  • Lorsque la puissance active varie, la vitesse et la fréquence de l’alternateur varient. Comme pour une voiture où la pente de la route change, il faut « jouer » avec l’accélérateur pour rétablir la bonne vitesse et, par conséquent, la bonne fréquence (accélérer pour maintenir la bonne vitesse en côte et décélérer en descente).
  • Lorsque la puissance réactive varie, la tension de l’alternateur varie. Il est nécessaire de modifier l’excitation de l’alternateur.

En réseau

Couplé sur un réseau, l’alternateur est véritablement « accroché ». Les seuls paramètres à réguler sont :

  • la puissance réactive en agissant sur le niveau d’excitation de l’induit (le rotor);
  • la puissance active en sollicitant le régulateur ou le variateur de vitesse.

Moteur synchrone

Lorsque la machine synchrone n’est pas entrainée par un moteur à combustion interne, mais connectée à un réseau électrique classique, elle se comporte en « moteur ». Attention toutefois que le moteur synchrone est particulier dans le sens où  il ne peut pas se mettre à tourner seul sans artifice de démarrage : un variateur de fréquence placé entre le réseau et le stator permet au rotor « d’accrocher » le champ tournant du stator passant progressivement d’une basse vitesse à celle de synchronisme du réseau d’alimentation.

Les machines asynchrones

Contrairement aux machines synchrones, le rotor des machines asynchrones est plus simple dans sa conception : l’aimant permanent ou d’électro-aimant est remplacé par une simple cage d’écureuil.

Schéma machines asynchrones.

Pour expliquer le fonctionnement d’une machine asynchrone, parler des moteurs permet de simplifier la démarche.

Les moteurs asynchrones

L’application reine de la machine asynchrone est le « moteur ».  En effet, ce sont des machines simples, peu couteuses et robustes.

La notion de « glissement » est très importante pour les moteurs asynchrones. En effet, le glissement étant la différence de vitesse du champ tournant du stator par rapport à la vitesse du rotor, il est nécessaire au maintien d’une variation de flux électromagnétique au niveau des conducteurs du rotor. Sans cette variation de flux ΔΦ/Δt, selon les lois de l’induction (loi de Lenz en particulier), aucun couple n’est généré au niveau du rotor.  Le glissement, en mode moteur, est de l’ordre de quelques %. Par exemple, pour un champ tournant à une vitesse de 3 000 tr/min, le rotor,  à vide, tournera à 2 995 tr/min ; ce qui engendrera un glissement de (3 000 – 2 995) / 3 000 = 1.6 %.

Auparavant, le seul inconvénient de ce type de moteur était sa pointe importante de courant au démarrage et le fait qu’il était difficile de faire varier la vitesse de rotation du moteur. À l’heure actuelle, avec l’avènement de l’électronique de puissance, les onduleurs ont permis de faire varier la vitesse de rotation dans une large plage.

Les alternateurs asynchrones

Principe de fonctionnement

Contrairement à l’alternateur synchrone, l’alternateur asynchrone ne possède pas de circuit d’excitation au niveau du rotor, raison pour laquelle il est plus simple de raisonner d’abord sur le fonctionnement du moteur asynchrone pour ensuite détailler celui de l’alternateur.

Pour faire fonctionner un moteur asynchrone en alternateur, « il suffit » qu’il tourne légèrement plus vite que le champ tournant du stator et ce au moyen d’un moteur à combustion interne comme le cogénérateur par exemple. Autrement dit, le glissement, dans ce cas, devient négatif. On parle aussi de machine « hyper-synchrone ».

Le champ tournant du rotor d’un alternateur asynchrone est produit par le … stator connecté au réseau. L’induction d’un champ tournant dans le rotor par le stator se traduit par la génération d’une composante réactive du courant dans les enroulements du stator (courant de magnétisation du rotor) et emprunté au réseau. C’est la raison pour laquelle les alternateurs asynchrones ont un mauvais cos φ qu’il faut souvent compenser par le placement de capacités.

Cependant, pour que l’alternateur débite de l’énergie sur un réseau, il est impératif que l’induction du champ tournant au stator soit synchrone avec le celui du réseau. L’électronique est donc la bienvenue !

Démarrage

Dans la plupart des cas, le démarrage est assuré par le moteur d’entrainement. Dans certains cas particuliers, l’alternateur démarre en moteur asynchrone à vide. Un artifice de démarrage (résistances électriques en série avec les enroulements inducteurs) est nécessaire.

Régulation

Lorsque l’alternateur est couplé à un réseau, le seul paramètre de régulation est la vitesse du moteur d’entrainement qui agit sur le niveau de puissance injecté sur le réseau. Pratiquement, on considère qu’une variation de 10 % du glissement de 0 à 10 % augmente la puissance électrique de 0 à 100 %.

Couplage de l’alternateur sur un réseau

Afin de pouvoir coupler un alternateur sur le réseau, il est impératif de respecter des conditions de couplage sans quoi la destruction de l’alternateur est presque inéluctable.
Les conditions sont :

  • la concordance des fréquences;
  • la concordance des tensions;
  • la concordance des phases.

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Author Image Posted By : Sylvie 5 Avr, 2016

Réglementation pour les productions décentralisées

Réglementation pour les productions décentralisées

Préalable

En mettant en œuvre une installation productrice d’électricité, l’auteur de projet devient auto-producteur ou fournisseur d’électricité. À ce titre il se doit de respecter les normes et réglementations associées à ce métier particulier.

RGIE

Conformément à l’arrêté royal du 10 mars 1981, toute installation électrique est tenue de respecter les prescriptions de sécurité reprises dans le règlement général sur les Installations électriques (RGIE).

Synergrid

Synergrid est la fédération des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz en Belgique.

À ce titre, elle édite les prescriptions à respecter par les fournisseurs en vue d’assurer la sécurité du réseau. La prescription C10/11 relative aux « Prescriptions techniques pour les installations de production décentralisées fonctionnant en parallèle sur le réseau de distribution » du 04 juin 2012 s’applique donc à tous les auteurs de projet mettant en œuvre une cogénération en parallèle du réseau basse ou moyenne tension.

Les prescriptions ont pour objectif de garantir le bon fonctionnement du réseau de distribution ainsi que de promouvoir la sécurité du personnel appelé à travailler sur le réseau. Il est donc essentiel de respecter ces prescrits lors de la mise en œuvre d’une installation.

 http://www.synergrid.be/

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Author Image Posted By : Sylvie 4 Avr, 2016

Mécanisme des certificats verts

Mécanisme des certificats verts

Préalable

Le mécanisme des certificats verts est régi par l’Arrêté du Gouvernement Wallon du 3 avril 2014 relatif à la promotion de l’électricité produite au moyen de sources d’énergie renouvelable ou de cogénération.

Il convient de toujours se référer au site de la CWaPE, et/ou le Portail de l’énergie de la Région pour s’assurer de la dernière version de la procédure applicable.
Le principe du marché des certificats verts est résumé dans la figure suivante :

Présentation synthétique du mécanisme

Le mécanisme des certificats verts est un mécanisme de soutien aux énergies renouvelables développé afin d’atteindre les objectifs fixés par l’Europe et la Wallonie. Ce mécanisme se traduit par l’octroi de certificats verts au prorata de l’énergie « verte » produite, et ce selon les différentes filières.

Le mécanisme a été modifié depuis le 01/07/2014 et a mis en place trois nouvelles dispositions :

  • Le porteur de projet doit réserver ses certificats verts avant la réalisation du projet au sein d’enveloppes fermées par filière préalablement déterminée par le Gouvernement Wallon, le volume de CV restant par enveloppe par filière est mis à jour par la Région et est accessible sur le portail énergie de la Région Wallonne.
  • Le calcul du nombre de CV a été adapté. Le nombre de CV octroyé est fonction du caractère économique du projet (kéco) et des économies en CO2 générées par le projet. L’évaluation de cette estimation ainsi que les obligations du porteur de projet sont réglementées.
  • La garantie de rachat des certificats verts auprès du gestionnaire de réseau Elia est automatique.

Les infos utiles

La CWaPE : https://www.cwape.be

  • Mise en place une plateforme spécifique pour faciliter la gestion des certificats vert.
  • Édition chaque année d’un rapport sur l’évolution du marché des certificats verts.
  • Mise à disposition d’un outil Excel pour le calcul des certificats verts.

Le Portail de la RW : http://energie.wallonie.be

  • Les certificats verts.
  • La réservation.
  • Les procédure et formulaires.
  • L’état de l’enveloppe.
  • …

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Author Image Posted By : Sylvie 4 Avr, 2016

Permis d’environnement (anciennement permis d’exploitation)

Permis d’environnement (anciennement permis d’exploitation)

Préalable

En Wallonie, afin d’être exploités, tous les « établissements » nécessitent au préalable l’obtention d’un permis d’environnement. La notion d' »établissement » couvre principalement les activités et les installations de production, de service, de fabrication, de recherche & développement, de transport et de divertissement.

En outre si le projet nécessite des travaux de construction, ou modification d’un bâtiment, l’exploitant devra introduire un permis unique, reprenant le permis d’urbanisme, le permis d’environnement et d’exploitation.

Remarque importante : l’obtention  d’un permis d’environnement est actuellement un préalable à la réservation des certificats verts.

Foire aux bonnes adresses :

Le permis d’environnement (PE)

Selon le niveau du caractère polluant, les activités sont réparties en trois classes :

  • classe 1 pour les activités ayant le plus d’impact sur la santé et l’environnement;
  • classe 2 pour les activités intermédiaires;
  • classe 3 pour les activités les moins polluantes.

Pour chaque classe des dispositions particulières sont applicables :

Impact environnemental

Classe de PE

 Durée de Validité MAX Type de PE

Peu d’impact

3

 10 ans Déclaration

Intermédiaire

 2 20 ans Permis d’environnement
Fort impact 1 20 ans Permis d’environnement

Les demandes de permis (PE ou PU) sont déposées auprès des autorités communales sur le territoire de la commune de l’unité d’exploitation.

Le permis est valables jusqu’à son terme, en cas de cession d’activités, le permis est cédé au repreneur.

La classe de PE, pour une activité donnée, est régie par un arrêté du gouvernement wallon :

http://environnement.wallonie.be/legis/pe/pe006bisannexe1.htm

Extrait relatif aux catégories applicables à la cogénération :

  • 40.10.01.01.01 égale ou supérieure à 100 kVA et inférieure à 1 500 kVA
  • 40.10.01.01.02 égale ou supérieure à 1 500 kVA
  • 40.40.10.01. lorsque la capacité de traitement est inférieure ou égale à 15 tonnes par jour
  • 40.40.10.03. lorsque la capacité de traitement est supérieure à 500 tonnes par jour
Numéro — Installation ou activité Classe EIE Organismes à consulter
40 PRODUCTION ET DISTRIBUTION D’ÉLECTRICITÉ, DE GAZ, DE VAPEUR ET D’EAU CHAUDE
40.10.01.01 Transformateur statique relié à une installation électrique d’une puissance nominale :
40.10.01.01.01 égale ou supérieure à 100 kVA et inférieure à 1 500 kVA 3
40.10.01.01.01 égale ou supérieure à 100 kVA et inférieure à 1 500 kVA 2

 
40.10.01.02 Batterie stationnaire dont le produit de la capacité exprimée en Ah par la tension en V est supérieure à 10 000 3
40.10.01.03 Centrale thermique et autres installations de combustion pour la production d’électricité dont la puissance installée est : DEBD*
40.10.01.03.01 égale ou supérieure à 0,1 MW thermique et inférieure à 200 MW thermiques 2
40.10.01.03.02 égale ou supérieure à 200 MW thermiques 1 X AWAC, DEBD*
40.30.02 Installation de production de froid ou de chaleur mettant en œuvre un cycle frigorifique (à compression de vapeur, à absorption ou à adsorption) ou par tout procédé résultant d’une évolution de la technique en la matière :
Puissance frigorifique nominale utile (en KW) : la puissance frigorifique maximale fixée et garantie par le constructeur comme pouvant être fournie en marche continue tout en respectant les rendements utiles annoncés par le constructeur.
40.30.02.01 dont la puissance frigorifique nominale utile est supérieure ou égale à 12 kW et inférieure à 300 kW ou contenant plus de 3 kg d’agent réfrigérant fluoré 3
40.30.02.02 dont la puissance frigorifique nominale utile est supérieure ou égale à 300 kW 2 DEBD
40.30.03 Installation de production de vapeur sous pression :
40.30.03.01 dont la puissance installée est supérieure ou égale à 100 kW et inférieure à 1 000 kW 3  

 

  

 
40.30.03.02 dont la puissance installée est supérieure ou égale à 1 000 kW 2  DEBD
40.40.10. Installation de biométhanisation visant à produire de l’électricité, du gaz, de la vapeur et de l’eau chaude à partir de biomatières ne constituant pas un déchet

Biomatière : tout objet ou substance décomposable par voie aérobie ou anaérobie.
Biométhanisation : processus de transformation biologique anaérobie de biomatières, dans des conditions contrôlées, qui conduit à la production de biogaz et de digestat.

Installation de biométhanisation : unité technique destinée au traitement de biomatières par biométhanisation pouvant comporter notamment :
a) des aires de stationnement pour les véhicules en attente d’être dépotés ou déchargés.
b) des aires de réception des biomatières entrantes.
c) des infrastructures de stockage des biomatières entrantes.
d) l’installation destinée à la préparation du mélange de biomatières avec le cas échéant des additifs qui sera injecté dans les digesteurs.
e) des systèmes d’alimentation des digesteurs en biomatières.
f) des digesteurs.
g) des post-digesteurs.
h) des infrastructures de stockage du digestat.
i) des infrastructures de post-traitement du digestat.
j) des infrastructures de stockage de biogaz.
k) des systèmes d’épuration du biogaz pour son utilisation comme combustible au sein de l’établissement.
l) des torchères ou tout autre offrant système des garanties équivalentes quant à la destruction du biogaz.
m) des infrastructures de stockage des biomatières refusées.
n) des installations de valorisation du biogaz produit au sein de l’installation de biométhanisation ayant pour objet de satisfaire aux besoins internes de l’établissement.
Capacité de traitement : la capacité, en tonnes, de traitement de biomatières dans le ou les digesteurs de l’installation de biométhanisation.
40.40.10.01. lorsque la capacité de traitement est inférieure ou égale à 15 tonnes par jour 3
40.40.10.02. lorsque la capacité de traitement est supérieure à 15 tonnes et inférieure ou égale à 500 tonnes par jour 2 DEBD, DPD, DPS, DRIGM, AWAC*
40.40.10.03. lorsque la capacité de traitement est supérieure à 500 tonnes par jour 1 X DEBD, DPD, DPS, DRIGM, AWAC¨*
DEBD : Département Énergie et Bâtiment Durable (http://dgo4.spw.wallonie.be/dgatlp/dgatlp/Pages/Energie/Pages/Accueil/Presentation.asp)
AWAC : Agence Wallonne de l’Air et du Climat (http://www.awac.be)
DPD : Direction de la Politique des Déchets
DPS : Direction de la Protection des Sols (http://dps.environnement.wallonie.be/home.html)
DRIGM : Direction des Risques Industriels, Géologiques et Miniers (https://www.wallonie.be/fr/acteurs-et-institutions/wallonie/departement-de-lenvironnement-et-de-leau/direction-des-risques-industriels-geologiques-et-miniers)

Les obligations liées au stockage de l’énergie primaire ne sont pas reprises dans la table ci-dessus.

En savoir plus

Lien vers le site de la Région mettant à disposition les formulaires de PU/PE :
http://www.wallonie.be/fr/formulaire/detail/20520

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Author Image Posted By : Sylvie 4 Avr, 2016

Rentabiliser un projet de cogénération

Rentabiliser un projet de cogénération

Le client ne s’intéresse pas nécessairement aux dessous techniques de la cogénération et du pré-dimensionnement. S’il s’y intéresse, les informations sont disponibles et peuvent lui être communiquées. Dans le cas contraire et afin de ne pas le noyer dans des notions techniques qu’il maîtrise parfois mal, il peut être commercialement utile de ne lui parler que de ce qui l’intéresse et qu’il connaît : ses consommations, ses coûts et la sécurité de son approvisionnement énergétique. C’est le rôle de l’agent commercial de déterminer la meilleure approche.

La faisabilité économique d’une installation de cogénération, se détermine par :

La situation de référence

La situation de référence donne les coûts de consommation et de maintenance avant la cogénération.
Ces coûts relatifs à la situation initiale permettent de calculer une rentabilité en les comparant aux prévisions de coûts et de gains liés à la cogénération.

La situation de référence comprend :

  • une description des installations existantes de chauffage, d’approvisionnement en combustible;
  • une description des consommateurs de chaleur et d’électricité;
  • les coûts des approvisionnements en combustible et en électricité;
  • les coûts d’exploitation en ce compris la maintenance des installations.

L’investissement

Les investissements comprennent : l’étude, l’installation et la mise en service; le cogénérateur et ses équipements annexes, les aménagements, les raccordements hydraulique, électrique et gaz si nécessaire.

Même si l’investissement et la répartition des coûts varient en fonction de la puissance nominale de la cogénération, d’une façon générale, les coûts se répartissent comme représenté dans le graphique suivant :

Répartition des coûts d’investissement.

En pratique, le prescripteur se renseignera auprès des fournisseurs pour obtenir les informations budgétaires dont il a besoin pour évaluer la rentabilité du projet.

Les gains d’exploitation

Outre l’investissement et la maintenance de celui-ci, le calcul de rentabilité d’une installation doit intégrer les postes suivants :

Coûts liés à la cogénération :

  • les revente au réseau de l’électricité non consommée;
  • la vente de certificats verts;
  • le coût de la maintenance de la nouvelle installation.

Coûts liés à l’ancienne installation :

  • l’économie en combustible par le remplacement de l’ancien système;
  • l’économie en électricité (part autoconsommée de la production électrique);
  • l’économie de la maintenance (si l’ancienne installation est retirée).

Afin d’établir cette évaluation, il est donc indispensable de connaître le tarif applicable d’électricité et de combustibles de l’installation.

Sur cette base, il est alors possible d’établir une première image de rentabilité de l’installation.

Évolution de la facture combustible

Puisque le combustible sert à produire de la chaleur et de l’électricité, sa consommation sera plus importante que pour produire uniquement la même quantité de chaleur avec une chaudière classique.

Afin d’évaluer la consommation en combustible de la nouvelle installation, il est essentiel d’en référer au rendement de production de chaleur de l’installation envisagée. Ce rendement est à considérer en fonction du taux de charge attendu de l’installation. Le dimensionnement de l’installation pour un besoin de chaleur donné reste ici essentiel. On ne peut dès lors que souligner l’importance de la bonne connaissance du besoin en chaleur de l’installation.

Le coût de la surconsommation dépend également du prix du combustible.

Évolution de la facture de maintenance

La cogénération est une installation particulière mettant en œuvre des technologies plus spécifiques qui s’écartent de la chaudière traditionnelle.

Il est important d’évaluer dès le départ les coûts associés à la maintenance du matériel et le responsable de cette maintenance.

Les fournisseurs de groupe de cogénération proposent des contrats de maintenance pour leur matériel. Ces contrats peuvent comprendre non seulement la maintenance continue, mais également le dépannage dans un temps minimum.

Le coût de l’entretien du groupe dépend de son temps de fonctionnement. Les fabricants présentent d’ailleurs le coût de leur contrat en « €/h » (ou en €/kWhé). Il faut donc être attentif à définir correctement les périodes de fonctionnement de l’unité.

Pour les petits moteurs, le coût d’entretien est proportionnellement plus élevé que pour les grosses installations (les prestations sont à peu près semblables quelle que soit la puissance), ce qui les pénalise. Il est cependant possible de diminuer ces coûts en proposant de prendre en charge certaines prestations courantes en interne.

Ces prestations, réalisables en interne moyennant une formation adéquate, consistent en :

  • un contrôle, vidange de l’huile;
  • un remplacement des filtres;
  • une inspection du circuit de refroidissement;
  • une inspection des batteries;
  • un remplacement des bougies (moteurs gaz);
  • un contrôle du système d’allumage et du système de carburation;
  • une lubrification de l’alternateur;
  • un contrôle des sécurités.

Le fournisseur ne prend plus en charge que les dépannages et la révision complète du système (moteur et alternateur). Il est important de définir par contrat les modalités de prise en charge interne d’une part de la maintenance, notamment en ce qui concerne les conditions de garantie du cogénérateur.

Le temps de retour sur investissement

Les données définies jusqu’à présent permettent de calculer un temps de retour sur l’investissement, qui est un critère important dans la décision de réalisation ou non du projet.
Le temps de retour sur l’investissement se définit comme le rapport de l’investissement sur le gain d’exploitation annuel.  Pour rappel, il s’agit de la durée nécessaire pour rentabiliser l’investissement. Au-delà de cette période, tout le bénéfice généré par l’installation profite directement à l’investisseur.

La valeur actualisée nette VAN

La valeur actualisée nette des gains engendrés lors de l’exploitation de l’unité de cogénération est la différence entre les flux financiers positifs ou gains (c’est-à-dire gains sur la facture d’électricité, vente des certificats verts, …) et les flux financiers négatifs ou dépenses (c’est-à-dire investissement net, frais de combustible, entretiens, …).

Par ailleurs, ces flux financiers « futurs » sont actualisés en euros « actuel ». En effet, il est important de pouvoir comparer des gains « futurs » avec un investissement à réaliser « aujourd’hui ». Il s’agit de l’actualisation.

Par exemple, la valeur actuelle d’un gain de 10 000 € disponible dans 5 ans avec un taux d’actualisation de 4 % est de 8 219 €. Autrement dit, pour obtenir 10 000 € dans 5 ans, il suffit de placer 8 219 € en banque avec un taux d’intérêt de 4 %.

En outre, la valeur actualisée nette tient compte de l’évolution des prix des composants intervenant dans les flux financiers, c’est-à-dire l’inflation sur le prix des entretiens ou l’augmentation du prix des énergies.

La formule donnant la valeur actualisée nette est la suivante :

VAN = – INV + ∑ VA (gains) – ∑ VA (dépenses)

avec VA (gain) = ∑t = 1 à n (gain x (1 + j)t / (1  + i)t

Où :

  • VAN = Valeur Actualisée Nette
  • INV = Investissement initial net
  • VA = Valeur Actuelle d’une variable (gain ou dépense)
  • t = année
  • n = durée de vie économique de l’investissement
  • i = taux d’actualisation
  • j = taux d’évolution du prix d’une variable (gain ou dépense)
  • ∑ = sigle de sommation

Le taux de rentabilité interne

Le taux de rentabilité interne (TRI) est le taux d’intérêt fictif pour lequel la valeur actuelle nette serait nulle sur la durée de vie économique (souvent 10-15 ans dans le cas d’une cogénération). Plus le TRI est élevé (par rapport au taux d’intérêt d’un placement bancaire par exemple), plus le projet est rentable.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 1 Avr, 2016

Optimaliser l’étude de faisabilité [cogen]

Lors du dimensionnement final, le bureau d’étude va évaluer les puissances thermique et électrique les mieux adaptées à chaque projet.

C’est ce dimensionnement des puissances thermique et électrique, qui permettra d’échafauder un plan financier et d’évaluer la rentabilité financière du projet.

Voici décrit une méthodologie de dimensionnement qui se base sur les besoins en chaleur et en électricité et sur leur simultanéité pour définir la cogénération adaptée à chaque cas spécifique. Elle décrit pas à pas les étapes que le prescripteur peut suivre pour le dimensionnement complet de la puissance de la cogénération.

L’importance du dimensionnement

Soulignons d’emblée l’importance du dimensionnement. Une mauvaise évaluation à ce stade aura des répercussions économiques d’autant plus grandes que les investissements et les durées de vie des équipements sont relativement importantes et que chaleur et électricité sont simultanément concernées.

Si un sous-dimensionnement n’est préjudiciable « que » dans la mesure où le client ne bénéficiera pas de toutes les économies potentiellement réalisables, un sur-dimensionnement peut s’avérer beaucoup plus pénalisant sur le plan économique : le fonctionnement en charge réduite est un fonctionnement proportionnellement plus coûteux qu’à pleine charge. Par ailleurs, cela augmente le nombre de démarrages-arrêts, préjudiciable pour la durée de vie du moteur.

Notons encore qu’avant d’entamer le calcul de dimensionnement, il importe de rationaliser toute consommation de chaleur et d’électricité par des mesures adéquates : isolation, période d’utilisation… Si cette rationalisation devait intervenir après le projet de cogénération, les consommations de chaleur et d’électricité s’en trouveraient modifiées et par là le dimensionnement de l’installation deviendrait inadéquat.

Dans le même ordre d’idée, les besoins énergétiques évoluent et il s’agit pour le prescripteur d’anticiper ces modifications et d’en tenir compte lors de son évaluation.

Dimensionner revient à calculer la puissance du cogénérateur et ses heures de fonctionnement, pour coller au mieux aux deux contraintes essentielles :

  • La production de chaleur doit égaler le besoin de chaleur (sauf si l’excédent peut être stocké dans un ballon de chaleur) ;
  • La production d’électricité doit être valorisable au maximum par le site.

Le dimensionnement optimum cherche à définir les puissances thermique et électrique les mieux adaptées aux caractéristiques du projet. L’optimisation consiste à simuler le fonctionnement « en temps réel » de plusieurs tailles d’unités de cogénération et d’en évaluer la rentabilité. Ensuite, sur base d’une série de critères définis par le décideur, l’expert propose la solution la plus intéressante au cas étudié. En cas de résultats similaires, mieux vaut opter pour la cogénération la plus petite.

Optimisation de la rentabilité de plusieurs unités de cogénération.

Dans le cas de cette maison de repos, la puissance optimale de 150 kW est celle qui maximalise la Valeur Actualisée Nette des gains et qui minimise le temps de retour simple de l’investissement.

Une rapide analyse de la sensibilité de cette rentabilité peut être utile. Les paramètres sont généralement les prix des énergies, le montant d’investissement, les performances de l’équipement et ses rendements.

Un impact important sur la manière de dimensionner une unité de cogénération est la mise sur place du mécanisme de certificats verts. Les modifications de la méthodologie de dimensionnement se situent à trois niveaux :

  • Valoriser toute la chaleur produite, afin de prétendre au titre de cogénération de qualité. Il est donc indispensable de piloter la cogénération sur base des besoins en chaleur et non plus pour faire de l’effacement de la pointe électrique. L’octroi des certificats verts est en effet proportionnel à la quantité de chaleur effectivement valorisée.
  • Fonctionner le plus longtemps possible. Alors qu’auparavant les unités de cogénération ne fonctionnaient principalement que durant les heures pleines, période où l’électricité est la plus chère, l’apport financier des certificats verts permet de fonctionner également durant les heures creuses voire de revendre le surplus sur le réseau.
  • Installer un ballon de stockage permet bien souvent d’accroître la rentabilité suite à la souplesse de fonctionnement qu’il apporte. La cogénération peut fonctionner à pleine puissance (rendements maximums) durant une plus grande partie de l’année. Ce qui permet de recevoir davantage de certificats verts.

Vous l’avez compris, le dimensionnement est le travail de spécialistes. Si l’étude de pertinence s’avère positive, vous pouvez donc faire appel à un bureau d’étude compétent pour cette étude de faisabilité. Pour vous aider à bien formuler votre demande, vous pouvez vous inspirer du document suivant :

Évaluer

 Réaliser une étude de faisabilité d’une cogénération dans les règles de l’art (PDF)

L’étude des besoins énergétiques

Pour effectuer une simulation « en temps réel », et donc avec précisions, il est indispensable de connaître les besoins électriques, mais aussi thermiques durant une année entière (base de calcul pour le dimensionnement de la cogénération). Cependant, ce type d’information est rarement disponible. L’idéal serait donc de mesurer ces besoins sur une année entière, à la précision du quart d’heure (base de la facturation électrique). Une telle campagne de mesures aurait un coût prohibitif. Et allongerait considérablement le temps pour effectuer une telle étude de faisabilité.

C’est pourquoi une méthodologie simple a été mise gracieusement à disposition des bureaux d’études, experts et consultants en matière de cogénération. Il s’agit, à partir d’une courte période de mesures (typiquement deux semaines), d’obtenir un profil thermique et électrique extrapolée sur une année entière. Cette méthodologie est rassemblée dans l’outil de calcul : COGENextrapolation.xls

Les paramètres qui permettent cette extrapolation sont les données de factures mensuelles ainsi que, pour la partie thermique, les degrés-jour de la station météo la plus proche du site.

Étape 1 : les besoins en électricité

Le besoin en électricité, où la consommation électrique est relativement simple à étudier.

Un enregistrement des impulsions provenant du compteur électrique sur une période de deux semaines permet de définir précisément le profil de consommation électrique, quart d’heure par quart d’heure (précision de la facturation électrique). Choisir une période de deux semaines est un bon compromis entre la connaissance de la variation d’une semaine à l’autre des besoins électriques et la durée (et donc le coût) de la campagne de mesure.

Néanmoins, si lors de discussions avec les utilisateurs il s’avère que les consommations varient très fortement d’une semaine ou d’une saison à l’autre, les profils devront alors être mesurés pour les différents cas de figure.

Profil de consommation électrique mesuré sur une journée.

Note : la fréquence de prise de mesure pour définir le profil de consommation est le quart d’heure. Cette fréquence correspond à la fréquence utilisée actuellement par les fournisseurs d’électricité pour établir les factures.

Une autre possibilité est de demander au gestionnaire du réseau si ces données sont disponibles. C’est souvent le cas si les consommations électriques sont télé-relevées. Dans ce cas, vous pouvez obtenir les puissances quart d’heure par quart d’heure sur toute une année, ce qui est naturellement idéal.

Le profil de consommation électrique est étroitement lié à la facture électrique. Celle-ci découle effectivement directement du profil de consommation électrique. La facture étant directement accessible, sa lecture donne plusieurs paramètres clés particulièrement utiles du profil de consommation électrique pour générer l’extrapolation : la puissance maximum appelée, et surtout les consommations en heures pleines et en heures creuses. Les aspects économiques de la facture interviendront quant à eux lors du calcul de rentabilité de l’installation.

Une extrapolation sur toute une année devra être effectuée, par exemple, à l’aide de l’outil COGENextrapolation.xls

Étape 2 : les besoins en chaleur

La première étape est l’identification du type de chaleur et de tous les postes concernés par cette chaleur, que ces postes fassent partie d’un processus industriel ou non. Ensuite, mesurer la consommation de chaleur sur une période de deux semaines, quart d’heure par quart d’heure, est indispensable.

Le placement d’un compteur de chaleur à ultrasons sur le collecteur principal est une possibilité (mesure du débit et du delta T°). Une autre possibilité est l’enregistrement des impulsions des brûleurs en tenant compte de leur puissance et de la consommation totale pendant la période. Ces informations permettront de définir les puissances quart d’heure par quart d’heure, et ainsi définir le profil de consommation de chaleur.

Une extrapolation sur toute une année devra être effectuée, par exemple, à l’aide de l’outil COGENextrapolation.xls

Citons de façon non exhaustive les autres méthodes les plus utilisées pour définir les profils de consommation quotidiens, hebdomadaires et annuels :

  • la consommation annuelle de combustible de la chaudière combinée aux profils types de consommation pour le consommateur concerné;
  • des discussions avec l’utilisateur sur ses consommations de chaleur sous forme d’eau chaude;
  • une mesure :
    • des impulsions sur le compteur gaz,
    • du débit de mazout,
    • des heures de fonctionnement de la chaudière,
    • du débit d’eau chaude,
  • d’expérience acquise par le bureau d’étude et de calculs de comparaison.

Exemple de profil de consommation type
Profil D : Activité continue 7 jours sur 7 (hôpitaux, horeca…)

Profil du besoin net en chaleur d’une année type,
Besoin exprimé mois par mois, en % du besoin annuel.

Dans la majorité des cas, le besoin annuel en chaleur correspond à la consommation annuelle de combustible multipliée par le rendement de production.

Profil du besoin net en chaleur d’une semaine type,
Besoin exprimé jour par jour, en % du besoin hebdomadaire.

Profil du besoin net en chaleur d’une journée type,
Besoin exprimé heure par heure, en % du besoin quotidien.

Au niveau thermique, surtout si un ballon de stockage de chaleur est envisagé, il est possible d’utiliser des profils thermiques types plutôt que de mesurer ce profil. C’est d’autant plus vrai que les besoins thermiques sont de type climatique (production d’eau chaude pour le chauffage), dans le secteur tertiaire.

À l’opposé, dans l’industrie, les consommations estivales peuvent être semblables aux consommations hivernales, selon le type de procédé. Ce point est à analyser par le bureau d’étude. D’autre part, dans l’industrie, les responsables techniques connaissent mieux leurs procédés et leurs profils de consommation, parfois des mesures existent même.

Les chiffres de consommation sont essentiels, car ils servent de base à toute l’évaluation de la rentabilité du projet. L’accord entre le concepteur et le client sur ces résultats doit être très clair !

Calculs

 Pour lancer le programme COGENextrapolation.xls

Dimensionnement optimum avec COGENsim 3.12

Les profils thermiques et électriques quart horaire sur une année entière étant déterminé, nous pouvons passer à l’étape suivante : la simulation en temps réel de l’unité de cogénération.

Cette simulation permet de connaître, à tout moment, quelle sera la production thermique et électrique de la cogénération en fonction des besoins et des règles de fonctionnement. En faisant le bilan annuel, il devient facile de calculer avec précisions le bilan énergétique et partant le bilan économique et environnemental.

La puissance de calcul des ordinateurs actuels permet même de lancer des simulations pour plusieurs tailles de cogénération. Et d’être ainsi libre de choisir celle qui convient le mieux au site étudié.

À nouveau, pour « faciliter » le travail des bureaux d’études, experts et consultants en cogénération, la Région de Bruxelles-Capitale à mis à jour le logiciel COGENsim, initialement développé par la Région wallonne. Des ajouts ont par ailleurs été faits, comme la possibilité de simuler le fonctionnement d’une cogénération avec (ou sans) ballon de stockage de chaleur.

Logiciel de simulation COGENsim 2.06.xls.

Cependant, avant d’utiliser ce puissant outil de simulation, il est conseillé de lire attentivement son mode d’emploi.

Calculs

 Utiliser le logiciel de simulation COGENsim 3.12

Calculs

 Mode d’emploi du logiciel COGENsim 3.12.

Le calcul de la rentabilité

La méthode de dimensionnement intègre déjà un calcul de rentabilité : le logiciel COGENsim 3.12.xls simule plusieurs unités de cogénération et propose celle qui est la plus rentable.

Le calcul de rentabilité implique une estimation fine du gain annuel net, du montant de l’investissement et des paramètres de rentabilité comme le Temps de Retour Simple (TRS), la Valeur Actualisée Nette (VAN) des gains engendrés sur la durée de vie de l’équipement et le Taux de Rentabilité Interne (TRI) du projet.

Calculer le gain annuel net

Le gain annuel net est la différence entre la somme des gains apportés par la cogénération (électricité, chaleur et certificats verts) et des dépenses associées (combustible et entretien).

Gain sur la facture électrique

Le gain sur la facture d’électricité sera égal à la différence entre la facture sans cogénération et la facture qui serait payée pour la consommation électrique résiduelle suite à la production locale d’électricité par cogénération. Par ailleurs, la cogénération optimale produira de temps en temps trop d’électricité par rapport aux besoins. Ce surplus d’électricité sera revendu au réseau, au fournisseur le plus offrant voire au GRD. Généralement, le prix oscille entre 20 à 50 €/MWh pour une cogénération. L’ensemble des deux vous donnera le gain sur la facture électrique.

Il est fort probable que le prix unitaire de l’électricité résiduelle qui restera à acheter à un fournisseur après installation d’une cogénération soit supérieur au prix unitaire actuel. La raison est que les termes fixes de la facturation sont répartis sur une consommation plus faible. Parfois, il sera peut-être nécessaire de renégocier votre contrat de fourniture avec votre (ou d’autres) fournisseur.

Gain sur la chaleur

Toute la chaleur produite par la cogénération, si elle est correctement valorisée, ne devra plus être fournie par la chaufferie existante (ou à construire). Ce qui constitue un gain non négligeable sur facture d’achat en combustible.

Gain sur la vente des certificats verts

Si votre cogénération est de qualité, alors vous recevrez des certificats verts.

Vu la volatilité de la valeur d’un certificat vert et de la méthode de calcul, vous comprendrez aisément qu’une visite sur le site de la CWaPE s’impose.

Le gain apporté par les certificats verts pour les technologies renouvelables, nettement plus important que pour les technologies classiques, est bien nécessaire pour compenser le surcoût à l’investissement voire à l’achat du combustible.

Précisons que ce gain en certificats verts vient s’ajouter au prix de votre électricité (auto-consommée ou revendue).

Dépense pour l’achat de combustible pour la cogénération

Il faudra bien entendu acheter du combustible pour faire tourner la cogénération. Cette dépense, non négligeable, doit intervenir dans le calcul de la rentabilité.

Comme au total vous allez consommer plus de combustible qu’avant (cogénération + complément chaudière), vous pourriez éventuellement négocier un meilleur prix unitaire.

Dépense en entretien de la cogénération

Également, les frais d’entretien doivent être considérés dans les calculs. Ces frais dépendent de la formule choisie et des garanties de performances proposées. Également de quelle est la répartition du travail entre vous et la société de maintenance.

Ces prestations réalisables en interne moyennant une formation adéquate consistent en :

  • un contrôle du niveau d’huile et la vidange de l’huile;
  • un remplacement des filtres;
  • une inspection du circuit de refroidissement;
  • une inspection des batteries;
  • un remplacement des bougies (moteurs gaz);
  • un contrôle du système d’allumage et du système de carburation;
  • une lubrification de l’alternateur;
  • un contrôle de sécurité.

Le montant d’investissement

Le montant de l’investissement est toujours déterminant dans le calcul de rentabilité. Il faudra, à ce stade de l’étude,  objectiver les coûts :

  • Du cogénérateur proprement dit;
  • De génie civil, de raccordement, …

Il sera aussi intéressant de vérifier si vous avez droit à des subsides. Pour plus d’informations sur les primes et subsides, voir le portail de la Région wallonne.

Calculer les paramètres de rentabilité (TRS, VAN et TRI)

Les indicateurs de rentabilité sont très importants pour l’étude de faisabilité. En effet, lorsque ces indicateurs  « virent au vert » selon les critères de rentabilité du porteur de projet, l’étude de faisabilité confirme l’intérêt de passer à l’étape suivante : réaliser le projet !

Évaluer

 Réaliser une étude de faisabilité d’une cogénération dans les règles de l’art ( PDF).

Le tunning de votre moteur de cogénération

Que ce soit au moment de la conception du projet, mais aussi pour une installation existante, il est possible de « tunner » le fonctionnement de l’unité de cogénération afin d’en retirer le maximum.

Un logiciel comme COGENsim 3.12.xls permet d’affiner le paramétrage de son fonctionnement :

  • le taux de la charge partielle minimale pour le fonctionnement de la cogénération;
  • les besoins thermiques en dessous desquels il ne vaut pas la peine de redémarrer la cogénération;
  • les taux de charge minimum et maximum du ballon de stockage de la chaleur;
  • la part de la consommation électrique consommée par les auxiliaires;
  • la plage de fonctionnement (heures, jours, mois);
  • la possibilité de réinjecter ou non l’électricité excédentaire sur le réseau;
  • …

D’autres actions sont possibles pour davantage affiner le projet de cogénération, mais cependant non réalisables avec COGENsim 3.12.xls.

  • le fractionnement de la puissance totale en plusieurs unités de tailles identiques, voire différentes;
  • l’adaptation de la régulation de la chaufferie (anticipation, …) pour lisser le profil thermique;
  • l’utilisation d’un groupe de secours pour écrêter le profil électrique résiduel après cogénération;
  • la gestion du stockage de chaleur pour produire le maximum d’électricité durant les heures pleines;
  • …

Précisons que ce « tunning » est parfois proposé par les fournisseurs de cogénération voire les fabricants qui connaissent bien leurs équipements et surtout comment en obtenir le meilleur.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 16 Mar, 2016

Étudier la pertinence d’un nouveau projet de cogénération

Étudier la pertinence d'un nouveau projet de cogénération

L’étude de pertinence d’une cogénération

En matière de cogénération, il n’existe pas de règle rapide, univoque et universelle pour son dimensionnement : « inconvénient ou opportunité ? »

Il faut veiller à ce que la cogénération assure la « base » des besoins thermiques d’un bâtiment ou d’une entreprise pour pouvoir la faire fonctionner suffisamment longtemps à pleine puissance. Les « pointes » seront donc assurées par la chaufferie existante (ou à installer) qui ne pourra, que très rarement, être totalement remplacée par la cogénération.

Cet inconvénient se transforme en opportunité dans la mesure où le bureau d’études ou le consultant doit rechercher le dimensionnement « optimum », c’est-à-dire qui procure le maximum de bénéfices (économique, énergétique et environnementaux).

Monotone de chaleur.

Une autre manière d’exprimer le bénéfice énergétique est, de déterminer quel est l’optimum de puissance du cogénérateur qui couvre la surface maximale sous la monotone de chaleur.

Ne soyez donc pas surpris si l’on vous propose plusieurs tailles différentes : à vous de choisir celle qui vous convient le mieux.

Cette étude d’optimisation, encore appelée « étude de faisabilité », réalisée par un expert compétent, est payante et nécessite un peu de patience pour obtenir les résultats, surtout si une campagne de mesures des besoins énergétiques (électricité et chaleur) doit être envisagée. Et il est probable qu’il n’y ait pas de solution « cogénération » suffisamment attrayante dans votre cas.

Une première étude de faisabilité d’un projet peut être directement menée par le demandeur au moyen d’un outil simplifié – l’outil de calcul COGENcalc.xls.

Ce n’est qu’au terme de cette étude de pertinence à réaliser par soi-même, avec l’éventuel concours du Facilitateur en Cogénération, que vous pouvez décider de commander une étude de faisabilité.

Les éventuelles subventions mises à disposition de la Région sont disponibles sur le site de la Région : energie.wallonie.be.

>> Installer une cogénération dans votre établissement (PDF)

Les données nécessaires à une première évaluation avec COGENcalc.xls

Les données nécessaires à une première évaluation de rentabilité d’une installation de cogénération sont essentiellement les données relatives à vos consommations d’électricité et de chaleur :

  • Pour l’électricité, il vous faudra encoder les données relatives aux factures d’une année complète, soit douze factures.
  • Pour la chaleur, vous devrez fournir des informations d’une part sur la quantité de combustible que vous consommez sur une année et d’autre part sur l’utilisation faite de cette chaleur.
    • Si vous consommez actuellement du gaz, ce sont les douze factures relatives à la même période que les factures électriques que vous aurez à encoder.
    • Si vous consommez du mazout, soit vous encodez la quantité totale de mazout consommée sur une année et le montant auquel cela correspond, soit vous introduisez les livraisons de mazout réalisées pendant la même période.

Des informations de base vous seront également demandées par choix multiples sur le type de chaudière dont vous disposez et sur votre cuisine si elle est alimentée au gaz.

Finalement, vous indiquerez par un choix multiple le type d’institution pour lequel vous envisagez une cogénération avec son horaire de fonctionnement, par exemple « établissement de soin, consommation continue de chaleur, 7 jours sur 7 » et le type de moteur choisi, gaz s’il est disponible, mazout dans le cas contraire. Chacun des choix sur le type d’institution avec son horaire de fonctionnement correspond à un profil de consommation de chaleur type.

Les certificats verts sont intégrés dans le logiciel.

Il se peut que les valeurs de référence se modifient : coefficient d’émissions en CO2 et/ou rendements de l’installation de référence. Vous devrez vérifier auprès de la CWaPE ou vous tenir informé via le site portail énergie de la Région wallonne.

Mode d’emploi de l’outil COGENcalc.xls

Calculs

 Pour lancer le programme de calcul COGENcalc.xls

Introduction

Le programme vous permet d’établir rapidement un premier dimensionnement d’une éventuelle cogénération adaptée à vos besoins électriques et thermiques. Il calcule aussi la rentabilité que vous pourrez attendre de cet investissement.

Lors de l’ouverture du fichier, Excel vous demandera si vous souhaitez activer les macros. Vous devez les activer.

De manière générale, les cellules sur fond bleu ou brun (caractères bleus) sont des valeurs à introduire, les cellules sur fond jaune (caractères rouges) sont des valeurs calculées.

Première partie : »Premier dimensionnement de l’unité de cogénération »

Étape 1.1 : Déterminer votre BNeC

Il s’agit de déterminer les besoins nets de chaleur de votre établissement.

Pour cela, il est nécessaire de compléter certaines informations relatives à votre bâtiment et son usage, dans l’ordre de la feuille :

  • Le type de bâtiment concerné (type d’établissement et taille de l’établissement).
  • Q : la consommation annuelle en combustible (gaz ou mazout) en kWh PCI.
  • Qnon cogen : la part de combustible qui ne pourrait pas être assurée par la cogénération, c’est-à-dire, la part de combustible, si elle existe, qui n’est pas utilisé pour la production d’eau chaude (chauffage et ECS). Ce sera la part qui ne pourra pas être assurée par la cogénération : Qnon cogen.
  • URE : la réduction de consommation qui pourrait être envisagée par la mise en place d’éventuelles mesures URE.  Une économie de 10 % est proposée par défaut dans le cadre de la réalisation d’un audit énergétique.
  • ΔQ : l’évolution de la consommation dans le futur, réduction ou augmentation (par exemple pour une extension) de la consommation initiale mentionnée.
  • ηchaufferie : le rendement thermique de l’installation de votre installation de chauffage actuelle, idéalement un rendement mesuré sur une assez longue période, sinon votre meilleure estimation. Attention, le rendement en question n’est pas le rendement ponctuel de la chaudière, mais le rendement global de l’installation sur une période de plusieurs mois.
  • La cellule jaune vous donne finalement le Besoin Net de Chaleur (BNeC), base du dimensionnement de l’unité de cogénération.

Étape 1.2 : Sélectionner un « profil type » de consommation de chaleur.

Vous indiquerez par un choix multiple le type d’institution pour lequel vous envisagez une cogénération avec son horaire de fonctionnement, par exemple « établissement de soin, consommation continue de chaleur, 7 jours sur 7 ». Chacun des choix sur le type d’institution avec son horaire de fonctionnement correspond à un profil de consommation de chaleur type.

À partir des profils thermiques types de besoins de chaleur, propres à votre établissement, le logiciel calcule directement 3 paramètres utiles pour le dimensionnement :

  • UQ : la durée de fonctionnement d’une chaudière bien dimensionnée pour assurer la satisfaction des BNeC.
  • Ucogen : la durée de fonctionnement de la cogénération pour assurer la satisfaction d’une partie des BNeC.
  • Partcogen : qui représente la puissance thermique de la cogénération par rapport à la puissance thermique maximale (de la chaudière bien dimensionnée).

Dans cette étape, il sera également possible de sélectionner la présence d’un ballon de stockage.

Étape 1.3 : Déterminer la puissance thermique de l’unité de cogénération

Sur base de ces 3 paramètres, on obtient directement :

  • PQcogen : la puissance thermique de l’unité de cogénération. Si la puissance thermique calculée est trop faible (< 10 kW) le logiciel mentionnera directement 0.
  • Qcogen : la production de chaleur.

Éventuellement, vous pouvez réduire cette puissance d’un certain pourcentage si vous estimez que l’unité est trop grande. Par exemple, si la production électrique est trop importante par rapport à votre consommation et que ne vous désirez ne pas vendre trop au réseau, le facteur de réduction de la puissance thermique peut s’avérer « payant ».

Étape 1.4 : Choisir une unité de cogénération

Dernière étape du dimensionnement, il s’agit de choisir la technologie. En effet, de ce choix, dépendra la puissance électrique de l’unité de cogénération, la puissance thermique étant identique. Typiquement, un moteur à l’huile végétale aura une puissance électrique supérieure à celle d’un moteur gaz. Cette différence étant due aux caractéristiques technologiques différentes entre ces moteurs.
Sur base du choix de la technique, on obtient une évaluation de :

  • PEcogen : la puissance électrique de l’unité de cogénération.
  • ηcogen : le rendement électrique de l’unité choisie.
  • Ecogen : la production électrique annuelle de l’unité choisie dans la configuration étudiée.

Remarque :
À ce stade, il faut être attentif au fait que ces caractéristiques de moteur sont extrapolées sur base de moteur existant, mais que vous ne rencontrerez sans doute pas sur le marché un moteur ayant exactement ces caractéristiques. Il se pourrait par exemple que le programme vous renseigne un moteur de 67.3 kWé alors que dans la pratique, vous aurez à choisir entre un moteur de 60 ou de 80 kWé. Cette remarque vaut aussi pour les autres paramètres (rapport entre le rendement électrique et thermique de votre moteur, frais d’entretien, valeur de l’investissement).

Deuxième partie : « Rentabilité du projet de cogénération »

Cette seconde partie consiste à calculer, à la « grosse louche » la rentabilité du projet de cogénération sur base du premier dimensionnement effectué.

Étape 2.1 : Calculer le gain sur facture électrique

Pour réaliser une première évaluation économique du projet, vous devez introduire :

  • Etotale : la consommation annuelle totale d’électricité (en reprenant la somme des consommations en heures pleines et en heures creuses),
  • Coût Etotale : le montant total de la facture annuelle électrique.

Si les données ne sont pas connues, l’outil calculera des valeurs automatiquement.
Sur base de ces premières données, l’outil évaluera :

  • Prixmoyen achat : le prix moyen de votre électricité.
  • Eauto-cons : la part de l’électricité qui sera autoconsommée dans le projet.
  • Erevente : la quantité d’électricité qui sera revendue sur le réseau.

Sur base de ces données et du prix de revente, l’outil calcule le gain sur la facture de l’électricité – Gainélec.

À ce stade vous devez estimer le pourcentage de l’électricité produite qui sera autoconsommée, ce pourcentage dépendra de votre consommation et votre profil d’utilisation. Si vous n’avez aucune idée, vous pouvez mettre une valeur entre 75 et 90 %. Le reste de l’électricité sera alors vendu par le réseau à un fournisseur d’électricité de votre choix, à un prix qui aura convenu avec le fournisseur (actuellement ce prix est d’environ 35 €/MWh).

Un calcul se fait automatiquement pour déterminer le gain sur la facture d’achat d’électricité, le gain sur la vente d’électricité et le gain total sur la facture d’électricité (Gainélec).

Étape 2.2 : Calculer le gain sur la chaleur

La consommation annuelle en combustible est automatiquement reprise (Q), il suffit d’introduire le montant total de la facture annuelle du combustible et le prix moyen du combustible se calcule en fonction de votre encodage.

Ensuite la consommation évitée de la chaufferie (Conschaufferie) et le gain sur la facture chaleur (Gainchaleur) se calculent.

Étape 2.3 : Calculer le gain par la vente des certificats verts

L’installation de cogénération vous permettra de réduire les émissions polluantes, dont le CO2, qui est gratifié par le mécanisme des certificats verts, pour autant que vous arriviez à une économie relative de CO2 supérieur ou égal à 5 %.

À ce stade vous devez sélectionner si le site est connecté au non au gaz naturel, ce qui doit être compatible avec le type de cogénération précédemment sélectionné.  Le facteur d’émission de l’installation est automatiquement repris (CCO2) et permet le calcul du gain en CO2 (GCO2) et en énergie primaire (Gain énergie primaire)  Le taux d’octroi est calculé selon la réglementation en vigueur.

Étape 2.4 : Calculer la dépense en combustible

En introduisant le prix moyen du combustible de la cogénération, vous obtenez automatiquement la dépense en combustible pour la cogénération (DépenseComb).

Étape 2.5 : Calculer la dépense en entretien

Ce calcul se fait directement en fonction de la technologie utilisée et de la puissance de l’unité de cogénération.

Étape 2.6 : Estimer le montant de l’investissement.

En ajoutant un facteur de sur-investissement d’environ 40 % [10 % pour les frais d’installation, 7 % pour les frais d’études, 10 % pour d’éventuels travaux de génie civil, 5 % pour la connexion sur le réseau électrique et 8 % d’imprévus] vous obtenez l’investissement brut de l’unité de cogénération « tout compris » (Invbrut cogen).

Si vous avez droit à des subsides, vous pouvez introduire ici le pourcentage ou le montant total. Pour plus d’informations sur les primes et subsides, voir le portail énergie de la Région wallonne : energie.wallonie.be.

L’investissement net se calcule automatiquement (Invnet cogen).

Étape 2.7 : Estimer la rentabilité du projet

Le gain annuel net du projet se détermine par la différence entre les gains et les dépenses.

Le temps de retour simple (TRS) se calcule en divisant l’investissement net par le gain annuel net.

Conclusion

Une conclusion s’affiche en fonction du temps de retour simple :

  • si le TRS est inférieur à 6 ans, la conclusion sera positive,
  • si il est supérieur à 6 ans, la conclusion sera négative.

Cette information est naturellement tout à fait libre et elle doit être interprétée cas par cas. Dans certains cas un TRS de 10 ans peut être acceptable, dans d’autres cas un TRS de maximum de 3 ans est jugé comme limite.

Remarque :
Le logiciel vous donne des résultats techniques et économiques qui vous permettront d’évaluer, en connaissance de cause, l’opportunité d’installer ou non une unité de cogénération. Cependant, les résultats obtenus ne sont qu’une première approximation. Ils ne donnent qu’une indication quant à la suite ou non du projet, à savoir la commande d’une étude de faisabilité dans les « Règles de l’art » à un bureau d’études compétent, et non la commande de l’équipement !

Limites de COGENcalc.xls

Les hypothèses suivantes s’appliquent à l’outil d’évaluation. Pour un dimensionnement précis, ces hypothèses sont limitatives et, sauf exception, le prescripteur devra affiner cette évaluation, notamment par rapport aux points suivants :

  • Le profil de consommation de chaleur est à choisir parmi des profils types.
  • La puissance de la cogénération et le nombre d’heures de fonctionnement sont prédéfinis pour chaque profil type de consommation de chaleur.
  • Le besoin en chaleur est continu et ne descend en tout cas pas sous la charge minimale du cogénérateur pendant les heures de fonctionnement.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 16 Mar, 2016

Profils types de demande de chaleur et monotone

Profils types de demande de chaleur et monotone

Les profils de prélèvement

Les profils de demande de chaleur présentés ici (Besoin net en chaleur, BNeC), montrent la répartition de la demande de chaleur d’un bâtiment type sur une année, sur une semaine et sur un jour. La répartition s’exprime en pourcents.

Profil A Profil B Profil C Profil D Profil E Profil F
Activités diurnes
5 jours sur 7		 Activités diurnes
6 jours sur 7		 Activités diurnes
7 jours sur 7		 Activités continues
7 jours sur 7		 Activités diurnes
5 jours sur 7		 Activités diurnes
7 jours sur 7
Bureaux
Écoles
Services aux personnes
…		 Commerces
Culture
…		 Centres sportifs
…		 Soins aux personnes
HORECA
…		 PME à consommation très régulière
Blanchisseries
Teintureries
…		 Logement collectif
…
BNeC d’une journée type (%) – Profil de prélèvement horaire
BNeC d’une semaine type (%) – Profil de prélèvement hebdomadaire
BNeC d’une année type (%) – Profil de prélèvement annuelle

Les monotones de demande de chaleur

Les monotones de demande de chaleur représentent l’organisation par ordre décroissant des demandes de chaleur horaires de l’utilisateur. Une courbe « monotone de chaleur » peut être déterminée pour chaque « profil type de consommation ».

Profil A Profil B Profil C
Profil D Profil E Profil F

Q = demande de chaleur horaire de l’utilisateur (100 % = PQ = puissance thermique de l’utilisateur).

Courbe supérieure = monotone de demande de chaleur de l’utilisateur (demande de chaleur mesurée heure par heure et classée par ordre décroissant). La surface comprise sous la courbe 1 correspond au besoin net de chaleur (BNeC) annuel de l’utilisateur.

Courbe inférieure = monotone de demande de chaleur de l’utilisateur, pendant les heures pleines.

*Durée d’utilisation = nombre d’heures ”équivalentes” de fonctionnement de l’installation à puissance nominale pour produire la quantité totale de chaleur.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

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Technologies alternatives

Technologies alternatives

Principe de la pirolyse.

Cogénération et biomasse

La cogénération et la biomasse, une solution éprouvée !

La biomasse, qu’elle soit d’origine ligneuse, agricole, agro-alimentaire ou résidentielle, constitue une source d’énergie renouvelable et, bien souvent aussi, un déchet difficile à gérer.

Dans ce contexte, la gazéification de produits ligneux et la biométhanisation de déchets agricoles et résidentiels alimentant une unité de cogénération peuvent apporter des réponses tant du point de vue énergétique qu’environnemental.

Les techniques de gazéification ou de biométhanisation permettent maintenant de bien maîtriser les processus de combustion et de limiter ainsi les émissions de polluants.

Ces technologies valorisent ainsi efficacement une source d’énergie renouvelable, présente abondamment en Wallonie et encore largement sous exploitée. Leur utilisation comme source d’énergie primaire permet donc d’alléger nos émissions de CO2 et de participer à l’effort de notre pays au niveau de l’accord COP 21.

À ce titre, elles sont particulièrement visées par le décret relatif à l’organisation du marché de l’électricité en Wallonie, qui incite financièrement au développement d’applications économes en énergie primaire par le principe des certificats verts. L’économie en CO2 engendrée par des cogénérations à partir de biomasse est effectivement très importante.

D’une part, s’il s’agit d’une cogénération de qualité, elle participe au même titre que toute cogénération de qualité à l’économie de CO2 et peut donc recevoir à ce titre des certificats verts en fonction de sa qualité.
Par ailleurs, les cogénérations à partir de biomasse rendent également possible la création de nouvelles filières d’activités économiques et de nouveaux pôles d’excellence technologique en Wallonie.
Enfin, elles peuvent apporter des éléments de réponse à la lancinante question du traitement des déchets. Dans certains cas et sous certaines conditions, elles présentent, en effet, une réponse intégrée à ce problème majeur de société.

Cogénération au biogaz

Une réalisation concrète : la cogénération au biogaz à la décharge d’Anton.

Installation de la décharge d’Anton – © SPAQUE.

Dans le cas de la décharge d’Anton située à proximité d’Andenne, dont la réhabilitation pour le compte de la Région wallonne est menée par la Spaque, le biogaz généré par la masse des déchets enfouis est collecté et envoyé vers un module de cogénération.

Après une première expérience dans la cogénération débutée en 1999, l’unité a été remplacée en 2013.

Une nouvelle unité de cogénération a été mise en place, adaptée au biogaz produit sur le site, à savoir un biogaz pour une richesse en méthane de 55 %.

La nouvelle installation a une Puissance électrique installée de 115 kWé pour une puissance thermique de 160 kWth. Cette installation est dimensionnée pour absorber un débit de 50 m³/h de biogaz.

La chaleur est envoyée vers les différents bâtiments de l’Institut Saint-Lambert.

En 2014, l’installation a valorisé à peu près 1 million de m³ de déchets ménagers (445 000 m³ de biogaz produit), en produisant 912 MWh d’électricité (dont 41 % auto consomme et le reste a été réinjecté sur le réseau.) et 1 054 MWh de chaleur (dont 21 % a été autoconsommé et le reste renvoyé vers l’institut St Lambert).

Les rendements d’une installation de ce type (base de comparaison : pouvoir calorifique du gaz brûlé), pour un trimestre représentatif, sont de 33,6 % comme rendement électrique et 52,6 % pour le rendement thermique; ce qui donne un rendement global de 86,2 %.

Cogénération au bois

La cogénération au bois valorise le bois en électricité et en chaleur par une technologie unique qui est la seule solution bien adaptée aux déchets de bois produits dans les scieries, menuiseries de taille moyenne ainsi que ceux qui sont mobilisables lors de la gestion des espaces verts et des forêts.

Cogénérateur à gazéification de bois (source : Coretec).

La conversion du bois en électricité et en chaleur est réalisée par la gazéification du bois dans un gazogène et par la combustion du gaz produit dans un groupe de cogénération.

Installation d’une cogénération au bois : schéma de principe (source : Coretec).

Le combustible, par exemple sous forme de plaquette de bois, alimente le gazogène dans lequel il est transformé en gaz combustible. Le gaz produit est ensuite conditionné pour être brûlé dans le moteur du groupe de cogénération. L’électricité produite peut être consommée sur place ou être envoyée sur le réseau. La chaleur peut alimenter un procédé industriel ou des installations de chauffage. L’installation est entièrement automatisée et contrôlée à distance.

Les rendements de conversions électrique et thermique sont respectivement de 23 à 25 % et 50-57 %; soit un rendement total de 75-80 %. La puissance unitaire des centrales de cogénération développées et commercialisées en Wallonie varie de l’ordre de 30-45 kWé.

Trigénération

L’ajout à l’unité de cogénération d’une unité de production de froid par absorption transforme la cogénération en tri-génération.

L’objectif est d’utiliser la chaleur du moteur en été, à l’heure où elle est généralement moins utile, pour produire du froid. Ce froid peut être utilisé pour diverses applications comme la climatisation ou la réfrigération. La cogénération peut ainsi exploiter l’énergie primaire même en été.

Une telle technologie a naturellement un coût d’investissement élevé. De plus, la rentabilité tant énergétique que financière n’est pas souvent au rendez-vous. Une étude réalisée à l’UCL montrait les limites de cette technologie (« Économie d’énergie en trigénération ; Pépin Magloire, Tchouate Heteu, Léon Bolle ; Unité de thermodynamique et turbomachines, département de mécanique, Université catholique de Louvain ; 2002 »). En voici les principales conclusions :

  • Une cogénération de froid et d’électricité ne permet pas d’économiser systématiquement de l’énergie, mais permet dans certaines conditions une économie financière.
  • Cependant, la production simultanée de froid, de chaleur et d’électricité (trigénération) permet une économie d’énergie primaire en fonction de la fraction de chaleur λ utilisée pour la production de froid :
    • Pour les cycles LiBr/H2O, si λ est de l’ordre de 0,7.
    • Pour les cycles H2O/NH3, si λ est de l’ordre de 0,5.

Sur le marché, les puissances descendent actuellement jusqu’à 80 kW pour les machines à l’ammoniac ou même 70 kW pour les machines au Lithium-Bromure.

Le dimensionnement de la machine se fait en ajoutant la consommation de chaleur relative à la production de froid à la monotone de chaleur (calcul des puissances et des plages de fonctionnement) déjà définie précédemment.

Le fonctionnement idéal des machines à absorption, qui permet des rendements très élevés, utilise un fluide chaud à une température supérieure à 100 °C. Lorsque le fluide chaud n’est « qu’à » 95 °C, la puissance frigorifique est dans un rapport 1/1,6 de la puissance en chaud.

Notons finalement qu’une telle machine nécessite une tour de refroidissement plus grande.

Techniques

 Présentation synthétique du phénomène d’absorption.

Microcogénération domestique

Source : Viessmann.

La micro-cogénération est une solution adaptée pour des plus petites installations, et en l’occurrence pour l’usage domestique. Au niveau du cogénérateur proprement dit, le moteur à combustion interne fait place à un moteur à combustion externe de type « stirling ». Dans de nombreux cas, la cogénération sera directement combinée avec une chaudière gaz à condensation. Les différents acteurs du marché ont à peu près tous développé une cogénération de type gaz.

Moteur stirling.

Cette technologie a été mise sur le marché pour répondre à des consommations électriques de l’ordre de 2 500 à 3 000 kWhé/an, ce qui correspond à la consommation annuelle moyenne d’un ménage.

Les puissances développées sont de 1 kWé et 6 kWth. Le complément thermique est donné par la chaudière à condensation qui peut moduler de 6 à 20 kW.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 16 Mar, 2016

Choisir le stockage de chaleur [cogen]

Critères de sélection

Le volume du stockage est calculé lors du dimensionnement des équipements. Si le dimensionnement s’est limité à une évaluation grossière des puissances nécessaires, des investigations supplémentaires selon la même méthodologie compléteront et valideront les résultats.

Comme dans toutes les applications de stockage, il faudra tenir compte des pertes (pertes en stand-by pour les chaudières, pertes dans les tuyauteries,…). Dès lors, le raccordement et la régulation d’un stockage de chaleur seront plus complexes que l’installation standard d’une cogénération.

D’ordinaire, le ballon de stockage est installé en parallèle avec le cogénérateur. Cela permet de fonctionner de la même façon quelle que soit la source de chaleur : la cogénération ou le ballon.

Les critères de dimensionnement relatifs à la connexion aux débits et températures mentionnés dans le chapitre sur le raccordement hydraulique sont d’applications, notamment :

  • Assurer le débit d’eau au moteur quel que soit le mode de fonctionnement ou la charge et le maintenir constant.
  • Maintenir la température d’entrée du groupe inférieure à une valeur de consigne définie par le constructeur.
  • Éviter toute fluctuation brusque de la température d’entrée.
  • Éviter le recyclage dans le circuit de retour du groupe afin de ne pas augmenter la température de l’eau à l’entrée du moteur par des mélanges.
  • Gérer la puissance de déstockage de façon à toujours garantir un débit de refroidissement du moteur suffisant.
  • Rendre possible l’isolation du circuit d’utilisation pour faire fonctionner la chaufferie sans le groupe de cogénération.
  • Prévoir un système de vidange du circuit hydraulique simple.
  • Prévenir les problèmes de corrosion et d’hydrolyse dans le circuit de refroidissement.

Raccordement d’un ballon de stockage

Stockage pour configuration en parallèle

Une des méthodes de stockage appropriées est celle décrite ci-dessous. Cependant, sur le terrain, elle reste relativement peu courante. Peut-être pour une question financière ?

Schéma stockage pour configuration en parallèle.

Dans son principe, le fonctionnement du cogénérateur est relativement indépendant de celui des chaudières. En effet, le cogénérateur peut charger le ballon à une température de consigne fixe. C’est la vanne 3 voies qui fait le gros du boulot et qui peut mitiger la température de sortie de l’ensemble cogénérateur/ballon de stockage en fonction de la température de départ primaire.

La séquence des schémas suivants donne une idée des phases de stockage/déstockage. À remarquer, qu’en termes de dimensionnement des conduites, il faut prévoir que le débit d’entrée/sortie de l’ensemble cogénérateur/stockage sera de l’ordre de 1.5 à 2 fois celui du cogénérateur s’il était prévu dans stockage.

Stockage pur

Schéma stockage pur.

  • Pas de besoin, mais le ballon n’est pas à température.
  • Le cogénérateur fonctionne à régime nominal et charge le ballon (stockage).

Déstockage et boost de la cogénération

Schéma déstockage et boost de la cogénération.

  • Besoins importants.
  • Le cogénérateur fonctionne à régime nominal.
  • Le ballon déstocke.

Déstockage pur

Schéma déstockage pur.

  • Besoins moyens.
  • Seul le ballon déstocke.

Stockage pour configuration en série

Quelques constructeurs proposent une configuration série avec ballon tampon. Le débit total de retour du collecteur traverse le ballon. On ne peut pas vraiment parler de ballon de stockage vu qu’il n’y a pas de stratification. On parlera plutôt d’augmentation de l’inertie du réseau. Pour autant que les conduits d’entrée et de sortie du ballon soient bien dimensionnés, le ballon tampon agit comme un large collecteur à faibles pertes de charge et perturbant peu les équilibres hydrauliques de la chaufferie existante. On peut comprendre que cette configuration soit intéressante, car hydrauliquement elle est simple et peut donner de bons résultats en terme de court cycle du cogénérateur.

Schéma stockage pour configuration en série.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 15 Mar, 2016

Choisir la régulation [Cogen]

Modulation de puissance

Une modulation de charge du cogénérateur entre 100 et 50 % est techniquement possible, mais le coût de l’entretien du groupe dépend principalement de son temps de fonctionnement et ce coût d’entretien entraîne une augmentation relative du prix du kWh lorsque la charge diminue. Combinée à une légère chute du rendement à charge réduite, il est généralement préconisé d’éviter de fonctionner à moins de 70 % de charge, sauf pour un nombre de cas très limités.

Il est encore très important de veiller à une parfaite coordination des régulations des différents éléments de chauffage, avec un intérêt certain pour l’exploitant de la cogénération de gérer toutes les installations thermiques et électriques, afin d’éviter des interfaces parfois délicates.

Contraintes thermiques sur la régulation

Intégration dans la cascade de chaudières

Une régulation de cascade doit être mise en place sachant qu’il faut pouvoir gérer la « libération » des différents équipements de production de chaleur en fonction des besoins, et ce au bon moment. On tiendra à l’esprit que c’est la cogénération qui doit être en tête de cascade de manière à couvrir le maximum des besoins de chaleur. La monotone de chaleur représentée ci-dessous est très didactique pour montrer l’importance de la programmation d’une cascade séquentielle pour l’ensemble des équipements de production de chaleur.

On rappelle qu’une monotone de chaleur exprime surtout une représentation des besoins de chaleur au cours de l’année. On voit tout de suite que pour rentabiliser une cogénération d’un point de vue « énergético-environnemento-financier », on a intérêt à programmer une cascade des chaudières et du cogénérateur pour que ce dernier couvre la plage 2 de la monotone de chaleur.

Monotone de chaleur.

Monotone de chaleur.

  1. Libération d’une des chaudières à faible régime. Pour les anciennes chaudières, leur fonctionnement à faible charge entraine une dégradation du rendement non négligeable. Pour les chaudières à condensation modulantes, elles travaillent dans des bonnes conditions de rendement (optimum autour des 30 % de taux de charge).
  2. Libération du cogénérateur seul avec une modulation de puissance entre 100 et 70 %.
  3. Libération simultanée du cogénérateur et d’une des chaudières.

La plupart du temps, un besoin de chaleur au niveau secondaire se traduit par une diminution de température au niveau de la sonde de départ du primaire. Tenant compte du fait que le régulateur adapte souvent la température de consigne de départ en fonction de la température externe (fonctionnement en température glissante), la comparaison entre la température du départ et sa consigne glissante doit permettre de libérer les différents équipements de production suivant une séquence dans la cascade bien définie comme le représente la figure suivante :

Séquence de cascade.

Interactions hydrauliques avec les chaudières

Compte tenu de notre climat, la régulation en mi-saison est la plus complexe. Le besoin en chaleur oscille pendant ces périodes à des valeurs qui ne sont ni hautes pour permettre un fonctionnement à 100 % de charge, ni basses et qui imposeraient un arrêt. Ces besoins imposent une modulation plus fréquente qu’en été ou en hiver. Notons que cela ne s’applique pas à des cogénérations qui produisent de la chaleur en continu pour un processus industriel.

Dans ce cas, de nombreux arrêts peuvent être dus à des arrêts de process du client. Le prescripteur doit alors aborder le process dans son ensemble pour définir le cahier des charges de la conduite.

Il existe des petites installations plus ou moins « sous-dimensionnées » par rapport à la monotone de chaleur. Ils garantissent un fonctionnement 24 h/24 et sans stockage.

Dans le cas du secteur tertiaire, la production thermique du cogénérateur sera raccordée à l’installation de chauffage (et/ou de production d’eau chaude sanitaire). Comme la demande de chaleur du bâtiment, dépendante de la température extérieure, est variable dans le temps, une régulation adaptée est alors exigée.

Le réglage de l’installation consiste à définir le point de commutation entre les chaudières et la cogénération et à régler les temporisations sur les variations de puissance en fonction de l’inertie thermique de tout le système, qui n’est pas bien connue à priori. Idéalement c’est le profil de demande de chaleur qui permet d’affiner le réglage du cogénérateur.

Le risque majeur à éviter dans la combinaison chauffage-cogénération est une température d’eau de retour trop élevée vers le moteur. Une température trop élevée peut entraîner une instabilité de l’enclenchement / déclenchement du moteur. On peut résumer le problème de la façon suivante :

Le cogénérateur fournit assez de puissance pour couvrir la demande de chaleur. Mais la température de départ primaire chute. Le régulateur de chaufferie libère la chaudière (démarrage).

La chaudière se met en fonctionnement. Elle délivre très rapidement suffisamment de chaleur pour que les vannes 3 voies des circuits secondaires se ferment. La température de retour monte et réchauffe le ballon tampon.

Le cogénérateur et la chaudière s’arrêtent.

Après refroidissement du ballon tampon, le moteur redémarre. La cogénération ne parvient pas suffisamment vite à répondre à la demande de chaleur et la chaudière redémarre.
Ainsi de suite …

En pratique, on peut travailler par essais/erreurs pour ajuster le point de commutation et les temporisations. On peut également adapter le réglage en fonction des performances mesurées du moteur par comptage de sa consommation et de sa production et essayer de maintenir un rendement optimum.

Un suivi des performances du moteur permettra de se rendre compte qu’il ne faut sûrement pas essayer de faire fonctionner le moteur le plus longtemps possible. Il est plus intéressant d’adapter son fonctionnement à la demande de chaleur plutôt que de suivre à tout prix la demande électrique.

Pratiquement la permutation entre le fonctionnement du cogénérateur et celui des chaudières peut se faire en fonction de la température extérieure.

Interaction  avec les courbes de chauffe des chaudières

Sauf si vous avez hérité d’une installation « d’un autre âge », en général, quel que soit le type de chaudière, une régulation de chaudière classique comprend au minimum un mode de régulation « en température glissante » par rapport à la température externe. Sans rentrer dans les détails, la température de l’eau chaude de chauffage est adaptée aux conditions climatiques externes. Ce mode de régulation est très intéressant surtout pour les chaudières à condensation, car il permet de valoriser la chaleur de condensation en faisant travailler les chaudières à basse température. Pour les autres types de chaudière, cette régulation permet de limiter les pertes thermiques qui sont générées lorsque les températures d’eau chaude sont élevées.

L’intégration d’une installation de cogénération dans une chaufferie constitue une modification assez importante de la régulation pour les raisons évidentes suivantes :

  • Avec une seule chaudière existante, pour pouvoir placer le cogénérateur en tête de séquence, une régulation en cascade doit être programmée. Le régulateur de la chaudière est-il suffisamment évolué pour pouvoir intégrer cette cascade ? De manière générale, pour les chaudières d’une dizaine d’années, c’est faisable. Pour les chaudières de génération précédente, c’est du cas par cas.
  • Avec plusieurs chaudières, la cascade existante doit inclure le cogénérateur au même titre qu’une chaudière supplémentaire. Les régulateurs d’un ensemble de chaudières sont généralement prévus pour ajouter un équipement supplémentaire.

Donc, le régulateur d’une chaufferie (une ou plusieurs chaudières) doit au minimum « chapeauter » le régulateur de l’installation de cogénération, ne fusse que dans la séquence de cascade de libération du cogénérateur ET des chaudières. En effet, quelle que soit la configuration hydraulique, la difficulté d’intégration du cogénérateur est de concilier la ou les chaudières régulées par des courbes de chauffe, et donc des températures de consigne variables, avec un équipement de cogénération qui travaille avec une température de consigne constante. On constate dans certaines chaufferies les phénomènes suivants :

  • En période froide, la consigne de température de départ appliquée par le régulateur aux chaudières est élevée (par exemple 80 °C par -10 °C de température externe). Les consignes de température de démarrage des chaudières sont, par exemple, respectivement de 75 et 70 °C pour les chaudières « maître » et « esclave ». Par contre, la température de consigne de démarrage du cogénérateur est de l’ordre de 60 °C en fixe. Cette valeur de 60°C pour le démarrage est conditionnée par les caractéristiques intrinsèques du cogénérateur. En effet, elle pourrait être plus élevée, mais sachant que la température de retour au cogénérateur est maximum de l’ordre de 70 – 75 °C, une valeur de consigne de démarrage du cogénérateur de 70 °C entrainerait des cycles très courts marche/arrêt du cogénérateur et ne permettrait de toute façon pas un passage en tête de séquence de cascade (la consigne de démarrage en tête de séquence dans ce cas-ci est de 75 °C).
  • En mi-saison, lorsque les courbes de chauffe de régulation des chaudières définissent une consigne de température de départ primaire sous la consigne de température fixe du cogénérateur, soit dans l’exemple de 60 °C, la cogénération va naturellement se placer en tête de cascade et démarrera avant les chaudières. C’est une bonne nouvelle, mais qui arrive un peu tard, comme les « carabiniers d’Offenbach », vu que les besoins de chaleur deviennent faibles. Il en résulte que le cogénérateur risque d’avoir des cycles marche/arrêt courts, ce qui n’est pas idéal.

Régulation des chaudières et du cogénérateur.

Régulation des chaudières et du cogénérateur.

Contraintes mécaniques sur la régulation

Des démarrages et des modulations de puissance trop fréquents et trop forts, comme c’est souvent le cas en mi-saison par exemple, entraînent une fatigue mécanique importante du moteur, ce qui augmente considérablement les risques de panne. Il est donc conseillé de réaliser des montées en puissance « douces » et des démarrages en nombre relativement réduit, typiquement limités à 2 ou 3 par jour. La priorité est à la cogénération, la modulation reste à la chaudière.

Dans le même ordre d’idée, puisqu’une cogénération ne peut pas moduler comme une chaudière (fréquence et intensité des modulations), il est essentiel de bien connaître son profil de consommation de chaleur pour ne démarrer la cogénération que pour des périodes suffisamment longues.

Le fonctionnement correct du moteur demande encore un préchauffage constant pendant les heures de démarrage potentiel, afin d’éviter un démarrage à froid et les contraintes thermiques très nocives que cela entraîne.

Comme pour tout moteur, il est également conseillé de le faire tourner fréquemment afin d’en garantir le bon fonctionnement au moment voulu.

Contraintes électriques sur la régulation

Lorsque le groupe de cogénération est prévu pour fonctionner en groupe secours (ce qui n’est pas idéal), il est nécessaire de gérer la charge électrique du client pour ne pas imposer de variation de charge trop importante au moteur qui risquerait de s’étouffer.

Par exemple, en cas de coupure du réseau, il peut être nécessaire de délester les charges électriques, connecter la cogénération comme approvisionnement en électricité puis relester progressivement les charges en commençant par les plus importantes. Le groupe ne saurait effectivement pas alimenter instantanément l’ensemble des charges.

Pour un fonctionnement en groupe de secours toujours, la législation impose dans certains cas comme les hôpitaux, des délais pour l’apport du courant par les groupes secours. Le groupe de cogénération doit être capable de répondre à ces exigences.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be
Author Image Posted By : Sylvie 14 Mar, 2016

Intégrer la cogénération à l’hydraulique et à la régulation

Les pièges d’intégration

Les principaux constats des projets « piégés » sont les suivants :

  • Le manque d’heures de production du cogénérateur par rapport aux prévisions. Les conséquences sont immédiates : un manque de rentabilité du projet aux niveaux énergétique, environnemental et financier.
  • Un nombre de cycles de démarrage et d’arrêt important qui implique une réduction de la durée de vie de l’installation de cogénération et une augmentation des frais d’entretien, car les cogénérateurs, comme tout moteur, aiment les régimes stables.

Bien souvent, on pense que l’intégration d’un cogénérateur dans un projet de rénovation de chaufferie ou dans un nouveau projet peut se réaliser de manière indépendante par rapport aux chaudières. Dans la plupart des projets réalisés qui posent problème, c’est un peu réducteur et caricaturé, mais on a simplement demandé à l’installateur de fournir « deux conduites » sur lesquelles le constructeur ou le fournisseur de cogénérateur vient connecter son installation au moyen de flexible; c’est ce que l’on appellera un « plug&play » du cogénérateur. Croire que tout va fonctionner comme prévu peut s’avérer, dans certains cas, être une erreur d’appréciation fatale.

Vision globale d’intégration

Pour éviter le piège d’intégration « sauvage » du cogénérateur en chaufferie, les acteurs du projet doivent prendre un certain recul de manière à visionner les productions de chaleur et le cogénérateur comme un tout en chaufferie.

Pour les équipements de production de chaleur, il faut arriver à trouver un compromis entre les différents impératifs des chaudières.

En effet :

  • Dans une chaufferie existante, un retour suffisamment chaud pour les chaudières classiques afin d’éviter la condensation de la vapeur d’eau contenue dans les gaz de combustion (corrosion accélérée des échangeurs des conduits d’échappement, …).
  • Dans une nouvelle chaufferie, un retour suffisamment froid pour faire condenser les chaudières à condensation ou garantir de bonnes performances aux pompes à chaleur (PAC) par exemple.
  • Un débit minimum pour certains types de chaudières.

Et la cogénération dans tout cela ?

À première vue, la cogénération doit être considérée comme une chaudière supplémentaire qui vient se « greffer » sur le circuit primaire. Force est de constater que son intégration n’est pas évidente ! En effet :

  • Pour certaines configurations hydrauliques existantes, le rapport de puissance thermique entre les chaudières et le cogénérateur est déterminant pour le fonctionnement de ce dernier. Il n’est pas rare de constater qu’en hiver, lorsque les chaudières sont censées venir en appoint bivalent du cogénérateur, ce dernier se fasse « voler la vedette » par des chaudières surdimensionnées.
  • De même, la présence ou pas d’un ballon de stockage et sa position par rapport aux chaudières influencent le comportement du cogénérateur.
  • La configuration en série ou en parallèle convient à certaines installations de chaufferie et pas à d’autres. Il est important d’en tenir compte.

Impérativement, le cogénérateur doit s’intégrer de manière intelligente au niveau :

  • Hydraulique, en tenant compte de la configuration de l’installation de chaufferie, des caractéristiques des chaudières, du collecteur principal et des circuits secondaires.
  • De la régulation, en partant du principe qu’une communication minimale doit exister entre les régulateurs des chaudières et le régulateur de l’installation de cogénération.

Des solutions existent ! Elles sont simples, efficaces et ne nécessitent pas, la plupart du temps, de gros investissement.

D’un point de vue hydraulique

Intégration dans une chaufferie existante

La grande majorité des chaufferies existantes sont équipées de chaudières. Hydrauliquement parlant, l’analyse de la configuration existante des chaudières est primordiale pour intégrer un cogénérateur dans de bonnes conditions.
Quelques questions importantes à se poser. Les chaudières sont-elles :

  • À haute, basse température, très basse température ou à condensation ?
  • À faibles pertes de charge ?
  • À débit minimum ?
  • …

Dans tous les cas, si la conception a été bien réalisée, la configuration hydraulique du circuit primaire renseigne le type de chaudière. Par exemple, une ou plusieurs chaudières :

  • À haute température impliquent souvent un collecteur principal bouclé ou une bouteille casse-pression entre le collecteur principal et les chaudières ou encore un bouclage direct des chaudières.
  • À condensation sont pourvues de deux retours (un chaud un froid) ou sont connectées sur des circuits type chauffage par le sol par exemple.
  • À fortes pertes de charge sont équipées de circulateurs ou pompes de circulation.


Chaudière classique / collecteur  bouclé.


Chaudière classique / collecteur ouvert.


Chaudière classique faible volume d’eau /
bouteille casse-pression.


Chaudière à condensation deux retours.


Chaudière à condensation grand volume d’eau.

Les résultats de l’analyse doivent permettre de pouvoir répondre aux questions suivantes :

  • Où et comment placer hydrauliquement la cogénération en chaufferie pour éviter de perturber les équilibres hydrauliques initiaux ?
  • Comment modifier le circuit hydraulique existant pour permettre le fonctionnement conjoint de chaudières à haute température ou, à l’inverse, de chaudières à condensation avec un cogénérateur ayant ses propres régimes de température ?

Intégration dans un nouveau projet de chaufferie

D’emblée lors d’un nouveau projet de chaufferie intégrant un système de cogénération, les acteurs doivent considérer des systèmes de production de chaleur à basse température, voire très basse température (pompe à chaleur (PAC), chaudière à condensation, …). Hydrauliquement parlant, toute l’installation de la chaufferie, y compris le cogénérateur, doit être pensée pour ramener des retours d’eau chaude en chaufferie les plus froids possible.

D’un point de vue de la régulation

Comme pour l’hydraulique, le même exercice doit être mené au niveau de la régulation. Les acteurs du projet doivent avoir une vision globale de la régulation et non pas de l’installation de cogénération comme un « appendice » capable de travailler de manière autonome

Le régulateur de la chaufferie existante ou des chaudières d’un nouveau projet et le régulateur de l’installation de cogénération doivent communiquer entre eux de manière à inscrire au minimum la cogénération dans la séquence de cascade des chaudières.

Intégration de la cogénération dans la cascade des chaudières.

Pour en savoir plus voir le vadémécum : « Réussir l’intégration de l’hydraulique et de la régulation d’une cogénération dans une chaufferie » (PDF).

 

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 14 Mar, 2016

Choisir les éléments annexes [Cogénération]

Dispositif anti-vibrations.

Les éléments annexes sont repris avec leurs caractéristiques principales.

Localisation de l’installation

Le local de la cogénération peut être la chaufferie existante, un local dédié, ou elle peut être placée à l’extérieur des bâtiments, dans un caisson spécifique.

Les règlements habituels sur les chaufferies sont d’application.
La disposition spatiale est essentielle. La cogénération sera placée le plus près possible de l’endroit où la chaleur va être utilisée, pour réduire le coût des équipements de transport de la chaleur.

Les variables clés dans le dimensionnement du local et de ses abords sont :

  • la puissance des équipements;
  • le type et la position du local d’implantation;
  • la destination du bâtiment (public ou non);
  • les accès au local (non-accessibilité au public, accès direct extérieur, distance par rapport aux locaux occupés, nombre d’issues…);
  • la résistance au feu des parois;
  • la ventilation;
  • l’évacuation des gaz;
  • les équipements électriques…

Plan placement d'une cogénération.

Exemple d’implantation.

Sécurité de l’emplacement

La sécurité de l’emplacement doit être étudiée au minimum par rapport aux inondations et à l’incendie.

Il n’existe pas de réglementation relative à la détection gaz-incendie, mais des clauses particulières doivent être envisagées afin d’éviter d’interminables discussions le cas échéant.

La signalisation doit aussi faire l’objet d’une définition précise.

Raccordement combustible

Les principales caractéristiques d’une rampe à gaz sont :

  • sa pression d’alimentation;
  • le filtre;
  • les vannes de sécurité;
  • la détection gaz;
  • la détente.

Exemple : alimentation en gaz.

Raccordement gaz.

Génie civil

La dalle d’accueil de la cogénération s’étudie en tenant compte :

  • de la charge admissible;
  • du bac de rétention (éventuellement compris dans le châssis);
  • d’un dispositif anti-vibratoire (éventuellement compris dans le châssis).

Accessibilité

L’accessibilité doit être garantie pour :

  • l’installation;
  • la maintenance.

Ventilation

Les dispositions classiques pour les chaufferies sont d’application (ventilation permanente, air neuf par le bas, air usagé par le haut…).

Une attention particulière sera portée à l’apport en air comburant et à l’évacuation de la chaleur émise par rayonnement et des batteries.

Échappement

L’échappement se caractérise principalement par :

  • son implantation (hauteur, vitesse minimale d’éjection…);
  • la position de la cheminée;
  • les matériaux;
  • la conformité des fixations;
  • une pression d’évacuation suffisante pour le tracé de la cheminée;
  • la récupération des condensats;
  • l’isolation thermique;
  • le silencieux pour le traitement des émissions (voir le permis d’exploitation);
  • le pot catalytique intégré dans le silencieux;

Exemple : évacuation des gaz de combustion.

Évacuation gaz.

Acoustique et vibrations

Le permis d’environnement impose les limites en matière de bruit, qui viennent s’ajouter aux éventuelles contraintes imposées par le client comme dans le cas d’un hôtel par exemple.

Un capotage avec double enveloppe est généralement nécessaire pour atteindre les limites sonores.

La transmission du bruit s’effectue :

  • en direct;
  • via la cheminée;
  • via la tuyauterie;
  • via le fluide.

Le client ne connaît pas ses exigences en valeurs chiffrées, mais il veut de bons résultats. Un cahier des charges en terme de résultats est à déterminer avec lui avant.

Le niveau sonore du moteur ou de la cogénération avec son spectre est à connaître en champ libre pour ensuite calculer son spectre en conditions réelles et isoler adéquatement.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 14 Mar, 2016

Choisir les échangeurs de chaleur [cogen]

Échangeur à plaques   échangeur tubulaire

Échangeur à plaques et échangeur tubulaire.

Critères de sélection

Lorsque le projet nécessite un choix d’échangeurs séparés, il est important de les différencier :

  • La chaleur du bloc moteur est récupérée par un échange à plaque eau-eau.
  • La chaleur du circuit de lubrification est récupérée par un échange huile-eau.
  • La chaleur contenue dans les échappements est récupérée par un échange air-eau dans un échangeur à tubes droits.

Les températures et débits côtés moteur, lubrification  et échappement sont des données « constructeur » dépendantes du moteur sélectionné.

Le calcul des températures et débits côté eau doit assurer la cohérence du débit et des températures d’un échangeur à l’autre et garantir le refroidissement de chacun des postes de récupération de chaleur, avec une sécurité maximale pour le refroidissement du bloc moteur.

Échangeur sur les gaz d’échappement

La puissance de cet échangeur est fonction de sa perte de charge, mais le rendement du moteur est aussi très sensible à la pression de sortie. Un équilibre est à trouver et surtout à maintenir à ce niveau, à l’aide par exemple d’un pressostat dont le calibrage est régulièrement contrôlé. S’il y a un encrassement de l’échangeur, les pertes de charge augmentent et peuvent causer des dégâts considérables au moteur. Ce problème a causé jusqu’à l’explosion de certains moteurs.

Échangeurs sur le bloc moteur et le circuit de lubrification

Côté refroidissement du moteur, des problèmes de corrosion et d’hydrolyse dans le circuit de refroidissement peuvent engendrer des problèmes aux joints des pompes à eau par exemple. La séparation des circuits de refroidissement du moteur (water jacket) du reste de l’installation hydraulique confine le problème. La solution est alors d’analyser la qualité de l’eau et de définir les additifs qui neutralisent les polluants.

L’isolation des échangeurs de refroidissement du moteur et du circuit de lubrification permet de n’ajouter les additifs que dans un circuit local, au contraire d’un circuit unique, qui impose l’ajout des additifs en question dans tout le circuit de chaleur.

Il est encore conseillé de vérifier régulièrement la différence de température effective entre entrée et sortie des différents échangeurs, pour s’assurer du fonctionnement correct de l’installation. Rappelons qu’un mauvais refroidissement du moteur peut le détruire très rapidement.

Intercooler

Lorsque le cogénérateur est équipé d’un turbo-compresseur, l’intercooler, qui le refroidit, peut-être mis sur le même circuit que les échangeurs du bloc moteur et du circuit d’huile. Vu que son régime de température est assez bas (30 – 35 °C), l’intercooler est placé en amont des deux échangeurs précités pour bénéficier des retours froids du circuit de chauffage.

Échangeurs de secours

Un aéro-réfrigérant de secours reste souvent maintenu pour garantir le refroidissement du moteur dans des circonstances exceptionnelles. La chaleur évacuée par l’aéro-réfrigérant de secours ne peut cependant pas être comptabilisée pour l’attribution des certificats verts dans la mesure où elle ne contribue pas à la réduction de CO2.

Deux vannes 3 voies servent respectivement à by-passer l’échangeur eau-eau pour éviter un retour d’eau trop froide au moteur et à utiliser l’aéro-réfrigérant de secours (radiateur initial du moteur) pour garantir le refroidissement du moteur si le besoin en chaleur est réduit.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 10 Mar, 2016

Dimensionner l’installation de cogénération

Dimensionner l'installation de cogénération

 Principe de dimensionnement

Schéma principe de dimensionnement.

Schéma simplifié d’une installation de cogénération.

Sur le plan technique, le pré-dimensionnement a permis de déterminer les puissances thermique et électrique ainsi que les plages de fonctionnement du cogénérateur.

Lors du dimensionnement, le prescripteur va opérer une série de choix techniques, calculer les variables clés et choisir les composants du groupe de cogénération.

Le dimensionnement peut être soit un dimensionnement complet suivi d’un appel d’offre; soit, et c’est le plus souvent le cas, un dimensionnement interactif avec les fabricants pour le choix des équipements, intégrant dès la conception les caractéristiques de moteurs et de composants disponibles sur le marché. De cette façon, le cahier des charges imposé au motoriste est très simple et c’est ce dernier qui propose des solutions sur base de quelques variables clés. Dans le cas contraire, des points spécifiques risquent de nécessiter des adaptations parfois coûteuses. L’offre du motoriste peut éventuellement comprendre un chapitre avec les besoins minimums qui ne sont pas respectés et les options possibles.

Selon le cas, le bureau d’étude sous-traitera ou réalisera lui-même le calcul complet des composants, calcul qui sort du cadre de cet outil.

Techniques

Présentation synthétique des principaux composants d’une unité de cogénération.

Puissances thermiques mises en jeu et interaction avec les chaudières

Rappelons brièvement que l’objectif de l’installation d’une cogénération en chaufferie est de couvrir au mieux le besoin énergétique en chaleur tout en produisant simultanément de l’électricité. Au vu de l’allure de la monotone de chaleur représentée ci-dessous, l’optimum énergétique pour intégrer une cogénération se situe régulièrement au tiers de la puissance maximale enregistrée. Ce n’est naturellement qu’un ordre de grandeur et sûrement pas une règle générale établie; tout dépend des profils des consommations de chaleur (liées à la performance de l’enveloppe du bâtiment) et d’électricité.
Rappelons ici que la « monotone » de chaleur est un classement par ordre décroissant des besoins en puissance du bâtiment à chauffer tout au long de l’année. Par exemple, une puissance de 200 kW doit être assurée en chaufferie pendant au moins 2 300 heures pour assurer le confort des occupants.
Ce nombre d’heures peut être plus important que celui de la période de chauffe, due à un besoin de chaleur pour l’eau chaude sanitaire (ECS). L’intérêt de parler de la monotone de chaleur ici, est que l’aire sous la courbe représente l’image des besoins thermiques du bâtiment en kWhth et d’ECS.

Monotone de chaleur

La cogénération, dans certains cas, est de très petite puissance par rapport à certaines chaudières qui généralement sont dimensionnées pour délivrer minimum 3 fois plus de puissance que le malheureux cogénérateur (c’est un ordre de grandeur). En théorie cela ne devrait pas poser trop de problèmes, mais en pratique, la cohabitation entre « Gulliver et les Lilliputiens » est parfois problématique surtout lorsque, dans les chaufferies courantes, le collecteur principal est bouclé ou une bouteille casse-pression réalise le découplage des circuits primaire et secondaire.

Le cogénérateur fournit assez de puissance pour couvrir la demande de chaleur. Mais la température de départ primaire chute. Le régulateur de chaufferie libère la chaudière (démarrage).

La chaudière se met en fonctionnement. Elle délivre très rapidement suffisamment de chaleur pour que les vannes 3 voies des circuits secondaires se ferment. La température de retour monte et réchauffe le ballon tampon.

Le cogénérateur et la chaudière s’arrêtent.

Après refroidissement du ballon tampon, le moteur redémarre. La cogénération ne parvient pas suffisamment vite à répondre à la demande de chaleur et la chaudière redémarre.
Ainsi de suite …

De plus, les facteurs aggravants sont souvent :

  • Des chaudières qui ne travaillent pas à puissance modulante ou qui ne démarrent pas en « petite flamme ». La puissance délivrée par une chaudière en relance d’appoint risque de délivrer un « boost » de chaleur capable d’imposer à la cogénération de s’arrêter.
  • Des circulateurs ou des pompes de circulation d’équipements de production de chaleur fonctionnant à débit fixe. Dans ce cas, le débit du primaire n’est que trop rarement en adéquation avec les débits des circuits secondaires, ce qui favorise un retour chaud au primaire capable de réduire fortement le temps de fonctionnement de la cogénération.

Le risque majeur à éviter dans le raccordement hydraulique est donc une température de retour trop élevée. Ce phénomène est influencé par la température de départ des chaudières et apparaît surtout dans le cas de forte demande de chaleur.

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 10 Mar, 2016

Visualiser les étapes d’un projet de cogénération

Visualiser les étapes d'un projet de cogénération

Vue d’ensemble

Si chaque projet présente des caractéristiques particulières, il est possible de définir les grandes étapes d’un projet de cogénération.

Le délai de réalisation d’un projet de cogénération, depuis l’étude jusqu’à la mise en service oscille autour de 8 mois ou plus, selon les spécificités qui peuvent influencer les délais.

Les démarches administratives doivent être entamées dès que la décision de réaliser le projet intervient. Ces démarches comprennent l’obtention des permis d’exploitation et d’urbanisme si nécessaire, la réservation des CV à l’administration, l’acceptation des plans des installations électriques et thermiques par les organismes de contrôle, le choix des assurances, le marquage CE, …

Une série d’acteurs vont se côtoyer au cours de ce projet, prendre dès le départ les coordonnées de toutes les personnes responsables facilite la communication et la coordination du projet.

  • le maître d’ouvrage ;
  • l’exploitant de la chaufferie actuelle ;
  • le bureau d’étude ;
  • le maître d’œuvre ;
  • le motoriste ;
  • l’installateur et les entreprises de travaux ;
  • la société de maintenance ;
  • les organismes de contrôle ;
  • les organismes délivrant les autorisations et permis ;
  • les organismes financiers ;
  • le fournisseur de combustible, …

Le planning

Voici une proposition de planning de réalisation d’une installation de cogénération comprenant étude, chantier, mise en service et essais, mais sans tenir compte de délais éventuels liés à l’obtention de permis ou d’autorisations liées à la réservation des CV, la certification, l’acceptation de primes éventuelles, …

Durée (jours) 1er mois 2ème mois 3ème mois 4ème mois 5ème mois 6ème mois 7ème mois

Études

Étude d’exécution des travaux électriques BT

 10 X X

Étude d’exécution des travaux thermiques

 10 X X

Approbations

Visa des études par les organismes de contrôle et le distributeur

 5 X

Commande de matériel

Commande du groupe et équipements

 2 X

Début du chantier

 – X

Génie Civil

Réalisation du socle

 2 X

Tranchées pour circuit de récupération

 5 X

Début chantier hors GC

 X

Groupe de cogénération

Mise en place du groupe

 5 X

Raccordement échappement (silencieux, pot catalytique, cheminée)

 5  X

Circuit de refroidissement, y compris aéro-réfrigérant

 10 X  X

Alimentation combustible, sécurité et essais

 5  X

Travaux électriques

Pose et raccordements armoires BT

 10 X  X

Circuit de puissance

 5 X

Travaux de chauffage

Raccordement de la récupération de chaleur de la cogénération

 10 X X

Travaux en chaufferie, coupure et raccordement

 5 X

Electricité et Régulation

 5 X

Mise en route et essais

 10 X X

Les intervenants et leurs responsabilités

    MO – Maître d’ouvrage    

    AUD – Auditeur    

    FAC – Facilitateur    

    BE – Bureau d’études

    INST – Installateur    

    MAIN – Maintenance    

    EXPL – Exploitation    

Un projet d’implantation d’un système de cogénération dans une chaufferie existante ou dans une nouvelle chaufferie nécessite de bien définir l’intervention des différents acteurs et leurs limites.
Les responsabilités et les limites d’entreprise doivent donc être définies de la manière la plus claire possible à chaque étape du projet, à savoir au niveau :

  • D’un audit éventuel.
  • De l’avant-projet à travers les études de pertinence et de faisabilité.
  • Du projet par la réalisation de l’engineering et la rédaction des cahiers de charge.
  • De l’exécution par la réalisation correcte et critique de l’installation en collaboration étroite avec le bureau d’études ou/et le maître d’ouvrage.
  • De l’exploitation par le suivi des performances et optimalisation de l’installation.
  • De la maintenance par la réalisation des différentes tâches définies dans les cahiers de charge de maintenance (entretien à temps et à heure).

La bonne coordination du chantier implique la désignation d’un responsable et se trouve grandement facilitée par le recensement des coordonnées des responsables de tous les intervenants, à savoir :

  • l’auditeur éventuel;
  • le maître de l’ouvrage;
  • le coordinateur de l’opération;
  • le bureau d’étude;
  • le ou les bureaux de contrôle;
  • l’administration;
  • le fournisseur du groupe;
  • le maître d’œuvre des travaux;
  • la société de maintenance;
  • l’exploitant de la chaufferie actuelle;
  • les sous-traitants éventuels;
  • le distributeur d’électricité;
  • le distributeur de gaz.

L’audit

     MO       AUD       FAC   

Le maître d’ouvrage dans sa démarche d’amélioration de son installation existante a, à sa disposition, toute une série de services lui permettant de mieux appréhender « ce qui va lui tomber sur la tête » en termes de rénovation de chaufferie.

La première étape conseillée est souvent d’effectuer un audit de son installation. L’auditeur va pointer surtout les sources d’amélioration URE possibles de manière à réduire les consommations énergétiques. C’est à ce moment-là que l’auditeur peut évaluer le potentiel de réduction de la facture énergétique thermique. Cette analyse de potentiel influence fondamentalement le pré-dimensionnement et le dimensionnement d’un cogénérateur.

L’avant-projet

Pré-dimensionnement du cogénérateur

     MO       FAC       BE  

Dans tout projet d’installation de cogénération, des études de pertinence (« à la grosse louche ») et de faisabilité  (étude fine) doivent être réalisées de manière à savoir si ce projet est viable ou pas d’un point de vue :

  • Énergétique : comparaison en énergie primaire de la production de chaleur et d’électricité de la cogénération par rapport à une centrale électrique TGV (rendement de référence de 55 %) et une chaudière gaz (rendement de référence de 90 %) pour répondre au même besoin de chaleur et d’électricité du bâtiment considéré.
  • Environnemental : la réduction des émissions de gaz à effet de serre (CO2) doit être significative. En Wallonie, le taux d’économie sur les émissions de CO2 doit être supérieur à 10 % et à Bruxelles d’au moins 5 % pour avoir droit aux primes et aux certificats verts (CV). On parle de cogénération de qualité quand le dimensionnement du cogénérateur est basé sur les besoins de chaleur, génère une économie d’énergie primaire et une réduction des émissions de gaz à effet de serre comme indiqué ci-avant en fonction de la région.
  • Économique : le projet doit être rentable économiquement. Tous les indicateurs de rentabilité devront être au vert (temps de retour simple sur investissement TRS, valeur actualisée nette VAN, taux de rentabilité interne TRI).

Remarque : Le facilitateur cogénération est naturellement disponible pour ce genre d’accompagnement. Des outils sont mis à la disposition des responsables du projet : le guide de pertinence aide les auteurs de projet dans leurs premiers pas dans la technique de cogénération. L’outil de calcul CogenCalc, lui, permet, suivant des profils types de consommation de se faire une idée de la viabilité du projet avec une précision relative (de l’ordre de 20 à 30 %).
Tous les outils sont disponibles sur le site de la Région wallonne :

Intégration hydraulique et régulation du cogénérateur  

     BE       INST   

Cas d’une nouvelle chaufferie

Ce cas de figure est plus facile à aborder sachant que, de toute façon, un nouveau régulateur doit être prévu. La seule contrainte est de s’assurer que le module de régulation de l’installation de cogénération puisse communiquer avec le régulateur de chaufferie et s’intégrer dans la cascade

Cas d’une chaufferie existante

Hydraulique
Pour que l’intégration de la cogénération dans l’installation hydraulique d’une chaufferie existante soit une réussite, l’analyse de la situation par le bureau d’études en technique spéciale (ou par l’installateur pour les petits projets) doit être fine. Les contraintes d’intégration ne manquent pas. Celles qui sont à pointer sont généralement :

  • L’espace disponible dans la chaufferie pour les différents équipements comme le cogénérateur, le ou les ballons de stockage, l’armoire de régulation.
  • L’espace sur le circuit hydraulique pour placer les points d’injection de la chaleur du cogénérateur. Il doit bien être choisi par rapport aux chaudières existantes de manière à ne pas ou peu perturber l’équilibre hydraulique existant. L’intégration hydraulique doit tenir compte aussi des caractéristiques des chaudières.Par exemple :
    • Lorsque les chaudières existantes sont des chaudières à condensation, idéalement, le cogénérateur doit être placé en parallèle, et ce afin d’éviter de réchauffer le retour des chaudières. Lorsque les équilibres hydrauliques ne sont plus assurés par l’insertion d’un cogénérateur, il y aura lieu de redimensionner complètement le circuit primaire de manière à tenir compte de la redistribution des débits et des pertes de charge en fonction des caractéristiques hydrauliques des équipements en présence sur le circuit primaire.
    • Lorsque les chaudières existantes sont des chaudières à haute température, la configuration série est envisageable.

Il est toujours intéressant d’avoir un avis sans engagement d’un installateur sachant que, in fine, c’est lui qui aura les contraintes d’une bonne intégration de l’installation de cogénération en partenariat avec le bureau d’études.

Régulation
La régulation existante de la chaufferie doit pouvoir au minimum intégrer la cogénération dans la séquence de cascade des chaudières. Si ce n’est pas le cas, cette absence de communication des régulateurs des chaudières et de la cogénération risque de compromettre le bon fonctionnement du cogénérateur. En effet, on observe en pratique que l’installation de cogénération fonctionne moins d’heures que prévu et effectue des cycles de démarrage/arrêt importants.

C’est essentiellement dû au fait que les chaudières sont régulées sur base de courbes de chauffe à températures de consigne glissantes en fonction de la température externe, donc variables. La consigne de température pour réguler le fonctionnement de la cogénération est, quant à elle, fixe. Il en résulte que lorsque les deux systèmes ne communiquent pas :

  • En période froide, les consignes de démarrage des chaudières sont élevées par rapport à celles de la cogénération. Les chaudières sont donc mises en avant par rapport à la cogénération ; ce qui n’est pas le but recherché.
  • En mi-saison, les consignes des chaudières sont basses et en dessous de celles du cogénérateur et, par conséquent, le cogénérateur démarrera avant les chaudières. C’est bien, mais trop tard dans la saison de chauffe.

Dans le cas où la régulation existante des chaudières ne peut pas intégrer cette séquence de cascade et, pour autant qu’individuellement les régulateurs des différents équipements puissent accepter de l’être, il est donc impératif de prévoir un élément de régulation qui chapeaute les deux régulateurs.

Un autre moyen d’intégration est de prévoir un nouveau régulateur qui permette d’intégrer l’ensemble des équipements.

Le projet

Les étapes essentielles de tout projet, à partir du moment où la décision d’installer une unité de cogénération est prise, sont les suivantes :

  • étude des travaux électriques et thermiques ;
  • approbation des plans par le maître d’œuvre et les organismes de contrôle ;
  • commande des matériels (attention aux délais) ;
  • chantier pour le génie civil ;
  • installation du cogénérateur et raccordement (cheminée, combustible, chaleur et électricité) ;
  • travaux d’électricité (raccordement au réseau) ;
  • travaux thermiques (intégration hydraulique du cogénérateur en chaufferie) ;
  • système de régulation (intégration de la régulation du cogénérateur au système de régulation central de la chaufferie) ;
  • mise en route et essais ;
  • réception provisoire ;
  • « commissioning » (analyse et vérification des performances énergétique, environnementale et financière de l’installation) ;
  • réception définitive.

Dimensionnement

      BE   

En appui du cahier des charges pour la cogénération, le vadémécum se doit d’insister sur le dimensionnement de la cogénération surtout en tenant compte de la composante URE :

  • Un cogénérateur surdimensionné effectuera des cycles courts marche/arrêt ; ce qui réduira sa durée de vie. Le surdimensionnement d’une cogénération vient souvent du fait que l’on n’a pas de tenu compte à moyen terme de l’amélioration énergétique de l’enveloppe du bâtiment (changement des châssis vitrés, isolation des murs et des toitures, …) et des systèmes de production de chaleur et d’ECS.
  • Un sous-dimensionnement réduit la rentabilité du projet.

L’étude de faisabilité donne la méthodologie et les bonnes hypothèses aux auteurs de projet pour dimensionner et choisir une installation de cogénération dans les règles de l’art. Les outils de calcul CogenSim et CogenExtrapolation arrivent à un degré de précision suffisant (10 %) pour déterminer des points de vue  énergétique, environnemental et économique si un projet de cogénération est viable. Attention que ces outils se basent sur une mesure des besoins thermiques et électriques.

Cahier des charges

      BE   

Un cahier des charges pour la cogénération est disponible ici.

Ici, on voudrait juste pointer les petites inclusions à réaliser dans les cahiers des charges de manière à éviter les pièges de l’intégration hydraulique et de la régulation. Attention cependant que le cahier spécial des charges est à utiliser avec précaution sachant que chaque projet est un cas particulier. Le « copier/coller » pur et dur est à proscrire.

URE

Sensibilisation à l’URE

Si on veut rester cohérent par rapport à la notion de durabilité dans le bâtiment, l’URE doit être envisagée en premier lieu de manière à réduire les besoins de chaleur ET d’électricité.
Si des actions URE sont prévues dans le cadre du projet, il est impératif de le préciser dans le cahier des charges. En général, l’entreprise en techniques spéciales effectue un redimensionnement de contrôle ; c’est souvent demandé par le bureau d’études. Régulièrement, l’action URE ne s’arrête pas à l’amélioration énergétique de l’enveloppe, mais aussi au niveau des techniques spéciales :

  • On en profite pour remplacer une, voire toutes les chaudières de la chaufferie. La chaudière à condensation, dans ce cas-là, est souvent préconisée.
  • On enlève le bouclage de collecteur.
  • On prévoit une bouteille casse-pression pour mettre en place un découplage hydraulique des circuits primaire et secondaire.
  • Pour assurer un retour froid aux chaudières à condensation et au cogénérateur, on prévoit de réguler les débits primaires par des variateurs de vitesse, et ce sur base de la différence de température de part et d’autre de la bouteille casse-pression.

Au travers de son cahier des charges, le bureau d’étude devra sensibiliser par une remarque générale l’entreprise en technique spéciale de l’intention rapide, à court ou moyen terme, du maitre d’ouvrage d’entamer une action URE. Cette précision permet d’anticiper la configuration hydraulique adéquate en fonction de cette action URE.

Par exemple, le fait d’envisager à court ou moyen terme de remplacer une chaudière classique par une chaudière à condensation conditionne le positionnement hydraulique du cogénérateur vers une configuration parallèle.

Adaptation des débits primaires aux débits secondaires

Bien souvent, et à juste titre, les bureaux d’études en techniques spéciales aiment bien le concept de bouteille casse-pression, car elle permet d’éviter pas mal de problèmes de perturbation (ou « dérangement ») hydraulique et de régulation entre les circuits primaires et secondaires. Cependant, la faiblesse de ce découplage hydraulique qu’est la bouteille casse-pression réside dans le risque de ruiner tous les efforts réalisés pour mettre en place une politique URE. Comme on l’a vu précédemment, sans régulation des débits en amont et aval de la bouteille casse-pression, le retour primaire risque d’être chaud. La plupart des installations qui ont des problèmes de chaudières à condensation ne condensant pas et/ou des cogénérateurs fonctionnant peu d’heures sont équipées de bouteilles casse-pressions non régulées. Il y a donc lieu de prévoir dans le cahier des charges une clause énergétique qui décrit la régulation autour de la bouteille casse-pression.

Hydraulique

Les clauses du cahier des charges relatives à l’hydraulique devront être écrites différemment en fonction de différents paramètres :

  • La configuration hydraulique existante et future en fonction des actions URE envisagées.
  • Le type de chaudière maintenu ou nouveau envisagé. Par exemple, on préfèrera la configuration en parallèle lorsqu’on prévoit le placement en chaufferie de chaudières à condensation.

Régulation

Maintes fois soulignée dans ce vadémécum, l’importance de la communication entre les régulateurs des chaudières et du cogénérateur ne fait pas l’ombre d’un doute. Le bureau d’études devra la décrire dans son cahier des charges de manière détaillée.

Lorsque les circulateurs ou pompes de circulation à vitesse variable des chaudières et du ballon de stockage débitent dans le circuit primaire en amont d’une bouteille casse-pression, ils peuvent fonctionner à faible débit ou carrément être mis à l’arrêt quand les besoins de chaleur côté secondaire sont faibles. Lorsque ces derniers redeviennent importants, il est nécessaire de redémarrer les pompes ou les circulateurs. Cela ne peut se faire qu’en intégrant les variations de température au secondaire de la bouteille casse-pression. Il faudra donc décrire ce point de régulation dans le cahier des charges.

Gestion Technique Centralisée (GTC)

Normalement quand la cogénération est de qualité, des compteurs d’énergie thermique, électrique ainsi qu’un compteur combustible peuvent être « télégérés ». Ces compteurs sont indispensables dans toutes les installations de cogénération si le maître d’ouvrage veut valoriser son économie de CO2 sous forme de Certificat Vert CV (voir les prescriptions de la CWaPE et de Brugel).

Indépendamment de cela, une supervision (GTC) peut être envisagée pour affiner la gestion de la cogénération. Vu que la période de garantie permet d’analyser le comportement de l’installation de cogénération intégrée dans la chaufferie en situation réelle, on conseillera de décrire la télégestion du cogénérateur dans le cahier des charges. C’est vrai que c’est un coût complémentaire, mais il rendra immanquablement d’énormes services au maître d’ouvrage. En effet, moyennant la description d’un protocole précis d’analyse des paramètres du cogénérateur (« Commissioning »), d’emblée, pendant la période de garantie, l’enregistrement des valeurs de ces paramètres permettra de se faire une idée précise du bon fonctionnement de l’ensemble de l’installation. Voici une liste non exhaustive des paramètres que le bureau d’études pourrait décrire dans son cahier des charges :

  • Nombre d’heures de fonctionnement de la cogénération avec les dates et heures ;
  • en fonction du temps :
    • les températures du ballon, du retour du cogénérateur, … ;
    • l’état de fonctionnement de la cogénération ;
    • l’état des alarmes ;
    •  …

Lorsque la communication est possible entre les régulateurs de la chaufferie et de la cogénération, on conseille aussi de décrire dans le cahier des charges la télégestion du régulateur de chaufferie de manière à avoir une vue d’ensemble du fonctionnement de la chaufferie y compris le cogénérateur. Voici de nouveau une liste non exhaustive des paramètres que le BE pourrait intégrer dans son cahier des charges :

  • température externe ;
  • températures aux entrées et sorties de la bouteille casse-pression si présentes ;
  • températures des départs des circuits secondaires ;
  • températures de consigne de la cascade de chaudières ;
  • niveau d’ouverture des vannes des circuits secondaires ;
  • états des chaudières ;
  • …

L’exécution

     MO       BE       INST

L’administration

Une série de démarches administratives sont nécessaires avant et pendant la mise en œuvre du projet.

Avant exécution des travaux

  • Obtenir le permis de construire.
  • Obtenir le permis d’environnement (ou permis unique).
  • Obtenir l’accord écrit du distributeur d’électricité sur le cahier des charges relatif au raccordement électrique.
  • Réservation des CV auprès de la DGO4 et demande d’avis de la CWAPE sur les valeurs à attribuer au kCO2 et au keco.

Implantation des ouvrages

  • Faire exécuter le piquetage par un géomètre.
  • Placer les panneaux de chantier.
  • Placer les palissades pour la protection des installations de chantier.
  • Définir et assurer le système qualité du chantier.

Plan d’hygiène et de sécurité du chantier

  • Fournir le plan des locaux pour le personnel et leurs accès.
  • Assurer les dessertes pour réseaux d’eau, d’électricité et d’assainissement.
  • Désigner le responsable de coordination entre maître d’ouvrage et maître d’œuvre.
  • Définir les emplacements mis à disposition pour l’entreprise : des installations, matériels, fluides et énergie pour l’exécution des travaux.

Calendrier d’exécution des travaux

  • Établir un programme d’exécution des travaux.
  • Définir les matériels et méthodes utilisés.
  • Définir le calendrier d’intervention sur le réseau électrique.
  • Définir le calendrier d’intervention sur le réseau de chauffage.
  • Informer sur la continuité de services des installations ou dates d’interruptions.

Énergie

  • Électricité : définir les conditions de comptage, de raccordement, de mise sous tension (protection) et de mise en service (réception).
  • Gaz : définir les conditions de livraison, pression, comptage.

Le suivi de chantier

L’exécution du chantier d’intégration de la cogénération est une phase très importante. En effet, c’est à ce niveau que le dimensionnement, la rédaction des cahiers des charges, l’exécution des plans, … sont confrontés à la réalité de terrain qui nécessite souvent des compromis comme :

  • L’arbitrage des choix d’équipements sur base des fiches techniques. Les caractéristiques ne correspondent pas toujours « tip top » aux prescriptions des cahiers des charges, aux dimensionnements, etc.
  • L’adaptation des tracés des circuits hydrauliques en fonction des modifications en cours de chantier qui peuvent intervenir.
  • …

Les réunions de chantier sont là pour trouver les compromis nécessaires à la bonne réalisation du projet d’intégration.

Les réceptions

   MO       BE       INST

La réception provisoire

La réception provisoire n’est pas toujours exécutée à la période idéale; c’est-à-dire lorsque les besoins de chaleur sont suffisants pour faire fonctionner l’installation de cogénération. La période idéale pour réceptionner l’installation est en mi-saison sachant que l’on peut réellement observer le bon fonctionnement du régulateur du système de cogénération et de la communication entre ce dernier et le régulateur de chaufferie. En hiver, la réception ne devrait pas poser trop de problèmes. Par contre en été, la réception pose réellement un problème, car, même si des besoins d’Eau Chaude Sanitaire (ECS) sont présents, les tests d’interaction entre la ou les chaudières et l’installation de cogénération sont limités vu les faibles besoins de chaleur.

Dans la mesure du possible il faut éviter cette période.

Toute une série de tests devra être réalisée lors de la réception provisoire. Ils devront être décrits de manière  précise dans le cahier des charges si l’on veut éviter que « pleuvent les suppléments ». Les grandes lignes des tests à réaliser sont reprises ci-dessous en mi saison par exemple. Outre les tests classiques inhérents aux installations de chauffage (sécurités sur les équipements, équilibrage des circuits, autorité réelle des vannes motorisées, tests des pompes de circulation ou des circulateurs, …), à l’installation de cogénération (sécurités, marche/arrêt du cogénérateur sur base des consignes de température,  …), on pointera les tests spécifiques à réaliser sur les interactions entre la chaufferie et l’installation de cogénération (liste non exhaustive) :

  • Tester la séquence de cascade du cogénérateur par rapport aux chaudières :
    • Le cogénérateur doit être en tête de cascade lorsque des besoins de chaleur réapparaissent après une période de non-demande.
    • Lorsque le cogénérateur ne couvre pas les besoins de chaleur, les chaudières doivent s’enclencher séquentiellement de manière optimale. À l’inverse, quand les besoins diminuent, la séquence d’arrêt des chaudières doit être opérationnelle. Le cogénérateur devra être arrêté en dernier lieu si les besoins deviennent faibles.
  • Tester l’adaptation des débits primaires en fonction des débits secondaires. Lorsqu’une bouteille casse-pression est présente avec des sondes de température de part et d’autre de celle-ci, les débits primaires doivent bien s’adapter au Δ de température donné par les sondes. On pourra mesurer aussi à différents moments de la journée les quatre températures des conduites d’alimentation de la bouteille casse-pression.
  • Analyser le comportement de l’installation de cogénération en fonction d’une demande importante d’ECS. L’augmentation temporaire de la consigne de température du départ primaire pour satisfaire ce type de besoin ne doit pas permettre le réchauffement du retour primaire au-dessus de la consigne d’arrêt du cogénérateur. C’est une manière de constater que l’échangeur du circuit ECS est bien surdimensionné pour pouvoir ramener sur le retour primaire de l’eau chaude la plus froide possible (c’est un paradoxe !).
  • Vérifier que les puissances et rendements électrique et thermique sont conformes au cahier des charges.

En cas de réception provisoire pendant la période d’été, on ne peut évidemment pas analyser et tester les installations dans des conditions optimales. Les seuls tests qui peuvent être réalisés sont principalement :

  • l’équilibrage des circuits;
  • la vérification des débits nominaux.

La période de garantie

Comme signalé précédemment, dans le cahier des charges, il est important de décrire une période de garantie d’un an au minimum pour pouvoir couvrir une saison de chauffe complète et deux mi-saisons.

Pendant cette période, si une installation de Gestion Technique Centralisée (GTC) a été décrite dans le cahier des charges, un protocole de « commissioning » (sur base d’une analyse fonctionnelle) devra être mis en place de manière à contrôler le bon fonctionnement de la cogénération. Lorsqu’une GTC n’a pas été décrite dans le cahier des charges, Il faudra prévoir un relevé manuel des paramètres de fonctionnement principaux du cogénérateur, et ce à intervalles réguliers. On conseille aussi de décrire dans le cahier des charges le protocole d’analyse et de présentation des résultats issus des « trends » (enregistrements).

La réception définitive

La réception définitive en fin de garantie représente la dernière chance de pouvoir définitivement optimiser l’intégration en chaufferie de l’installation de cogénération. Elle n’est en fait qu’une  « deadline » ! Le gros des remarques par rapport à l’intégration du cogénérateur aura dû être résolu pendant la période de garantie.

Les documents utiles

Le module sur la cogénération à été réalisé par l’ICEDD, Institut de Conseil et d’Etudes en Développement Durable asbl – © ICEDD – icedd@icedd.be

Author Image Posted By : Sylvie 15 Fév, 2012

Évaluer l’association cogen et chaudière condensation

Intérêt énergétique, environnemental et financier

Y a-t-il un intérêt énergétique, environnemental et financier à associer une cogénération avec une chaudière à condensation ?

Dans ce qui suit, on tente d’y répondre par l’exploitation du logiciel d’étude de pertinence de cogénération de la Région Wallonne CogenSim.

Simulation

En partant du principe qu’une cogénération est dimensionnée pour produire la base du profil des besoins de chaleur, le solde étant fourni par une chaudière, plus cette chaudière sera performante, plus importante sera la réduction des consommations énergétiques pour fournir ce solde.

Une manière d’y arriver est de simuler une cogénération associée à une chaudière dont le rendement saisonnier évolue de 80 à 99 %.

Exemple

Les besoins de chaleur et d’électricité d’un bâtiment tertiaire sont représentés par les profils de chaleur suivants. Un exemple de profil de besoins est donné dans CogenSim.On constate que :

  • la puissance maximale correspondant au dimensionnement est de 1 000 kW, soit 100 % de taux de charge ;
  • le besoin de chaleur résiduelle en été est de l’ordre de 200 kW. Ce besoin résiduel est de l’ordre de grandeur d’un besoin d’ECS ;
  • le profil électrique montre que le bâtiment est occupé 7 jours sur 7 avec une réduction d’activité le weekend.

Besoin de chaleur.

Besoin d’électricité.

La monotone de chaleur permet de mieux visualiser la fréquence des puissances de chauffe nécessaires sur une année :

Monotone de chaleur.

Les hypothèses de simulation sont nombreuses. L’objectif dans cet exemple étant de ne pas vous assommer de chiffres, les principales sont reprises ci-dessous :

  • Vecteur énergétique : gaz.
  • Type de régulation :
    • l’injection d’électricité sur le réseau est autorisée ;
    • le rejet de chaleur est interdit.
  • Les certificats verts sont garantis par la RW au prix de 65 €.
  • Les prix de l’électricité avant cogénération : 150 €/MWh.
  • Les prix de l’électricité après cogénération : 157 €/MWh.
  • La vente d’électricité : 40 €/MWh.
  • Les prix du combustible avant cogénération : 60 €/MWh.
  • Les prix du combustible après cogénération : 32.8 €/MWh.
  • Le taux de charge minimum de la cogénération : on considère en général qu’une cogénération ne peut moduler sa puissance qu’entre 60 et 100 %.
  • Le taux de charge minimum et maximum : 40 et 60 %.
  • La capacité du ballon tampon : 10 000 litres.

 

Simulation

CogenSim a sélectionné une cogénération d’une puissance de 200 kWélectrique et 297 kWthermique. Les caractéristiques principales de la machine sont détaillées dans le tableau suivant :

Combustible
Puissance nominale électrique (hors auxiliaires électriques) 200 kW
Puissance appelée par les auxiliaires électriques 4 kW
Puissance nominale thermique 297 kW
Rendement électrique à charge nominale 35 %
Rendement électrique à mi-charge 31 %
Rendement thermique à charge nominale 52 %
Rendement moyen électrique 34 %
Rendement moyen chaleur 52 %
Rendement moyen de fonctionnement 86 %

Pour différentes valeurs de rendement (80, 85, 90 et 100 %), le bilan énergétique donne :

Bilan énergétique
Rendement de la chaudière associée 80 % 85 % 90 % 100 %

Sans cogénération
Énergie électrique consommée 4,956,554 4,956,554 4,956,554 4,956,554 kWhélectrique/an
Besoins thermiques nets 3,521,490 3,521,490 3,521,490 3,521,490 kWhth/an
Combustible consommé 4,401,862 4,142,929 3,912,766 3,521,842 kWhcombustible/an
Énergie électrique primaire consommée 12,391,385 12,391,385 12,391,385 12,391,385 kWhcombustible/an
Énergie primaire totale sans cogénération 16,793,247 16,534,314 16,304,151 15,913,227 kWhcombustible/an

Avec cogénération
Énergie primaire consommée par la cogénération 3,984,400 3,984,400 3,984,400 3,984,400 kWhcombustible/an
Chaleur utile produite par la cogénération 2,076,437 2,076,437 2,076,437 2,076,437 kWhth/an
Économie combustible correspondante pour la chaufferie 2,595,546 2,442,867 2,307,152 2,076,644 kWhcombustible/an
Chaleur utile encore à produire par la chaufferie 1,448,450 1,448,450 1,448,450 1,448,450 kWhth/an
Consommation correspondante par la chaufferie 1,810,562 1,704,059 1,609,389 1,448,595 kWhcombustible/an
Énergie électrique produite par la cogénération 1,358,704 1,358,704 1,358,704 1,358,704 kWhélectrique/an
dont énergie électrique revendue au réseau 110 110 110 110 kWhélectrique/an
dont énergie électrique auto-consommée 1,358,594 1,358,594 1,358,594 1,358,594 kWhélectrique/an
Énergie électrique consommée au niveau du réseau 3,597,960 3,597,960 3,597,960 3,597,960 kWhcombustible/an
Énergie primaire totale avec cogénération 14,789,863 14,683,360 14,588,690 14,427,896 kWhélectrique/an
Taux d’économie de CO2 12 % 11 % 11 % 9 %

Sur base des résultats obtenus et dans ce cas précis, on peut « tirer » les informations suivantes :

> Le bilan énergétique théorique est favorable à l’association d’une chaudière, quelle qu’elle soit, à une cogénération.

> Lorsqu’on tend vers le rendement d’une chaudière à condensation, les consommations en énergie primaire diminuent. En effet, le besoin thermique résiduel pris en charge par la chaudière génèrera une consommation d’autant plus faible que meilleur sera le rendement de la chaudière.

 

Quant au bilan économique, il est présenté dans le tableau suivant :

Bilan financier

Sans cogénération
Coûts 80 % 85 % 90 % 100 %
Montant facture électricité 743,483 743,483 743,483 743,483 €/an
Montant facture combustible 264,111 248 575 234, 65 21,310 €/an
Montant facture énergie globale 1,007,594 992,058 978,249 954,730 €/an

Avec cogénération
Coûts
Montant facture électricité 566,678 566,678 566,678 566,678 €/an
Montant facture combustible 347,443 341,068 335,401 325,776 €/an
Montant entretien pour la cogénération 22,328 22,328 22,328 22,328 €/an
Montant facture énergie globale 936,451 930,075 924,408 914,783 €/an
Gain
Rente de l’électricité injectée 4 4 4 4 €/an
Économie annuelle sans C.V. 71,144 77,519 83,186 92,811 €/an
Taux d’économie en CO2 32 % 32 % 32 % 32 %
Certificats verts 28 306 28 306 28 306 28 306 €/an
Économie annuelle avec C.V. 99,451 105,826 111,493 121,118 €/an
Investissement
Cogénérateur complet (hors installation) 197,181 197,181 197,181 197,181 €
Groupe cogénération & stockage de chaleur 205,772 205,772 205,772 205,772 €
Aide à l’investissement 1 % 1 % 1 % 1 %
Facteur de surinvestissement 50 % 50 % 50 % 50 %
Groupe cogénération NET 305,572 305,572 305,572 305,572 €
Chaudière 33,333 33,333 33,333 50,000 €
Temps de Retour Simple (TRS) 3.4 3.2 3.0 2.9 Années

L’analyse du bilan financier montre que l’augmentation du rendement de la chaudière permet d’améliorer la rentabilité financière de l’ensemble de l’installation.

Remarque
Attention qu’il existe deux taux d’économie en CO2. On les appellera librement le taux d’économie en CO2 énergétique et le taux d’économie en CO2 lié au calcul des certificats verts (production verte d’électricité) :

> Le taux d’économie en CO2 énergétique (énergie primaire) est exprimé par la formule suivante :

tCO2 énergétique    Eref + Q  –  F /  Eref  + Q %

Où,

  • Eref = émissions d’une centrale électrique de référence (kg CO2/an). Si la centrale de référence est une TGV (turbine gaz vapeur), le rendement de la CWaPE est de 55 %. Par conséquent, Eref = 456 kg CO2/MWh ;
  • Q  = émissions d’une chaudière de référence (kg CO2/an) ;
  • F = émissions de la cogénération (kg CO2/an).

> Le taux d’économie en CO2 (calcul CV) est exprimé par la formule suivante :

tCO2 énergétique    Eref + Q  –  F / Eref   %

Où,

  • Eref = émissions d’une centrale électrique de référence (kg CO2/MWh électrique.
  • Q  = émissions d’une chaudière de référence (kg CO2/ MWh électrique).
  • F = émissions de la cogénération (kg CO2/ MWh électrique).
Author Image Posted By : Sylvie 20 Déc, 2011

Régulation d’un ensemble chaudière/cogénérateur

Régulation d'un ensemble chaudière/cogénérateur

Régulation d’ensemble

Ordre de priorité

Monotone de chaleur.

Dans l’association d’une cogénération avec une ou plusieurs chaudières, l’objectif, comme on l’a déjà précisé, est que la cogénération fonctionne un maximum d’heures sur l’année. Elle devrait donc être « en tête » de cascade ! Attention toutefois qu’une cogénération ne peut, en général, moduler qu’entre 60 et 100 %  de son taux de charge thermique.

En supposant que l’étude donne un dimensionnement de la puissance du cogénérateur de l’ordre de 40 % de la puissance totale nécessaire au bâtiment, il ne pourra moduler qu’entre une valeur de 24 à 40 % de la puissance totale. Sous les 24 % de puissance, si la cogénération est mise en tête de cascade, elle va commencer à « pomper » avec pour effet d’accentuer son vieillissement prématuré, car elle ne supporte pas les séquences répétées marche/arrêt.

Zone 1

En réalité, pour un besoin inférieur à 24 % de la puissance totale, ce sont les autres chaudières qui doivent être en « tête » de cascade. Si la chaufferie est équipée d’une chaudière à condensation, pour autant qu’elle soit dans de bonnes conditions de condensation, c’est elle qui doit assurer le besoin de chaleur. Avec sa capacité à moduler de 10 % à 100 % de son taux de charge, avec un excellent rendement à faible charge, la chaudière à condensation est tout indiquée.

Zone 2

Dans la plage de 24 à 40 % de la puissance totale nécessaire, la cogénération doit fonctionner en priorité. Une régulation mal réglée peut être à l’origine de l’arrêt prolongé ou du « pompage » de la cogénération ; ce qui n’est pas le but recherché.

Zone 3

Pendant les périodes de grands froids, la cogénération ne sera pas suffisante pour assurer les besoins de chaleur du bâtiment considéré. Il sera nécessaire de lui adjoindre une chaudière afin de lui donner le « coup de pouce sauveur ». Cette opération est délicate en fonction du type de chaudière qui vient faire l’appoint. Un développement trop important de puissance de la part de la chaudière peut faire en sorte que la cogénération s’arrête voire pire qu’elle commence à « pomper » (marche/arrêt intempestifs à faible charge). Pour cette plage de fonctionnement, il sera nécessaire, si possible, de piloter les chaudières en puissance de manière à éviter de démarrer :

  • une chaudière classique avec brûleur à 2 allures en grande flamme ;
  • une chaudière plus récente avec brûleur modulant à 100 % de taux de charge.
Exemple

Situation avant :

  • un besoin thermique maximum de 600 kW ;
  • deux chaudières classiques HR de 300 kW chacune.

La configuration suivante est envisagée :

  • Une des deux chaudières est remplacée par une chaudière à condensation sans réduction de puissance par rapport à l’ancienne chaufferie. La chaudière à condensation peut moduler de 10 à 100 % de sa puissance nominale.
  • Une cogénération de 200 kW thermique équipée d’un ballon tampon est sélectionnée par l’étude de faisabilité. La cogénération peut moduler de 60 à 100 % de sa puissance thermique nominale.

Le graphique suivant donne un aperçu d’un type de régulation réalisable :

Cette régulation intelligente tente de maintenir les différents équipements de production de chaleur à leur meilleure efficacité énergétique optimale, à savoir :

  • De 0 à 24 % du besoin de chaleur : la chaudière à condensation module de 5 à 24 % du besoin total de chaleur (soit 10 à 48 % de son taux de charge). Dans cette plage, le rendement de la chaudière peut atteindre au mieux de l’ordre de 107 % sur PCI.
  • De 24 à 40 % du besoin de chaleur : la cogénération module de 60 à 100 % de son taux de charge.
  • De 40 à 90 % du besoin de chaleur : la cogénération est à 100 % de sa charge soit à son meilleur rendement (cogénération de qualité) et la chaudière à condensation module de 10 % à 100 % de son taux de charge.
  • De 90 à 100 % du besoin de chaleur : la cogénération et la chaudière à condensation restent à 100 % de leur taux de charge tandis que la chaudière existante donne le complément de chaleur pendant quelques heures par an, ce qui n’affecte que très peu le rendement saisonnier de l’ensemble des deux chaudières.

On notera ici toute l’importance du ballon tampon qui permet :

  • De réduire la puissance thermique de la cogénération.
  • D’éviter les cycles courts ou le pompage de la cogénération. De cette manière, on prolonge aussi la durée de vie de la cogénération sachant qu’elle est, non seulement liés au nombre d’heures de fonctionnement, mais aussi au nombre de démarrages.

Comment assurer la régulation d’ensemble ?

En réalité, la régulation ne doit pas être une « usine à gaz ».

Ce qui nous intéresse ici, sur base d’un ensemble d’équipements de production de chaleur, c’est de  « sélectionner le bon équipement au bon moment » en partant toujours de l’idée de choisir l’équipement qui donnera la meilleure performance énergétique à l’ensemble.

Voici un type de régulation d’ensemble qui pourrait être proposé.

Schéma de régulation ensemble chaudière(s)/cogénération.
Source Vadémécum : réussir l’intégration de l’hydraulique et de la régulation d’une cogénération dans une chaufferie, facilitateur cogénération 2014.

Chaque unité de production de chaleur ayant sa propre régulation interne, la complexité réelle de la régulation reste interne aux unités. Une régulation d’ensemble cohérente doit de plus être assurée de manière à ce que les équipements communiquent un minimum entre eux.

Il est donc nécessaire qu’un des régulateurs des chaudières puisse superviser le cogénérateur. Le superviseur peut par exemple être le régulateur d’une nouvelle chaudière à condensation.

Pour en savoir plus, le facilitateur Cogénération pour la Wallonie a publié un vadémécum « Réussir l’intégration de l’hydraulique et de la régulation d’une cogénération dans une chaufferie ». Il est disponible ici.

Techniques

Régulation interne de la cogénération

Le nombre d’heures de fonctionnement et le nombre de démarrages de la cogénération associée à un ballon tampon peut être influencé par la régulation :

  • du taux de charge du cogénérateur par rapport à sa puissance thermique nominale et au besoin de chaleur total ;
  • du taux de charge du ballon tampon.

Taux de charge du cogénérateur

La régulation interne du cogénérateur peut être réalisée selon le rapport entre le besoin instantané de chaleur (en kWth) et la puissance thermique nominale de la cogénération en dessous duquel la cogénération reste à l’arrêt. Pratiquement, cette régulation s’exprime par sa capacité à gérer la modulation de puissance de la cogénération. Une cogénération classique peut en général avoir une modulation de puissance entre 60 et 100 %.

Exemple

Soit :

  • une cogénération de 300 kW thermique ;
  • un rapport : besoin de chaleur/puissance nominale de la cogénération de 60 %.

A l’instant t, la cogénération est à l’arrêt. La cogénération redémarrera lorsque le besoin thermique sera de 300 x 0.6 = 180 kW.

Sur base de différentes simulations effectuées avec CogenSim, on peut montrer l’influence de ce type de régulation.

Les hypothèses sont les suivantes :

  • Les profils de chaleur et d’électricité sont ceux donnés par défaut dans CogenSim.
  • Plage de modulation de la cogénération : 100 à 60 %.
  • Le taux de charge maximum du ballon en dessous duquel la cogénération module dans sa plage de modulation : 60 %.
  • Le taux de charge minimum du ballon à partir duquel la cogénération redémarre : 40 %.

Dans les simulations on fait varier le rapport besoin thermique/puissance cogénérateur, soit 60 et 90.

Temps de fonctionnement (heures/an) Nombre de démarrages annuel
Taux de charge du cogénérateur (%) 0-39 40-49 50-59 60-69 70-79 80-89 90-99 100
Besoin/puissance cogénération
60% 1261 169 479 387 5714 21
90% 653 77 470 387 5709 1

 

On constate que :

  • Cette régulation permet de « grappiller » quelques heures de fonctionnement lorsqu’on dispose d’une cogénération qui peut démarrer à un taux de charge de 60 %.
  • Attention, cependant, que le nombre de démarrage augmente légèrement lorsqu’on passe de 90 à 60 %, ce qui sollicite le cogénérateur en accélérant son vieillissement.

Taux de charge du ballon

En dessous d’une certaine valeur de taux de charge maximum, la cogénération module en puissance. Plus ce taux de charge maximum est élevé, plus la cogénération commence à « pomper » (marche/ arrêt important). Ce qui nuit naturellement à longévité du cogénérateur.

Exemple

Les simulations sont de nouveau effectuées avec CogenSim.

Les hypothèses sont les suivantes :

  • La puissance thermique du cogénérateur : 300 kW thermiques.
  • La plage de modulation de la cogénération : 100 à 60 %.
  • Le rapport besoin de chaleur/puissance cogénérateur en dessous duquel la cogénération module en puissance : 60 %.
  • Le taux de charge minimum du ballon à partir duquel la cogénération redémarre : 40 %.

Dans les simulations on fait varier le taux de charge maximum du ballon en dessous duquel la cogénération module dans sa plage de modulation, soit 60 et 90 %.

Temps de fonctionnement (heures/an) Nombre de démarrages par an
Taux de charge du cogénérateur (%) 0-39 40-49 50-59 60-69 70-79 80-89 90-99 100
Taux de charge max du ballon à partir duquel la cogénération module (100 à 60 %)
60% 1261 169 479 387 5714 21
90% 789 117 464 338 6158 593

On constate que choisir un taux de charge maximum du ballon pas trop élevé (autour des 60 %) permet :

  • D’augmenter le nombre d’heures de fonctionnement du cogénérateur. En fait, la cogénération module beaucoup rapidement sa puissance par rapport aux besoins de chaleur au travers du ballon en « épousant » mieux le profil du besoin.
  • De réduire le nombre de démarrages de manière draconienne, ce qui allonge la durée de vie du cogénérateur.

Régulation individuelle des chaudières par rapport à la cogénération

Lorsqu’une ou plusieurs chaudières existantes sont en appoint de la cogénération, les régulations individuelles de chaque chaudière doivent être adaptées par rapport au cogénérateur. Souvent, on observera que lorsque le besoin de chaleur devient supérieur à la puissance thermique des cogénérateurs, on démarre une chaudière d’appoint sans modulation de puissance au niveau du brûleur. Le « boost » de puissance de la chaudière va tout de suite « affoler » la régulation du cogénérateur qui risque de s’arrêter rapidement. Il en résulte un risque non négligeable de « pompage » de la cogénération  altérant ainsi :

  • la rentabilité de la cogénération ;
  • la durée de vie de la cogénération tout en augmentant le risque de panne.

Immanquablement, la chaudière d’appoint devra démarrer, pour les anciens modèles en petite flamme et pour les modèles récents au minimum de la plage de modulation (à 10 % pour une chaudière à condensation par exemple).

Author Image Posted By : Sylvie 20 Déc, 2011

Concevoir une installation de cogénération avec une ou des chaudières à condensation

Concevoir une installation de cogénération avec une ou des chaudières à condensation

Besoins thermiques et électriques d’un bâtiment moderne

Besoins thermiques

La conception des bâtiments modernes n’a plus rien à voir avec nos chères constructions « passoires ». La venue de la PEB  bouleverse nos habitudes de constructions ; cela va dans le sens où les besoins thermiques diminuent fortement.

Les profils de chaleur évoluent aussi ! Il suffit d’analyser deux monotones de chaleur pour s’en convaincre. On se réfère à deux bâtiments de volume différent, mais ayant le même besoin de puissance de chauffe :

  • l’un, de grand volume est bien isolé et d’étanchéité correcte ;
  • l’autre de volume moyen est de type « passoire ».

Les monotones de chaleur sont représentées ci-dessous :

Schéma monotone de chaleur 01.

Bâtiment type passoire.

Bâtiment performant.

Le besoin de chaleur en puissance est représenté par la courbe et en énergie par l’aire sous la courbe. Les surfaces de couleur matérialisent le besoin de chaleur qui pourrait être pris en charge par une unité de cogénération. En comparant les deux aires de couleur, on se rend compte que :

  • Pour une même puissance de dimensionnement de cogénération, la prise en charge du besoin de chaleur par la cogénération dans un bâtiment énergétiquement performant est beaucoup plus faible.
  • Pour un même investissement, la production de chaleur et, par conséquent, d’électricité est moindre.

Il s’en suit qu’à puissance de cogénération égale, on observe une diminution de la rentabilité énergétique, environnementale et financière.
A méditer !

Comment déterminer les besoins de chaleur ?

Partir d’une feuille blanche pour envisager l’association d’une cogénération et de chaudières à condensation n’est pas nécessairement plus aisé qu’en rénovation. En effet, les profils de consommations de chaleur ne sont pas connus. Dès lors, il est impératif de déterminer ces profils de manière précise. Les simulations thermiques dynamiques peuvent aider le concepteur à établir ces besoins de chaleur en fonction :

  • des caractéristiques du bâtiment (volumétrie, orientation, composition des parois, inertie accessible, …) ;
  • des types et scénarios d’occupation (horaires, nombre de personnes, …) déterminant les consignes de température, les apports internes, … ;
  • du climat dans lequel le bâtiment se trouve (température, humidité, ensoleillement, vent, …) permettant d’évaluer les échanges thermiques du bâtiment avec l’extérieur, les apports solaires au travers des baies vitrées, …) ;
  •   …

Pour réaliser ce genre d’étude, il faut s’adresser à un bureau d’étude spécialisé qui établira un profil de besoins tel que celui exposé ci-après :

Profil de besoin de chaleur et de refroidissement en fonction de la température externe
(simulation type TRNSYS).

Profil annuel des besoins de chaleur et de refroidissement
(simulation type TRNSYS).

Comment déterminer les besoins d’électricité ?

Pour déterminer les besoins d’électricité, il existe des ratios relativement fiables. Une difficulté majeure dans l’établissement d’un profil de besoins électriques est d’imaginer les scénarios de commande et de régulation des équipements électriques. On donne comme exemple les variations des consommations électriques :

  • des luminaires en fonction de l’apport de lumière naturelle et d l’occupation ;
  • des ventilateurs de ventilation hygiéniques en fonction de la qualité de l’air ;
  • des ascenseurs en fonction du trafic ;
  • des process éventuels en fonction du « taux de charge » de la chaîne de production ;
  • des groupes de climatisations en fonction du climat et des apports internes ;
  •  …

Besoin d’électricité.

Profil de besoin électrique reconstitué à partir d’un scénario théorique.

Intérêt énergétique, environnemental et financier de l’association

Pour rappel, que ce soit en amélioration ou en conception, la cogénération est juste là pour produire un maximum d’énergie thermique et électrique locale sur base d’un profil de chaleur. L’appoint en chauffage, comme des chaudières à condensation, n’est là que pour :

  • prendre le relais en mi-saison lorsqu’on décide de ne pas faire fonctionner la cogénération ;
  • donner un « coup de pouce » en termes de puissance pendant les périodes froides ;
  • palier à une défectuosité de la cogénération.

Scénario de départ

Le gestionnaire d’un parc immobilier a décidé, pour son nouveau bâtiment de placer deux chaudières à condensation.

Mais aurait-il un intérêt à investir dans une cogénération ?

Avant de se lancer dans une entreprise de combinaison d’une cogénération avec une ou plusieurs chaudières à condensation, il est impératif de savoir s’il existe un intérêt énergétique, environnemental et financier réel à les associer. En d’autres termes :

> Vaut-il mieux se contenter :

  • de placer uniquement des chaudières à condensation  et d’optimiser l’installation tant au niveau hydraulique qu’au niveau de la régulation du système de chauffage, et ce dans le but d’optimiser uniquement le rendement saisonnier de la chaufferie ?
  • ou de continuer à « importer » de l’électricité à partir du réseau ?

> Ou faut-il viser directement l’association des chaudières avec un cogénérateur en considérant que sur site :

  • la cogénération consomme plus de combustible pour chauffer le bâtiment  et produire de l’électricité en local  ?
  • les chaudières consomment un solde de combustible lorsque la cogénération ne « tourne pas » ?
  • le réseau fournit le solde de besoin d’électricité ?

Dans ce qui suit on tente d’y répondre par l’exploitation du logiciel d’étude de pertinence de cogénération de la Région Wallonne CogenSim (version 3.11 ;  2011) :

Simulation

Le postula de départ est qu’une étude de faisabilité d’installation d’une cogénération a montré une rentabilité énergétique, environnementale et financière valable.

En partant du principe qu’une cogénération est dimensionnée pour produire la base d’un profil de besoin de chaleur, le solde étant fourni par une chaudière à condensation, plus cette chaudière sera performante, plus importante sera la réduction des consommations énergétiques pour fournir ce solde.

Une manière d’y arriver est de simuler une cogénération associée à une chaudière dont le rendement saisonnier évolue de 80 à 100 %.

Evaluer

 Pour plus de renseignements sur le calcul de rentabilité de l’association d’une cogénération avec une ou plusieurs chaudières à condensation.

Il y a t-il un intérêt réel d’association ?

En préliminaire, il faut toutefois faire remarquer que le cas présenté ci-dessus est très favorable à l’investissement dans une cogénération. En effet, les profils des besoins de chaleur et d’électricité se complètent bien. Tous les projets ne sont pas toujours aussi heureux ! Par exemple, lorsque le besoin de chaleur est faible par rapport à la demande d’électricité, l’investissement dans une cogénération n’est pas toujours rentable. A voir donc au cas par cas !

Cogénération 

 Pour plus de renseignements sur les cogénérateurs.

Niveau énergétique

En partant du principe, que pour les profils de chaleur et d’électricité établis pour le projet considéré, l’étude précise de faisabilité du placement d’une cogénération est envisageable énergétiquement, environnementalement et financièrement parlant, l’association d’une ou de plusieurs chaudières à condensation est un plus énergétique comme le montre le graphique suivant :

Évolution des consommations en énergie primaire.

Niveau environnemental

La réduction des émissions de gaz à effet de serre est liée aux consommations en énergie primaire. Dans le cas étudié dans la note de calcul, la réduction des émissions de CO2 est effective même pour une cogénération au gaz et sera d’autant meilleure que le rendement des chaudières d’appoint sera élevé. On privilégiera donc les chaudières à condensation. Le bilan environnemental sera naturellement influencé par le type de combustible utilisé par la cogénération. En effet, le nombre de certificats verts octroyés (CV) sera d’autant plus important que le combustible sera renouvelable (bois, huile végétale, …).

Niveau financier

Quant au bilan financier, il est en général lié aux éléments principaux suivants :

  • aux coûts imputés aux consommations des différents combustibles et aux frais de maintenance ;
  • à l’investissement :
    • dans l’installation de la cogénération et de la (des) chaudière(s) ;
    • dans la modification du circuit hydraulique primaire ;
    • dans l’adaptation de la régulation de la cascade cogénération/chaudière(s) ;
  • à l’octroi des primes et des certificats verts (CV) ;
  • à l’autoconsommation maximale de l’électricité produite par la cogénération (réduction de la facture électrique) ;
  • à la revente résiduelle d’électricité. Attention, qu’au global, il ne peut pas devenir producteur d’électricité.

Le bilan financier est très variable. La rentabilité de la cogénération provient du gain engendré sur la facture électrique et les CV. Le premier gain est très important d’où l’intérêt d’autoconsommer un maximum de l’électricité produite par la cogénération pour maximiser la rentabilité de l’installation.

Aspect hydraulique et de régulation

Condition de cohabitation

Ici, on part du principe que le bâtiment qui sera construit est un bâtiment énergétiquement performant répondant au moins aux exigences PEB.

Pour qu’une cogénération puisse cohabiter avec une ou plusieurs chaudières à condensation, il faut en même temps alimenter :

  • la chaudière à condensation avec un retour en chaufferie le plus froid possible (pour le gaz < 55 °C) ;
  • le cogénérateur avec un retour, dont la température, n’est pas inférieur à 60 °C mais pas supérieur à 70 °C. Même, la température d’eau de la plupart des moteurs n’excède pas plus de 65 °C.

C’est à ce niveau que les aspects de conception des circuits hydrauliques et de la régulation ainsi que la disposition des équipements, les uns par rapport aux autres, prennent toute leur importance.

On rappelle ici que la cogénération est en tête de cascade. Ce qui signifie que, si l’étude de faisabilité de la cogénération a été réalisée correctement, pendant 4 000-5 000 heures sur la saison de chauffe, elle doit fonctionner seule ou en parallèle avec la ou les chaudières.

Aspect hydraulique

Température de retour

On part du principe « qui peut le plus peut le moins » ; ce qui signifie qu’un retour froid des circuits secondaires peut être réchauffé et pas l’inverse !

C’est donc bien un retour le plus froid possible qui garantit une cohabitation harmonieuse de la cogénération et de la ou des chaudières à condensation !

Le retour froid en chaufferie est surtout conditionné par le mélange ou pas des retours des circuits secondaires dont les régimes de températures peuvent être totalement différents.

Ces régimes sont déterminés en fonction :

  • De la charge thermique par déperdition au travers des parois et par in/exfiltration ainsi que la charge thermique par ventilation hygiénique des différents locaux du bâtiment. Par exemple, pour un bâtiment dont la performance de l’enveloppe est élevée (isolation des parois, remplacement de châssis à  simple vitrage par des châssis à double vitrage à basse émissivité, placement de récupérateur de chaleur sur un système de ventilation à double flux, …), les régimes de températures pourraient être les suivants :
    • pour les circuits statiques, un régime 70-50 °C ;
    • pour les planchers chauffants, un régime 35-25 °C.
    • pour les batteries chaudes des systèmes de ventilation double flux avec récupérateur, un régime 45-35 °C.
  • De la présence ou pas d’un circuit d’ECS. On pourrait très bien envisager, pour une production d’ECS semi-instantanée, un régime 70-45 °C.

Configuration de collecteur

Suivant la température de retour des différents circuits secondaires, ceux-ci seront combinés ou pas au niveau du collecteur principal.

Un seul collecteur de retour (régime ECS : 70-45 °C).

     

Collecteur de retour haute et basse température (régime de température 70-60 °C).

Concevoir 

Pour plus de renseignements sur la conception correcte des circuits de distribution.

Techniques

 Pour plus de renseignements sur les circuits hydrauliques associés à une chaudière à condensation.

Configuration des équipements de production

En conception, pour optimiser énergétiquement l’association d’un cogénérateur avec une ou plusieurs chaudières à condensation, le nombre de configurations hydrauliques des équipements de production est assez limité de par la complexité des projets.

La configuration hydraulique du circuit primaire est en général tributaire :

  • de la cohérence entre les régimes de températures des circuits secondaires ;
  • de l’évolution ou pas du nombre de circuits secondaires : le projet est-il prévu en plusieurs phases ou pas ?
  • et du type de chaudières disponibles sur le marché en fonction de la puissance. On envisagera, par exemple :
    • une chaudière à condensation avec un seul ou deux retours (échangeurs haute température et à condensation en série ou les deux échangeurs en parallèle) ;
    • une chaudière à grand ou faible volume d’eau ;
    • une chaudière nécessitant un débit minimum ou pas ;
    • une chaudière traditionnelle nécessitant un retour chaud (minimum de 60°C pour éviter la condensation dans l’échangeur).

Différentes configurations sont proposées par les fabricants. A quelques variantes près, elles se ressemblent. On considère ici, à titre d’exemple, trois associations caractéristiques de chaudières de différents types avec un cogénérateur. À noter que certains constructeurs de chaudières proposent maintenant des solutions complètes d’association de chaudières avec cogénérateur pilotée par une même régulation. En conception, il est intéressant d’opter pour une solution complète du même constructeur sachant qu’il est très important que la régulation porte sur l’ensemble de la chaufferie, y compris la cogénération.

Il est bien entendu que la règle de prudence est toujours d’application sachant que chaque projet est un cas particulier. Le responsable du projet fera toujours appel à un bureau d’étude spécialisé capable de maîtriser non seulement les techniques liées aux cogénérateurs, mais aussi celles faisant appel aux chaudières.

Exemple 1 : Deux chaudières à condensation et un cogénérateur à huile végétale

Schéma Deux chaudières à condensation et un cogénérateur à huile végétale.

Source : Sibelga.

Quelques explications :

Les circulateurs des circuits secondaires assurent la circulation du fluide caloporteur tant au primaire qu’au secondaire.

Le ballon tampon du cogénérateur est hydrauliquement en tête du retour. Vu que l’objectif premier est de maximiser le nombre d’heures de fonctionnement du cogénérateur, le ballon tampon est  le « fournisseur prioritaire » des besoins de chaleur.

Tant que la puissance du cogénérateur est suffisante, il est le seul producteur primaire de chaleur.

Une fois que le besoin de chaleur dépasse la puissance du cogénérateur, l’appoint est donné par la première chaudière à condensation. La vanne 3 voies permet l’irrigation du retour chaud tandis que la vanne 2 voies celle du retour froid. Ces deux vannes travaillent en tout ou rien et sont commandées par la régulation de la chaudière qui est en demande de production de chaleur.

Lorsque le besoin de chaleur devient très important, la seconde chaudière à condensation peut donner le solde de chaleur.

Exemple 2 : Une chaudière traditionnelle, une chaudière à condensation et un cogénérateur

Une chaudière traditionnelle, une chaudière à condensation et un cogénérateur

Source : Sibelga.

Quelques explications :

Les circulateurs des circuits secondaires assurent toujours la circulation du fluide caloporteur tant au primaire qu’au secondaire.

Le ballon tampon du cogénérateur est aussi hydrauliquement en tête de retour.

Tant que la puissance du cogénérateur est suffisante, il est le seul producteur primaire de chaleur.

Une fois que le besoin de chaleur dépasse la puissance du cogénérateur, l’appoint est donné par la chaudière à condensation. En fonction de l’ouverture des vannes de réglable 2 voies AK et 3 voies UV, l’appoint de la chaudière se répartit entre les échangeurs à haute et basse température de manière à favoriser au maximum la condensation.

Durant les périodes de grand froid, la chaudière traditionnelle peut aussi donner un « coup de pouce » par la modulation de la vanne 3 voies SK.

Exemple 3 : une chaudière à condensation à un seul retour et un cogénérateur

Schéma chaudière à condensation à un seul retour et un cogénérateur.

Source : Sibelga.

Quelques explications :

Les fabricants proposent de plus en plus des chaudières à condensation à un seul retour.

Dans ce cas-ci, lorsque la cogénération ne peut plus assurer les besoins de chaleur, la régulation centrale « libère » la chaudière à condensation en ouvrant la vanne 3 voies qui lui est associée. Cette vanne tout ou rien permet le passage du débit total dans la chaudière à condensation.

Aspect de régulation globale

Outre la régulation individuelle des équipements qui doit être optimale, la globalisation de la régulation tant au niveau de la cascade des chaudières que de la cogénération est primordiale. Dans des projets de conception, l’occasion est rêvée d’assurer cette globalisation, à savoir qu’il est nécessaire de considérer :

  • Les chaudières à condensation et le cogénérateur avec leur propre régulation « interne » .
  • La supervision d’ensemble de tous les équipements de manière à bien orchestrer l’ensemble de la cascade avec toujours comme objectif :
    • de privilégier le fonctionnement de la cogénération ;
    • de favoriser la condensation des chaudières lorsque celles-ci fonctionnent.

Pour bien réguler l’ensemble de l’association chaudières classiques/chaudières à condensation/cogénérateur, on considérera l’ordre de priorité suivant :

  • Chaudière à condensation pour les faibles besoins d’été par exemple. C’est intéressant de faire fonctionner la  chaudière à condensation à faible charge sachant que dans une plage de module de 10 à 50 % voire 60 %, ce type de chaudière est très performant au niveau énergétique (zone 1).
  • Cogénérateur un maximum de temps durant la saison de chauffe. Pendant cette période, il module entre 60 et 100 % de sa puissance thermique nominale. Suivant le profil de besoin, la quantité de démarrages du cogénérateur peut être limitée, « ce qui lui sauve la vie ! » (zone 2).
  • Cogénérateur travaillant à 100 % de son taux de charge et chaudière à condensation modulant de 10 à 100 %. À noter toutefois que pour quelques heures par an, la seconde chaudière peut donner un appoint (zone 3).

Techniques  

Pour plus de renseignements sur la régulation de l’association chaudières classiques/chaudière à condensation/ cogénérateur.
Author Image Posted By : Sylvie 20 Déc, 2011

Moderniser une chaufferie existante en associant une chaudière à condensation et un cogénérateur

Moderniser une chaufferie existante en associant une chaudière à condensation et un cogénérateur

Intérêt énergétique, environnemental et financier

Pour rappel, que ce soit en rénovation ou en conception, la cogénération est juste là pour produire un maximum d’énergie thermique et électrique locale sur base d’un profil de chaleur. L’appoint en chauffage, via des chaudières à condensation par exemple, n’est là que pour :

  • Donner un « coup de pouce » en termes de puissance pendant les périodes froides ;
  • Prendre le relai en mi-saison lorsqu’on décide de ne pas faire fonctionner la cogénération ;
  • Palier à une défectuosité de la cogénération.

Scénario de départ

Le gestionnaire d’un parc immobilier décide de remplacer une des deux chaudières d’un bâtiment. Il pense naturellement à une chaudière à condensation. Mais aurait-il un intérêt à investir aussi dans une cogénération ?

Avant de se lancer dans une entreprise d’association d’une cogénération avec une ou plusieurs chaudières à condensation, il est impératif de savoir s’il existe un intérêt énergétique, environnemental et financier réel à les associer. En d’autres termes :
Vaut-il mieux se contenter :

  • De remplacer les anciennes chaudières par des chaudières à condensation et d’optimiser l’installation tant au niveau hydraulique qu’au niveau de la régulation du système de chauffage, et ce dans le but d’optimiser uniquement le rendement saisonnier de la chaufferie ?
  • De continuer à « importer » de l’électricité à partir du réseau ??

Ou faut-il viser directement l’association des chaudières avec un cogénérateur en considérant que sur site :

  • La cogénération  consomme plus de combustible pour chauffer le bâtiment  et produire de l’électricité en local  ?
  • Les chaudières consomment un solde de combustible lorsque la cogénération ne « tourne pas » ?
  • Le réseau fournit le solde de besoin d’électricité ?

En se lançant dans l’aventure de la cogénération, il faut bien être conscient qu’un cogénérateur doit tourner un maximum de temps et la ou les chaudières classiques ou à condensation doivent être considérées comme un appoint à la cogénération.

Dans ce qui suit, on tente d’y répondre par l’utilisation du logiciel d’étude de pertinence de cogénération de la Région Wallonne CogenSim (version 3.11 ;  2011) :

Simulation

Le postula de départ est qu’une étude de faisabilité d’installation d’une cogénération a démontré un intérêt énergétique, environnemental et financier intéressant.

On utilisera CogenSim comme logiciel de simulation. Comme point de départ les données suivantes sont nécessaires :

  • Le profil de chaleur est mesuré sur place pendant au moins 2 semaines complètes.
  • Le profil électrique obtenu sur base d’une analyse pertinente des enregistrements :
    • réalisés sur site et synchronisés avec l’analyse thermique ;
    • donnés par le fournisseur d’électricité.

Profil de puissance électrique quart horaire, profil électrique mensuel.

Profil de puissance électrique quart horaire, profil électrique hebdomadaire.

En partant du principe qu’une cogénération est dimensionnée pour assurer la base du profil de besoins de chaleur, le solde étant fourni par une chaudière, plus cette chaudière sera performante, plus importante sera la réduction des consommations énergétiques pour fournir ce solde.

Calculs

 Pour plus de renseignements sur le calcul de rentabilité de l’association d’une cogénération avec une ou plusieurs chaudières à condensation.

Une manière d’y arriver est de simuler une cogénération associée à une chaudière dont le rendement saisonnier évolue de 80 à 99 %.

Y a-t-il un intérêt réel d’association ?

En préliminaire, il faut toutefois faire remarquer que le cas simulé dans la note de calcul est très favorable à l’investissement dans une cogénération. En effet, les profits des besoins de chaleur et d’électricité se complètent bien. Tous les projets ne sont pas toujours aussi favorables ! Par exemple, lorsque le besoin de chaleur est faible par rapport à la demande d’électricité, l’investissement dans une cogénération n’est pas toujours rentable.

A voir donc au cas par cas !

Concevoir

 Pour plus de renseignements sur les cogénérateurs

Niveau énergétique

En partant du principe :

  • que pour les profils de chaleur et d’électricité mesurés précisément, l’étude précise de faisabilité du placement d’une cogénération est intéressante énergétiquement, environnementalement  et financièrement parlant ;
  • que le remplacement d’au moins une chaudière existante est acquis ;

l’association d’une ou de plusieurs chaudières à condensation au cogénérateur est un plus énergétique comme le montre le graphique suivant :

Évolution des consommations en énergie primaire.

Niveau environnemental

La réduction des émissions de gaz à effet de serre est liée à la différence des consommations en énergie primaire de la nouvelle chaudière et du cogénérateur par rapport à celles de l’ancienne chaudière et de la centrale électrique. Dans le cas étudié dans la note de calcul , la réduction des émissions de CO2 est effective même pour une cogénération au gaz et sera d’autant meilleure que le rendement des chaudières d’appoint sera élevé. On privilégiera donc les chaudières à condensation. Le bilan environnemental sera naturellement influencé par le type de combustible utilisé par la cogénération. En effet, le nombre de certificats verts octroyés (CV) sera d’autant plus important que le combustible sera renouvelable (bois, huile végétale, …).

Niveau financier

Quant au bilan financier, il est en général lié aux éléments principaux suivants :

  • aux coûts imputés aux consommations des différents combustibles et aux frais de maintenance ;
  • à l’investissement :
    • dans l’installation de la cogénération et de la (des) chaudière(s) ;
    • dans la modification du circuit hydraulique primaire ;
    • dans l’adaptation de la régulation de la cascade cogénération/chaudière(s) ;
  • à l’octroi des primes et des certificats verts (CV) ;
  • à l’autoconsommation maximale de l’électricité produite par la cogénération (réduction de la facture électrique) ;
  • à la revente résiduelle d’électricité. Attention à ne pas devenir producteur d’électricité.

Le bilan financier est très variable. La rentabilité de la cogénération provient du gain engendré sur la facture électrique et les CV. Le premier gain est très important d’où l’importance d’auto consommer un maximum l’électricité produite par la cogénération pour maximiser la rentabilité de l’installation.

Aspect hydraulique et de régulation

Condition de cohabitation

On rappelle ici que la cogénération est maître dans l’association cogérateur(s)/chaudière(s). Ce qui signifie que, si l’étude de faisabilité de la cogénération a été réalisée correctement, elle doit fonctionner pendant une partie non négligeable de la saison de chauffe (un ordre de grandeur de 4 à 5 000 heures est courant pour une rentabilité acceptable). Tout dépend naturellement du profil de chaleur du bâtiment considéré. La cohabitation n’est effective que lorsque le besoin de chaleur est supérieur à la puissance de la cogénération.

Pour qu’une cogénération puisse cohabiter avec une ou plusieurs chaudières à condensation, il faut en même temps alimenter :

  • La chaudière à condensation avec un retour en chaufferie le plus froid possible (pour le gaz < 55 °C) ;
  • Le cogénérateur avec un retour dont la température n’est pas inférieure à 60 °C.

C’est à ce niveau que les aspects d’adaptation des circuits hydrauliques et de la régulation ainsi que la disposition des équipements de production, les uns par rapport aux autres, prennent toute leur importance.

Avant d’entamer un projet de grand « chambardement » au niveau de la chaufferie, il faut d’abord savoir si, en fonction des différents besoins de chaleur, on peut ramener un retour d’eau « froid » au niveau de la chaufferie. Pour être franc, c’est important, mais pas fondamental ! En effet, que la chaudière à condensation condense ou pas, en général son rendement est meilleur que celui d’une chaudière classique (les échangeurs des chaudières à condensation sont surdimensionnés). Mais il serait quand même dommage d’investir dans une technologie pointue pour ne pas ou peu l’exploiter !

Le retour froid en chaufferie est, entre autres, conditionné par le régime de température des émetteurs. Ce régime est déterminé en fonction de la charge thermique par déperdition au travers des parois et par in/exfiltration ainsi que la charge thermique par ventilation hygiénique des différents locaux du bâtiment :

> Pour un « bâtiment passoire », les besoins thermiques sont importants. Pour les contrecarrer, il est nécessaire de produire de la chaleur à haute température (régime 90-70 °C). En période froide, un retour à 70 °C ne permettra pas à la chaudière de condenser pleinement.

> Pour un bâtiment dont la performance de l’enveloppe a été améliorée (isolation des parois, remplacement de châssis à simple vitrage par des châssis à double vitrage à basse émissivité, placement de récupérateur de chaleur sur un système de ventilation à double flux, …), les régimes de température pourront avantageusement être revus à la baisse  (régime 80-60 °C ou encore 70-50 °C).

Aspect hydraulique

Température de retour

Lorsqu’on peut envisager un retour froid au niveau de la chaufferie, il est souvent nécessaire de modifier le circuit (hydraulique des chaudières et de la distribution primaire). Vannes à 4 voies, bypass, …

En première approximation, on pourrait dire que si l’hydraulique permet de faire cohabiter une chaudière à condensation avec une chaudière classique à plus haute température, il n’y a pas de raison pour qu’elle ne puisse pas cohabiter avec une cogénération. En effet, les chaudières classiques et les cogénérations nécessitent un retour d’environ 60 °C minimum, et ce pour éviter justement la condensation des fumées de combustion qui leur est néfaste. À noter qu’une température de retour de 70 °C est un maximum.

Exemple de configuration hydraulique

L’exemple repris ici est une configuration parmi d’autres. En rénovation, c’est quasi du cas par cas. Il sera toujours nécessaire de faire appel à un bureau d’étude spécialisé maîtrisant à la fois les techniques liées à la cogénération et aux chaudières qu’elles soient traditionnelles ou à condensation.

Dans les chaufferies existantes d’un certain âge, on retrouve régulièrement la même configuration :

  • Deux chaudières traditionnelles à brûleur à deux allures travaillant sur sonde de température d’eau chaude de départ. Pour les chaudières plus récentes, elles pourraient être équipées d’un bruleur modulant piloté par une courbe de chauffe tout en prenant soin de ne pas atteindre la température de condensation dans l’échangeur.
  • Le collecteur est bouclé.
  • Deux pompes primaires en parallèle assurent le débit nominal.

Chaufferie existante : chaudières classiques.

Remplacement d’une chaudière existante par une chaudière à condensation et placement d’une cogénération.

En rénovation, on décide de remplacer une des chaudières traditionnelles par une chaudière à condensation. De plus, on décide d’y adjoindre une unité de cogénération.
Les modifications à apporter à l’hydraulique sont les suivantes :

  • L’hydraulique de la chaudière traditionnelle est modifiée : il est nécessaire de lui assurer un débit et une température de retour minimum.  Une vanne 3 voies-mélangeuse et un circulateur permettent d’y arriver.
  • Le cogénérateur et son ballon tampon sont en tête de cascade. C’est lui qui fournit la chaleur en priorité via le ballon tampon en modulant de 60 à 100 % de sa puissance thermique. Certains constructeurs sont contre la modulation de puissance, car il est vrai qu’elle dégrade principalement le rendement électrique : on perd de l’ordre de 1 à 2 %. Cependant le fait d’essayer d’atteindre les 100 % en permanence risque de faire « pomper » la cogénération (marche/arrêt successifs) ; ce qui réduit la durée de vie de la cogénération. Sans rentrer dans les détails, on parvient à limiter cet effet par la présence d’un ballon tampon bien dimensionné et du contrôle de son taux de charge.
  • La chaudière à condensation est positionnée hydrauliquement pour amener un appoint à la cogénération si le besoin de chaleur dépasse la puissance nominale de la cogénération. La chaudière à condensation est équipée de deux retours  permettant de différencier la haute et la basse température avant la dérivation vers l’ensemble ballon tampon/cogénérateur. La dérivation vers l’échangeur haute température passe d’abord vers l’installation de cogénération ; celle vers l’échangeur à condensation (basse température) est directe.
  • Le maintien des deux pompes primaires est inutile sachant que l’ancienne chaudière a maintenant son propre circulateur pour assurer la mise à température de son retour si nécessaire et que le ballon et la chaudière à condensation seront irrigués par les circulateurs secondaires. On notera toutefois que les circulateurs secondaires devront être remplacés de manière à adapter les débits et les hauteurs manométriques. Dans la même lignée, le bouclage sera supprimé. On restera toutefois attentif à ce que les circulateurs des circuits secondaires puissent assurer la prise en charge des pertes de charge du circuit primaire (collecteur principal, chaudière à condensation, …).
  • Attention que, dans le cas où le collecteur est éloigné, le bouclage de collecteur doit être maintenu, mais néanmoins « bridé » de manière à assurer, par un débit minimum, un maintien en température du collecteur.  Il s’ensuit qu’une pompe à débit variable doit remplacer les deux pompes de circulation existantes.

Exemple de configuration hydraulique délicate

Le positionnement hydraulique de la cogénération par rapport aux chaudières a toute son importance. Sans y prendre garde, on peut vite arriver à des situations qui, après coup, deviennent ingérables tant au niveau de l’équilibrage hydraulique que de la régulation comme, par exemple, une cogénération qui se « repique » sur une réserve en bout du collecteur principal :

Remplacement d’une chaudière existante par une chaudière à condensation et placement d’une cogénération  en bout de collecteur.

 En rénovation l’installateur et le maître d’ouvrage seront tentés d’utiliser un départ/retour  de réserve du collecteur pour installer la cogénération. En effet, cette configuration permet :

  • de s’en sortir à moindre coût au niveau de la modification de l’hydraulique de l’installation ;
  • de ne pas interrompre la production de chaleur. Par exemple lorsque les circuits de chauffage et d’ECS sont branchés sur le même collecteur et que l’ECS a un profil de puisage relativement continu (cas des hôpitaux).

Cette configuration est simple à mettre en œuvre, mais elle pose un certain nombre de problèmes difficiles à solutionner par la suite, à savoir :

  • des déséquilibres hydrauliques importants sont inévitables. On pourrait très bien se retrouver avec un « conflit » de production, les chaudières  et certains circuits de distribution devenant émetteurs ou l’inverse ;
  • des problèmes de régulation de cascade comme par exemple le « pompage » de la cogénération.

Aspect régulation

La globalisation de la régulation tant au niveau de la cascade des chaudières que de la cogénération est primordiale. Dans des projets existants, on trouve trop souvent des cogénérateurs avec leur propre régulation qui viennent se « greffer » sur une cascade existante de chaudières, elles-mêmes avec leur propre système de régulation. Travailler avec un seul fabricant garantit la compatibilité.

Pour bien réguler l’ensemble de l’association chaudières classiques/chaudières à condensation/cogénérateur, on considérera l’ordre de priorité suivant :

  • Zone 1 : priorité à une chaudière à condensation pour les faibles besoins de mi-saison par exemple. C’est intéressant de faire fonctionner la  chaudière à condensation à faible charge sachant que dans une plage de modulation de 10 à 50 % voire 60 %, ce type de chaudière est très performant au niveau énergétique.
  • Zone 2 : priorité au cogénérateur durant la saison de chauffe. Pendant cette période, il module entre 60 et 100 % de sa puissance thermique nominale. Suivant le profil de besoin, la quantité de démarrages peut être limitée, « ce qui lui sauve la vie ! » .
  • Zone 3 : le cogénérateur travaille à 100 % de son taux de charge et la chaudière à condensation module de 10 à 100 %. À noter toutefois que pour quelques heures par an, la seconde chaudière peut donner un appoint. = Zone 4.

Techniques

 Pour plus de renseignements sur la régulation de l’association chaudières classiques/chaudière à condensation/ cogénérateur.
Author Image Posted By : Sylvie 20 Déc, 2011

Évaluer l’efficacité des chaudières en association avec une cogen

Évaluer l'efficacité des chaudières en association avec une cogen

Évaluer l’efficacité énergétique primaire de l’association d’un cogénérateur avec une ou plusieurs chaudières

Rappel : intérêt de la cogénération

Au moment d’investir dans une cogénération, l’objectif du gestionnaire de bâtiments était de réduire sa facture énergétique et ses émissions de CO2 tout en bénéficiant d’incitants financiers sous forme de prime et de certificats verts (CV).

Rappelons que l’intérêt de la cogénération est de couvrir un maximum de besoins de chaleur du bâtiment tout en produisant localement de l’électricité. En général, on s’accorde à dire qu’un seuil de l’ordre de 4 500 heures/an permet d’avoir une certaine rentabilité financière, mais cela dépend fortement du profil du bâtiment analysé. Une cogénération est toujours associée à un système de chauffage. En effet, on rappelle qu’une cogénération est placée au sein d’une installation de chauffage pour produire une base des besoins thermiques d’énergie thermique et électrique, mais pas pour fournir un appoint de puissance. De plus, c’est un équipement qui reste fragile par rapport aux cycles marche/arrêt fréquents. La plupart des chaufferies existantes, où une cogénération a été placée, sont équipées de chaudières d’ancienne génération. Cependant, on commence à rencontrer des chaufferies où le gestionnaire a fait le pas d’associer une cogénération à une, voire plusieurs chaudières à condensation.

Evaluer

 Pour en savoir plus sur l’intérêt d’associer une cogénération à une ou plusieurs chaudières à condensation.

Efficacité énergétique primaire

Lorsqu’on parle de l’association d’une cogénération avec un ensemble de chaudières, le rendement saisonnier thermique d’une chaufferie n’a plus beaucoup de sens sachant :

  • Qu’un cogénérateur produit de la chaleur avec un rendement thermique très mauvais (de l’ordre de 55 %).
  • Qu’une ou plusieurs chaudières à condensation sont dotées d’un très bon rendement thermique (de l’ordre de 102 à 107 % par exemple).
  • Qu’une installation de cogénération produit en plus de l’électricité.

En comparant les rendements thermiques et en se focalisant uniquement au niveau de la couverture des besoins de chaleur de la chaufferie, on pourrait conclure qu’on n’a pas du tout intérêt à produire de la chaleur avec un module de cogénération. L’intérêt est naturellement au niveau de l’efficacité énergétique primaire.

Efficacité énergétique primaire.

Pour pouvoir donner une idée de l’efficacité énergétique primaire de l’ensemble de la chaufferie cogénérateur/chaudières, il est nécessaire, vu la production d’électricité par la cogénération) de « ramener » toutes les considérations énergétiques au niveau du bilan en énergie primaire. L’idée est de comparer les consommations primaires de l’ensemble cogénérateur/chaudières par rapport aux consommations de chaleur et d’électricité que l’on aurait eu en considérant :

  • Que toute la chaleur est produite avec des chaudières du même type que celles qui donnent l’appoint à la cogénération et ce avec un rendement saisonnier similaire.
  • Que l’électricité est « importée » entièrement du réseau électrique.

Pour réaliser ce comparatif, il est nécessaire d’effectuer des mesures.

Mesures

En principe, lors de l’acquisition d’une installation de cogénération, des compteurs ont dû être placés sur les différents équipements (selon la ouverture d'une nouvelle fenêtre ! CWaPE) :

  • des compteurs de chaleur sur le circuit hydraulique du cogénérateur ;
  • un compteur électrique sur le réseau électrique du cogénérateur et ce afin de mesurer sa production électrique ;
  • des compteurs des consommations de combustible sur l’alimentation du cogénérateur et de chaque chaudière d’appoint.

Dans le cas contraire, il n’est pas trop tard pour en placer sachant que la gamme des compteurs de chaleur qui existe sur le marché est large et pour toutes les bourses (150 à 1 800 €).

Mesures

 Pour en savoir plus sur la mesure de l’énergie thermique.

Compteurs de chaleur

En additionnant la mesure des compteurs de chaleur des chaudières d’appoint et du cogénérateur on peut reconstituer la consommation qu’auraient les mêmes chaudières d’appoint sans cogénérateur sur base de leur rendement saisonnier calculé comme suit :

ηchaudière = Σ Compteurs chaleur (kWhth) chaudières / Σ Consommation combustible (kWhth) chaudières

La consommation de chaleur qu’auraient produit les chaudières sans cogénérateur serait :

Consommation combustible (kWhth) chaudières sans cogen =
Σ Compteurs chaleur (kWhth) chaudières + Compteur chaleur cogen (kWhth) /
        ηchaudière

Compteurs électriques

De la même manière que les compteurs de chaleur, en additionnant la mesure des compteurs électriques du cogénérateur et de l’appoint du réseau, on peut reconstituer la consommation de combustible qu’aurait eu la centrale électrique pour produire l’ensemble de l’électricité sans le cogénérateur.

Consommation combustible (kWhth) centrale électrique sans cogen  =
Compteur électrique cogen (kWhélec) + Compteur électrique réseau (kWhélec) /
        0.4  (selon la ouverture d'une nouvelle fenêtre ! CWAPE )

Calcul de l’efficacité énergétique primaire

L’efficacité énergétique de l’association d’une cogénération et d’une ou de plusieurs chaudières se calcule comme suit :

(Consommation combustible (kWhth) centrale électrique + Σ Consommation combustible (kWhth) chaudières sans cogen) /
        (Consommation combustible cogen + Σ Consommation combustible (kWhth) chaudières + Consommation combustible (kWhth) centrale électrique)

Attention que ce calcul donne un ordre de grandeur de l’efficacité énergétique primaire sachant que le rendement calculé sur base de la performance des chaudières d’appoint avec cogénérateur est sous-estimé. En effet, les chaudières d’appoint produisent de la chaleur dans des conditions moins favorables que si elles étaient seules. En présence d’un cogénérateur, il est plus difficile de valoriser les bonnes performances d’une chaudière à condensation par exemple (les températures de retour d’eau risquent d’être plus chaudes).

Comptabilité énergétique

Pour gérer ces calculs et ces mesures, il est impératif de mettre au point une comptabilité énergétique qui permettra pratiquement au jour le jour de voir l’évolution des consommations et, par conséquent, de déceler des anomalies de fonctionnement en chaufferie.

Gérer

 Pour en savoir plus sur la comptabilité énergétique.

Déceler les dysfonctionnements de la cogénération et des chaudières

Constat : la cogénération fonctionne très peu d’heures !

Lorsque la cogénération fonctionne un nombre d’heures nettement inférieur à ce que l’étude de faisabilité de cogénération prévoyait, on s’en rend compte souvent trop tard lorsque la période de garantie est terminée. En effet, il faut régulièrement tabler sur un voire un an et demi pour pouvoir établir la rentabilité énergétique, environnementale et financière de l’ensemble de la chaufferie, en ce compris la cogénération. Malgré tout, un diagnostic doit être réalisé. En effet, le problème peut être mineur et facile à résoudre.

Voici quelques pistes de pré-diagnostic avant de faire appel à l’installateur initial ou à un bureau d’étude en audit énergétique.
On pointera principalement :

  • Les profils des besoins de chaleur et d’électricité sont différents de ceux imaginés lors de l’étude de faisabilité.
  • La régulation de chaque équipement et de l’ensemble de la cascade des équipements, à savoir :
    • l’ordre de priorité de la cogénération par rapport à la ou les chaudières ;
    • la régulation individuelle de la cogénération ;
    • la régulation individuelle de chaque chaudière.
  • L’hydraulique de l’installation.

Évolution des profils des besoins

Le temps entre l’étude de faisabilité et la mise en service d’une installation de cogénération peut être important dans certains cas. En effet, pendant cette période, les profils des besoins de chaleur et d’électricité peuvent changer. Le gestionnaire de bâtiments peut très bien mener des actions URE, voire entreprendre des actions importantes :

  • d’isolation des parois, de la toiture, … ;
  • de remplacement de vitrage simple par des doubles vitrages à basse émissivité ;
  • de récupération de chaleur sur la ventilation hygiénique ;
  • de limitation des consommations d’eau chaude sanitaire ;
  • de réduction des consommations électriques sur l’éclairage, la bureautique, les moteurs de ventilation, … ;
  • …

C’est vrai que l’on (doit ?) peut tenir compte des actions URE dans les études de faisabilité ! Mais il reste difficile d’évaluer exactement dans quelle proportion les profils de consommations vont évoluer.

Toujours est-il que c’est une des causes possibles de manque de rentabilité énergétique de la cogénération. En effet, une diminution des besoins de chaleur fera en sorte que la cogénération s’arrêtera plus rapidement avec pour effet retardé de réduire le nombre d’heures de fonctionnement sur une année.

Pour pouvoir objectiver la part de réduction due aux actions URE, il est nécessaire d’avoir mis une comptabilité énergétique performante sur base des relevés des compteurs de chaleur et électriques.

Régulation et commande des équipements

Régulation de l’ensemble

Dans l’association d’une cogénération avec une ou plusieurs chaudières, l’objectif, comme on l’a déjà précisé, est que la cogénération fonctionne un maximum d’heures sur l’année. Elle devrait donc être « en tête » de cascade ! Attention toutefois qu’une cogénération ne peut, en général, moduler qu’entre 60 et 100 %  de son taux de charge thermique. En dehors des périodes de fonctionnement de la cogénération dans sa zone de modulation en puissance, il est nécessaire d’assurer les besoins de chaleur par les chaudières.

Suivant le schéma ci-dessus on établit la logique de cascade suivante :

Zone 1
Pour un besoin inférieur à 24 % de la puissance totale, ce sont les autres chaudières qui doivent être en « tête » de cascade. Si la chaufferie est équipée d’une chaudière à condensation, pour autant qu’elle soit dans des bonnes conditions de condensation, c’est elle qui doit assurer le besoin de chaleur. Avec sa capacité à moduler de 10 % à 100 % de son taux de charge, avec un excellent rendement à faible charge, la chaudière à condensation est tout indiquée.

Zone 2
Dans la plage de 24 à 40 % de la puissance totale nécessaire, la cogénération doit fonctionner en permanence. Si ce n’est pas le cas, le premier réflexe est de regarder au niveau de la régulation propre à la cogénération.

Zone 3
Pendant les périodes de grands froids, la cogénération ne sera pas suffisante pour assurer les besoins de chaleur du bâtiment considéré. Il sera nécessaire de lui adjoindre une chaudière afin de lui donner le « coup de pouce sauveur ». Cette opération est délicate en fonction du type de chaudière qui vient faire l’appoint. Un développement trop important de puissance de la part de la chaudière peut faire en sorte que la cogénération s’arrête.

Techniques

 Pour plus de renseignements sur la régulation de l’association chaudières classiques/chaudière à condensation/ cogénérateur.

Pour différents besoins de chaleur, on peut évaluer si la cascade est correcte. Naturellement, il est nécessaire de choisir correctement les périodes pendant lesquelles on peut évaluer le fonctionnement de la régulation générale. Pendant ces périodes, sur base de la logique de régulation de cascade et en la croisant avec le taux de charge des différents équipements, on peut évaluer la bonne régulation de l’ensemble :

  • En mi-saison et en début d’été, le régulateur général doit privilégier la ou les chaudières à condensation. Si le régulateur général affiche la valeur de puissance des chaudières, une bonne régulation donnera un taux de charge (Puissance affichée / Puissance nominale de la ou des chaudières) compris entre 10 et 24 % de la puissance totale.
  • En hiver, lorsque la température externe n’est pas trop froide, la cogénération doit fonctionner seule. Une régulation correcte donnera un taux de charge (Puissance affichée / Puissance nominale du cogénérateur) compris entre 24 et 40 % de la puissance totale.
  • En période très froide, le taux de charge du cogénérateur doit être de 100 % pendant de longue période de fonctionnement et le taux de charge d’une voire deux chaudières comprit entre 10 et 100 %.

Régulation interne de la cogénération

La régulation interne de la cogénération est assez complexe en soi. Sans rentrer dans les détails, on donne ici quelques pistes de réflexion. Le nombre d’heures de fonctionnement et le nombre de démarrages de la cogénération associée à un ballon tampon peut être influencé par la régulation :

  • Selon le rapport entre le besoin instantané de chaleur (en kWth) et la puissance nominale de la cogénération en dessous duquel la cogénération reste à l’arrêt. Pratiquement, cette régulation s’exprime par sa capacité à gérer la modulation de puissance thermique de la cogénération. Une cogénération classique peut en général avoir une modulation de puissance entre 60 et 100 %.
  • Du taux de charge du ballon associé. En dessous d’une certaine valeur de taux de charge maximum, la cogénération module en puissance. Plus ce taux de charge maximum est élevé, plus la cogénération commence à « pomper » (marche/arrêt important). Ce qui nuit naturellement à longévité du cogénérateur.

Des indicateurs de bon fonctionnement de l’ensemble ballon tampon/cogénérateur sont :

  • Un écart de température entre le bas et haut du ballon suffisant pour permettre une modulation de puissance de la cogénération (de l’ordre de 20 K), autrement dit, une bonne stratification du ballon.
  • Pour éviter le pompage de la cogénération :
    • un différentiel suffisant entre la température donnée par la sonde du haut du ballon et la valeur de consigne de redémarrage de la cogénération (de l’ordre de 5 K) ;
    • un différentiel suffisant entre la température donnée par la sonde du bas du ballon et la valeur d’arrêt de la cogénération (de l’ordre de 5 K) ;

En première approche, on pourrait conseiller aux gestionnaires, lorsque la cogénération fonctionne seule, (période pas trop froide), d’évaluer de manière régulière le temps de fonctionnement de la cogénération et surtout le nombre d’arrêts- redémarrages, de démarrage :

  • un nombre trop important de démarrages ;
  • un temps de fonctionnement court ;
  • une mauvaise stratification dans le ballon ;
  •  …

devront décider les gestionnaires à faire appel soit à l’installateur, à la société de maintenance ou soit à un auditeur.

Régulation individuelle des chaudières d’appoint par rapport à la cogénération

Lorsqu’une ou plusieurs chaudières existantes sont en appoint de la cogénération, les régulations individuelles de chaque chaudière doivent être adaptées par rapport au cogénérateur. Souvent, on observera que lorsque le besoin de chaleur devient supérieur à la puissance thermique des cogénérateurs, on démarre une chaudière d’appoint sans modulation de puissance au niveau du brûleur. Le « boost » de puissance de la chaudière va tout de suite « affoler » la régulation du cogénérateur qui risque de s’arrêter rapidement. Il en résulte un risque non négligeable de « pompage » de la cogénération altérant ainsi :

  • la rentabilité de la cogénération ;
  • la durée de vie de la cogénération tout en augmentant le risque de panne.

Immanquablement, la chaudière d’appoint devra démarrer :

  • pour les anciens modèles en petite flamme ;
  • pour les modèles récents au minimum de la plage de modulation (à 10 % pour une chaudière à condensation par exemple).

Hydraulique de l’installation

Le regroupement des équipements de production de chaleur en amont du collecteur principal est primordial pour que le fonctionnement conjoint des chaudières et des cogénérateurs permette une optimisation énergétique de l’ensemble.

Une source de perturbation que l’on peut rencontrer sur des installations existantes est le placement d’une cogénération sur un départ/retour existant du collecteur. C’est en général la solution de facilité pour les raisons suivantes :

  • La modification hydraulique est réduite.
  • Il n’y a pas d’interruption dans le fonctionnement de l’installation de chauffage. Dans le cas où, par exemple, l’installation de chauffage doit produire en permanence de l’ECS. C’est le cas dans les hôpitaux où l’installation d’ECS n’a pas sa production propre. Ceci dit, il est toujours possible de trouver un compromis.

Les conséquences de cette configuration pourraient être les suivantes :

  • problème d’équilibrage des circuits;
  • difficulté de réguler correctement  l’association des chaudières avec les cogénérateurs.

Dans ce cas de figure, il y aura lieu de reconsidérer l’hydraulique en faisant appel à un auditeur spécialisé.

Exemple de configuration délicate :

Le schéma ci-dessous montre que l’installation du cogénérateur s’est réalisée à postériori. Probablement parce qu’un départ/retour était disponible en bout de collecteur, le circuit de l’installation de cogénération a été placé à l’opposé de la production de chaleur des chaudières.

Exemple de configuration correcte :

On voit ci-dessous que le cogénérateur et les chaudières sont placés d’un même côté par rapport à la distribution de chaleur.

S’assurer que les retours sont froids

Lorsque la chaudière d’appoint est une chaudière à condensation, en période de grand froid la cogénération fonctionnera en même temps que la chaudière à condensation. L’hydraulique de l’installation a toute son importance dans le sens où le retour d’eau chaude vers la chaufferie doit être :

  • le plus froid possible pour favoriser la condensation de la chaudière à condensation ;
  • adapté aux spécifications de température de retour minimale exigées par le constructeur de cogénération.

On se retrouve ici dans le même cas de cohabitation que celui de chaudières classiques avec une chaudière à condensation, avec une différence de taille : c’est la cogénération qui doit fonctionner un maximum d’heure par an et accessoirement la chaudière à condensation qui doit condenser en support de la cogénération en période froide ou en remplacement de la cogénération lorsque celle-ci ne fonctionne pas.

Cependant, énergétiquement parlant, l’idéal est que l’hydraulique soit conçue pour favoriser à tout moment des retours froids quitte à le réchauffer par un by-pass au niveau des chaudières classiques et du cogénérateur. L’inverse ne fonctionne pas !

Ce cas de figure peut arriver lorsqu’une chaudière classique, faisant partie d’un ensemble chaudières classiques/cogénération a été remplacée par une chaudière à condensation sans modification de l’hydraulique. Dans cette configuration, il y a des chances pour que la chaudière à condensation en appoint de la cogénération ne puisse pas condenser.

On pointera principalement :

  • un collecteur bouclé ;
  • une bouteille casse-pression pas ou mal régulée;
  •  …
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Régulation du ventilo-convecteur deux tubes – Schéma 3

Comment réguler le ventilo ?

– schéma 3 »» [0] [1] [2] [3] [4]

Régulation du ventilo-convecteur deux tubes - Schéma 3

La  régulation de la pression du réseau par soupape différentielle.

2° Régulation des débits

Dans les circuits sans vannes ou avec des vannes à trois voies, le débit hydraulique total de l’installation est constant (grâce à la vanne de réglage placée sur le bypass).

Par contre, dans les installations avec vannes deux voies, deux solutions sont possibles :

> schéma 3

Soit une vanne à décharge (encore appelée vanne à soupape différentielle) est placée en parallèle sur le réseau de distribution. La pompe est protégée, elle travaille à débit constant, mais la consommation est constante également !

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Régulation du ventilo-convecteur deux tubes – Schéma 2

Comment réguler le ventilo ?

– schéma 2 »» [0] [1] [2] [3] [4]

Régulation du ventilo-convecteur deux tubes - Schéma 2

La régulation par action sur la vitesse du ventilateur.

> schéma 2

La vitesse du ventilateur est cette fois réalisée automatiquement en fonction de l’écart de température par rapport à la consigne. La température de l’eau (froide ou chaude) est alors constante. Ce système est très bon marché.

L’avantage de ce système est de limiter le coût de fonctionnement du ventilateur. Mais l’inconvénient est de créer des trains d’air chaud/d’air froid, surtout si le ventilateur n’a qu’une seule vitesse (fonctionnement en tout ou rien)… un différentiel de 4° est alors parfois rencontré, ce qui n’est pas très confortable !

De l’eau trop chaude augmente ce différentiel ainsi que les pertes par convection naturelle lors de l’arrêt du ventilateur…

Dans ce schéma, il est utile de placer la sonde thermostatique dans l’ambiance : si elle était placée dans la reprise d’air, il faudrait laisser le ventilateur en 1ère vitesse même lorsque la température ambiante est en plage neutre…!

Author Image Posted By : Sylvie 9 Juil, 2008

Régulation du ventilo-convecteur deux tubes – Schéma 1

Comment réguler le ventilo ?

– schéma 1 »» [0] [1] [2] [3] [4]

Régulation du ventilo-convecteur deux tubes - Schéma 1

La régulation du débit par vanne trois voies.

1° Régulation de température.

>  schéma 1

Une sonde de température est insérée à la prise d’air. En fonction de l’écart à la consigne, on module l’ouverture d’une vanne à trois voies, et donc le débit d’eau chaude (hiver) ou d’eau glacée (été).

Il s’agit généralement d’un régulateur à action progressive, qui peut commander plusieurs ventilos d’un même local.

Astuce ! En hiver, plus le local est froid, plus il faut ouvrir la vanne d’eau chaude. En été, c’est l’inverse, c’est  la montée en température qui doit ouvrir la vanne d’eau glacée…

Pour commuter de la rampe « chaud » vers la rampe « froid », on agira via un thermostat d’inversion dont la sonde détecte « la saison » en fonction de la température de l’eau du réseau ! La rampe peut également être inversée par un commutateur manuel, ou par un signal de la Gestion Technique Centralisée du bâtiment.

Ventilo_2v3-fs.gif (1820 octets)

On constate la présence d’une zone neutre (minimum 2 degrés) pour laquelle l’installation n’est plus alimentée.

Ceci étant dit, l’occupant peut également agir sur la vitesse du ventilateur pour donner ou non de la pêche à l’émetteur.

En pratique, il n’accepte le bruit de la grande vitesse que pour la relance du matin en hiver ou pendant les canicules en été (« bruit ou sueur, il faut choisir » !…).

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Régulation du ventilo-convecteur deux tubes – Schéma 0

Comment réguler le ventilo ?

– schéma 0 »» [0] [1] [2] [3] [4]

Régulation du ventilo-convecteur deux tubes - Schéma 0

La régulation du ventilo-convecteur deux tubes.

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