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EREC 2002 « ENERGIES RENOUVELABLES ET COGENERATION POUR LE DEVELOPPEMENT DURABLE EN AFRIQUE » SEMINAIRE ATELIER SESSION COGENERATION Sous le haut patronage de : Ministère de l’Enseignement Supérieur du Cameroun Ministère des Mines, de l’Eau et de l’Energie, Cameroun

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EREC 2002

« ENERGIES RENOUVELABLES ET COGENERATION POUR LE DEVELOPPEMENT DURABLE EN AFRIQUE »

SEMINAIRE ATELIER

SESSION COGENERATION

Sous le haut patronage de : • Ministère de l’Enseignement Supérieur du Cameroun

• Ministère des Mines, de l’Eau et de l’Energie, Cameroun

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1

Introduction à la cogénération

• Principe thermodynamique

• Intérêt énergétique

• Technologies

• Cogénération biomasse

• Etude de cas

O. Squilbin 19/12/2002 EREC 2002, Yaoundé

Le second principe de la thermodynamique

Source chaude

Tchaud

Source froide

T froid

CYCLE Energie mécanique

Cycle idéal (Carnot)

froid

chaud

TTmax 1η = −

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2

Une économie potentielle en énergie primaire

35

50100

COGEN moteur

Gaz Naturel

35

50

TGV G.N.55 %

CHAUD G.N.90%

Economie en énergie primaire : 1 - 100 / 120 = 17 %

64

56

120

En pratique, dépend également :

- du dimensionnement de l'installation

- du mode d'exploitation de l'installation

Nature des besoins en chaleur

• Besoins saisonniers :

Climatique (chauffage / froid ) :

hôpitaux, piscines,centres sportifs, bureaux,écoles, centres commerciaux….

Cas particulier : sucrerie (betteraves)

• Besoins continus :

industries chimiques, pétrolières, cimenteries, métallurgie

brasseries, agro-alimentaire, textile, papeteries, séchage

horticulture (serres)

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3

Type de chaleur cogénérée

• Eau chaude ( ..30……90… °C)

• Eau chaude sous pression (….150…180 °C)

• Vapeur saturée humide ou légèrement surchauffée BP (…1..3..bar)

• Vapeur saturée humide ou légèrement surchauffée MP (…5…10…bar)

• Vapeur HP surchauffée ( ex: 110 bar, 525 °C)

• Huiles minérales

Technologies disponibles

• A partir d'une turbine à vapeur

• A partir d'une turbine à gaz

• A partir d'un moteur à combustion interne

• A partir d'un moteur Stirling

• A partir d'une pile à combustible

Puissance de 1 kWe à …..500 MWe….. limite = besoins de chaleur

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4

Production d'électricitéà partir d'une turbine à vapeur

EXTRACTION - CONDENSING CHP

pmax= 180 bar ηsitmax= 540 °C 0,9

pextr= 8 bar

pcond= 0,06 bar

FUEL

POWER

HEAT

Y

X Y-X

1 2 3

4

COLD END

TURBINE A CONDENSATION

Y

Rendement électrique : 20….45 %

Performance des centrales au bois

Electrical efficiency of wood power plants based on steam cycles

0%

10%

20%

30%

40%

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Electrical power - MWel

Elec

tric

al e

ffici

ency

- %

New power plants (after 1990)

Old power plants (before 1985)

Source : Woodsustain, 2000, UCL-GEB

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5

Cogénération à partir d'une turbine à vapeur

EXTRACTION - CONDENSING CHP

pmax= 180 bar ηsitmax= 540 °C 0,9

pextr= 8 bar

pcond= 0,06 bar

FUEL

POWER

HEAT

Y

X Y-X

1 2 3

4

COLD END

TURBINE A CONTRE-PRESSION

Centrales à bois :

Rendement chaudière : 80%Rendement électrique : 10…20%

Cogénération à partir d'une turbine à vapeur

EXTRACTION - CONDENSING CHP

pmax= 180 bar ηsitmax= 540 °C 0,9

pextr= 8 bar

pcond= 0,06 bar

FUEL

POWER

HEAT

Y

X Y-X

1 2 3

4

COLD END

TURBINE A PRELEVEMENT ET CONDENSATION

Centrales à bois :

Rendement chaudière : 80 %Rendement électrique : 20…30 %

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6

Plage de fonctionnement

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

HEAT OUTPUT

ELEC

TRIC

ITY

OU

TPU

T

zone Izone IIzone IIIzone I'zone I''

Cogénération à partir d'une turbine à gaz

Source : COGENSUD, 2000

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7

Performance des turbines à gaz

15

20

25

30

35

40

45

0 50 100 150 200 250 300 350GT net plant output (MW)

Effic

ienc

y (%

LH

V)

Industrial

Aeroderivatives

Heavy Duty

Source : Gas Turbine World Handbook, 2002

Production de vapeur

8

9

10

11

12

13

14

15

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100p vap [bar]

m v

ap [k

g/s]

250 °C 300 °C 350 °C 400 °C 450 °C 500 °C 525 °C

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8

Cycle combiné gaz - vapeur

Source : SPE Rendement électrique : 40..45%

Cogénération par turbine à gaz

AMOCOAMOCOAMYLUMAMYLUMBayerBayerDegussaDegussaEssoEssoKNPKNPLangerbrugge Langerbrugge 20 + 3020 + 30MonsantoMonsantoPetrofinaPetrofinaPhenolchemiePhenolchemieSolvaySolvayVandemoorteleVandemoorteleV.P.K.V.P.K.Zeebrugge Zeebrugge DistrigazDistrigaz

Total :Total :

45 45 MWeMWe454542424242363638385858424212612623239090222212123939

660 660 MWeMWe

LM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDFrameFrame 66LM 6000 PDLM 6000 PDFrameFrame 66LM 6000 PDLM 6000 PD3 LM 6000 PD3 LM 6000 PDGT 10GT 102 LM 6000 PD2 LM 6000 PDLM 2500LM 25002 2 TempestTempestLM 6000 PBLM 6000 PB

50 50 MWthMWth40405050505060604747434350501501503838120120252517174747

787 787 MWthMWth

Source Electrabel 2000

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9

Cogénération à partir de moteur

Sources de chaleur Températures[°C]

IntercoolerHuileEau Echappement

30 - 8075 - 9575 - 120

400 - 550

Récupération de chaleur sur un moteur : principe

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10

Rendement électrique des moteurs à gaz

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000Elektrisch vermogen [kWe]

Elek

tris

ch re

ndem

ent [

%]

Source : VITO, 2001

Rendement thermique des moteurs à gazTempérature retour = 70 °C

Source : VITO, 2001

0 .0

1 0 .0

2 0 .0

3 0 .0

4 0 .0

5 0 .0

6 0 .0

7 0 .0

8 0 .0

9 0 .0

10 0 .0

0 .0 10 .0 20 .0 30 .0 40 .0 50 .0 60 .0 70 .0 80 .0 9 0 .0 1 0 0 .0

E lek tris c h re n d e m e n t [% ]

Ther

mis

ch re

ndem

ent [

%]

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11

Source : VITO, 2001

Rendement thermique des moteurs à gazTempérature retour = 90 °C

0 .0

1 0 .0

2 0 .0

3 0 .0

4 0 .0

5 0 .0

6 0 .0

7 0 .0

8 0 .0

9 0 .0

1 0 0 .0

0 .0 1 0 .0 2 0 .0 3 0 .0 4 0 .0 5 0 .0 6 0 .0 7 0 .0 8 0 .0 9 0 .0 1 0 0 .0

E le k t r is c h re n d e m e n t [% ]

Ther

mis

ch re

ndem

ent [

%]

Source : VITO, 2001

Rendement thermique des moteurs à gazTempérature retour = 110 °C

0 .0

1 0 .0

2 0 .0

3 0 .0

4 0 .0

5 0 .0

6 0 .0

7 0 .0

8 0 .0

9 0 .0

1 0 0 .0

0 5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0

E le k tr is c h v e rm o g e n [k W e ]

Ther

mis

ch re

ndem

ent [

%]

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Rendement électrique des moteurs diesel

Source : VITO, 2001

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Elektrisch vermogen [kWe]

Elek

tris

ch re

ndem

ent [

%]

BUWal / GCBUWal / GC

En service77 moteurs ou 103,5 MWe

En construction25 moteurs et 1 turbine ou 24,7 MWe

BressouxBressoux

SpanoluxSpanolux

SwedeponicSwedeponicMinerveMinerve IREIRE

VésaleVésale

UCLUCL

MontzenMontzenLaboThissenLaboThissenParadisioParadisio

CHRCHR--NamurNamur

Source Electrabel 2000

Cogénération par moteurs

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13

BUWal / GCBUWal / GC

EDU + R&D15%

INDUSTRIE14%

SERRISTES52%

AUTRES10%

SANTE7%

LOISIRS1%

BUREAUX1%80 MWe

Avril 2000

Source Electrabel 2000

Cogénération en distribution

Pour aller plus loin• Région wallone : www.cogensud.be

http://energie.wallonie.becD-ROM "La cogénération : Guide pour les petites et moyennes installations"Guide de pré-faisabilité "Installer une cogénération dans votre établissement"COGENsim"Un logiciel de simulation technico-économique de votre cogénération

• COGEN Europe www.cogen.orgEDUCOGEN - An Educational Tool for CogenerationPROSMACO – Promotion of small-scale cogeneration in rural areas through a number of pilot actions

• Nations-Unies www.unescap.org/enrd/energy/co-gen

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1

La cogénération à partir de moteurs à LLN

RD&D - Unité de thermodynamique et Groupe Energie Biomasse

• MICRO G.N. 5 kWe 12,5 kWth

• MINICOGEN BOIS BOIS 20 kWe 50 kWth

• REGAL BOIS 300 kWe 540 kWth

Chauffage urbain de LLN

• Electrabel / Sedilec G.N. 9,5 MWe 10 MWth

Moteur SENERTEC "DACHS" (D)

Installation KULeuven -TME

Dimensions : L 106 x l 72 x H 100 cm / Poids : 520 kg

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2

Moteur SENERTEC "DACHS" (D)Fuel gaz naturel (Low NOx) / LPG, fioul, biodieselPuissance électrique 5 kWePuissance thermique 12.3 kWthRendement 26 % él. + 63 % th.

Monocylindre 579 cm3

Emissions Catalyseur d'oxydation5%O2 NOx < 135 mg/Nm3 (Low Nox) 350 mg/Nm3

CO < 22..24 mg/Nm3NMHC < 150 mg/Nm3

Echappement 140 °C60 °C si option condensation

T retour max 70 °CT aller max 83 °C

Moteur ECOPOWER (CH) - Valentin (D)

Dimensions : L 137 x l 76 x H 108 cm / Poids : 390 kg

Echangeur de chaleur à plaques Génératrice Bloc moteur

Eau chaude

Eau froide

Echangeur de chaleur gaz d'échappement

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3

Moteur ECOPOWER (CH) - Valentin (D)

Fuel gaz naturel / propanePuissance électrique 2.0 – 4.7 kWePuissance thermique 6.0 – 12.5 kWthRendement 25% él. + 65% th.

Monocylindre 270 cm3 (Briggs & Stratton)Excès d'air λ = 1Vitesse 1700 – 3600 rpm

Emissions Catalyseur 3-voies5%O2 NOx < 70 mg/Nm3

CO < 400 mg/Nm3

Echappement 90… 120 °C (condensation)T retour max 60 °CT aller max 75 °C

Moteur Stirling idéal

AB

BC

DA

CD

Diagramme pV du cycle idéal de Stirling [Stouffs, 1997]

Phases correspondantes

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4

Moteurs Stirling cinématiques

SOLO 161 : Electricité : 9 kWe rdt 25 % Chaleur : 24 kWth rdt 65 %

Solo 161

Refroidisseur

Réchauffeur

Chambre d’expansion

Cylindre d’expansion

Générateur

Regénérateur

Entrée de fluideréfrigérant

Chambre decompression

Cylindre decompression

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5

Moteurs Stirling cinématiques

Whispergen (NZ) Electricite 1 kWe rdt = 15%Chaleur 5 kWth rdt = 75%

Sigma (SE)Electricite 3 kWe rdt 20..25%Chaleur 9 kWth

Piles à combustible

FC-Stack

Control-unit

Interface

Reformer

Additional heating

appliance

Vaillant

Electricité : 4,6 kWerdt = 35 %

Chaleur : 7 kWth rdt = 45 %

Appoint : 25-50 kWthrdt ?

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6

20 kWe – 55 kWth Mini-CHP testing unit

Besoins énergétiques de l’UCL à LLN

Chaleur• Réseau de chauffage urbain• 52.2 MWth• 210 000 GJth/an• 50 MBEF/an

Electricité• 30 GWh/an• 7.3 MWe• 90 MBEF/an

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7

Réseau de chauffage de LLN

Chaufferie

Chaufferie

Réseau de chauffage de LLN

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8

Chaufferie UCL avant cogénération

Réseau de chauffage urbain LLN

Collecteur départ Collecteur retour

5.8 MW 11.6 MW 11.6 MW23.2 MW

52.2 MWth

210 000 GJth/an

1100m3/h

3 bar

3800 m

3000 m3 H2O

70 - 90 °C90 - 103 °C

Chaudières d’appoint au G.N.

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9

0

5

10

15

20

25

-10 -5 0 5 10 15 20 25

Température extérieure (°C)

Puis

sanc

e fo

urni

e (M

Wth

)

Source Electrabel 2000

Normalisation des besoins en chaleur

0

5

10

15

20

25

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Fréquence cumulée (h/an)

Bes

oins

ther

miq

ue u

tile

MW

th

Source Electrabel 2000

Etablissement de la courbe monotone de chaleur

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10

0

5

10

15

20

25

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Fréquence cumulée (h/an)

Bes

oins

ther

miq

ue u

tile

MW

th

COGENERATION

Source Electrabel 2000

Etablissement de la courbe monotone de chaleur

Pélectrique = 9,254 MwePthermique = 8,2 .... 9,9 MWth

U = 3.150 h / an

Consommation G.N. : 291.500 GJ / an

Rendement électrique net : 39 %

Rendement chaleur net : 39 %

CO : 175 ... 205 ... 265 mg/Nm3 dry 5%O2

NOx : 325 ... 379 ... 432 mg/Nm3 dry 5% 02

Bruit : 82 dBA (int.) 72 dBA (ext.)

Source Electrabel 2000

Centrale de cogénération de LLN

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Chaufferie UCL avec cogénération

Réseau de chauffage urbain LLN

Collecteur départ Collecteur retour

5.8 MW 11.6 MW 11.6 MW

3 x 3.3 MW

90 - 103 °C70 - 90 °C

70 - 73 - 83 °C

90 - 93 - 103 °C

MAG : Wärtsilä 18 V 220 SG genset

P electrique : 3.140 kWP thermique : 3.300 kWPression G.N. : 4 barAlternateur : 11,8 kVAlésage / Course : 220 mm / 240 mmTaux de compression : 11:1Vitesse de rotation : 1.500 rpmTurbo compresseur

Puissance par cylindre : 182 kWPme : 16 bar

Mélange pauvre (λ = 2,1)Préchambres d ’allumageGestion électronique (injection G.N. par cylindre, contrôle du cliquetis,...)

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MAG : Wärtsilä 18 V 220 SG genset

Excès d’air

Moteur CW - 18V220 - 3140 kWe - 3300 kWth

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Moteur CW - 18V220 - 3140 kWe - 3300 kWth

Récupération de chaleur sur le moteur

70 °CHuile

Eau HT

73 °C

80 °C

91 °CFumées

390 °C 120 °C

Eau BT

CW 18V220 SGCW 18V220 SG

75 °C

90 °C40 °C 42 °C

46 °C

100 °C 87 °C3 140 kWe

3 300 kWth

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14

Récupération de chaleur sur le moteur

83…93 °C

Huile

Eau HT

Fumées390 °C 120 °C

Eau BT

CW 18V220 SGCW 18V220 SG

75 °C

90 °C40 °C 42 °C

46 °C

100 °C 87 °C3 140 kWe

2 731 kWth

90 °C

93…103 °C

Echangeurs de chaleur : fumées

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15

Echangeurs de chaleur : eau HT – Huile - eau BT

Aéroréfrigérants : eau BT - Huile

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16

Bilan groupe de cogénération Pe = 3.2 MWe Pth = 3.3 MWth

Electrical41,0%

Exhaust recovery24,2%

Generator losses1,5%

Water LT4,4%

Exhaust losses + unburnt

6,5%

Engine radiation3,1%

Water HT13,1%

Lube Oil6,2%

Intérêt cogénération ? Une économie en énergie primaire

121

43CHAUD

UCL

94 %3

46

100

41

43

COGEN

16

7541

TGV

55 %

34

ECONOMIE = 1 - 100 / 121 = 17 %

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17

Bilan groupe de cogénération Pe = 3.2 MWe Pth = 2.7 MWth

Electrical41,0%

Exhaust recovery24,2%

Generator losses1,5%

Water LT4,4%

Exhaust losses + unburnt

6,5%

Engine radiation3,1%

Water HT13,1%

Lube Oil6,2%

Intérêt cogénération ? Une économie en énergie primaire

113

36CHAUD

UCL

94 %2

38

100

41

36

COGEN

23

7541

TGV

55 %

34

ECONOMIE = 1 - 100 / 113 = 11 %

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18

Bilan installation de LLN

Sans cogen :

Chaudières 250 000 GJ 210 000 GJth 0 GWhCentrale TGV 202 000 GJ - 28 GWhTotal 452 000 GJ 210 000 GJth 28 GWh

Avec cogen :

Moteurs 291 000 GJ 112 000 GJth 28 GWhChaudières 117 000 GJ 98 000 GJth 0 GWhTotal 408 000 GJ 210 000 GJth 28 GWh

Economie Combustible 44 000 GJ/anEmissions de CO2 évitées 2 245 tonnes/anEconomie UCL 20 MBEF/anInvestissement EBL 160 MBEF

Gaz Naturel Chaleur Electricite

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1

La cogénérationà partir de biomasse

Etude de cas

Utilisation rationnelle de la ressource renouvelable

35

50100

COGEN moteur

Gaz Naturel

35

50

TGV G.N.55 %

CHAUD G.N.90%

Economie en énergie primaire : 1 - 100 / 120 = 17 %

64

56120

10025

50COGEN

BOIS63

12663

50 CHAUD BOIS80%

25CO-COMB

CHARBON/BOIS40 %

Economie en énergie primaire : 1 - 100 / 126 = 21 %

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2

Une réduction maximale des émissions de CO2

Economie en CO2 : 1 - 100 / 698 = 86 %

100694

1388COGEN

BOISkgCO2

384698

314kgCO2

1388 CHAUD G.N.90%

694TGV G.N.

55 %kWhe

kWhth

Economie en CO2 : 1 - 100 / 120 = 17 %

141

201100

COGEN moteur

Gas NaturelkgCO2

64

56120 kgCO2

141

201

TGV G.N.55 %

CHAUD G.N.90%

kWhe

kWhth

FLUE GAS

T=520°C

Bilan énergétique de l'installation REGAL

•Pwood = 1300 kW ηgasifier = 75 %

•Pel = 320 kWe ηelectricity = 25 %

•Pth = 570 kWth ηheat = 44 %

RAW GAS

T=500°C

257 kg/h wood

CLEAN

GAS

T=30°C

P=115 kW

STACK

T=120°C

P=183 kW

P=211 kW P=61 kW

90 / 70 °C

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3

WENVAL

Valorisation de résidus de bois par gazéification

pour la production combinée d’électricité et de chaleursur le site de la menuiserie

«Escaliers Michel PREUD’HOMME»

SITUATION EN 1997

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4

Filières Valorisation résidus bois

Electricité Chaleur Séchage

Gazogène +

groupe électrogène

-

Gazogène +

groupe cogénération

Chaudière bois -

Cogénération G.N. -

Solutions envisagées

Caractéristiques des résidus de bois

CHUTES COPEAUX SCIURES

440 tonne/an 165 tonne/an 165 tonne/an

longeur ≤ 2...3 m

épaisseur = 42 mm

φ > 5 mm φ < 5 mm

• Propres: exempts de composés chimiques de traitement(colles, vernis, peintures,...) ou d’autres matériaux(clous, fixations, plastiques,...)

• Humidité: 12%

• Classification:

• Récolte

Chutes: manuelleCopeaux et sciures : centrale d’aspiration

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5

CONDITIONNEMENT DU BOIS

HUMIDITÉ = 12 %

⇒ séchage inutile

GRANULOMÉTRIE = SCIURES, COPEAUX, CHUTES

⇒ broyage des chutes⇒ criblage des sciures et copeaux⇒ densification des sciures

UCL- Groupe Energie Biomasse

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6

Projet WENVAL

Stratégie énergétique pour la cogénération ?

Choix orientation autonomie en électricité

1. Suivi de la demande en électricité

optimisation du diagramme de charge

2. Inadéquation entre production et besoin en chaleur

gestion des séchoirs

stockage de la chaleur cogénérée

Orientation chaleur valorisation de 70% des déchets

Orientation électricité valorisation de 100% des déchets

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7

Optimisation du diagramme de charge

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

heures

kW

Réserve pointe

1997

broyeurdensifieuse

séchoirs

soufflante gazogène

Stratégie énergétique pour la cogénération

Autonomie en électricité

1. Suivi de la demande en électricité

optimisation du diagramme de charge

Puissance installée 300 kWe

Puissance minimale 75 kWe

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8

Fonctionnement du groupe gazo-électrogène

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

heures

kW

COGEN-WENVAL

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

heures

kW

COGEN-WENVAL

J o u r -s e m J o u r -W E6 h e u r e s 1 2 h e u r e s

Périodes de faible activité (P < 75 kWe)

Modes de fonctionnement en périodes de faible activité1. Arrêt groupe de cogénération

91 % besoins électriques sont satisfaits

88 % résidus de bois sont valorisés

2. Suivi de la charge avec groupe de cogénération (P < 75 kW)

98 % besoins électriques sont satisfaits par lacogénération100 % résidus de bois sont valorisés

3. Vente du surplus au réseau (P = 75....300 kW)95 % besoins électriques satisfaits par lacogénération100 % résidus de bois sont valorisés8 % électricité produite est vendue au réseau

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9

SECHAGE DU BOIS

Besoin en séchage : 2500 m3 anhydre /an (42 mm, Hêtre / Movingui)H : 65% 12%

Séchoirs : air chaud climatisé - moyenne temp. - à caseCATHILD INDUSTRIE 2 x 75 m3 cap. utile

Cycle de séchage : 488 heures (16 cycles / an)25 tonnes H2O /cycle

Besoin en chaleur : Eau surchauffée 95/75 °C (air chaud 65 °C)5 kWth / m3 cap. utile (355 kWth par séchoir)4180 kJ/kg eau évaporée3600 GJ/an

Besoin en ventilation : 0,24 kW / m3 cap. utile (18 kW par séchoir)0,25 kWh/kg eau évaporée200 000 kWh /an

E/Q 0,2

SECHAGE PAR AIR CHAUD CLIMATISESECHOIR « A CASE »

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10

ETUDE DE CAS : CYCLE DE SECHAGE

0

50

100

150

200

250kWth

jours

PHASE1

Préchauffage

PHASE 2 > saturation fibres

PHASE 3 < saturation fibres

5 10 15 20

ETUDE DE CAS : DECALAGE DES CYCLES DE SECHAGE

0

50

100

150

200

250

300

350

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

hours

kWth

Séchoir 2Séchoir 1Séchoir 1+2

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11

ETUDE DE CAS : MONOTONE DE DEMANDE EN CHALEURSéchage par air chaud climatisé à moyenne température - Séchoirs à case (discontinu)

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000hours

kWth

Pmax = 302 kWth

Q = 3553 GJ/an

U = 3265 heures

Inadéquation entre production et besoin de chaleur

0123456789

10111213141516171819202122232425

0 7 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 84 91 98 105 112 119 126 133 140

jours

GJ

demande chaleur séchoirsproduction de chaleur cogen

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12

Inadéquation entre production et besoin de chaleur

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

heures

GJ

chaleur COGENSéchage phase 1Séchage phase 2Séchage phase 3

Stratégie énergétique pour la cogénération

Inadéquation entre production et besoin en chaleur

A. Décalage sur un cycle de séchage (Phase 1 et WE)

Chaudière d’appoint G.N.Sans stockage 12%Avec stockage 6% (capacité 50 000 litre)

Réservoir d’accumulation d’eau chaude (95°C)de 100 000 litre

B. Décalage sur une journée

Avec stockage 0% (capacité 50 000 litre)

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13

Bilan énergétique filière WENVAL

Utilisationdu potentiel

Autonomie%

ηglobal%

Electricité 100 % 91 22

Chaleur 68 %(85 %)

94 28(35)

Emissions de CO2 évitées

450...550 tonnes CO2 /an

RENTABILITEDurée de vie ans 15

Investissement sans subsides kBEF 55 016Subsides % 37,5Investissement avec subsides kBEF 34 385Frais de remplacement total kBEF 1 900Investissement total kBEF 36 285

Facture Elec antérieure kBEF/an 2 169Besoin futur en Elec kWh/an 730 419Consomm. Elec réelle sur réseau kWh/an 146 814Elec produite par cogen kWh/an 583 605Coût appel Elec sur réseau kBEF/an 644Gain vente Elec au réseau kBEF/an 0Gain annuel sur facture Elec kBEF/an 1526

Quantité de bois séchée m2/an 2 500Coût antérieur du séchage BEF/m3 2 500Coût évité de séchage kBEF/an 6 250Coût charges perdues kBEF/an 1 045Besoin en chaleur Gjutile/an 3 620Production de chaleur via chaudière G.N. minimale GJutile/an 210Production chaleur via chaudière G.N. GJutile/an 619Production de chaleur via cogénérateur / chaudière bois GJutile/an 3001Rendement chaudière % 90Coût en G.N. pour chaudière kBEF/an 206Gain annuel sur le séchage kBEF/an 4999

Coût O&M COGEN-GAZEL BEF/kWh ou GJ 0,6Frais variables annuels kBEF/an 350Frais fixes annuels kBEF/an 827

Résultat annuel kBEF/an 5347Temps de retour an 6,8

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14

Comparaison avec les autres filièresDurée de vie (15 ans) WENVAL CHAUDIERE-BOIS COGEN-G.N

ELECCOGEN-G.N.

CHALEURInvestissement sans subsides (MBEF) 55 25 22 18

Subsides (%) 47,5 15 15 15

Investissement (MBEF) 29 21 19 15

Electricité auto-produite (kWh/an) 590 000 0 560 000 540 000

Coût G.N. cogen (kBEF/an) 0 0 1500 1275

Coût ELEC réseau (kBEF/an) 600 3200 600 1600

Gain vente ELEC réseau (kBEF/an) 0 0 0 330

Coût évité facture ELEC (kBEF/an) 1600 -1000 100 900

Chaleur auto-produite (GJ/an) 3000 3300 3000 3000

Coût évité de séchage (kBEF/an) 5000 5100 5000 3800

Coût évité annuel (kBEF/an) 5400 3250 4200 3750

Temps de retour (an) 5,7 6,5 4,8 4,4

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Valorisation de résidus de bois par gazéification pour la production combinée

d'électricité et de chaleur sur le site d'une menuiserie pratiquant le séchage

du bois.

PROJET WENVAL, EC-LIFE 98 ENV/B/000271

O. SQUILBIN, F. BOURGOIS, Prof. J. MARTIN

UCL-GEB

I - CONTEXTE DU PROJET

Le présent projet propose de valoriser les déchets de bois de l’entreprise « Escaliers

Michel PREUD’HOMME » sous forme d’énergie électrique et thermique utilisables sur

place. Il s’agit de récupérer les chutes, sciures et copeaux de bois produits lors de la

fabrication d’escaliers et de portes. L’intérêt du projet est de transformer ces déchets en

énergie sur le lieu de leur production. La technique proposée se base sur la gazéification

du bois pour la production combinée de chaleur et d’électricité (cogénération).

Les avantages environnementaux sont principalement l’élimination directe des déchets

industriels de l’entreprise ainsi que l’utilisation d’une source d’énergie renouvelable

permettant de diminuer fortement les émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère.

Le contexte du projet présenté ci-après comprend (1) une introduction à la problématique

des déchets de bois, (3) un état de l’art de la valorisation énergétique des déchets de bois

et (4) la présentation générale des aspects environnementaux du projet.

I.1. Problématique des déchets de bois

I.1.1. Cas de l’entreprise PREUD’HOMME

Comme producteur d’escaliers et de portes en bois, l’entreprise PREUD’HOMME

effectue diverses opérations de traitement mécanique du bois de hêtre et de movingui. Le

sciage, le défonçage, le rabotage et le ponçage des 3000 m3 (2000 tonnes) de bois traités

chaque année génèrent 770 tonnes de déchets de bois par an. Ces déchets sont classés en

trois catégories suivant leur granulométrie (chutes, copeaux et sciures). Les sciures et les

copeaux sont récoltés par une centrale d’aspiration. Quant aux chutes, elles sont récoltées

aux différents postes de travail et sont stockées dans un conteneur. Tous les déchets de

107

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bois sont propres, c’est-à-dire qu’ils sont exempts de composés chimiques de traitement

(colles, vernis, peintures) ou d’autres matériaux (clous, fixations, plastiques, etc.).

I.1.2. Aspects généraux du secteur des déchets de bois

Les déchets de bois occupent une place particulière dans la problématique générale des

déchets. Parfois ignorés ou sous-estimés dans les statistiques, leur valorisation pourrait

participer de manière importante à l’amélioration de notre environnement en stockant du

CO2 (valorisation matière) ou en évitant les pollutions causées par l’utilisation de

combustibles fossiles (valorisation énergie).

Parmi les déchets de bois non dangereux, on distingue principalement les produits

connexes de l’exploitation forestière (houppiers et premières éclaircies), de l’industrie de

la transformation (écorces, plaquettes, dosses et délignures, sciures, copeaux et chutes),

de l’emballage (palettes, cadres et caisses usagées) ainsi que de l’aménagement des

espaces verts et de l’agriculture. A ces déchets s’ajoutent les bois contaminés par des

métaux lourds et/ou des composés chlorés issus des secteurs de

la trituration, de la construction et de la démolition (poutres, panneaux, châssis, lambris,

billes de chemin de fer, poteaux, etc.).

En Belgique, la biomasse (le bois, les déchets verts, les effluents d’élevages, etc.) est une

ressource importante. Avec 11 PJ/an d’énergie primaire récupérée, le bois et les déchets

ligneux représentent déjà 90% des énergies renouvelables en Belgique6. Mais le potentiel

disponible estimé est de 3 à 5 fois plus important. Ailleurs en Europe, les déchets de bois

sont aussi largement sous-exploités.

Suivant les nouvelles directives en matière de déchets, la mise en décharge, bien

qu’encore pratiquée, doit être évitée. De même, les brûlis forestiers et agricoles ainsi que

les dépôts en forêt de déchets de bois devraient disparaître. Par contre, la valorisation

sous forme de matière et/ou sous forme d’énergie sont deux solutions qui permettent de

gérer durablement les ressources naturelles.

Actuellement, il apparaît que les déchets de meilleure qualité sont récupérés par

l’industrie de la trituration comme matière première des papeteries et des fabricants de

panneaux d’aggloméré. Seul le bois propre et bien trié peut être utilisé pour la production

de panneaux et de papier. De plus, le secteur de la trituration ne s’intéresse qu’aux stocks

6 Inventaire des énergies renouvelables en Belgique, Institut Wallon, 1996

108

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de déchets importants, délaissant les plus petits producteurs. La valorisation matière ne

s’applique donc qu’à une partie des déchets ce qui explique la nécessité de développer

des technologies performantes pour la valorisation énergétique des déchets de bois.

Malheureusement, la récupération de l’énergie du bois est encore peu développée et

souvent peu efficace. Les rendements de conversion utiles sont faibles du fait de la

mauvaise gestion du potentiel et de l’inadéquation des technologies utilisées avec les

besoins en énergie.

I.2. Etat de l’art de la valorisation énergétique des déchets de bois

Malgré son intérêt socio-économique et environnemental, la valorisation énergétique des

déchets de bois est encore marginale en Belgique. Les technologies existantes ne sont pas

adaptées à une utilisation locale des déchets de bois visant à satisfaire les besoins

énergétiques de l’entreprise.

Parfois, les déchets sont transportés vers des lieux de traitement centralisés comme les

fours de cimenterie ou les incinérateurs de déchets. Cette dernière technique n’est pas très

intéressante que ce soit du point de vue économique ou environnemental du fait du faible

rendement de production électrique (≈10%) et du coût élevé de traitement. En outre, ces

deux solutions impliquent le transport de déchets peu denses sur de grandes distances.

Les techniques décentralisées permettent d’utiliser les déchets sur le lieu de production et

de récupérer l’énergie sur place. La difficulté inhérente à la valorisation locale des

déchets de bois réside dans l’adaptation de l’offre et de la demande d‘énergie. En effet, la

plupart des industries ont des besoins électriques importants et une demande de chaleur

plus réduite. Or les systèmes classiques de chaudières à bois couplées à un cycle à vapeur

produisent au mieux 5 fois plus de chaleur que d’électricité. Ces cycles à vapeur se sont

développés dans les industries à forte demande en chaleur comme les papeteries. Par

contre les systèmes émergents, basés sur la gazéification et la combustion du gaz produit

dans un groupe électrogène, génèrent seulement 1,8 fois plus de chaleur que d’électricité.

Ce qui signifie qu’ils peuvent s’intégrer dans la plupart des industries de transformation

du bois en satisfaisant la demande locale d’électricité sans produire trop de chaleur non

valorisable.

Bien conçus et adaptés, les systèmes décentralisés peuvent contribuer significativement à

augmenter l’efficacité énergétique globale de la valorisation des déchets de bois. A cet

égard, la production combinée d’électricité et de chaleur est absolument nécessaire à

l’échelle locale. Elle permet de valoriser jusqu'à 90% de l’énergie contenue dans les

109

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déchets. Bien que ces systèmes existent ça et là, le développement de ces technologies

doit encore passer par des installations de démonstration et de monitoring complet. Ces

exemples sont essentiels pour favoriser un développement durable du secteur.

I.3. Aspects environnementaux

La gazéification des sous-produits de l’industrie du bois sur le site de production est une

solution élégante pour réduire la part des déchets non valorisés, diminuer les émissions

atmosphériques de gaz à effet de serre et assurer un approvisionnement énergétique

durable. De plus, en combinant la production d’électricité et de chaleur, on augmente

fortement l’efficacité énergétique des systèmes de production.

• Résolution de la problématique des déchets de bois de l’entreprise

La gazéification des déchets sur le site de production éliminera

l’exportation actuelle des déchets de bois. Le transport de ces déchets

vers le lieu de traitement pourra être évité. Lorsque la ligne de

valorisation énergétique sera mise au point, on réduira la production de

déchets de 97%. Seules les cendres de gazéification devront être évacuées

comme amendement agricole, forestier ou déposées en décharge.

• Réduire les émissions de CO2 par substitution d’un combustible fossile

Dans le but de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de diminuer

leurs impacts sur le climat, la plupart des pays européens ont adopté des

politiques de réduction de la consommation des combustibles fossiles. Le

développement des énergies renouvelables est une solution de premier

choix pour réduire drastiquement les émissions de CO2. Contrairement

aux combustibles classiques, la biomasse est une source d’énergie

renouvelable. L’énergie de combustion de la biomasse provient

principalement du cycle naturel du carbone, échangé par les plantes et

l’atmosphère. Lors de la photosynthèse, sous l’effet du soleil, les plantes

captent du CO2 atmosphérique. Le carbone ainsi stocké constitue la base

des molécules ligno-cellulosiques des plantes. A la fin de son cycle de

vie, la décomposition naturelle de la biomasse relâche le carbone stocké

préalablement. En brûlant les déchets de bois, on récupère l’énergie

d’oxydation du carbone avant la restitution du CO2 à l’atmosphère. C’est

110

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la raison pour laquelle, on dit que le bois est un combustible neutre du

point de vue du cycle du carbone. Par contre, l’utilisation des

combustibles fossiles est responsable de l’augmentation critique de la

concentration en gaz à effet de serre dans l’atmosphère. La substitution

des combustibles actuels par de la biomasse diminue donc fortement les

émissions de CO2.

• Réduire la pollution atmosphérique en augmentant l’efficacité énergétique

Comme toutes les ressources naturelles, les déchets de bois sont

disponibles en quantités limitées. Il convient donc d’optimiser le

rendement de conversion énergétique de manière à ne pas gaspiller les

ressources renouvelables dont nous disposons. A cet égard, la production

combinée de chaleur et d’électricité (cogénération) apparaît comme la

solution la plus efficace. Les pertes thermiques liées à la production

d’électricité sont récupérées pour produire de la chaleur. Au contraire des

centrales électriques classiques où la chaleur est rarement récupérée par

manque de débouchés pour la chaleur centralisée, les systèmes de

cogénération décentralisés permettent de délivrer la chaleur directement

chez le consommateur. Alors qu’une centrale électrique classique rejette

plus de 50% de l’énergie dans le milieu naturel, une petite centrale de

cogénération adaptée à la demande locale limite les pertes thermiques à

moins de 25%.

II - DESCRIPTION GENERALE

II.1. Nature du projet

Près de 800 tonnes de déchets de bois sont générés annuellement par l’entreprise

« Escaliers PREUD’HOMME ». La consommation électrique annuelle de l’entreprise

s’élève à près de 500 000 kWh et le séchage des 3000 m3 de bois utilisés par les ateliers

nécessite, chez le fournisseur, 240 000 kWh électriques et 4300 GJ de chaleur.

Ce projet a pour objectif la valorisation énergétique de ces déchets pour la production

combinée d’électricité et de chaleur. Outre la satisfaction de la quasi totalité des besoins

111

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de l’atelier, l’électricité générée associée à la chaleur produite permettra à l’entreprise de

sécher 2500 m3 de bois d’oeuvre qu’elle achetait jusqu’alors déjà séchés.

Pour le niveau de puissance (300 kWe) et le rapport des besoins électricité/chaleur

considérés, la solution conventionnelle chaudière à vapeur - turbine de détente ne

convient pas. La technologie de valorisation proposée pour ce projet est basée sur la

gazéification des déchets de bois dans un gazogène à co-courant et l’utilisation du gaz

produit dans un groupe de cogénération.

Le gazogène permet de convertir le combustible solide (déchets de bois) en un

combustible gazeux. Les réactions qui y sont mises en jeu peuvent être assimilées à une

combustion conduite en défaut d’oxygène, de façon à ce que les produits d’oxydation

partielle soient encore combustibles. Le gazogène à co-courant et à lit fixe est le plus

approprié pour le créneau envisagé. Cependant, il exige un combustible de granulométrie

et de forme adéquates. Les sciures et fines particules doivent donc être agglomérées pour

être gazéifiées. Cette opération est effectuée par la densifieuse : par compression et

échauffement des sciures, la lignine contenue naturellement dans le bois fond et assure la

cohésion entre les particules. Pour autant qu’ils soient correctement densifiés, les produits

de la densification sont un bon combustible pour le gazogène.

Le gaz produit convient parfaitement aux moteurs à combustion pour autant que le

rapport air-gaz et le turbocompresseur soient adaptés. Outre le moteur et l’alternateur, le

groupe de cogénération comprend des récupérateurs de chaleur sur l’eau de

refroidissement du moteur et les gaz d’échappement pour la production d’eau chaude.

Le groupe de cogénération sera géré de façon à satisfaire les besoins en électricité de

l’entreprise. Dans ce cas, la production de chaleur du groupe n’est pas en concordance

avec les besoins en chaleur des séchoirs. Pour valoriser au mieux la chaleur, un réservoir

de stockage thermique a été dimensionné de façon à satisfaire la plus grande partie des

besoins.

II.2. Analyse énergétique

Pour optimiser l’efficacité énergétique et environnementale de l’installation, une bonne

connaissance des besoins énergétiques de l’entreprise, des flux de déchets - devenus

ressources - combinée à une gestion de la demande énergétique s’avèrent essentielles.

112

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II.2.1. Ressources en énergie primaire

L’entreprise utilise principalement deux essences de bois: le hêtre et le movingui. Leur

consommation actuelle pour la production est de 3000 m3/an. De par ses activités de

transformation, l’entreprise génère annuellement 770 tonnes de résidus de bois de

dimensions variables : chutes, copeaux et sciures.

Les quantités ainsi que les propriétés physiques de ces différents types de résidus sont

reprises dans le tableau suivant :

Chutes Copeaux Sciures

Production (T/an) 440 165 165

Dimension longueur ≤ 2..3m

épaisseur = 42 mm

granulométrie

> 5 mm

granulométrie

< 5 mm

Les valeurs données pour la quantification des résidus dans l’entreprise sont les plus

vraisemblables mais peuvent toutefois présenter certaines incertitudes.

Pour être utilisées dans le gazogène, les chutes doivent être broyées. Les fines produites

par le broyage, estimées à 15 %, seront densifiées afin d’améliorer la qualité de la

gazéification. Les sciures et copeaux seront séparés en aval des lignes d’aspiration. Les

copeaux pourront être gazéifiés tels quels tandis que les sciures devront être

préalablement densifiées. La répartition en masse entre copeaux et sciures est estimée

actuellement à 50%.

Le rendement électrique moyen7 tenant compte des rendements du gazogène, du groupe

électrogène, de l’alternateur ainsi que la consommation des auxiliaires (soufflante du

gazogène) est de 22 %. Le rendement thermique moyen2 du groupe électrogène est de 55

%. Sur base de ces valeurs, les quantités annuelles d’électricité et de chaleur disponibles à

partir des résidus de bois sont :

7 Ce rendement tient compte du fonctionnement de l’unité à différents régimes. Ceux -ci ont été déterminés sur base du dossier d’analyse de charge de l’entreprise par le distributeur local d’électricité (Association Liégoise d’Electricité) en 1997.

113

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Résidus Energie primaire Potentiel d’électricité Potentiel de chaleur

T/an GJ/an kWh/an GJ/an

770 12 370 755 000 5 050

II.2.2. Besoins énergétiques et degré d’autonomie

Besoins en électricité

La consommation d’électricité en 1997 fut de 494 700 kWh, facturée à 53 793 EUR.

La mise en place de la filière de valorisation des résidus de bois entraînera un

accroissement des besoins en électricité. On distingue essentiellement trois postes

supplémentaires :

• le broyage des 440 tonnes par an de chutes,

• la densification des 165 tonnes par an de sciures et des 66 tonnes par an de fines,

• la ventilation pour le séchage des 2500 m3 annuels de bois destinés à la fabrication des

escaliers8 .

Les consommations électriques relatives à ces trois postes sont reprises ci-dessous :

Broyage Densification Séchage

17 600 kWh/an 15 300 kWh/an 203 000 kWh/an

A moyen terme, l’entreprise prévoit d’investir dans de nouveaux équipements. La

puissance électrique installée de ceux-ci est estimée à 20 kW.

La valorisation de l’entièreté des résidus de bois par la filière envisagée permet a priori à

l’entreprise d’être autonome en électricité comme le montre le tableau suivant :

8 Pour des raisons propres à l’entreprise, sur les 3000 m3 par an de bois utilisés, 500 m3 seront achetés préalablement séchés.

114

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Besoin en électricité Potentiel d’électricité Degré d’autonomie

730 400 kWh/an 755 000 kWh/an 103 %

L’électricité excédentaire produite pourra être vendue sur le réseau. La production de

résidus de bois étant liée au niveau d’activité de l’entreprise, un accroissement de celui-ci

ne modifie pas le degré d’autonomie.

Besoins en chaleur

Le seul besoin actuel en chaleur concerne le chauffage des bâtiments. La consommation

de gaz naturel en 1997 fut de 500 GJ et correspond à une facture de 3 718 EUR. A moyen

terme, le besoin en chaleur devrait augmenter en raison de l’extension de certains

bâtiments (salle d’exposition,...).

Dans le cadre du projet, les 2500 m3 de bois (movingui et hêtre) d’humidité initiale de

65% doivent être séchés jusqu'à une humidité finale de 12%. Ce séchage sera réalisé au

moyen de deux séchoirs à air chaud climatisé (65°C) de capacité utile de 76 m3. Le cycle

de séchage a une durée de 20 jours. La chaleur nécessaire est de 3620 GJ/an. Comme le

montre le tableau ci après, la valorisation de l’entièreté des résidus de bois par la filière

envisagée permet a priori de satisfaire les besoins en chaleur pour le séchage des 2500 m3

de bois.

L’entreprise ayant récemment investi dans une installation de chauffage des bâtiments au

gaz naturel, celle-ci n’est pas encore amortie. Pour cette raison, à court terme, il n’est pas

prévu d’utiliser une part de la chaleur cogénérée pour le chauffage des bâtiments. A

moyen terme, cette solution pourra cependant être mise en place. Toujours à moyen

terme, l’entreprise envisage d’investir dans un four de vernissage d’une puissance

thermique d’environ 50 kW, dont la consommation calorifique annuelle est estimée à

400 GJ/an. Cette chaleur pourra être fournie par l’unité de cogénération.

Besoin en

chaleur

Potentiel de

chaleur

Degré

d’autonomie

A court terme (séchage) 3620 GJ/an 5050 GJ/an 140 %

A moyen terme

(séchage + chauffage + four)

4500 GJ/an 5050 GJ/an 112 %

115

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II.2.3. Stratégie énergétique

La valorisation des résidus de bois disponibles permet a priori de satisfaire à la fois les

besoins en électricité et en chaleur. L’écart entre le rapport chaleur/électricité produites

par le groupe électrogène accouplé au gazogène (1,8) et le rapport besoins

chaleur/électricité de l’entreprise (1,4) étant faible contrairement aux filières

traditionnelles (cfr I.3.), l’unité de cogénération sera dimensionnée et pilotée de manière à

rendre l’entreprise autonome en électricité. A ce stade, il est important de remarquer que

le groupe électrogène ne pourra toutefois fonctionner en dessous d’un certain seuil de

puissance. Pour les puissances appelées inférieures à ce seuil, les besoins en électricité

devront être couvert par le réseau du distributeur local. En contrepartie, la quantité de

résidus épargnée pourra être valorisée en faisant fonctionner le groupe à une puissance

supérieure à la puissance demandée par l’entreprise. Le surplus d’électricité ainsi produit

pourra donc être vendu au réseau.

Une deuxième remarque importante concerne l’autonomie réelle en chaleur cette fois.

Comme on le verra plus loin, l’inadéquation dans le temps entre la chaleur fournie par la

cogénération et celle requise par les séchoirs nécessite, malgré l’installation d’un

réservoir de stockage de chaleur, de faire appel à une chaudière d’appoint au gaz naturel

permettant de couvrir les pointes et les déficits (dans le temps) les plus importants

pendant les phases de préchauffage des séchoirs et pendant les week-end où l’activité du

groupe de cogénération est fortement réduite.

116

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II.2.4. Dimensionnement et pilotage de l’installation de cogénération

Afin de permettre à l’entreprise d’être autonome en électricité, la puissance électrique

nominale du groupe électrogène est fixée par la puissance maximale appelée. Pour des

raisons de coûts, il convient de limiter le plus possible cette dernière. La puissance

maximale appelée dépendra du diagramme de charge électrique futur. Sur base du

diagramme de charge actuel, celui-ci peut être optimisé de manière à limiter la puissance

maximale appelée par un choix judicieux des modes d’utilisation du broyeur, de la

densifieuse et des séchoirs.

L’analyse de charge réalisée en 1997 par le distributeur d’électricité local a permis de

déterminer des diagrammes de charge journalier type pour un jour de semaine et pour un

jour de week-end. Les diagrammes repris ci-dessous correspondent à des journées

d’activité importante.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 6 12 18 24heures

kW

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 6 12 18 24

heures

kW

Diagramme de charge en 1997

Jour de semaine (2170 kWh)

Diagramme de charge en 1997

Jour de week-end (480 kWh)

Sur base de ces diagrammes, nous pouvons scinder une journée type (semaine ou week-

end) en trois périodes se distinguant par la plage de puissance électrique appelée :

heures pleine activité heures faible activité heures arrêt

Puissance (kW) 100...210* 30...100 < 30

heures jour-sem 10 8 6

heures jour-we 0 12 12

117

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* la puissance quart-horaire maximale enregistrée en 1997 est de 220 kW.

Optimisation du diagramme de charge électrique futur

Gestion des séchoirs : la puissance électrique installée de chacun des séchoirs est de 18

kW. Ceux-ci fonctionneront en continu sur des cycles de 20 jours. Cependant la

puissance de ventilation varie au cours du cycle de séchage de la manière suivante :

Cycle Nbre heures Puissance (kW)

phase 1 160 17

phase 2 120 12

phase 3 160 10

phase 4 40 8

Total 480

Les deux séchoirs fonctionneront en décalage l’un par rapport à l’autre afin de limiter les

pointes de chaleur (voir II.2.5. ). Ceci a pour conséquence de limiter également la

puissance globale appelée par les deux séchoirs. Ainsi, suivant l’avancement du séchage

dans les deux séchoirs, la puissance électrique variera entre 20 et 30 kW.

Gestion du broyeur : l’utilisation du broyeur doit se faire pendant les heures de travail

afin de permettre son chargement ainsi que d’éventuelles interventions. Sur base des

données présentées au point II.2.1., on estime la quantité de chutes à broyer à 9 tonnes par

semaine.

La puissance nécessaire pour le broyage est de l’ordre de 30 kW ce qui est non

négligeable. Pour optimiser le diagramme de charge et ainsi réduire la puissance

maximale appelée, le broyage se réalisera, en semaine, pendant les heures de faible

activité de l’après-midi, soit sur une plage horaire de 6 heures au maximum (voir supra).

Etant donné ce choix de mode de fonctionnement, le débit minimum à satisfaire par le

broyeur sera de 300 kg/h.

118

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Ce choix, visant à remplir les zones de faible activité, a également comme objectif

d’éviter le fonctionnement du groupe électrogène à des charges trop faibles pour

lesquelles le rendement électrique diminue fortement.

Gestion de la densifieuse : l’utilisation de la densifieuse doit également se faire pendant

les heures de travail afin de permettre d’éventuelles interventions. Les quantités de

sciures et de fines à densifier sont d’environ 5 tonnes par semaine.

La puissance installée d’une densifieuse est relativement faible, de l’ordre de 5 kW. Dès

lors, son impact sur le diagramme de charge et sur la puissance maximale appelée est

relativement limité. Par contre, son coût d’investissement augmente fortement avec sa

capacité (kg densifiés par heure).

Le choix s’est donc porté sur une densifieuse de faible capacité fonctionnant quasiment

en continu pendant les heures de travail (12 heures maximum). Les heures de

fonctionnement préférentielles seront celles de faible activité de nouveau pour limiter le

fonctionnement du groupe électrogène à des charges trop faibles. Ceci nous permet de

déterminer le débit minimum que doit assurer la densifieuse, soit 80 kg/h.

Le diagramme de charge futur résultant de ces choix en matière d’utilisation des séchoirs,

du broyeur et de la densifieuse est présenté à la figure suivante.

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

heures

kW

réserve capacité

broyeur

densifieuse

séchoirs

soufflante gazogène

charge 1997

Sur base de ce diagramme, on peut finalement déterminer la puissance installée du groupe

électrogène :

119

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puissance installée actuelle 220 kW

ventilation des séchoirs 30 kW

densifieuse 5 kW

soufflante gazogène 11 kW

réserves nouvelles capacités 30 kW

puissance installée du groupe électrogène 300

kW

Nous pouvons de nouveau identifier pour une journée type (semaine ou week-end) trois

périodes distinctes :

heures pleine activité heures faible activité heures arrêt

Puissance (kW) 150...300 70...150 < 70

heures jour-sem 8 10 6

heures jour-we 12 12 0

Pilotage du groupe électrogène

Un groupe électrogène ne fonctionne généralement pas en dessous du ¼ de la puissance

installée en raison de la forte dégradation du rendement électrique en dessous de ce seuil.

Pour un groupe de 300 kWe, ce seuil est donc de 75 kWe. Cependant, pour une unité de

cogénération, cette chute de rendement électrique est compensée par une augmentation du

rendement thermique.

Pendant les heures d’arrêt d’activité (6 heures en semaine et 12 le week-end), la puissance

appelée se situe en dessous de ce seuil de 75 kWe. En effet, seul les séchoirs continuent à

fonctionner ainsi que la soufflante du gazogène. La puissance appelée est donc faible et se

situe entre 30 et 40 kWe. La demande en chaleur pour le séchage reste cependant

importante.

Pour ces raisons, trois modes de fonctionnement du groupe pendant ces heures d’arrêt

d’activité seront envisagés :

120

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1. Arrêt du groupe électrogène pendant ces périodes. La consommation électrique sur le

réseau résultant de l’arrêt de l’unité pendant ces plages horaires est d’environ 60 000

kWh/an, soit 8% des besoins en électricité.

2. Fonctionnement du groupe électrogène suivant le diagramme de charge pour ces

périodes (puissance entre 30 et 40 kWe). Cette solution permet de diminuer les

appoints de chaleur et la taille du réservoir de stockage de chaleur nécessaires pour le

séchage.

3. Fonctionnement partiel du groupe électrogène pendant ces périodes mais à une

puissance supérieure à 70 kW. Dans ce cas, l’électricité produite en surplus pendant

ces périodes de fonctionnement sera vendue au réseau.

II.2.5. Gestion de la chaleur

Deux séchoirs sont nécessaires pour le séchage du movingui et du hêtre. L’évolution du

besoin en chaleur en fonction du cycle de séchage (durée de 20 jours) est reprise ci-

dessous :

Préchauffage Séchage au dessus du

point de saturation

des fibres

Séchage en dessous

du point de saturation

des fibres

Total

(pour 1 séchoir)

durée (h) GJ durée (h) GJ durée (h) GJ durée (h) GJ/cycle

14 12 272 61 194 31 480 104

Afin de limiter les pointes de demande de chaleur, le décalage temporel de

fonctionnement des deux séchoirs a été optimalisé. Ceci est illustré par les figures ci-

dessous :

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 20 40 60 80 100 120 140jours

GJ

0

5

10

15

20

25

0 20 40 60 80 100 120 140

jours

GJ

Décalage des cycles des 2 séchoirs Demande de chaleur résultante

121

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L’unité de cogénération étant pilotée de manière à satisfaire les besoins en électricité, la

production de chaleur cogénérée diminuera fortement pendant les week-end. Ainsi la

production journalière moyenne de chaleur passe de 18 GJ/jour en semaine à 7 GJ/jour le

week-end. En comparant l’évolution de la production et du besoin de chaleur sur un cycle

de séchage (figures ci-dessous), on constate l’inadéquation entre production et besoin de

chaleur sur un cycle de séchage. Pour des raisons d’efficacité énergétique et

environnementales nous estimons nécessaire de disposer d’un réservoir de stockage de

chaleur afin d’accumuler la chaleur produite en surplus quotidiennement et de diminuer

l’appoint nécessaire lors des phases de préchauffage et lors des week-end. La température

de l’eau à la sortie de l’unité de cogénération étant limitée à 95°C, un réservoir du type

cuve atmosphérique stratifiée à fond plat pourra convenir.

0123456789

10111213141516171819202122232425

0 7 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 84 91 98 105 112 119 126 133 140

jours

GJbesoin en chaleurChaleur cogen

-15-14-13-12-11-10

-9-8-7-6-5-4-3-2-10123456789

10

jours

GJ

Comparaison entre production et besoin de

chaleur sur un cycle de séchage

Evolution du surplus et des besoins en appoint

sur un cycle de séchage

Sans système de stockage de chaleur, l’appoint à fournir est de 420 GJ/an, soit 12 % du

besoin de chaleur pour le séchage. En installant un stock tampon de 50 000 litres, on peut

réduire l’appoint à 210 GJ/an soit la moitié de l’appoint initial. Cet appoint sera fourni par

la chaudière au gaz naturel. Cette dernière étant de toute façon nécessaire afin de prévenir

tout dommage de la charge à sécher en cas d’indisponibilité de l’unité de cogénération.

Un réservoir de stockage de chaleur est lui aussi indispensable en raison du décalage

horaire sur une journée entre la production de chaleur via l’unité de cogénération et les

besoins en chaleur des séchoirs. Sur une journée, la demande en chaleur reste constante

mais à des niveaux différents suivant les phases de séchage en cours. Par contre la

production de chaleur suit le diagramme de charge électrique avec en outre des arrêts

possibles de son fonctionnement pour les plages horaires de

puissance appelée inférieure à 70 kW (voir II.2.4.).

122

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On estime la capacité nécessaire au stockage journalier à 50 000 litres. Pour tenir compte

à la fois du besoin en stockage journalier et du besoin sur un cycle de séchage, la taille du

réservoir sera par conséquent de 100 000 litres.

III - DESCRIPTION DE L’INSTALLATION

III.1. Aperçu général de l’installation

Deux sources de résidus sont générés par l’atelier de production : les sciures et les

copeaux d’une part, les chutes d’autre part. Le schéma de principe et les plans qui sont

joints décrivent les différentes étapes conduisant à leur transformation en électricité et en

chaleur.

Les sciures et copeaux sont récoltés par le système d’aspiration centralisé de l’atelier et

envoyés dans un filtre. De là, ils sont transférés dans un silo de stockage tampon (S1) via

un ventilateur de reprise. De ce silo, ils sont repris par un extracteur à vis et conduits au

crible rotatif. Les sciures y sont séparées des copeaux. Elles sont envoyées à la

densifieuse. Quant aux copeaux, ils sont acheminés vers le silo d’alimentation du

gazogène (S2).

Les chutes de bois provenant du débitage et de l’entailleuse sont récoltées dans des petits

conteneurs près des postes de travail. En fin de journée, ces conteneurs sont déchargés

dans le broyeur au moyen d’un « clark ». Le produit du broyage est recueilli sur la bande

transporteuse qui les achemine vers le crible rotatif.

Le silo d’alimentation du gazogène (S2) est muni de poussoirs hydrauliques qui assurent

l’extraction du combustible. Ils alimentent un convoyeur à bande qui conduit le produit

vers le sas d’entrée du gazogène dans lequel le bois est converti en gaz.

Avant d’être transformé en électricité et chaleur par le groupe de cogénération, le gaz de

gazogène est épuré par le cyclone et le laveur. L’électricité alimente l’atelier. L’eau

chaude est stockée dans le réservoir de stockage thermique qui sert de tampon entre la

production de chaleur et son utilisation dans les séchoirs à bois.

123

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III.2. Description précise des équipements

III.2.1. Equipements de stockage, de conditionnement et de convoyage

Silo de stockage des sciures et copeaux (S1)

Ce silo est destiné à recevoir les sciures et copeaux en provenance du filtre de la centrale

d’aspiration. Il joue le rôle de tampon entre la production des résidus de bois et leur

utilisation. La capacité de stockage du silo est de 60 m3, ce qui correspond environ à la

production d’une semaine. Ainsi, l’atelier de production ne sera pas entravé par un

éventuel incident de l’unité de conversion bois-énergie.

Le silo étant alimenté par un convoyeur pneumatique, toute émission de poussière est

éliminée en raccordant l’évent de décompression du silo au filtre de la centrale

d’aspiration des sciures et copeaux. Le produit est extrait du silo au moyen d’une vis

fraiseuse à mouvement planétaire et est acheminé vers le crible rotatif par un convoyeur à

bande.

Broyeur

Dans le but de limiter les émissions sonores et obtenir un broyat de qualité, nous avons

opté pour un broyeur à rotation lente.

Pour optimiser le diagramme de charge de l’entreprise, le broyeur ne fonctionnera que

pendant les périodes de plus faible consommation, soit en moyenne seulement 3 à 4

heures par jour. La capacité du broyeur doit donc être adaptée en conséquence.

Le broyeur devra admettre des chutes pouvant atteindre 1 m de longueur. De plus, les

essences utilisées sont particulièrement dures, ce qui nécessite un broyeur de construction

robuste, disposant d’une réserve de puissance.

Densifieuse

Etant donné la quantité de fines particules, une densifieuse s’avère nécessaire. Pour

améliorer la qualité du produit densifié, la densifieuse n’est alimentée qu’avec des sciures

et particules de granulométrie inférieure à 5 mm. Une attention particulière sera accordée

à la qualité de production des briquettes. Une batterie de tests sera mise en œuvre pour

124

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caractériser le comportement des briquettes dans les équipements de convoyage-stockage

et dans le gazogène.

La densifieuse est surmontée d’une trémie de 1.5 m3. Pour éviter tout débordement, la

trémie est équipée d’un détecteur de niveau et d’une tuyauterie de reprise raccordée à la

centrale d’aspiration.

Crible tournant

Le crible reçoit les produits en provenance du silo S1 ainsi que du broyeur. Il sépare les

particules inférieures à 5 mm qui sont envoyées à la densification, des particules de plus

grandes dimensions qui

sont directement envoyées au gazogène. La séparation des particules améliore à la fois la

qualité des briquettes densifiées et la gazéification.

Silo d’alimentation du gazogène (S2)

Ce silo reçoit les briquettes de sciure densifiée ainsi que les produits criblés de

granulométrie > 5 mm. Sa capacité est de 40 m3 de façon à assurer un stock tampon de 2

jours pour le gazogène. Le silo est de type parallélépipédique. Il est muni d’un système

d’extraction par poussoirs hydrauliques.

Convoyeurs

L’installation est pourvue de cinq convoyeurs spécifiques permettant d’acheminer les

différents produits (copeaux, sciures et chutes) depuis la chaîne de production vers le

gazogène.

III.2.2. Unité de gazéification

Gazogène

Le gazogène envisagé est du type co-courant à alimentation continue. Ses principales

caractéristiques technologiques sont :

• foyer en céramique réfractaire muni de tuyères en carbure de silicium

• préchauffage de l’air par récupération de la chaleur du gaz produit

125

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• grille de décendrage rotative

• chaudronnerie en acier carbone, inox et inox réfractaire

L’alimentation du gazogène s’effectue par un sas muni de 2 vannes guillotines. Une

fraction de l’air de gazéification est utilisée pour balayer ce sas afin d’éviter tout

problème d’émanation de CO.

Toutefois, par mesure de sécurité, le bâtiment du gazogène sera équipé de détecteurs de

CO. Le gazogène est équipé de sondes qui permettent son automatisation et un

fonctionnement autonome.

Soufflante

L’air de gazéification est insufflé dans le gazogène par une soufflante.

Torchère

Au cours des premières minutes de démarrage du gazogène, le gaz produit n’est pas de

qualité suffisante pour être utilisé par le moteur. Afin d’éviter tout rejet de gaz à

l’atmosphère, le gaz produit est incinéré dans une torchère.

III.2.3. Unité de lavage du gaz

Avant d’être envoyé au moteur, le gaz produit doit être épuré. Les particules et goudrons

qu’il contient doivent être extraits. Le lavage du gaz est effectué en 2 phases :

Extraction sèche : à la sortie du gazogène, lorsque la température du gaz est encore

supérieure à 300°C, un cyclone extrait la plus grande partie des poussières et des fines.

Extraction humide : l’extraction des plus fines particules et des goudrons est effectuée

dans un laveur humide de type « venturi-scrubber ». L’eau nécessaire au lavage est

décantée puis recyclée de façon à

former une boucle fermée. Les résidus solides décantés sont renvoyés dans le gazogène

où ils subissent un nouveau cycle de gazéification.

Un filtre final de sécurité est placé en aval du laveur.

126

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III.2.4. Unité de cogénération

Groupe électrogène

Deux technologies peuvent être utilisées pour brûler le gaz de gazogène :

Le moteur dual-fuel, dérivé d’un moteur diesel, dans lequel l’ignition du mélange carburé

air-gaz est effectuée par une injection pilote de diesel. Ce type moteur présente

l’inconvénient d’une consommation permanente de 5 à 15 % de gasoil.

Le moteur à allumage commandé, où l’ignition du mélange est effectuée par l’étincelle

d’une bougie. Les moteurs à allumage commandé pour des applications stationnaires sont

principalement développés pour le gaz naturel. Les modifications à apporter pour le gaz

de gazogène concerne la carburation du mélange ainsi qu’éventuellement le degré de

suralimentation pour remédier au plus faible pouvoir calorifique.

Pour des raisons environnementales, nous avons opté pour un moteur à allumage

commandé. Au niveau de puissance considéré, le moteur sera équipé d’un

turbocompresseur ainsi que d’un intercooler air.

Le groupe fournit l’électricité sur le réseau en aval de la cabine moyenne tension de

l’atelier. Ce mode de raccordement garantit plus de fiabilité et de souplesse qu’un

fonctionnement en îlotage : il permet soit de livrer l’excédent d’électricité au réseau, soit

de consommer de l’électricité provenant du réseau.

La récupération de chaleur s’effectuera au niveau de l’eau de refroidissement des

cylindres, du radiateur d’huile et des gaz d’échappement, comme cela se pratique

classiquement pour les groupes de cogénération.

Réservoir de stockage thermique

Le groupe de cogénération étant asservi à la demande en électricité, la production de

chaleur n’est pas toujours en concordance avec les besoins. Il est donc prévu de stocker

l’eau chaude dans un réservoir d’accumulation qui assurera la quasi autonomie des

besoins en chaleur. Ce réservoir est une cuve de 100 m3 (7 m de diamètre et 2,5 m de

127

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hauteur) revêtue intérieurement d’une protection anti-corrosion et extérieurement d’une

isolation thermique de 20 cm d’épaisseur.

Chaudière d’appoint au gaz naturel

Le séchage du bois est une opération délicate qui doit se dérouler dans des conditions de

température et d’humidité précises. Certaines phases de ce processus ne peuvent pas être

interrompues, faute de quoi le chargement de bois risque d’être perdu. Il est donc

essentiel de disposer d’une chaudière d’appoint qui, en cas d’indisponibilité du groupe,

pourrait produire la chaleur nécessaire au bon déroulement du séchage. Le gaz naturel

étant disponible dans l’entreprise, nous avons opté pour une chaudière au gaz naturel.

Cette chaudière assurera également les pointes de demande en chaleur lors de la montée

en température de la charge de bois et lors des week-end.

III.2.5. Unité de contrôle et de gestion

L’installation peut être subdivisée en 5 unités :

• unité de stockage-convoyage-conditionnement du combustible

• unité de gazéification + laveur

• groupe électrogène

• unité de production et de stockage d’eau chaude

• séchoirs à bois

Chacune de ces unités est gérée de façon autonome par une armoire cablée ou un

automate. L’ensemble de ces entités est commandée par un PC qui assure la gestion de

l’ensemble de l’installation en fonction de :

• la demande en électricité

• la demande en chaleur

• des alarmes éventuelles

128

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IV - RESULTATS ATTENDUS

IV.1. Impacts environnementaux

L’installation de valorisation des déchets aura plusieurs impacts favorables sur

l’environnement :

• La valorisation quasi complète des déchets (production de 3% de cendres) permettra

d’éviter leur transport. Les cendres peuvent être utilisées comme amendement agricole

ou forestier.

• La production de l’énergie nécessaire à la fabrication des escaliers permettra d’éviter

de consommer de l’électricité non renouvelable et du gaz naturel ou du fuel, avec pour

conséquence une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 550 tCO2/an. Ce

chiffre devrait atteindre 608 tCO2/an à moyen terme, lorsque les débouchés en chaleur

auront augmenté. L’utilisation d’une chaudière à bois ou l’incinération des déchets

permettrait seulement de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 390 tCO2/an

(voir tableau).

• L’efficacité de la valorisation énergétique sera fortement améliorée par rapport à toute

autre solution de valorisation des déchets. L’installation permettra de récupérer au

moins 49% de l’énergie contenue dans les déchets de bois (à moyen terme, 56%).

L’incinération ou l’utilisation d’une chaudière à bois permettrait de récupérer

respectivement 9% et 38% de l'énergie, eu égard à la demande de chaleur de

l’entreprise.

129

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Réduction des émissions de CO2 (entre parenthèses, à moyen terme)

cogénération sur le site valorisation

centralisée gazéification + groupe

électrogène chaudière à bois + turbine à vapeur

incinérateur

électricité utile valorisée (MWh/an)

730 343 343

chaleur utile valorisée (GJ/an)

3410 (4240) 3410 (4240) 0

efficacité énergétique (%) 49% (56%) 38% (44%) 9%

émissions de CO2 (t CO2/an)

15 173 182

émissions sans valorisation (tCO2/an)

564 (626) 564 (626) 564 (626)

émissions totales évitées (tCO2/an)

550 (608)) 392 (453) 382

IV.2. Analyse économique

Objectif

L’objectif de cette étude est de déterminer le temps de retour de l’investissement, c’est-à-

dire le nombre d’années de fonctionnement nécessaire avant de récupérer

l’investissement initial. La rentabilité sera déterminée pour une durée de vie de

l’installation fixée à 15 ans. On considère que l’ensemble des investissements sont

réalisés à un même moment coïncidant avec le démarrage de l’installation au début de la

troisième année du présent projet.

Comme mentionné précédemment, le projet pourrait bénéficier de différents subsides :

Subsides Région wallonne :

prime pour le développement des énergies renouvelables 15 %

prime d’aide à l’investissement 15 %

total 30 %

Programme LIFE : 20 %

Total 50 %

Par conséquent, la rentabilité du projet sera déterminée pour trois niveaux de

subsidiation : 0%, 30 % et 50%. La rentabilité future de la filière est quant à elle

130

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déterminée sur base d’une estimation du potentiel de réduction de l’investissement dû aux

acquis du présent projet.

Les deux principales incertitudes ayant une influence sur la rentabilité du projet sont

− d’une part, l’incertitude concernant le taux de disponibilité effectif du groupe

gazo-électrogène.

− d’autre part, l’incertitude concernant le bon fonctionnement des installations

de séchage.

L’incertitude concernant l’évolution du prix des énergies (électricité et gaz naturel) n’a

pas été analysée. Les prix actuels étant bas, ceux-ci ne pourraient à l’avenir

qu’augmenter, ce qui ne peut qu’améliorer la rentabilité de ce projet.

Investissements

Le montant global de l’investissement est de 1 363 kEUR. Les montants à charge de

l’entreprise pour les différents niveaux de subsidiation envisagés sont repris ci-dessous :

Subsides: 0 % Subsides: 30 % Subsides: 50 %

1 363 kEUR 954 kEUR 682 kEUR

Pour une installation d’une durée de vie de 15 ans, il y a lieu de tenir compte, outre

l’investissement initial, des frais supplémentaires dus au remplacement des pièces usées

au niveau du gazogène et du groupe électrogène. Le montant global sur 15 ans de ces

remplacements est de 47 kEUR. Le détail de ces frais est repris ci-après :

Postes Après 5 ans Après 10 ans

Gazogène (foyer) 4958 EUR 4958 EUR

Groupe Electrogène - 37 184 EUR

Coût évité en électricité

En optant pour l’installation d’un groupe électrogène, l’entreprise verra sa facture

électrique diminuer fortement. Pour les raisons expliquées précédemment, une part des

besoins en électricité sera toutefois satisfaite par le réseau. La consommation minimale

sur le réseau envisagée est de 60 000 kWh/an soit environ 8% du besoin annuel.

131

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Outre ces arrêts programmés du groupe gazo-électrogène pendant les heures de faible

activité, on tient compte de l’influence des arrêts non programmés sur la quantité

d’électricité effectivement produite par le groupe gazo-électrogène en définissant une

disponibilité équivalente - rapport entre la quantité d’électricité produite effectivement

par le groupe pendant l’année et la quantité d’électricité programmée. Cette dernière est

de 670 000 kWh.

On estime la disponibilité équivalente moyenne sur la durée de vie du projet de la

manière suivante :

Période Disponibilité équivalente

0-6 mois (tâche 17) 50 %

6-12 mois 75 %

12 mois - 15 ans 90 %

moyenne 88 %

La quantité d’électricité consommée sur le réseau considérée dans l’analyse est donc de

140 000 kWh/an soit 20 % des besoins électriques de l’entreprise.

En cas d’indisponibilité du groupe gazo-électrogène, les besoins en électricité de

l’entreprise sont supposés être assurés par le réseau tandis que les besoins en chaleur pour

le séchage sont supposés être assurés par la chaudière de secours au gaz naturel. Une

alternative plus favorable aurait été de considérer la possibilité de fonctionnement du

groupe électrogène au gaz naturel en cas d’indisponibilité de la chaîne bois-combustible.

La possibilité pour l’entreprise de vendre au réseau son surplus d’électricité n’est pas

prise en compte. En effet, la quantité d’électricité qui pourra être effectivement vendue

dépendra essentiellement de l’optimisation du fonctionnement du groupe électrogène,

optimisation prévue dans la tâche 17 du présent projet.

Par conséquent, le coût évité en électricité se détermine de la manières suivante:

Coût évité en électricité = facture actuelle - coût consommation sur le réseau

[EUR/an]

132

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Coût évité de séchage

Le coût actuel du séchage du bois acheté par l’entreprise - différence entre le prix d’achat

du bois à 65% d’humidité et celui du bois à 12% d’humidité - est de 62 EUR/m3.

L’entreprise projetant de sécher par elle-même 2500 m3 de bois par an, cela correspond à

un coût évité de 155 kEUR/an. Il faut cependant soustraire de ce dernier les frais de gaz

naturel de la chaudière de secours.

Le besoin minimum en chaleur d’appoint est de 210 GJ/an. La consommation effective en

gaz naturel tiendra compte en outre de la disponibilité moyenne du groupe gazo-

électrogène (88%). La valeur de référence pour le besoin en chaleur d’appoint est par

conséquent de 620 GJ/an. Pour le calcul du coût en gaz naturel, on se base sur un

rendement de chaudière de 90% ainsi qu’un prix du gaz naturel de 7,44 EUR/GJ.

Le séchage du bois pouvant présenter un certain taux d’échec, nous considérons qu’en

moyenne, l’équivalent d’une charge (76 m3) est perdue tous les deux ans. Le prix moyen

d’achat de bois non séché est de 620 EUR/m3.

Le coût évité annuel de séchage s’exprime finalement :

Coût évité de séchage = coût actuel - coût appoint gaz naturel - pertes en bois séché

[EUR/an]

Frais d’exploitation

• Frais fixes

Ceux-ci tiennent compte des frais de personnel (6 ouvrier-mois et 1 contre-maître-mois

par an) ainsi que le coût d’intervention sur différents postes :

Postes Coûts

Broyeur 868 EUR/an

Densifieuse 1983 EUR/an

Personnel 17 650 EUR/an

• Frais variables

133

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Ces frais correspondent aux frais de maintenance du gazogène et du groupe électrogène.

Ceux-ci dépendent de la quantité d’électricité effectivement produite par le groupe sur

l’année.

Gazogène et du groupe électrogène 14,87 EUR/MWh

Résultats

Le tableau repris ci-dessous donne les temps de retour pour les trois niveaux de

subsidiation. On constate qu’étant donné le coût actuel de la filière, il est nécessaire de

bénéficier d’une aide à l’investissement de 50% si l’on veut un temps de retour

compatible avec les exigences économiques de l’entreprise.

0% 30% (avec Région wallonne) 50% (avec RW et LIFE)

10,6 ans 7,5 ans 5,5 ans

Dans le cadre d’un développement futur de la filière, le montant global de

l’investissement pourrait se réduire à 868 kEUR en raison des acquis du présent projet.

Le tableau ci-dessous donne les résultats obtenus dans ce cas :

0% 30 % (Région wallonne)

6,9 ans 4,9 ans

On constate que le temps de retour ne constituera pas une barrière au développement

futur de cette filière pour autant que les aides à l’investissement provenant des instances

nationales soient maintenues. En première approximation, on peut estimer qu’un taux

équivalent de subsidiation existe dans les autres pays européens. Le potentiel de

dissémination n’est donc pas limité au seul cas de la Région wallonne.

V - CONCLUSIONS

En Belgique comme ailleurs, les déchets de bois sont nombreux et leur valorisation

énergétique encore peu développée. Plusieurs études européennes indiquent que le

gisement de déchets de bois disponible est très important. Un calcul récent9 estime

9 Biomass for Energy in Europe - status and prospects, M. Kaltschmitt & L. Dinkelbach, 1997

134

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l’énergie primaire contenue dans les déchets de bois européens non encore valorisés à

1050 PJ/an. Dont 48% de déchets forestiers, 40% de déchets industriels et 12% d’autres

déchets. Cette énergie équivaut à 2,3% de la consommation totale de combustibles

fossiles en Europe en 1995.

Cette étude indique que la valorisation des déchets de bois sur le site de leur production a

un fort potentiel de développement en offrant une solution rentable et respectueuse de

l'environnement qui peut s’appliquer dans d’autres secteurs ayant le même problème de

valorisation des déchets de bois. Répété plusieurs fois dans des applications similaires ou

différentes, les impacts favorables à l’environnement seront d’autant multipliés.

Un tel projet permet de rencontrer les objectifs suivants :

• augmenter l’efficacité de la valorisation énergétique des déchets,

• diminuer les transports de déchets,

• réduire les émissions de gaz à effet de serre,

• développer un approvisionnement énergétique renouvelable,

• augmenter l’intégration des activités industrielles au niveau local,

• améliorer l’efficacité énergétique des systèmes de production.

Les régions les plus susceptibles d’être intéressées par ce type d’installation sont celles où

l’industrie du bois et/ou l’activité forestière sont assez développées. Là où ces systèmes

décentralisés seront mis en place, l’économie locale s’enrichira en valorisant sous forme

d’électricité et de chaleur des déchets actuellement sans valeur. Partout où les résidus

forestiers et les autres déchets de bois sont faiblement valorisés, leur récupération

dynamisera l’économie locale en apportant plus de revenus aux acteurs du secteur du bois

et en créant de l’emploi pour la récolte des résidus.

135

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Introduction à la trigénération

Le texte ci-dessous est tiré d’une publication des auteurs à paraître dans le International Journal of Thermal Sciences.

Economie d'énergie en trigénération

Pépin Magloire TCHOUATE HETEU∗, Ingénieur de recherche Léon BOLLE, Professeur, Responsable d’unité

Unité de thermodynamique et turbomachines, Département de mécanique, Université catholique de Louvain.

Résumé – La trigénération est définie comme la production simultanée d’électricité, de chaleur et de froid à partir d’une installation alimentée par une même source d’énergie primaire telle le gaz naturel ou le gazole. L’électricité est produite via des moteurs ou turbines à gaz et la chaleur est récupérée au moyen d’une série d’échangeurs sur les circuits de refroidissement des fluides et des fumées d’échappement, dans le but d’optimaliser la consommation d’énergie primaire. Tout ou partie de la chaleur récupérée, sous forme d’eau chaude ou de vapeur basse pression, sert à alimenter les réfrigérateurs à absorption ou à adsorption pour la production de froid. Cet article développe un modèle de caractérisation de la trigénération en définissant en particulier les conditions et l'index d'économie d'énergie par rapport à la production séparée. Cette étude souligne l'importance du choix de la référence en production séparée sur l’évaluation de l'économie d'énergie et des émissions évitées que peuvent procurer les systèmes de trigénération.

Abréviations

URA unité de réfrigération par absorption

TGV turbine Gaz Vapeur (cycles combinés)

COGEN-URA groupe de cogénération couplé à une URA

∗ correspondant

136

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Nomenclature

Coefficient de performance du groupe à absorptionCoefficient de performance du groupe à compression de référence -puissance électrique requiseindex d'économie d'énergie primairepuissance perdue par ir

C

r

UnitésCOPCOPE WII

−réversibilité

consommation en combustible du cogénérateurpuissance frigorifique requisepuissance thermique demandée

' puissance thermique du cogénérateurpuissance thermique fournie au réfrigérateur à absorpti

f

f

WP WP WQ WQ WQ on

rendement exergétique de la combustiontempérature

; facteur de conversion par le cogénérateur du combustible en électricité resp. chaleurrendement de la centrale électrique de référence

E Q

E

Q

WRT K

Lettres grecques

α α

ηη

rendement de la chaudière de référence

fraction de chaleur utilisée pour la réfrigération'

facteur de Carnotrendement exergétique de l'installation

0 ambianceélectricitéfroidperteschaleur

fQQ

Indices

EfpQ

λ λ

τψ

=

1. Introduction

Dans plusieurs secteurs industriels et dans le secteur tertiaire, les applications des

systèmes de cogénération se multiplient à un rythme significatif. La production

simultanée d'électricité et de chaleur (eau chaude ou vapeur) par cogénération se

137

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trouve en effet soutenue par un certain nombre de motivations convergentes. Le

consommateur bénéficie d'économies financière et d'énergie; les entreprises de

services énergétiques (y compris les producteurs et les distributeurs d'électricité) y

voient un moyen de développer leurs marchés dans de nouveaux créneaux qui

s'inscrivent bien dans le processus de libéralisation du marché des énergies et qui

bénéficient d'un soutien politique; la collectivité y trouve un triple avantage

environnemental, de préservation des stocks d'énergie fossile et d'émergence de

nouveaux emplois.

L'avantage énergétique est maximal lorsque ce sont les besoins thermiques qui

pilotent le dimensionnement et le régime de fonctionnement des systèmes de

cogénération. L'électricité produite est alors fatale et doit impérativement être

reprise par le réseau local à des conditions correctes, si les besoins locaux

d'électricité sont insuffisants. Un paramètre crucial conditionnant la faisabilité et

la rentabilité des systèmes est donc le devoir d'utilisation de la puissance

thermique disponible en cogénération.

Bon nombre de consommateurs - industriels et tertiaires - ont également des

besoins de froid, soit répartis uniformément sur l'année, soit liés à l'évolution

cyclique des conditions climatiques. Certaines de ces entreprises et presque toute

en Afrique ont des besoins en froid satisfaits par des groupes frigorifiques à

compression alimentés par de l'électricité. Les unités de réfrigération par

absorption (URA) ou par adsorption produisent du froid en consommant de la

chaleur. Leur combinaison avec des unités de cogénération permet de produire du

froid en plus des deux formes d'énergie finale de la cogénération classique : c'est

la trigénération. Etant donné le développement futur du marché de la

trigénération [1,2] aussi bien dans les industries du Nord que dans les pays en

138

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développement, appelés à accroître la fiabilité de leur approvisionnement

électrique et à des prix raisonnables, aussi bien en zones rurales qu’urbaines, une

méthodologie d’analyse de ces systèmes s’avère être un instrument

particulièrement utile.

Cet article développe un modèle de caractérisation de la trigénération en

définissant en particulier les conditions et l'index d'économie d'énergie par rapport

à la production séparée.

2. Principe des unités de réfrigération par absorption

L'absorption est un mécanisme qui permet à un élément liquide de capter de

grandes quantités de vapeur des substances disposant d'une affinité moléculaire

avec lui. Le cycle à absorption (figure 2) diffère du cycle classique (figure 1) par

la présence dans la branche de droite d'un ensemble générateur-absorbeur au

lieu d’un compresseur.

Fig. 1 : Schéma d’un cycle frigorifique à compression

139

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Fig. 2 : Schéma du cycle frigorifique à absortion

Le fonctionnement d'un cycle idéalisé peut être décrit comme suit.

Le réfrigérant pur sortant de l'évaporateur rentre dans l'absorbeur où il est mis en

contact avec une solution liquide absorbante. Il se condense alors et libère sa

chaleur de vaporisation. Une quantité importante de chaleur devra être extraite

pour conserver une température suffisamment faible, nécessaire pour entretenir le

mécanisme. La solution composée de l'absorbant et du réfrigérant ainsi formée

est pressurisée au moyen d'une pompe. Elle est ensuite envoyée au générateur, où

l'absorbant et le réfrigérant sont séparés par distillation, le second étant nettement

plus volatil. Cette opération s'effectue à haute température et permet, moyennant

apport de chaleur, l'évaporation du réfrigérant qui continue alors comme dans le

cycle classique. L'absorbant, resté sous forme liquide, est détendu au moyen

d'une vanne et injecté dans l'absorbeur, et le cycle peut recommencer.

En pratique, il est impossible de séparer totalement le réfrigérant et l'absorbant par

distillation. La solution pauvre sortant du générateur sera alors composée d'un

140

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mélange d'absorbant et de réfrigérant dont la concentration en ce dernier sera

inférieure à celle de la solution riche quittant l'absorbeur.

2.1 Technologies et applications

Les URA sont techniquement maîtrisées et disponibles commercialement dans la

gamme de puissance 10-6000kW. Les technologies se distinguent par le couple

absorbant-réfrigérant utilisé. Les plus usuels sont :

- le couple eau-ammoniac (H2O/NH3): utilisé pour les températures de

refroidissement inférieures à 5°C, l'ammoniac pouvant s'évaporer jusqu'à -

60°C. Les systèmes de réfrigération utilisant ce couple sont de type industriel

et commercial.

- le couple bromure de lithium-eau (LiBr/H2O): utilisé pour le conditionnement

d’air (T>5°C) dans les bâtiments, l'eau ne pouvant jouer son rôle de réfrigérant

à des températures inférieures à zéro.

3. La cogénération et la réfrigération par absorption

Le couplage de l’unité de cogénération et de l’unité de réfrigération par absorption

(URA) permet de valoriser la chaleur cogénérée pour la production de froid,

évitant l’utilisation des groupes frigorifiques à compression dont l’énergie

mécanique requise pour comprimer le fluide réfrigérant est environ 50 fois plus

élevée [3]. Ce couplage peut se faire de deux manières :

- Indirecte : la chaleur cogénérée utile (eau chaude ou vapeur) est disponible

aussi bien pour l’URA que pour d’autres applications éventuelles.

141

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- Directe : l’URA est seule bénéficiaire de la chaleur cogénérée (fumées). Ce

système, plus compact et économique, est moins flexible.

Dans cette étude, seule la cogénération par moteur est considérée. La plupart des

moteurs (à gaz ou diesel) disponibles sur le marché présentent des capacités de

récupération de chaleur aux sources et niveaux de température suivants: fumées

d’échappement (400 - 550°C), intercooler (30 – 80°C), bloc moteur et lubrifiants

(75 - 120°C). Le choix des sources de récupération dépendra du niveau de

température requis par l’application et de la température d’entrée du cycle à

absorption, idéalement supérieure à 85°C [3]. La figure 3 représente le schéma

d'intégration d'une unité de trigénération dans le réseau interne d'une entreprise.

Fig. 3 : Schéma d’intégration d’une installation de trigénération dans une entreprise

4 Les machines frigorifiques à adsorption

4.1 Principe

Les machines frigorifiques à adsorption fonctionnent selon le principe

d'adsorption, un phénomène physique bien connu en technique des procédés. Un

142

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élément hygroscopique, l'adsorbant (par exemple le charbon actif, le gel de silice,

la zéolithe) peut soustraire de la vapeur d'eau (ou tout autre gaz) de son

environnement et l'accumuler sous forme liquide (l'adsorbat) dans sa structure,

sans modifier le volume de l'adsorbant. Un apport de chaleur peut régénérer

l'adsorbant par dessiccation qui peut ensuite être réutilisé (Slejko, 1985; Suzuki,

1990).

Si l'eau est pulvérisée dans un récipient sous vide, elle s'évapore et prélève dans ce

processus de la chaleur de son environnement (échangeur à tube à ailettes dans un

récipient). Sous pression atmosphérique (760 mmHg ou 1,013 bar), l'eau s'évapore

à 100°C. Cette température d'ébullition baisse avec la pression : Elle est de 0°C

sous vide (4,58 mmHg ou 6,11 mbar) et pour l'application dont il est question ici

une pression de 7,510 mmHg ou 10,01 mbar est suffisante, ce qui correspond à

une température d'ébullition située entre 4 et 7°C.

Les machines à adsorption fonctionnent avec le couple Gel de silice/eau. Dans un

circuit sous vide, l'eau (réfrigérant) s'évapore du gel de silice sous l'effet de la

chaleur, se condense s'évapore de nouveau en prélevant de la chaleur du circuit

d'eau froide. Ensuite, elle est encore adsorbée par le gel de silice desséché.

La machine à adsorption est composée d'un boîtier divisé en 4

compartiments (Fig. 4) :

- le condenseur

- le générateur

- l'accumulateur

- l'évaporateur

143

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Circuit eau de refroidissement

Pompe eau de refroidissement

Condenseur

Circuit eau chaude

�Pompe rØfrigØrant

Evaporateur

Circuit eau froide

Echangeur de chaleur1+2

couvert d’adsorbant (gel de silice)

Fig. 4 : Schéma d'une unité de réfrigération par adsorption

Les 2 compartiments générateur/accumulateur sont reliés au condenseur et à

l'évaporateur par des valves commandées. Chaque compartiment contient un

échangeur de chaleur. Les 2 échangeurs des compartiments

générateur/accumulateur sont enroulés autour des faisceaux de tubes entre

lesquels est empaqueté le gel de silice. Dans l'un des compartiments, le gel de

silice contient une quantité définie d'eau (distillat = réfrigérant). Dans l'autre, le

gel est sec (régénéré). Dans le compartiment fermé - sous vide- l'eau est évaporée

du gel de silice sous l'effet de la chaleur (phénomène de désorption). La

température d'eau chaude nécessaire pour le fonctionnement de la machine à

adsorption varie de 55°C à maximum 90°C.

La vapeur circule dans le condenseur, se condense et est aspirée continuellement

par la pompe à réfrigérant et pulvérisée via un gicleur sur l'échangeur de

144

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l'évaporateur. Elle s'y évapore de nouveau sous l'effet de la dépression et de

l'énergie calorifique provenant du circuit d'eau froide, qui circule à travers le

faisceau de tubes.

La petite pompe à réfrigérant aspire la proportion d'eau non évaporée au fond du

compartiment de l'évaporateur et la renvoie dans le circuit menant aux buses de

l'évaporateur.

La vapeur d'eau circule, du fait de la différence de pression entre les

compartiments, dans le compartiment "accumulateur" voisin où elle est condensée

et adsorbée par le gel de silice sec.

La machine frigorifique à adsorption fonctionne en une succession de cycles

alternés, chaque cycle durant 10 minutes (Fig. 5). Pendant le chauffage de l'un

des "générateurs", l'accumulateur correspondant est refroidi par le circuit d'eau de

refroidissement, afin d'évacuer la chaleur due à l'adsorption. A la fin d'un cycle,

les circuits d'eau chaude et d'eau glacée sont intervertis automatiquement grâce à

des vannes électro-pneumatiques. Cette commutation dure 40 secondes. Pendant

cette phase, les circuits d'eau chaude et d'eau de refroidissement by-passent

l'adsorbeur et la pompe du circuit d'eau de refroidissement mélange les quantités

d'eau restant dans les 2 échangeurs des compartiments contenant le gel de silice.

Ce mélange permet d'éviter une charge thermique trop élevée entre les échangeurs

chaud et froid qui pourrait être enregistrée après le processus de commutation.

L'accumulateur (EC2) joue dès ce moment la fonction de générateur et le

générateur (EC1) la fonction d'accumulateur jusqu'à la deuxième phase de

commutation qui dure aussi 40 secondes.

145

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Fig. 5 : Schéma du cycle de fonctionnement d'une unité de réfrigération par adsorption

146

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La régulation de la machine se fait par la mesure des températures d'eau froide à

l'entrée et à la sortie de l'évaporateur. Dès que la température à l'entrée devient

inférieure à la température de consigne, la machine dévie l'eau chaude du

désorbeur vers le bypass. Il s'en suit une baisse de production de vapeur d'eau qui

entraîne une baisse de la puissance frigorifique à l'évaporateur. La température de

l'eau froide à la sortie augmente. Si elle dépasse une température de consigne

donnée, la machine revient à la position initiale et un nouveau cycle commence.

La température de l'eau froide à la sortie de l'évaporateur atteint sa température

initiale environ une minute après le processus de commutation.

La machine à adsorption fonctionne sans problème entre 0 et 100% de sa capacité

nominale. Elle comporte une petite pompe à vide qui est nécessaire à la première

mise en service. Après, elle est actionnée en cas de besoin par un capteur de

dépression afin de maintenir le vide. Un fonctionnement en continu de la pompe à

vide n'est pas nécessaire.

La machine à adsorption est dite à un étage quand toute la chaleur requise pour

chauffer l'adsorbeur est fournie par une seule source. Dans les cycles à double

étage ou dans les cycles avec régénération de la chaleur, une partie de la chaleur

est récupérée entre les adsorbeurs, ce qui améliore la performance du cycle.

4.2 Avantages de la machine frigorifique à adsorption

Selon les constructeurs, la machine frigorifique à adsorption présente une série

d'avantages :

- une construction simple et compacte, sans partie mobile

- une durée de vie (>20 ans) au moins comparable à la machine frigorifique au

LiBr

- le couple gel de silice (adsorbant) et eau (réfrigérant ou adsorbat) est

recyclable sans difficulté puisqu'il s'agit de substances naturelles

- la contribution du gel de silice à la destruction de la couche d'ozone et à l'effet

de serre est nulle

147

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- faibles coûts d'exploitation par rapport aux unités conventionnelles à

compression du fait d'une réduction de la consommation d'électricité de près

de 75%, de la non nécessité d'un contrat de maintenance

- la température d'eau chaude à l'entrée peut atteindre 95°C avec une différence

maximale de 12°C en moyenne, dépendant du débit

- un rendement élevé à de faibles température d'eau chaude à l'entrée

- le débit d'eau chaude peut être réduit à la moitié du débit nominal afin

d'atteindre une différence de température élevée sans que la puissance

frigorifique baisse en dessous de 93% de sa valeur nominale

- la température d'eau froide à la sortie peut atteindre 3°C

- pas de limitation inférieure de la température d'eau glacée dans le circuit

retour d'eau glacée

- la température d'eau froide souhaitée est atteinte 1-2 minutes après le

démarrage (Standby) et 5-6 minutes (démarrage à température ambiante)

- l'arrêt accidentel - suite à une coupure d'électricité) n'endommage pas la

machine; le redémarrage ne pose aucun problème.

Une tour de refroidissement est nécessaire pour le fonctionnement d'une machine

à adsorption. La construction d'un circuit d'eau de refroidissement fermé permet

d'éviter la contamination des circuits d'eau chaude et d'eau de refroidissement.

Une tour de refroidissement combinée à un échangeur de chaleur intermédiaire

permet de remplir cette condition à frais réduit. Alternativement, une tour de

refroidissement fermée peut être utilisée si un refroidissement à sec est en partie

souhaitée.

La machine frigorifique à adsorption peut être implantée partout où l'eau froide

jusqu'à 3°C est nécessaire pour le refroidissement, dans un réseau existant et

remplacer une machine conventionnelle à compression. Elle représente une

alternative intéressante aux compresseurs dans les nouvelles constructions où les

besoins en électricité doivent être limités.

Sa combinaison avec les groupes de cogénération permet une alimentation

économique en eau froide sans nécessiter des groupes avec moteurs refroidis à eau

chaude qui permettent d'obtenir des températures d'eau chaude très élevées

148

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comme c'est le cas avec certaines machines à absorption. En cas de nécessité, les

machines à adsorption peuvent être branchées en série avec des machines

frigorifiques au LiBr afin d'améliorer la différence de température entrée sortie

(20 - 30°C) au niveau du générateur.

4.3 Evolution du COP en fonction des paramètres

Le coefficient de performance des machines à adsorption dépend fortement des

températures entrée/sortie (TES) de l'eau froide, de l'eau du circuit de

refroidissement et de l'eau chaude. Les graphiques ci-après (Fig. 6) représentent

son évolution en fonction de ces paramètres. La légende indique la température

d'eau froide souhaitée et TER désigne la température d'entrée de l'eau du circuit de

refroidissement. A chaque TER (25°C, 28°C et 30°C) correspond un graphique.

Plus la température d'eau de refroidissement augmente, le COP diminue dans les

même conditions de travail. Par contre, il augmente avec la température d'eau

chaude (TEC) et la température d'eau froide (TEF), les 2 autres paramètres restant

à chaque fois constants.

COP en fonction de la temp. eau froide (TER =25°C)

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

50 55 60 65 70 75 80 85 90

température eau chaude [°C]

cop

3°C6°C9°C12°C15°C18°C

149

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COP vs température eau froide (TER =28°C)

0,40,450,5

0,550,6

0,650,7

50 55 60 65 70 75 80 85 90

température eau chaude [°C]

CO

P3°C6°C9°C12°C15°C18°C

COP vs température eau chaude (TER = 30°C)

0,40,450,5

0,550,6

0,650,7

50 55 60 65 70 75 80 85 90

température eau chaude [°C]

CO

P

3°C6°C9°C12°C15°C18°C

Fig. 6 : Variation du COP en fonction des paramètres TEC, TEF et TER.

4.4.1 Comparaison des machines frigorifiques à adsorption et à absorption

Au point de vue énergétique, si l'eau chaude disponible a une température

supérieure à 85°C, il est préférable d'utiliser une machine frigorifique à

absorption. En dessous de 75°C, la machine à adsorption a encore un rendement

acceptable alors que la machine à absorption ne peut être utilisée. Le graphique

(Fig. 7) permet de visualiser la comparaison des COP des machines à adsorption

et à absorption (à un étage).

150

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Com parais on du COP (e au de re froidis s e m e nt (29°C) ; e au glacé e (14/9°C)

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

60 65 70 75 80 85 90 95te m pé rature e au chaude [°C]

CO

P A bsorption

A dsorption

régime nominal

Fig. 7 : Comparaison des COP des machines frigorifiques à adsorption et à absorption

5. Quelques modes de comparaison des cycles frigorifiques

Pour comparer la réfrigération par absorption et le cycle classique à compression,

Ziegler et al. [4] introduisent la notion d’index de consommation d’énergie

primaire (primary energy rate, PER) et le définissent comme la quantité d’énergie

primaire consommée pour répondre à une demande unitaire en froid. Les auteurs

calculent cet index pour différents systèmes, le système ayant le plus petit PER

étant le meilleur.

En conclusion, Ziegler et al. constatent que l’intérêt des machines à absorption

dépend de l’application et de l’origine de la chaleur. L’économie d’énergie est

assurée lorsque la chaleur provient de la récupération sur effluents chauds des

moteurs qui seraient, autrement, soit perdus, soit mal valorisés. C’est aussi parfois

le cas lorsque la chaleur est extraite d’une unité de cogénération existante. Par

contre, lorsque la chaleur est produite à seule fin d’alimenter directement l’URA,

le PER est alors plus élevé que pour un cycle à compression classique. Ce résultat

est confirmé par l’étude ponctuelle [5] qui présente les résultats du monitoring

d’une installation dans un immeuble de 8000 m².

151

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Une autre analyse (Fortuin et al.) [6] menée aux Pays-Bas vise à déterminer dans

quelle mesure les machines à absorption couplées à une unité de cogénération sont

économiquement plus intéressantes que les machines à compression pour les

applications de conditionnement d'air à l'aide d'un circuit d'eau glacée 6°C/12°C.

Elle conclut que pour les besoins en froid de puissance supérieure à 1000 kW et

lorsque la chaleur fournie au générateur doit être supérieure à 100°C, le seuil de

rentabilité est atteint pour un coût de la chaleur se situant entre 1,34 et

3,57 EUR/GJ lorsque le prix de l'électricité est compris entre 6 et

9 Eurocent/kWh. Ceci permet un délai de récupération du surcoût

d'investissement de moins de 5 ans pour une production de 300 à 400 heures/an si

la chaleur provient d'un réseau de chaleur résiduelle d'une centrale TGV et de 1 à

2 ans si l'URA fait partie d'une unité de cogénération locale à moteur à gaz. Par

rapport à la production séparée de froid et d'électricité, la cogénération électricité

et froid par cycle à absorption permet selon les auteurs les gains suivants:

COGEN locale COGEN réseau chaleur (TGV)

Energie primaire 10-25% 30%

NOx - Env. 50%

CO2 Env. 30% Env. 45%

6. Caractérisation de la trigénération

L’objectif est ici de caractériser plus généralement par des équations simples les

conditions d’économie d’énergie primaire dans une trigénération. Cette approche

présente l’avantage de favoriser l’évaluation énergétique des systèmes de

trigénération en fonction de leurs paramètres et performances techniques, du

152

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mode opératoire et constitue une aide à la décision lors du choix des systèmes à

implémenter. Cette caractérisation se limite au fonctionnement des installations de

trigénération en régime nominal et ne tient donc pas compte des variations de

rendements et du coefficient de performance à charge partielle.

Cogénération froid et électricité

C’est le type d’applications envisageable dans les pays chauds notamment dans

les bâtiments publics et privés, les ambassades, partout où la climatisation des

locaux est nécessaire. Elle contribue à diminuer la pointe électrique liée à la

consommation des groupes frigorifiques actuellement en usage.

La puissance thermique nécessaire à la production de la puissance frigorifique Pf

par l'URA est : COP

PQ f

f = (1)

Le besoin correspondant en énergie primaire pour le cogénérateur vaut :

f f

Q Q

Q PP

COPα α= =

⋅ (2)

Mais simultanément, le cogénérateur produit aussi une certaine quantité

d’électricité EE Pα= ⋅ .

La production simultanée des puissances frigorifique et électrique E requiert

donc une puissance sous forme de combustible valant P (figure 8).

fP

153

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Energie primaire

TRIGENERATION

P �

E

Q�Q

Pertes

P�E �E

Pertes 2

PRODUCTION SEPAREE

COP

URA

COPc

URC

Goupe de cogØnØration

�Q

�Q�E COPCOPc

P�

E

+

PCOP

�E

P

Fig. 8 : Comparaison statique de la cogénération froid-électricité et de la production séparée

Par comparaison, la production séparée de ces mêmes puissances et E requiert

une puissance P' donnée par :

fP

1' f

E C E E

P PEPCOP COPη η η

= + = +⋅

f

C

E (3)

Il y aura économie d’énergie primaire si 'P P< , ce qui se traduit par la

condition :

E E QC

COPCOP

α η α> − (4)

Cas d’une trigénération simultanée

La trigénération simultanée traduit le mode opératoire où les trois formes

d’énergie utile, l’électricité, le froid et la chaleur, sont produites simultanément.

Dans ce cas, une partie de la chaleur produite par le cogénérateur alimente l’unité

de réfrigération pour la production de froid. Les applications sont les industries

154

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agroalimentaires, les hôtels, etc., qui nécessitent en même temps le froid et la

chaleur, qu’elle soit sous forme d’eau chaude ou de vapeur. Désignons par Q la

puissance thermique requise, par Q’ la puissance thermique produite par le

cogénérateur, et par λ la fraction de Q' utilisée par l'URA :

'fQ Qλ= (5)

'(1 ) '

1

f

ff

Q Q QQ Q

PQ Q

COP

λ

λλ

+ =

= −

= =−

(6)

Dans le cas présent, la puissance P requise pour l'alimentation du cogénérateur

(figure 9) vaut :

1 1( )1

f

Q Q

P Q EP QCOP Eα λ α α

= + = =−

(7)

Fig. 9 : Comparaison statique de la trigénération et de la production séparée

Par comparaison, la puissance P' consommée sous forme d'énergie primaire pour

produire de manière séparée les puissances vaut : EetQPf ,

155

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'

11 1

f

E C E Q

E

Q E C E

PE QPCOPQ COP Q

COP

η η η

α λ

Q

Qα λ η λ η η

= + +⋅

= +− −

+ (8)

Il y aura économie d'énergie primaire si P<P’ , ce qui conduit à la condition :

(1 )EE E

C Q

COPCOP

ηQα η λ λ α

η

> − + −

(9)

Dans le cas extrême où 1,λ = c’est-à-dire que toute la chaleur produite par le

cogénérateur est valorisée dans la machine frigorifique, on retrouve évidemment

le résultat précédent, relatif à la cogénération froid et électricité.

A l'opposé, si 0,λ = on retrouve la condition classique pour la cogénération

chaleur-électricité :

1 QE E

Q

αα η

η

> −

(10)

-0,2

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2

αQ

αE

λ=0 λ=0,4 λ=1 droite limite

Fig. 10 : Représentation des droites d'équilibre entre la production séparée et la trigénération

Le graphique de la figure 10 représente pour différentes valeurs de λ l'ensemble

des caractéristiques des moteurs pour lesquelles la consommation d’énergie

156

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primaire est la même tant pour la production séparée que pour la production

simultanée. Au dessus de chaque droite est située la surface des points pour

lesquels la trigénération permettrait d’économiser de l’énergie. Cette surface est

limitée vers le haut par la droite limite puisque la somme des facteurs et E Qα α

ne peut dans la majorité des cas être supérieure à 0,9 si l'on tient compte des

pertes. Notons que la référence est ici une TGV( 0,55Eη = ) combinée à un groupe

à compression (COPC = 5) ; la chaleur est produite dans une chaudière

( 0,Q 9η = ).

'P PI

P−

0,90

0,90

0,38Eα

10,383λ−

10,454λ−

5. Index d'économie d'énergie

Nous définissons un index d’économie d’énergie primaire (I) pour la trigénération

qui représente le gain relatif d’énergie primaire par rapport à la production

séparée. Il est donné par la relation :

' 11( )Q Q QE

E Q Q E

COPCOPc

α α αα λη η η η

= = −+ − −

(11)

Considérons deux références de production séparée pour le calcul de l’index

d’économie énergétique:

- référence I :

moteur à mazout 0,36Eη = chaudière à mazout Qη =

- référence II :

centrale TGV 0,55Eη = chaudière à gaz Qη =

Si nous supposons d’une part le COP du groupe à compression égal à 5, celui du

groupe à absorption égal à 0,7 et un moteur à gaz dont les caractéristiques sont

et 0,53Qα= = , nous pouvons écrire les relations suivantes :

- par rapport à la référence I : ( ) 11,644

I λ = − (12)

- par rapport à la référence II : ( ) 11,280

I λ = − (13)

157

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Pour le cas ainsi calculé, le graphique de la figure 11 montre qu’il y a économie

d’énergie dans une trigénération par rapport à la référence TGV si moins de la

moitié de la chaleur produite par le cogénérateur est utilisée pour la production de

froid.

Par contre, si la référence est le groupe électrogène au diesel, l’index de qualité est

supérieur à 20% pour toutes les valeurs de .λ

-0,3-0,2

-0,10

0,10,2

0,30,4

0,5

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

λ

Inde

x d'

écon

omie

d'é

nerg

ie

index(TGV) index (cent. Charbon)

Fig. 11 : Index d'économie d'énergie en fonction de .λ

L’étude de sensibilité par rapport au COP du cycle à absorption est illustrée pour

la référence TGV par la figure 12. Le COP y varie de 0,5 à 1,2.

On en déduit que pour le cycle LiBr/H2O à double effet dont le COP se situe entre

1,0 et 1,2 une économie d’énergie primaire peut être réalisée jusqu’à une valeur

de λ égale à 0,7.

Pour un cycle H2O/NH3 à un effet dont le COP varie entre 0,5 et 0,7, une

économie d'énergie primaire est envisageable tant que moins de la moitié de la

chaleur produite par l'unité de cogénération est utilisée pour la production de

froid.

158

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-0,4

-0,3

-0,2

-0,1

0

0,1

0,2

0,3

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

λ

inde

x d'

écon

omie

d'é

nerg

ie

0,5 0,7 0,9 1 1,1 1,2

COP

Fig. 12 : Sensibilité de l'index par rapport au COP du cycle à absorption (référence II)

Les deux graphiques de la figure 13 présentent l'évolution de l'index pour le cas

d'une température de froid supérieure à 5°C (COPc = 3,8) et pour la production de

froid à température inférieure à 0°C (COPc = 2). Les COP de l’URA sont

respectivement 1,05 et 0,7.

Index d'économie d'énergie (froid à T>5°C, COPc=3,8)

-0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

λ

Inde

x d'

écon

omie

d'é

nerg

ie index(TGV) index (cent. Charbon)

159

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Index d'économie d'énergie (froid à T<0°, COPc=2)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1λ

Inde

x d'

écon

omie

d'é

nerg

ie index(TGV) index (cent. Charbon)

Fig. 13 : Evolution de l'index d’économie d’énergie en fonction de l'application.

160

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6. Influence de la qualité de la chaleur

Les équations précédentes montrent bien que l’économie d’énergie dépend du rendement

électrique Eα et du rendement thermique Qα du groupe de cogénération. La qualité de la

chaleur disponible pour l’utilisateur final ou pour la machine frigorifique à absorption

influence fortement les caractéristiques de l’installation. Pour les moteurs, où la chaleur est

disponible à plusieurs niveaux de température ( voir paragraphe 2), la température de l’eau de

retour du circuit de chauffage est un facteur de grande importance. Si elle est trop élevée, une

partie de la chaleur disponible au niveau du moteur n’est pas valorisable et doit être évacuée

par le circuit de refroidissement par l’ambiance. Les valeurs usuelles de Qα pour les moteurs

de grande puissance se situent généralement entre 45% et 55% pour une température de retour

de 70°C. Elles sont entre 40 et 50% pour une température de retour de 90°C et diminuent

jusqu’à 30% pour une température de retour de 110°C. Pour des valeurs aussi basses,

l’économie d’énergie devient très faible ou même négative (figure 10). Dès lors, une analyse

exergétique doit être faite en vue de mesurer l’efficacité des systèmes de trigénération, étant

donné que les unités de réfrigération par absorption, selon qu’elles sont à un seul ou à double

effet, nécessitent pour leur alimentation de l’eau chaude ou de la vapeur basse pression, donc

à des températures différentes. Des études de cas réalisées ponctuellement par Rosen et Le

[7,8] ont permis d’évaluer différents systèmes d’approvisionnement d’un réseau urbain de

froid.

L’analyse exergétique d’un système découle de l’application de la seconde loi de la

thermodynamique et complète l’analyse énergétique par la prise en compte des températures

de l’ambiance (T ), de la source de chaleur (T ) et du niveau de froid (0 Q fT ) requis. Le bilan

exergétique d’une installation de trigénération simultanée (figure 9) peut s’écrire comme suit :

0 0(1 ) (1 ) ( )f rpf Q

T TP Q E I QT T

τ− − + − + + + =∑ p p RP (1.14)

où R est le rendement exergétique de la combustion (généralement compris entre 0,9 et 1) et

01pp

TT

τ = − (1.15)

Qp désigne le flux des pertes thermiques, Tp la température à laquelle ces pertes ont lieu et Ir

les irréversibilités.

161

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Il s’ensuit l’expression du rendement exergétique ψ de l’installation:

0 0(1 ) (1 )

( )

ff Q

T TP QT T

RP

− − + − += (1.16)

Pour les résultats représentés aux figures 10, 11, et 12, le froid est produit à 6°C, l’eau chaude

à la sortie du cogénérateur est à 90°C. Le tableau I illustre l’influence du choix de l’URA et

par conséquent du niveau de température de l’eau à l’entrée du générateur sur l’efficacité d’un

système de trigénération. Nous avons choisi comme exemple le groupe de cogénération de

SOKRATHERM avec les données nominales suivantes (E = 225 kW, Qfumées = 134 kW, Qbloc

moteur = 216 kW). L’eau à 70°C est chauffée à 82°C (refroidissement du bloc moteur), puis à

90°C (refroidissement des fumées). Trois cas d’exploitation en trigénération sont envisagés et

les résultats sont synthétisés dans le tableau I :

Cas 1 : URA alimentée par un circuit d’eau chaude 90°C/70°C, le COP est 0,7

Cas 2 : URA alimentée par un circuit de vapeur 120°C/2bar, le COP étant égal à 1,2, la

puissance calorifique nécessaire à la production de la même puissance frigorifique

qu’au cas 1 est plus petit, ce qui entraîne une valorisation partielle de la chaleur

disponible sur les fumées

Cas 3 : même URA qu’au cas 2 mais on valorise toute la chaleur disponible sur les fumées,

ce qui implique une augmentation de la puissance frigorifique produite.

162

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Tableau I : Analyse exergétique et énergétique de trois modes d’exploitation

d’une installation de trigénération

Cas 1 :URA

simple effet, eau chaude 90°C/70°C

Cas 2 : URA double effet, vapeur 120°C/2bar valorisation partielle de Qfumées

Cas 3 : même URA qu’au cas 2 mais avec valorisation totale de Qfumées, donc augmentation de la puissance frigorifique

E 225 kW 225 kW 225 kW Pf 70 kW 70 kW 161 kW

fT 6°C 6°C 6°C

fQ 100 kW 58 kW 134 kW

fτ -0.05 -0.05 -0.05 Q 250 kW 216 kW 216 kW

QT 90°C 82°C 82°C

Qτ 0,193 0,175 0,254

Eα 0,36 0,36 0,36

Qα 0,56 0,44 0,56

λ 0,286 0,213 0,383 ψ 0,467 0,449 0,457 I 0,143 0,097 0,163

Ces résultats, en montrant que le cas de l’exploitation la plus efficiente exergétiquement n’est

pas toujours celui qui procure la meilleure économie d’énergie primaire, confirme

l’importance de l’analyse exergétique lors de l’évaluation des systèmes de trigénération.

Néanmoins, le poids extrême que prend le flux d’exergie pure sous forme d’électricité dans

l’expression de ψ atténue très fortement l’impact des variations des températures Tf et TQ

caractéristiques des besoins de froid et de chaleur.

Conclusions

La production de froid par les cycles à absorption est a priori intéressante dans le souci de

consommer de l'énergie calorifique, moins noble que l'électricité. Des études de cas ont été

réalisées sur ce sujet. La caractérisation de la trigénération par des équations simples nous a

permis de cerner plus généralement les possibilités d'économie d'énergie primaire. Il en

ressort qu'une cogénération de froid et d'électricité ne permet pas lorsque la référence de

163

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production d’électricité est une centrale TGV à 55% de rendement comme c’est le cas dans

les pays industrialisés, d'économiser systématiquement de l'énergie mais permet dans

certaines conditions une économie financière. Par contre, l’utilisation d’un groupe de

cogénération au diesel combiné à une réfrigération par absorption ou à adsorption procure une

économie d’énergie primaire lorsque la comparaison est faite en supposant en production

séparée une production d’électricité à partir des groupes électrogènes au diesel. Dans tous les

cas, la production simultanée de froid, de chaleur et d'électricité (trigénération) permet une

économie d'énergie primaire en fonction de la fraction de chaleur utilisée pour la production

de froid. C'est le cas des hôtels, des entreprises agroalimentaires, pharmaceutiques et

chimiques.

Le frein au développement de cette filière de production décentralisée est surtout lié au coût

élevé des groupes frigorifiques valorisant de la chaleur. Cette barrière peut être levée si les

mécanismes institutionnels sont mis en place afin d’améliorer la rentabilité des projets via des

recettes supplémentaires qui viendraient de l’octroi des « Crédits d’émissions » tel que prévu

par le Mécanisme de Développement Propre ou toute autre fond environnemental. En effet,

l’économie d’énergie primaire réalisée par une installation de trigénération entraîne une

réduction des émissions de gaz à effet de serre.

10. Bibliographie

[1] Dotiwalla W., Pruiskma E., Extending the market of cogeneration with absorption

refrigeration, Modern Power System (1999) 41-42.

[2] Hufford E., Absorption chiller improve cogeneration energy efficiency, ASHRAE Journal

(march 1992) 46-53.

[3] Langreck J., Cogen-Absorption plants for refrigeration purposes and turbine air inlet

cooling, Cogeneration and On-Site power production, 1 (2) (2000) 46-49.

[4] Ziegler F., Riesch P., Absorption cycles : a review with regard to energetic efficiency,

Heat recovery Systems CHP 13 (2) (1993) 147-159.

[5] Desprets M., Gasgestookte absorptiemachines, Energie & Milieu 1(1998) 8-15.

164

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[6] Fortuin J. B., Darmoutomo A., Corneth E.J.P., Absorption cooling and cogeneration,

Klima beheersing 20 (11) (1991) 339-344.

[7] Rosen M. A., Le M. N., Efficiency measures for process integrating combined heat and

power and district cooling, Thermodynamics and the Design, Analysis, and Improvement of

Energy Systems, 1995, AES-Vol. 35, pp 423-434.

[8] Rosen M. A., Le M. N., Thermodynamic assessment of the components comprising an

integrated system for cogeneration and district heating and cooling, Proceedings of the ASME

Advanced Energy Systems Division, 1998, AES-Vol. 38, pp 3-11.

[9] Tchouate Héteu P., Bolle L., Squilbin O., Potentiel de cogénération dans les applications

industrielles de séchage et de production de froid par des cycles à absorption-Évaluation des

performances des unités de cogénération, Rapport projet CO2-Phase 2, ELECTRABEL-SPE,

Université catholique de Louvain, 1999.

[10] Tchouate Héteu P. M., Mini-cogeneration/trigeneration : technical and economic aspects,

Proceedings of the AIM International Conference on power generation and sustainable

development, Liège, Belgium, 2001, pp 73-77.

165

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ANNEXE

COP en fonction de la température d'eau chaude(température eau de refroidissement : 24°C)

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15température d'eau glacée [°C]

CO

P

75°C

80°C

85°C

88°C

95°C

Fig. 8 : Variation du COP d’une URA LiBr/H2O à un seul effet en fonction des températures d’eau chaude et

d’eau glacée (réalisée à partir des données recueillies chez un fournisseur)

166

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Dimensionnement d'une installation de trigénération : le cas d'un hôtel

Pépin Tchouate Héteu Léon Bolle

Unité de Thermodynamique et Turbomachines, Université catholique de Louvain, Belgique Introduction Le secteur hôtelier et les immeubles de bureaux dans les pays chauds sont particulièrement

consommateurs de froid sous forme de climatisation des locaux et la demande est assez

constante. L’objectif de cet article est de présenter la méthodologie de dimensionnement

d’une installation de trigénération et de l’appliquer au cas particulier d’un hôtel, de calculer

les économies d’énergie primaire et les émissions évitées qui en découlent.

Méthodologie

Les études de cas ont pour objectifs :

- la compréhension des conditions d'intégration des systèmes de cogénération et de

trigénération dans les secteurs concernés, principalement le tertiaire

- le dimensionnement d'une installation de cogénération ou trigénération

- et la détermination des gains énergétique et financier et des émissions de CO2 évitées qui

en découlent si l'on compare à la production séparée. Le gain financier n’est pas analysé

ici.

Le gain d'énergie est principalement dû à l'économie du combustible qui aurait servi à

produire l'électricité co-produite par le groupe de cogénération.

En cas de trigénération, il résulte aussi d'une économie liée à l'énergie primaire qui aurait

compensé l'électricité consommée par le groupe frigorifique à compression.

Le gain financier résulte de :

- la diminution du coût de la puissance de pointe puisqu'elle est diminuée de la puissance

fournie par le cogénérateur,

- la rétribution de l'électricité produite ou du coût évité par elle si elle est auto-consommée,

- la réduction des frais d'exploitation sur les chaudières et réfrigérateurs classiques qui ne

servent plus que d'appoint.

167

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Mais ce gain est pénalisé par des investissements nettement élevés pour le groupe de

cogénération et le réfrigérateur alternatif et par les frais de maintenance qui y sont liés.

Elles se basent sur :

- le profil type de consommation de chaleur

- le profil type de consommation de froid

- les factures d'électricité et de gaz naturel lorsqu'elles sont disponibles.

Le choix de la puissance installée du groupe de cogénération et du réfrigérateur à absorption

ou à adsorption est orienté par les principes suivants :

- couverture maximale des besoins de chaleur et/ou de froid

- fonctionnement à puissance nominale

- fonctionnement aux heures de pointe du fait de la meilleure valorisation de l'électricité

produite

Etude de cas

Les besoins en froid de l’hôtel ont été simulés par un modèle qui tient compte des moyennes

mensuelles de température en zones tropicale et équatoriale, des jours ouvrables et des week-

ends. La courbe résultante de la demande en froid est représentée à la figure 1, heure par

heure sur une année.

Hourly Cooling demand [hotel]

04080

120160200

0 2000 4000 6000 8000time [hours]

capa

city

[kW

f]

Fig. 1 : Profil horaire de la consommation en froid de l’hôtel

168

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Le profil de consommation est caractérisé par une baisse de la demande entre Août et

Octobre, période correspondant à la saison des pluies et une température moyenne mensuelle

d’environ 27°C. La période entre Novembre et Avril correspond à la saison sèche et très

chaude avec une pointe en février. La demande globale annuelle en froid est de 640 199 kWh

soit 2305 GJ. Elle est satisfaite par un groupe frigorifique à compression prélevant son

électricité du réseau électrique local, alimenté par des groupes électrogènes ayant un

rendement moyen de 30%. Le Coefficient de Performance (COP) du groupe frigorifique étant

supposé égal à 3, la consommation de diesel pour couvrir les besoins en froid de l’hôtel est

2561 GJ.

Production combinée

Deux stratégies de cogénération sont envisageables pour cet établissement :

- dimensionnement selon la courbe de consommation d’électricité

- dimensionnement selon la courbe de froid.

La courbe de la consommation d’électricité pour les besoins autres que le froid n’étant pas

disponible, seule la deuxième stratégie sera analysée dans la présente étude. Nous posons en

outre les hypothèses suivantes :

- l’unité de réfrigération par absorption ne sera exploités que lorsque la puissance demande

est comprise entre 50 et 100% de sa puissance nominale,

- l’unité de réfrigération et le groupe de cogénération fonctionnent tous les jours de 5h30 à

minuit et demi,

- un groupe frigorifique à compression supplémentaire est alors nécessaire pour les nuits et

couvrir les pointes.

En tenant compte de ces hypothèses et de la monotone de froid, le choix s’oriente vers un

groupe frigorifique de puissance nominale 100 kWf. La figure 2 représente la dite monotone

et la production de froid assurée par le groupe. Elle est de 527 407 kWhf (1897 GJf), soit 85%

des besoins annuels de l’hôtel.

169

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Cooling load duration curve

050

100150200

0 2000 4000 6000 8000

time [hours]

capa

city

[kW

f]

Fig. 2 : Monotone de froid et production assurée par l’URA.

Le groupe frigorifique (LiBr-H2O) dans les conditions d’exploitation a un COP moyen de 0,7.

On en déduit la courbe de chaleur à assurer par le groupe de cogénération (figure 3).

Heat production duration curve

0

100

200

300

0 2000 4000 6000 8000

time [hours]

capa

city

[kW

th]

Fig. 3 : Monotone de chaleur et production de l’unité de cogénération

Le cogénérateur a une puissance nominale de 140 kWth, un facteur de conversion électrique

(respectivement thermique) de 30% (respectivement 58%). Il fonctionne 6920 heures par an et

la quantité de chaleur produite est 753 438 kWhth (soit 2712 GJth). La consommation

170

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d’énergie primaire est alors 4676 GJ. Simultanément, le cogénérateur produit 390 MWh, soit

1403 GJ d’électricité qui est injectée dans le réseau local ou consommée par l’hôtel.

En production séparée, cette électricité entraînerait une consommation de 4678 GJ de diesel,

soit 6854 GJ au total si l’on tient compte de l’électricité consommée par le groupe frigorifique

à compression. Il résulte que la trigénération réduit la consommation de diesel de 2178 GJ.

Si on considère que le réseau électrique local est alimenté par les meilleurs groupes

électrogènes du moment, donc avec un rendement de 40%, l’économie d’énergie primaire se

réduit à 1008 GJ, soit 28 000 litres de diesel.

Emissions évitées

Le calcul d’émissions évitées prend en compte les valeurs spécifiques d’émissions liées au à

la combustion du diesel. Elles sont de 77 kg pour le CO2 et de 3 kg pour le SO2 par GJ de

diesel. Il vient que

- 77 tCO2 et 3 tSO2 sont évitées par an par la trigénération si la référence électrique a un

rendement de 40%,

- 168 tCO2 et 6,5 tSO2 sont évitées par an par la trigénération si la référence électrique a un

rendement de 30%.

Ces valeurs seraient plus élevées si nous considérions les pertes des réseaux de transport et

distribution qui s’élèvent à plus de 10%.

Conclusions

L’étude de cas ci-dessus montre qu’il a un potentiel de réduction des émissions de GES et

d’autres polluants dans le secteur hôtelier des pays tropicaux. Il en est de même pour les

immeubles de bureaux comme l’a montré une autre étude de l’auteur. Les applications

industrielles en Afrique sont certainement nombreuses, surtout dans l’agroindustrie. Il est

impératif d’accentuer des études plus larges au niveau des pays ou régions afin d’estimer avec

plus de précision les potentiels théorique, technique et économique.

171

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pourraient constituer dans le futur une incitation à participer au MDP pour les PED

préoccupés par la satisfaction de leurs besoins économiques et sociaux.

Critères d’éligibilité au MDP

Pour participer au MDP, tous les pays doivent satisfaire à trois conditions :

- une participation volontaire

- la création d’un organisme national responsable du MDP

- la ratification du protocole de Kyoto.

En plus de ces 3 critères, les pays industrialisés doivent mettre en place :

- un système national d’évaluation des gaz à effet de serre,

- un registre national,

- un inventaire national,

- un système comptable pour la commercialisation des réductions d’émissions,

- un objectif de réduction tel que stipulé à l’article 3 du protocole de Kyoto.

Projets éligibles

Les projets éligibles au MDP couvrent les domaines suivants :

- amélioration de l’efficacité des utilisations finales d’énergie,

- amélioration de l’efficacité de l’approvisionnement/distribution d’énergie,

- énergies renouvelables,

- substitution de combustibles,

- agriculture (réduction des émissions de CH4 et NH3),

- réduction des émissions dans les procédés industriels (CO2 dans les cimenteries, HFC,

PFC et SF6),

- séquestration de CO2 (seulement projets de boisement et reboisement)

Pour la période d’engagement 2008-2012, les seuls projets de séquestration de CO2

envisageables seront relatifs au reboisement ou boisement des terres et les pays de l’annexe I

174