Etude sur l’intégration du solaire dans les réseaux et...

GENIE CLIMATIQUE ET ENERGETIQUE

SYNTHESE

ETUDE SUR L’INTEGRATION DU SOLAIRE DANS LES RESEAUX ET

MICRO-RESEAUX DE CHALEUR

LAURE DESCHAINTRE

Tuteur : D. BURGER

Tuteur entreprise : C. PAULUS

Institut National des Sciences

Appliquées de Strasbourg

SEPTEMBRE 2011

DIFFUSION RESTREINTE

Confidentiel CEA

FICHE D’OBJECTIFS

TITRE : Etude sur l’intégration solaire dans les réseaux et micro-réseaux de chaleur

ENTREPRISE : INES - 50 Avenue du lac Léman 73377 Le Bourget du Lac -

TUTEUR : Cedric Paulus DATES : Du 01/02/2011 au 28/07/2011 RESUME ET PLANNING:

Le stage a pour objet d’étudier l’intégration de l’énergie solaire thermique dans les réseaux et micro-réseaux de chaleur et de froid. En France, le développement actuel des réseaux de chaleur est principalement basé sur l’utilisation du bois, de la géothermie, de la récupération d’énergie. Il n’existe pas de réseaux intégrant l’énergie solaire. A l’étranger, des opérations pilotes ont été réalisées depuis de nombreuses années et leur développement s’est accentué depuis ces 2-3 dernières années. L’objectif de ce stage est de mettre en avant les points-clés permettant le développement de réseaux et micro-réseaux de chaleur et de froid intégrant l’énergie solaire. Pour mener à bien ce projet, il s'agira de : 1. Réaliser un état de l’art détaillé des différentes typologies de réseaux et de micro-réseaux de chaleur « classiques » (architecture, courbe de charge,…), ainsi que des réseaux existants utilisant l’énergie solaire (principalement à l’étranger). Planning prévisionnel : du 01/02/2011 au 11/02/2011 2. Analyser les opérations réalisées intégrant du solaire et définir les critères qui ont permis d’aboutir au choix de cette technologie. Planning prévisionnel : du 01/02/2011 au 18/03/2011 3. Proposer des architectures types de réseaux et micro-réseaux permettant l’intégration d’énergie solaire. Planning prévisionnel : du 18/03/2011 au 01/04/2011 4. Simuler une architecture choisie de réseau ou micro-réseau intégrant du solaire à l’aide d’un logiciel de simulation dynamique. Planning prévisionnel : du 01/04/2011 au 03/06/2011 5. Analyser les données issues des simulations effectuées en intégrant à la fois des notions économiques d’investissement et de fonctionnement ainsi que des critères environnementaux. Planning prévisionnel : du 01/06/2010 au 15/06/2010

Remerciements

Je tiens à remercier l’ensemble du personnel du LETh pour son accueil chaleureux au sein

du laboratoire et l’ambiance agréable dans laquelle j’ai pu travailler sur ce projet. Mes

remerciements vont plus particulièrement à mon tuteur M. Cédric Paulus pour m’avoir confié

ce projet et guidée tout au long de mon stage ainsi que M. Philippe Papillon. Enfin, je tiens à

remercier M. Denis Burger pour son regard pédagogique sur mon stage.

Etudiante : L. Deschaintre Etude sur l’intégration du solaire dans les Tuteur : D. Burger réseaux et micro-réseaux de chaleur 1

Septembre 2011

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Résumé

L’Institut National de l’Energie Solaire (INES) a noté ces deux dernières années

l’accélération du développement de l’intégration de l’énergie solaire thermique dans les

réseaux de chaleur de certains pays européens. Il est dès lors important de connaître les

applications possibles de cette technologie et les points clés de la réussite de sa mise en

œuvre, pour éventuellement participer à son développement en France. Ce stage s’inscrit

dans cette démarche.

Dans un premier temps, une étude bibliographique, notamment sur les publications des

résultats d’exploitation des réseaux solaires existants, a permis d’obtenir une vision globale

en ce qui concerne l’intégration actuelle de l’énergie solaire thermique dans les énergies de

production des réseaux de chaleur. Dans un deuxième temps, le développement d’un

modèle grâce au logiciel de simulation dynamique TRNSYS 17 a permis de comparer entre

elles différentes solutions d’intégration du solaire sur le réseau de Saint Jean d’Arvey,

commune proche de Chambéry (73). Cette étude a permis d’acquérir des connaissances sur

le dimensionnement des réseaux de chaleur et sur les choix à effectuer pour y intégrer du

solaire. Il est apparu que beaucoup de décisions à prendre lors de la conception d’un réseau

solaire dépendent de la taille du réseau mais aussi des objectifs que l’on souhaite atteindre

en y intégrant du solaire. Enfin, cette étude montre qu’il est possible sur le plan technique

d’intégrer une nouvelle énergie renouvelable dans les réseaux de chaleur français et

d’atteindre des performances énergétiques très intéressantes grâce à ces systèmes.

Mots clés : réseaux de chaleur, énergie solaire, stockage saisonnier, simulation TRNSYS

Summary

Study of solar energy integration in large and small district heating systems

The deployment of solar energy as an energy source for district heating has been important

for these last two years in a few European countries. It is therefore meaningful for the French

National Institute for Solar Energy (INES) to learn about these systems and the success

factors of their design, to be able to participate in their development in France. This is the

purpose of this internship.

To begin with, thanks to the operational results published for existing solar district heating

systems a state of the art was necessary to get a global vision of the current use of solar

energy in district heating systems. Then, modeling with the transient simulation software

TRNSYS allowed comparison between different solar integrated architectures for the district

heating system of Saint Jean d’Arvey, a village close to Chambéry (73). Through this study,

a lot of knowledge has been acquired on district heating design and the choices to make

when integrating solar as an energy source. A lot of these decisions depend, not only on the

size of the system, but also on the purposes of integrating solar energy. This study shows

from a technical point of view, that it is possible to use this renewable source of energy in

French district heating systems and to reach really interesting performances.

Key words : district heating, solar energy, seasonal storage, TRNSYS simulation


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Sommaire Introduction ............................................................................................................................................. 4 1 Etude bibliographique ..................................................................................................................... 5

1.1 Le marché ................................................................................................................................ 5 1.1.1 En Europe ........................................................................................................................ 5 1.1.2 En France ......................................................................................................................... 8

1.2 Le système ............................................................................................................................. 10 2 Développement du modèle ........................................................................................................... 11

2.1 Méthodologie ........................................................................................................................ 11 2.2 Le modèle ............................................................................................................................. 12

2.2.1 La production................................................................................................................. 12 2.2.2 Charges .......................................................................................................................... 15 2.2.3 Le réseau de distribution ............................................................................................... 20 2.2.4 Régimes de températures ............................................................................................. 22 2.2.5 Conclusion ..................................................................................................................... 22

3 Le solaire centralisé ....................................................................................................................... 22 3.1 Hypothèses de modélisation ................................................................................................. 22 3.2 Résultats ................................................................................................................................ 23 3.3 Variation de la surface de capteurs ....................................................................................... 24 3.4 Variation du volume de stockage journalier ......................................................................... 25

3.4.1 Par rapport à l’énergie maximale sur une journée ....................................................... 25 3.4.2 Proportionnelle ............................................................................................................. 26 3.4.3 Conclusion ..................................................................................................................... 27

4 Le solaire centralisé avec stockage saisonnier .............................................................................. 27 4.1 Hypothèses de conception .................................................................................................... 27 4.2 Bilan énergétique .................................................................................................................. 29 4.3 Variation de la surface de capteurs ....................................................................................... 31 4.4 Volume de stockage saisonnier fixe ...................................................................................... 32 4.5 Conclusion ............................................................................................................................. 33

5 Le solaire décentralisé ................................................................................................................... 34 5.1 Hypothèses de conception .................................................................................................... 34 5.2 Bilan énergétique .................................................................................................................. 36 5.3 Variation de la surface de capteurs sur chaque bâtiment .................................................... 37 5.4 Conclusion ............................................................................................................................. 39

6 Extension du réseau ...................................................................................................................... 39 6.1 Dimensionnement ................................................................................................................. 39 6.2 Le solaire centralisé ............................................................................................................... 40 6.3 Solaire centralisé avec stockage saisonnier .......................................................................... 41 6.4 Solaire décentralisé ............................................................................................................... 44 6.5 Conclusion ............................................................................................................................. 45 6.6 Synthèse ................................................................................................................................ 46

7 Conclusion et perspectives ............................................................................................................ 47 8 Bibliographie.................................................................................................................................. 48 Sommaire des Annexes ......................................................................................................................... 50

Table des figures Figure 1: Le champ solaire de Marstal, Danemark [5] ............................................................................................ 5 Figure 2 : Exemple d’un principe de stockage saisonnier dans un réseau de chaleur solaire *18+ ......................... 6 Figure 3 : Chaufferie bois et champ solaire à Eibiswald, Autriche [20] ................................................................... 7 Figure 4 : Performances solaires du réseau autrichien de Deutsch Tschantschendorf en fonction de la température de retour du réseau [19] ................................................................................................................... 7 Figure 5 : Répartition des énergies sources des réseaux de chaleur français ......................................................... 9 Figure 6: Schéma hydraulique de la production couplée bois et solaire .............................................................. 12


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Figure 7 : Bilan de la chaudière bois modélisée .................................................................................................... 13 Figure 8 : Régulation du débit dans les capteurs solaires ..................................................................................... 14 Figure 9 : Schéma du réseau de Saint Jean d'Arvey (avec solaire centralisé) ....................................................... 15 Figure 10 : Représentation du bâtiment et de la sous-station sous TRNSYS ........................................................ 16 Figure 11 : Profil d'appel de puissance annuel ...................................................................................................... 19 Figure 12 : ΔTréseau (rouge) et débit réseau (bleu) sur une journée d’hiver (31 décembre) .............................. 21 Figure 13 : ΔTréseau (rouge) et débit réseau (bleu) sur une journée d’été (31 juillet) ........................................ 21 Figure 14 : Schéma de principe d'un réseau de chaleur avec solaire centralisé ................................................... 22 Figure 15 : Part des énergies bois et solaire dans la production d'énergie .......................................................... 24 Figure 16 : Couverture solaire en fonction de la surface de capteurs pour Vballon = 8,75 m

3 ............................ 24

Figure 17: Répartition des énergies de production sur les mois de juin à septembre en fonction de la surface de capteurs ................................................................................................................................................................ 25 Figure 18 : Couverture solaire en fonction de la surface de capteurs pour deux dimensionnement du ballon... 26 Figure 19 : Couverture solaire en fonction de la surface de capteurs pour trois dimensionnements différents du ballon .................................................................................................................................................................... 26 Figure 20 : Schéma de principe d'un réseau de chaleur avec solaire centralisé et stockage inter-saisonnier ..... 27 Figure 21 : Diagramme des énergies en entrée et sortie du ballon ...................................................................... 29 Figure 22: Répartition mensuelle de l'énergie solaire directe et stockée/destockée par rapport aux besoins du réseau pour le dimensionnement de base ........................................................................................................... 30 Figure 23: Comparaison des performances du stockage saisonnier, pour différentes options de dimensionnement du stock journalier .................................................................................................................. 31 Figure 25 : Couverture solaire en fonction de différents volumes de stockage saisonnier .................................. 32 Figure 24 : Performances du stockage saisonnier en fonction de la surface de capteurs .................................... 32 Figure 26 : Schéma de principe du solaire décentralisé à Salzburg-Lehen, Autriche [33] .................................... 34 Figure 27: Schéma de principe d'un réseau de chauffage avec solaire décentralisé ............................................ 35 Figure 28 : Energie solaire produite en décentralisé en fonction de la surface de capteurs sur chaque bâtiment .............................................................................................................................................................................. 38 Figure 29 : Répartition mensuelle des énergies de production pour le réseau étendu........................................ 41 Figure 30: Couverture en solaire fonction de la surface de capteurs pour deux volumes de stockages différents .............................................................................................................................................................................. 41 Figure 31: Répartition mensuelle de l'énergie solaire par rapport aux besoins du réseau .................................. 42 Figure 32: Répartition mensuelle des énergies de production pour le modèle avec stockage saisonnier ........... 42 Figure 33: Répartition annuelle des énergies de production pour le modèle avec stockage saisonnier .............. 42 Figure 34 : Répartition des énergies sur la consommation totale du réseau et répartition de la production solaire en décentralisé .......................................................................................................................................... 44

Glossaire / Notations ECS : Eau Chaude Sanitaire

AIE : Agence Internationale de l’Energie

Deck : Sous TRNSYS, interface graphique permettant de définir le modèle

Aller du réseau : Canalisations transportant l’énergie de la chaufferie aux sous-stations

Retour du réseau : Canalisations ramenant l’eau des sous-stations à la chaufferie

V : Notation correspondant à un volume, l’indice précise l’élément concerné

E : Notation correspondant à une énergie, l’indice précise l’élément concerné

P : Notation correspondant à une puissance, l’indice précise l’élément concerné

ρ : Notation correspondant à une masse volumique, l’indice précise l’élément concerné

Cp : Notation correspondant à une capacité thermique, l’indice précise l’élément concerné

ΔT : Notation correspondant à une différence entre deux températures, l’indice précise l’élément

concerné

ΔTréseau : Différence de température entre l’aller et le retour du réseau


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Introduction

Depuis les années 1990, le solaire thermique se développe en tant que source d’énergie

dans les réseaux de chaleur de différents pays européens. Le Danemark, la Suède,

l’Autriche et l’Allemagne ont déjà mis en place de nombreux réseaux de chaleur alimentés

en partie par l’énergie solaire. Cependant le solaire ne compte pas parmi les sources

d’énergie alimentant les réseaux de chaleur français aujourd’hui.

Pourtant, le développement de cette technologie compte parmi les réponses potentielles à

l’enjeu de la réduction de nos consommations d’énergies non renouvelables et de nos

émissions de gaz à effet de serre. En effet, le chauffage et la climatisation des bâtiments

représentent aujourd’hui 49% de la consommation d’énergie européenne [1,6]. La diminution

de la consommation d’énergie fossile, grâce à une meilleure efficacité énergétique des

bâtiments ainsi qu’au développement des énergies renouvelables constitue donc un enjeu

actuel majeur.

L’Institut National de l’Energie Solaire (INES), et plus particulièrement le Laboratoire des

Systèmes Thermiques (LETh) au sein de l’Institut, a noté ces deux dernières années

l’accélération du développement du solaire dans les réseaux de chaleur de certains pays

européens. Il est dès lors important de connaître les applications possibles de cette

technologie et les points clés de la réussite de sa mise en œuvre, pour éventuellement

participer à son développement en France.

Le développement du solaire dans les réseaux de chaleur permettrait d’enrichir le mix

énergétique des réseaux de chaleur français d’une énergie renouvelable autre que le bois et

la géothermie. De plus, les économies d’échelle réalisées et la facilité d’exploitation et de

maintenance de l’installation solaire au sein du système de production du réseau de chaleur

améliorent l’efficacité de l’installation solaire et diminuent le coût du kWh produit.

Il s’agit donc, à travers ce projet de fin d’études, d’identifier les différents types d’intégration

possibles du solaire dans un réseau de chaleur. On déterminera ainsi de façon claire les cas

dans lesquels l’utilisation de cette technologie est possible, les avantages et les

inconvénients de ces solutions. De plus cela permettra d’identifier d’éventuels freins

technologiques ou économiques à ce développement en France.

Pour réaliser cette étude, le premier outil sera donc l’expérience des pays européens plus

avancés dans la recherche et la mise en œuvre de ces systèmes. On réalisera donc un état

de l’art des réseaux et micro-réseaux de chaleur existants et intégrant de l’énergie solaire

en Europe. Il s’agira ensuite d’exploiter ces informations pour modéliser un réseau de

chaleur français réel grâce au logiciel de simulation dynamique TRNSYS en y intégrant du

solaire. Cette modélisation permettra de tester différents types d’intégration de l’énergie

solaire sur un seul et même réseau. L’analyse des données issues de ces simulations

ajoutée aux connaissances acquises lors de l’étude bibliographique devrait ainsi permettre

de définir les cas d’application possibles du solaire dans les réseaux de chaleur et de

comparer leurs performances.


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1 Etude bibliographique

1.1 Le marché

1.1.1 En Europe

A ce jour, les opérations pilotes réalisées sur l’intégration du solaire dans les réseaux de

chaleur ont pris place quasiment uniquement en Europe. Seul un projet a été mené à bien au

Canada [2]. On compte en Europe environ 5000 réseaux de chaleur classiques, ce qui

représente 10 % environ du marché du chauffage [3]. Cependant, l’importance des réseaux

de chaleur est très variable d’un pays à l’autre : au Royaume-Uni ou aux Pays-bas, ils

desservent moins de 4% des logements. A l’inverse, en Finlande, en Lituanie, au Danemark

ou en Suède, le chauffage urbain est le mode de chauffage dominant, avec des taux de

pénétration de l’ordre de 50%. Au Danemark, où les réseaux sont publics et le raccordement

souvent obligatoire, 98% des besoins de la ville de Copenhague sont couverts par du

chauffage urbain [4].

Dans la majorité des pays où ce mode de chauffage est très développé, il est étroitement lié

à la cogénération car la production d’électricité est d’origine majoritairement thermique. Au

total, les réseaux de chaleur européens sont alimentés à 80% par la chaleur issue de la

cogénération, la récupération de chaleur fatale et les énergies renouvelables [3]. La part du

solaire est cependant quasiment négligeable dans les énergies renouvelables employées.

Constatant cela, plusieurs pays ont lancé des projets et installations pilotes [7,8,9,10,11],

pour étudier la faisabilité technique et économique de l’intégration du solaire dans les

réseaux de chaleur, avec succès. Plus de 100 centrales de plus de 500 m² de capteurs ont

été mises en service depuis les années 1990 [5,6,12]. Elles sont étudiées et leurs

performances sont analysées de façon à constamment améliorer la conception de nouveaux

réseaux.

Le Danemark

Les pays pionniers restent aujourd’hui les plus

avancés dans le développement de cette

technologie. Ainsi le Danemark a raccordé la

première centrale solaire à un réseau de chaleur

à Ry en 1989, et possède encore aujourd’hui la

plus grande centrale du monde à Marstal [13].

Elle a été construite en 1996. Le solaire y a été

installé en complément d’une centrale à huile

d’algues. Elle fonctionne selon deux modes

différents en fonction de la saison : en hiver, le

solaire préchauffe l’eau de retour du réseau

tandis qu’en été, l’eau chaude solaire permet de

couvrir la totalité des besoins et donc de stopper

la centrale à huile d’algues. Cela a permis de

couvrir grâce au solaire entre 12 et 15% de la demande annuelle.

Au Danemark, le terrain n’est pas cher et la place n’a pas manqué pour installer des champs

solaires pouvant couvrir jusqu’à 18 000 m² au sol. C’est donc selon ce schéma que le solaire

Figure 1: Le champ solaire de Marstal, Danemark [5]


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s’est intégré dans les réseaux : d’immenses champs solaires couplés à des centrales

traditionnelles alimentant des réseaux.

L’Allemagne

L’Allemagne s’est également beaucoup impliquée dans la recherche et la mise en œuvre

concernant l’intégration du solaire dans ses réseaux. Elle a mis en place un programme

national : Solarthermie 2000 [11], prolongé par Solarthermie 2000 plus, d’installation et de

suivi de différents réseaux solaires. Le but de ce programme est de démontrer la rentabilité

technique et économique de ces réseaux. Ils sont donc bien instrumentés et documentés. A

travers ce programme, l’Allemagne a donc essayé d’augmenter la part du solaire dans le mix

énergétique des réseaux. Pour cela, il faut résoudre le problème du décalage saisonnier

entre la production solaire et les besoins de chauffage en mettant en place un stockage

saisonnier. En effet, la taille d’un réseau et donc la quantité d’énergie à stocker pourrait

permettre de justifier le coût d’investissement que représente un stockage de cette capacité,

ce qui n’est pas le cas pour une installation individuelle.

C’est ainsi que se sont développés en Allemagne des réseaux intégrant du solaire associés

à différents types de stockage saisonnier [14, 15, 41], de manière à évaluer leurs

performances. Aujourd’hui, seul le stockage sensible, c’est-à-dire utilisant la capacité

calorifique d’un matériau ou fluide, a pu être mis en place expérimentalement. La recherche

se poursuit actuellement sur les autres types de stockage saisonnier : latent,

thermochimique, ou par sorption. Parmi les stockages utilisant l’eau, il existe quatre

catégories qui ont été respectivement testées à Friedrichshafen, Neckarslum, Rostock

[16,17], et Eggenstein. On sait ainsi que l’intégration d’un stockage saisonnier peut permettre

d’atteindre une fraction d’énergie fournie par le solaire entre 40 et 60 %, voire 90% pour le

réseau de Drake Landing, au Canada [2]. La présentation de ces différents types de

stockage et des réseaux pour lesquels ils ont été mis en œuvre est développée en annexe 1.

De plus, l’économie de surface étant une plus grande priorité en Allemagne qu’au

Danemark, les capteurs solaires sont souvent installés non pas sous la forme de champs

solaires, mais intégrés aux toitures des bâtiments reliés au réseau. On dit alors qu’ils sont

intégrés de façon décentralisée. Un second réseau est alors créé, appelé réseau solaire et

permet de ramener l’énergie solaire produite jusqu’au stock saisonnier.

Figure 2 : Exemple d’un principe de stockage saisonnier dans un réseau de chaleur solaire [18]


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La Suède et l’Autriche

Dans ces pays, l’accent a été mis sur le

couplage entre l’énergie bois et le solaire

[12,19], permettant d’obtenir des réseaux

alimentés en quasi-totalité par des énergies

renouvelables. C’est le cas à Eibiswald,

Autriche, où un réseau alimenté au bois et au

solaire a été construit en 1991 [20,21]. Les

1250 m² de capteurs mis en place sur le toit

produisent 8% de l’énergie demandée par le

réseau annuellement, mais permettent de

couvrir la totalité des besoins en été. Ainsi, les

chaudières bois sont à l’arrêt en été, ce qui évite les court-cycles et permet d’effectuer la

longue maintenance. L’énergie solaire excédentaire est utilisée pour sécher le stock de bois.

De plus, la Suède et l’Autriche s’intéressent aussi au problème de la surface que nécessite

l’installation de capteurs solaires en très grand nombre. Ainsi, des réseaux décentralisés ont

été construits à Graz [9], où la densité urbaine est forte. Pour ne pas avoir à construire un

second réseau pour l’énergie solaire, et ainsi générer de nouvelles pertes comme en

Allemagne, la Suède mets en place, à Vislanda [22] par exemple des systèmes semblables

à ceux utilisés en France pour le photovoltaïque : lorsque les capteurs solaires intégrés au

bâtiment couvrent plus que les besoins du bâtiment lui-même, l’énergie est injectée au

réseau de chaleur et le propriétaire du bâtiment est payé. Au contraire, lorsque l’énergie

produite par les capteurs n’est pas suffisante, le propriétaire du bâtiment achète l’énergie du

réseau.

Les points communs

Les températures de fonctionnement

Pour la plupart, les réseaux intégrant

aujourd’hui du solaire dans leur production

d’énergie fonctionnent à moyenne ou

basse température. Cela implique que les

bâtiments raccordés soient équipés de

systèmes de chauffage à basse

température (plancher chauffant ou

système aéraulique). Une des conclusions

récurrentes dans les résultats du

programme Solarthermie 2000 est

l’importance d’une bonne évaluation de la

température de retour dans le réseau, pour

la prévision des performances du système.

De nombreux réseaux ont des

performances inférieures à celles

annoncées à cause de températures de

retour plus élevées que prévu. En effet, les performances du système solaire ainsi que du

stockage augmentent avec la diminution de la température de retour du réseau [19,42].

Ainsi, pour le réseau de Marstal, le réseau de chaleur et les installations des consommateurs

Figure 3 : Chaufferie bois et champ solaire à Eibiswald, Autriche [20]

Figure 4 : Performances solaires du réseau autrichien de Deutsch Tschantschendorf en fonction de la température de

retour du réseau [19]


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ont été modernisées et adaptées pour fonctionner à température plus faible (72°C à l’aller,

44°C au retour en été, 32°C au retour en hiver). Pour les réseaux allemands présentés

auparavant, la température de retour varie entre 30°C et 50°C.

On verra tout au long de cette étude en quoi les températures de fonctionnement du réseau

influe sur les performances du solaire dans les réseaux de chaleur.

Les motivations

La plupart de ces réseaux sont construits, exploités ou instrumentés dans le cadre de

programmes internationaux visant à leur développement : le projet SDH Take-off [37] (Solar

District Heating Take off) par exemple regroupe cinq pays européens et a pour but d’intégrer

cette technologie sur le marché. De plus, l’Agence Internationale de l’Energie a récemment

lancé une nouvelle tâche (task 45) dont une partie est consacrée aux réseaux de chaleur

solaires. Il s’agit de partager les retours d’expérience des pays déjà impliqués dans le

développement pour apporter des optimisations aux différents systèmes mais aussi diffuser

l’idée d’un réseau de chaleur au solaire qui fonctionne. Pourquoi cet intérêt grandissant pour

les réseaux de chaleur alimentés au solaire ?

Tout d’abord, les réseaux de chaleur constituent aujourd’hui un bon moyen de mettre en

œuvre des énergies renouvelables telles que le bois et le solaire, plus rentables à grande

échelle que pour des systèmes individuels. De plus, la centralisation de la production pour le

solaire comme pour le bois permet une bonne gestion de la production et assure la prise en

charge et la maintenance du système, ce qui est moins évident chez le particulier pour ces

énergies dites nouvelles. Enfin, malgré la diminution des besoins de chauffage des

bâtiments qui sont ou seront raccordés à des réseaux de chaleur, ceux-ci resteront des

systèmes compétitifs, surtout dans les villes denses [34,38]. Ils fonctionneront à des

températures de plus en plus basses, ce qui rend le solaire d’autant plus intéressant en tant

qu’énergie de production.

On peut ajouter que cette volonté de développer le solaire dans les réseaux dépend en

grande partie du contexte économique et politique des pays. Au Danemark par exemple,

c’est une réelle volonté politique d’indépendance énergétique qui est à l’origine du

développement des réseaux de chaleur, alimentés par cogénération d’abord, puis

aujourd’hui au solaire.

1.1.2 En France

A l’échelle européenne, les réseaux de chaleur sont aujourd’hui perçus comme un moyen de

contribuer à la lutte contre le réchauffement climatique, et de valoriser certaines sources

d’énergies renouvelables ou de récupération, moins rentables à plus petite échelle. Qu’en

est-il en France ?

Il existe aujourd’hui 450 réseaux de production de chaleur et de froid sur le territoire français.

Cela représente 6% de l'énergie consommée en France pour le chauffage. Les 2/3 de cette

énergie alimentent des logements, le reste sert à chauffer des bâtiments des secteurs du

tertiaire et de l'industrie [23].


Septembre 2011

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Les énergies utilisées pour la

production de chaleur varient

énormément selon les réseaux.

Contrairement à la plupart des pays

européens, le développement de

réseaux n’est pas uniquement lié à

celui de la cogénération, la production

d’électricité en France étant

majoritairement nucléaire.

L’énergie dite ‘de récupération’ est celle

issue de la combustion des déchets.

Dans les énergies renouvelables, on

compte le bois et la géothermie. Le

solaire n’apparaît pas actuellement

dans le mix énergétique des

réseaux français. Mais le fait de posséder déjà autant de réseaux constitue un avantage par

rapport aux pays où il n’y en a pas ou très peu.

Cependant, de nombreuses aides et mesures on été prises récemment pour favoriser les

réseaux de chaleur utilisant des énergies renouvelables et de récupération à plus de 50%.

Ainsi, de plus en plus de communes françaises, où il est plus simple d’installer un nouveau

réseau que dans une grande ville, choisissent les petits réseaux de chaleur alimentés

quasiment exclusivement au bois. En suivant l’exemple de l’Autriche et de la Suède, on

pourrait alors imaginer rendre ces réseaux totalement autonomes, alimentés à 100% par des

énergies renouvelables, en couplant de façon intelligente le bois et le solaire. C’est l’idée qui

va être mise en œuvre dans les futurs éco-quartiers à Balma en banlieue de Toulouse et à

Juvignac dans l’Hérault avec un objectif de couverture de 80% des besoins de chauffage et

d’eau chaude sanitaire par des centrales biénergies bois et solaire [24,25].

Le réseau de Saint Jean d’Arvey

Un exemple très représentatif de ces petits réseaux bois est le réseau de la commune de

Saint Jean d’Arvey, en Savoie. Il compte actuellement 400 kW de puissance raccordée et va

bientôt s’étendre. Le réseau est dimensionné pour que la demande soit couverte à 90 % par

l’énergie bois et 10% par le fioul. Pour l’instant, le réseau ne fonctionne pas en été, car le

rendement bois serait trop mauvais, et chaque bâtiment raccordé doit avoir son propre

système de chauffage de l’eau chaude sanitaire. Le réseau fonctionne avec un régime de

température de 87/70 °C. Ce sont des températures relativement élevées par rapport à

celles des réseaux solaires existants. Cependant, même si quelques réseaux basse

température se développent actuellement [35], la grande majorité des réseaux français

fonctionnent à des températures équivalentes à celles du réseau de Saint Jean d’Arvey,

quand ils ne fonctionnent pas à la vapeur (110°C et plus).

L’adjoint au maire de la commune, M. Massonnat, a pu nous fournir les consommations

mensuelles de chaque bâtiment relié au réseau. Ainsi, nous avons pu nous baser sur ce

réseau comme exemple pour la suite de l’étude.

Renouvelable & récupération

29%

Gaz cogénération

33%

Gaz hors cogénération

16%

Fioul8%

Charbon10%

Autres4%

Bouquet énergétique des réseaux de chaleur français

Figure 5 : Répartition des énergies sources des réseaux de chaleur français


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1.2 Le système

Il n’existe pas aujourd’hui de schéma type d’intégration du solaire sur un réseau de chaleur.

Au fur et à mesure, plusieurs ont été testés dans différents pays et différentes architectures

de réseaux. Les tendances décrites pour chaque pays ne sont de loin pas des règles et

l’intégration du solaire semble s’adapter au pays, au lieu et au réseau s’il existe déjà. Au

cours de l’étude bibliographique, de nombreux réseaux ont été recensés, avec chacun leurs

caractéristiques et les données disponibles les concernant. La liste de ces réseaux et de

leurs particularités est donnée en annexe 2.

Etant donné le nombre de paramètres qui peuvent varier dans la conception d’un réseau et

dans la façon d’y intégrer du solaire, il n’a pas été facile de définir une typologie. Cependant,

trois tendances différentes apparaissent et ont été retenues pour cette étude. Les deux

critères retenus sont le type de stockage et la localisation des capteurs solaires.

Solaire centralisé avec

stockage journalier

Solaire avec stockage

saisonnier

Solaire décentralisé avec

stockage journalier

Les capteurs sont au sol ou sur le toit de la chaufferie. Le stockage est dimensionné pour un ou deux jours de besoins et permet de distribuer la nuit l'énergie produite par les capteurs le jour.

Les capteurs sont en champ solaire (ici sur le schéma) ou sur le toit des bâtiments du réseau. Le stockage saisonnier centralise toute l'énergie solaire excédentaire en été pour la restituer au réseau en automne/hiver.

Les capteurs sont installés sur les bâtiments desservis par le réseau. L’énergie solaire peut être injectée en priorité aux bâtiments ou centralisée grâce à un second réseau appelé réseau solaire.

La couverture solaire peut atteindre au maximum 30% sur l'année, mais jusqu'à 90% ou plus en été.

La couverture solaire peut alors atteindre 60%, voire 90% sur toute l'année.

Pour une même surface de capteurs, la couverture solaire reste semblable à celle du centralisé.

C'est l'intégration la plus simple, facile à mettre en place sur un réseau déjà existant.

Le stockage saisonnier permet de résoudre le problème du décalage entre la production solaire et les besoins de chauffage et donc d'augmenter très nettement la fraction solaire.

Le fait de décentraliser les capteurs permet de résoudre le problème de l’emprise au sol des champs de capteurs solaires.

Cela nécessite de l'espace pour

le champ de capteurs solaires.

Malgré une meilleure rentabilité en réseau qu'en individuel, le stockage saisonnier peu rester onéreux à mettre en œuvre.

Cette intégration nécessite la mise en place d'un deuxième échangeur dans la sous-station, voire d’un deuxième réseau et ne permet plus un entretien aussi facile des installations solaires qu'en centralisé.

C'est le cas des réseaux d’Eibiswald en Autriche, Braedstrup au Danemark, ou Kungläv en Suède par exemple.

C'est le cas des réseaux tels que ceux de Crailsheim [40], Hamburg ou Rostock en Allemagne, ou Drake Landing au Canada.

C'est le cas des réseaux du Berliner Ring à Graz [36] et Salzburg Lehen en Autriche ou de Vislanda en Suède.

CHAUFFERIE

CENTRALE

CHAUFFERIE

CENTRALE

CHAUFFERIE

CENTRALE


Septembre 2011

Confidentiel CEA

L’étude bibliographique a permis de constater qu’une grande variété d’intégration du solaire

dans les réseaux de chaleur avait été testée. Cependant, chaque résultat dépend non

seulement du choix fait pour cette intégration mais aussi du type de bâtiments raccordés, de

la taille du réseau et du climat. Il est donc intéressant de comparer les différentes options

d’intégration du solaire sur un seul et même réseau. Pour cela, le réseau devait être

modélisé, de manière à créer une base pour différentes simulations d’intégration du solaire.

2 Développement du modèle

Le logiciel de simulation dynamique choisi pour développer le modèle est TRNSYS.

2.1 Méthodologie

La bibliothèque TRNSYS propose des types, c'est-à-dire des modèles mathématiques déjà

programmés de différents systèmes : chaudière, ballon de stockage, etc. Il faut renseigner

les différents paramètres nécessaires au calcul pour chaque type et les relier entre eux en

précisant quelles données doivent être échangées.

Pour développer un modèle, la meilleure méthode consiste à partir du plus simple possible

(un seul type représentant la chaudière) et de compliquer le modèle au fur et à mesure en

testant son fonctionnement à chaque étape. Cela nécessite parfois plus de travail : par

exemple, créer une charge fictive cohérente pour éviter de modéliser tout de suite les

bâtiments. Pourtant au final, cela fait gagner du temps car étant donné le nombre de

paramètres et de liaisons il serait très difficile une fois le modèle terminé de déterminer

l’origine d’une erreur. Le modèle a donc été construit en plusieurs étapes : la partie

production d’abord, puis les bâtiments séparément, avant de les relier par le réseau de

distribution.

Deux difficultés principales sont apparues lors de la création de ce modèle. Tout d’abord, le

fait de devoir renseigner des caractéristiques très précises de certains systèmes. Pour les

composants déjà existants dans le réseau tel que les échangeurs des sous-stations dont les

coefficients d’échange ne sont pas connus, ou pour les valeurs de gain et de temps

d’intégration du régulateur PID qui n’existe pas actuellement sur le réseau de Saint Jean

d’Arvey, le même problème se pose. Il faut déterminer des valeurs qui doivent être le plus

proche possible de ce qu’elles pourraient être dans la réalité et qui permettent au modèle de

donner des résultats cohérents. Beaucoup de recherches sur les documents constructeurs et

d’extrapolation sont alors nécessaires pour essayer de faire coller au maximum le modèle à

la réalité.

Enfin, à chaque pas de temps (0,1h) le logiciel itère jusqu’à convergence, c'est-à-dire jusqu’à

ce que la différence entre le résultat précédent et l’actuel soit inférieure à la tolérance de

convergence (0,001). Or, au fur et à mesure de l’élaboration du modèle, sa complexité

s’accroit et les calculs convergent de moins en moins facilement. Pour un réseau de chaleur,

le nombre de types et de paramètres est énorme en raison de la multiplication du nombre de

bâtiments. Il a même fallu pour ce modèle augmenter le nombre de paramètres autorisé par

TRNSYS. Après test, il s’avère qu’augmenter la tolérance de convergence à 0,003 peut faire

varier les résultats de bilan annuel de 10 MWh. En conséquence, il n’est pas envisageable

d’augmenter cette tolérance et il faut ajuster chaque paramètre jusqu’à l’obtention d’un


Septembre 2011

Confidentiel CEA

modèle stable. Certains types sont plus instables que d’autres. Par exemple, le choix de

l’emplacement des puisages dans le ballon de stockage peut avoir beaucoup d’influence sur

la convergence.

2.2 Le modèle

2.2.1 La production

De façon à respecter un schéma hydraulique cohérent, issu d’un exemple réel, le réseau

d’Eibiswald en Autriche a été choisi. En effet, il s’agit d’un réseau couplé bois et solaire, pour

lequel plusieurs données sont disponibles [20,21]. Cela a donc permis de vérifier la

cohérence des résultats obtenus grâce au modèle. La description détaillée du réseau ainsi

que son schéma hydraulique sont disponibles en annexe 3.

La modélisation de cette partie production a été l’occasion de réaliser une étude sur le

schéma hydraulique proposé. Partant du schéma le plus simple imaginable, chaque

modification a été testée et son influence identifiée. Cette étude est disponible en annexe 4.

Le schéma hydraulique finalement modélisé sur TRNSYS est le suivant :

Figure 6: Schéma hydraulique de la production couplée bois et solaire

En partant sur cette base, le modèle a pu ensuite être développé et dimensionné pour le réseau de Saint Jean d’Arvey. La même méthode de dimensionnement et de paramétrage décrite ci-après a été utilisée pour l’ensemble du projet. Lorsque la puissance varie, les mêmes calculs sont effectués pour dimensionner les autres paramètres qui en découlent.

La chaudière bois : type TRNSYS 869

Le bois On considère un bois déchiqueté à 30% d’humidité ayant un PCI de 3,3 [kWh/kg]. Ainsi, TRNSYS calcule directement la consommation de bois sec, ce qui permet d’obtenir le rendement sur PCI de la chaudière.

La modulation La chaudière est capable de moduler sa puissance en fonction de la consigne de température d’eau en sortie entre une puissance maximale et une puissance minimale, égale à 30% de la puissance maximale. Pour St Jean d’Arvey, la puissance maximale est considérée de 50 [kW] de plus que la puissance souscrite par le réseau, soit 450 [kW]. La chaudière module ensuite en fonction de sa température de sortie. Dans la simulation la plus simple, les valeurs sont fixes : la chaudière se met en route si la température de sortie descend en dessous de Ton = 77[°C], module ensuite pour rester à Tset = 87[°C], et s’arrête si malgré la puissance minimale elle atteint Toff= 97[°C]. Toff permet d’arrêter la chaudière si on dépasse

Stockage

journalier

V1

V2

V3

V4


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Tmax même lorsque le temps minimum d’allumage de la chaudière n’est pas encore dépassé. La température Tset est définie par une loi d’eau entre 87[°C] et 75[°C] en fonction de la température extérieure (voir annexe 4).

Poids, Volume et Capacité thermique Pour déterminer des valeurs réalistes de ces paramètres, la fiche technique de chaudière de marque COMPTE R (ref : AQ06FT00007) [26] a été exploitée. Poids : 9000 [kg] Capacité thermique : 9000 * 0,46 (capacité thermique de l’acier) = 4140 [kJ/kg] Volume d’eau : 2,5 [m3]

Débit Le débit dans la chaudière est calculé pour un ΔT de 15 [°C].

Pertes En se basant sur le bilan d’une petite chaudière bois 20 [kW] [27], on observe que les pertes par rayonnement et convection peuvent atteindre 12%. On considérera une valeur plus faible pour une chaudière de puissance beaucoup plus élevée, évaluée à 6%. Ce niveau de pertes est atteint avec une valeur de coefficient de perte à l’ambiance de 2500 [kJ/hK]. On obtient ainsi le bilan annuel de chaudière ci-contre.

Le ballon de stockage journalier : type TRNSYS 340

Volume du ballon : Le volume du ballon existant est de 5 [m3]. Il sert à éviter les

courts cycles de la chaudière bois. On vérifie tout d’abord que ce ballon n’est pas

surdimensionné. Pour cela, on calcule combien de temps il permet de stocker

l’énergie produite par la chaudière, lorsque celle-ci fonctionne à puissance minimale.

On considère que la chaudière fonctionne entre 60 [°C] et 87 [°C]. On applique la

formule suivante :

Le ballon est donc capable de stocker 157 [kWh]. La puissance minimale de la

chaudière étant de 135 [kW], cela correspond à un stockage de 1 heure 10 minutes.

Le ballon n’est donc pas surdimensionné.

Pour la création du modèle, on conserve le volume du ballon existant, soit 5 [m3] et

on lui ajoute un volume solaire, avec un ratio de 50 [l/m²] soit pour 75 [m²] de

capteurs, 3,75 [m3]. On obtient donc un ballon de 8,75 [m3]. La hauteur est de 3 [m].

Isolation ballon : 20 [cm] d’isolant λ =0.04

Les capteurs solaires : type TRNSYS 832

Surface de capteurs On dimensionne les capteurs comme s’il s’agissait d’une simple installation collective

de chauffage solaire d’ECS. Grâce au logiciel Solo2000 et à la consommation

moyenne journalière d’ECS, on détermine pour quelle surface de capteurs la fraction

d’ECS produite grâce au solaire est de 60 % sur l’année et entre 85 et 90% en été,

21%

6%

73%

Bilan chaudière

Pertes par les fumées

Pertes par le corps de chauffe

Rendement

Figure 7 : Bilan de la chaudière bois modélisée


Septembre 2011

Confidentiel CEA

tout en conservant une productivité entre 400 et 600 [kWh/m²an] [7]. Le détail de la

simulation Solo2000 est disponible en annexe 5. Pour le réseau de Saint Jean

d’Arvey, on obtient une surface de capteurs solaires de 75 [m²]. Avec un débit de 30

[l/h.m²], on obtient un débit total dans le champ solaire de 2250 [kg/h].

- Caractéristiques techniques : capteurs à double couvertures transparente

(a0 = 0,817, a1 = 2,205 [W/m².K], a2 = 0,0135 [W/m².K²]).

Données météo TRNSYS lit les données météo nécessaires aux calculs de fonctionnement des capteurs solaires dans un fichier météo de Chambéry. Ce fichier est issu de la base Météonorm. Les valeurs horaires données sont calculées à partir des grandeurs mensuelles moyennées sur 10 ans.

Régulation Il n’y a du débit dans les capteurs solaires que lorsqu’il y a de la chaleur à récupérer, c'est-à-dire quand la température en sortie des capteurs est plus élevée que la température en bas du ballon.

L’échangeur : type TRNSYS 5b

Le dimensionnement des échangeurs sera le

même pour tout le modèle. Le seul paramètre à déterminer est le coefficient de transfert

thermique CTT de l’échangeur en [kJ/h.K]. On fixe arbitrairement pour tous les échangeurs un

ΔTLM (différence des températures logarithmiques moyennes) de 4. On obtient ainsi :

CTT =

La régulation des vannes trois voies :

V1 : Bypass entre l’aller et le retour de la chaudière bois. Assure un ΔT de 15°C maximum

entre l’eau en entrée de la chaudière et la consigne de sortie.

V2 : La vanne V2 permet de puiser de l’eau au milieu du ballon si la température en haut du

ballon est trop élevée pour respecter la consigne de température de l’eau envoyée au

réseau.

V3 : La vanne V3 permet de réinjecter l’eau de retour du réseau au centre du ballon si elle

est plus chaude que celle du bas du ballon. De cette façon, on conserve une température en

bas du ballon la plus froide possible pour profiter au maximum de l’énergie solaire.

V4 : La vanne V4 permet d’injecter l’eau chauffée par l’énergie solaire en haut du ballon

lorsqu’elle est assez chaude pour être envoyée directement dans le réseau. Ainsi, la

stratification est respectée.

Le détail des équations et lois d’eau régissant le fonctionnement de ces vannes est détaillé

en annexe 4.

Débit

capteurs

0

Tcapteurs - Tbasballon 2 0 5

Figure 8 : Régulation du débit dans les capteurs solaires


Septembre 2011

Confidentiel CEA

2.2.2 Charges

Les données sur les consommations du réseau de chaleur de Saint Jean d’Arvey récupérées

sont les consommations mensuelles de chaque bâtiment ainsi que les consommations

globales au niveau de la chaufferie sur les sept dernières années. Malheureusement, cela ne

suffit pas à appliquer les méthodes existantes de reconstitution des charges [28,29].

Il était donc possible soit de créer une demande fictive en extrapolant à partir des données

obtenues, soit de modéliser la totalité du réseau. Les deux solutions ont été testées de

manière à pouvoir rapidement construire la partie production du réseau sans passer trop de

temps à modéliser les charges grâce à la première solution d’extrapolation. Ensuite la

modélisation complète du réseau a permis de mieux visualiser le fonctionnement du réseau

dans son ensemble et par la suite d’intégrer du solaire sur les bâtiments directement. De

plus, cela a bien sûr permis de comparer les résultats obtenus grâce aux deux approches de

façon à valider la première. La méthode simplifiée d’extrapolation des charges par rapport

aux données connues est détaillée en annexe 6. On détaille ci-dessous la modélisation du

réseau sous TRNSYS.

Figure 9 : Schéma du réseau de Saint Jean d'Arvey (avec solaire centralisé)

Chaufferie

OPAC1 OPAC2 OPAC3

Ecole

Ateliers

Mairie

Hotel

92 m

36 m 36 m 36 m

19 m

60 m36 m

30 m

12 m

43 m

40 kW 40 kW 40 kW

20 kW

50 kW

150 kW

60 kW

A


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Les bâtiments

Le réseau alimente sept bâtiments dont la puissance souscrite est connue.

Bâtiment Type Puissance

souscrite

Puissance

chauffage

estimée

Puissance

ECS

estimée

Justification

OPAC

3

bâtiments

7 logements

sur 456 [m²] et

170 [m²] de

commerces

40 [kW] 24 [kW] 16 [kW]

Estimations sur le

chauffage urbain de

Massy: 5 kW par logement,

ce qui correspond à notre

cas, dont 3 kW pour le

chauffage et 2 pour l'ECS

Hôtel 3 chambres et

un restaurant 60 [kW] 36 [kW] 24 [kW]

Même dimensionnement

que pour bâtiment de

logement

Ateliers Lieu de travail

et entrepôt 50 [kW] 45 [kW] 5 [kW]

Hypothèse : quasiment

aucun besoin d'ECS car

lieu de travail

Ecole 150 [kW] 140 [kW] 10 [kW] "

Mairie 20 [kW] 18 [kW] 2 [kW] "

Chaque bâtiment, avec sa sous-station est modélisé sous TRNSYS de la même façon. Seuls

les paramètres des types changent :

Figure 10 : Représentation du bâtiment et de la sous-station sous TRNSYS

Exemple de dimensionnement pour le bâtiment OPAC1 :

- Le bâtiment : type TRNSYS 893

Il s’agit d’un modèle de bâtiment simplifié selon la norme ISO 13790-2008.


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Les paramètres à renseigner au modèle sont calculés grâce à un fichier Excel qui utilise des

données sur le bâtiment : surface, nombre d’étages, inertie du bâtiment, taux de surface

vitrée, taux de renouvellement d’air, propriétés des parois et des vitres par exemple.

Ces données ne sont pas connues en ce qui concerne les bâtiments que dessert le réseau

de chaleur de St Jean d’Arvey. Cependant, ces valeurs ont été calculées pour les bâtiments

types de la tâche 26 de l’AIE (Agence Internationale de l’Energie) sur les systèmes solaires

combinés. En se basant sur ces valeurs de l’AIE et en les modifiant légèrement pour obtenir

la puissance réellement souscrite par le bâtiment de St Jean d’Arvey, tout en respectant la

surface des bâtiments raccordés au réseau, on obtient les paramètres à renseigner au

modèle. Chaque bâtiment a ensuite été testé dans un fichier de simulation spécifique pour

s’assurer que la puissance maximale appelée et la consommation d’énergie annuelle

obtenues avec le modèle sont bien les mêmes que pour les bâtiments réels et que les

valeurs choisies assurent une réaction logique du modèle aux apports d’énergie par le

radiateur. Les valeurs choisies pour le modèle du bâtiment OPAC1 sont disponibles en

annexe 7.

La température extérieure et la température d’air neuf, ainsi que l’ensoleillement sur les

parois sont données par le fichier météo. La puissance de chauffage est donnée par le

radiateur, et on ne considère pas d’apports internes.

La régulation de la température dans le bâtiment fonctionne en réduit de nuit. La consigne

est de 19 [°C] le jour et 16 [°C] la nuit. Les horaires définissant le mode jour et le mode nuit

varient en fonction des bâtiments et de leur fonction. La régulation du débit dans le radiateur

se fait grâce à un régulateur on/off qui envoie du débit dans le radiateur lorsque la

température opérative dans le bâtiment est inférieure à la consigne et qui arrête le débit

lorsque la température opérative est de 1[°C] supérieure à la consigne.

- Le radiateur : type TRNSYS 262

Ce type ne pouvant fonctionner correctement lorsqu’il apparait plusieurs fois sur le même

modèle, il a été cloné et renommé différemment, mais il s’agit toujours du même radiateur.

Les paramètres fixes sont définis comme suit :

Les autres paramètres dépendent du dimensionnement du radiateur :

Paramètre Formule Résultat pour OPAC1

ΔT réel entre l'ambiance et le radiateur

ΔTréel = 56 [K]

Puissance nominale à ΔT = 60 [K]

Pnominale (ΔT60) = 43,7 [kW]

Débit maximum

avec ΔTradiateur = 20 [K] Qmax = 1881 [kg/h]

Capacité thermique *

Cp radiateur = 2152 [kJ/K]

Coefficient émissivité 0.93

Fraction radiative de la puissance nominale 0.35

Exposant n 1.287


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Confidentiel CEA

*Elle dépend de la puissance du radiateur. Dans notre cas et du fait de très grandes

puissances, nous considérons qu’il s’agit de plusieurs éléments, d’une puissance unitaire de

163 [W] ayant un poids de 5.85 [kg] et contenant un volume d’eau de 1.27 [L]. Le poids de

l’acier et celui de l’eau, pondérés par leurs capacités thermiques respectives donnent celle

du radiateur fictif.

- Les besoins d’eau chaude sanitaire

Les puisages d’ECS à 45 [°C] sont modélisés grâce au logiciel DHWCalc [43]. Celui-ci

permet de créer un fichier texte donnant un débit d’ECS en [l/h] pour chaque pas de temps,

qui pourra ensuite être lu par TRNSYS. Le programme répartit la consommation d’ECS en

fonction de probabilités sur l’année. L’utilisateur peut faire varier les paramètres tels que les

profils sur l’année en fonction des jours, saisons, vacances et donner des indications sur le

débit et la durée des puisages. Cinq fichiers différents ont donc été générés en fonction des

cinq types de bâtiments différents.

Le débit moyen est considéré de 50 [l/jour.personne] dans les logements. Quatre types de

puisages sont considérés pour les logements, avec des probabilités de puisage plus

importantes le weekend que la semaine. Par contre pour les bâtiments tertiaires, un seul

type de puisage est considéré, et aucun puisage le weekend. Pour l’école on considère aussi

qu’il n’y a pas de puisage pendant les vacances scolaires.

La température de l’eau froide qui alimente le ballon et qui permet au mitigeur de régler la

température d’eau chaude sanitaire à 45 [°C] varie légèrement selon la saison. Elle est

calculée par la formule suivante :

Avec : tav : Température moyenne de l’eau froide

dtampl : Amplitude de variation de la température au cours de l’année

doff : Temps de décalage entre la température extérieure et la température de l’eau

froide

TIME : Heure dans la simulation

- Le ballon d’eau chaude sanitaire

Le ballon contient de l’eau à 60[°C] pour permettre à tout moment un puisage d’eau chaude

par le mitigeur. Le système est dimensionné en semi-accumulé [30] de façon à lisser les

appels de puissance d’eau chaude sanitaire. Le volume du ballon permet de satisfaire les

pointes de consommation de 10 minutes. Cela permet de diminuer la puissance souscrite

pour l’eau chaude sanitaire par rapport à un système de production instantanée.

Ainsi, les appels de puissance pour l’eau chaude sanitaire sur le réseau ont lieu lorsque la

température du ballon descend en dessous de 58[°C] et s’arrêtent lorsque cette température

dépasse 62[°C].

La formule suivante permet de déterminer le volume de stockage à mettre en place :

P =

Avec P : Puissance en [kW] installée (souscrite) pour l’ECS


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Confidentiel CEA

Vph : Volume en [L] à fournir pendant la pointe horaire à une température de consigne Tc

Pour les logements : Vph = 0 ,75 * 150 * N ; N le nombre de logements

tph : Durée de la pointe horaire en [heure] ; tph = (5*N0.905) / (15 + N0.92) pour les

logements

Tf : température de l’eau froide en [°C]

Vs : volume utile de stockage en [L]

Ainsi, pour le bâtiment OPAC1 ayant une puissance souscrite pour l’ECS de 16 [kW] et

comptant 7 logements, on calcule un volume de stockage de 407 [l].

Le débit dans l’échangeur à l’intérieur du ballon dépend lui aussi de la puissance :

Δ avec ΔT = 20°C

Pour dimensionner le stockage dans les bâtiments tertiaires, on part de l’hypothèse que le

volume de stockage correspond à la consommation moyenne journalière, soit 100 [l] pour les

Ateliers, 150[l] pour l’école et 10[l] pour la mairie.

- La régulation

La vanne trois voies en sortie de l’échangeur de la sous-station permet d’envoyer l’énergie

soit dans les radiateurs du bâtiment, soit dans le ballon de préparation d’ECS, ou les deux à

la fois. Ainsi, les débits appelés dans le radiateur et dans le ballon sont additionnés pour

calculer le débit total dans l’échangeur côté bâtiment. Ensuite, la part nécessaire à l’eau

chaude sanitaire est calculée et la consigne donnée à la vanne trois voies.

Résultats

La modélisation décrite ci-dessus permet d’obtenir le profil d’appel de puissance sur une

année :

Figure 11 : Profil d'appel de puissance annuel


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Confidentiel CEA

2.2.3 Le réseau de distribution

Dimensionnement des conduites

Les longueurs des conduites ont été mesurées sur le plan fourni par la commune de St Jean

d’Arvey. Elles sont consultables sur la figure 9.

Connaissant les puissances souscrites de chaque bâtiment, on en déduit la puissance

circulant dans chaque conduite, que l’on peut donc dimensionner. L’exemple ci-dessous est

donné pour la première conduite, c'est-à-dire une puissance maximale de 400 [kW]. Le ΔT

du réseau est considéré de 20[°C] dans un premier temps.

- Débit :

soit Qv = 0.0048 [m3/s]

- Surface de la section de la conduite :

car on

choisit une vitesse moyenne dans les conduites de 1,5 [m/s]

- Diamètre :

Le tube ayant le diamètre le plus proche de cette valeur dans le catalogue des tubes pré-calorifugés INPAL [31] donne ensuite les paramètres de la conduite : diamètres, épaisseur et épaisseur d’isolant. Le volume de conduites total pour le réseau de St Jean d’Arvey est de 1,36 [m3]. Régulation

Réglage des vannes trois voies

On considère qu’il n’est pas possible de régler à chaque instant la part du débit dans chaque

branche pour s’adapter à la répartition des appels de puissance en temps réel. Ainsi, quel

que soit le débit circulant dans le réseau, la part dans chaque branche reste fixe. Les vannes

trois voies sont donc réglées une fois pour toutes en fonction de la puissance souscrite. Elles

permettent de réaliser un équilibrage hydraulique du réseau au régime de fonctionnement

nominal.

Par exemple, pour la première vanne trois voies (A sur le schéma de la figure 9), le débit qui

arrive de la chaufferie correspond à la puissance totale appelée. La part de la puissance

totale maximale souscrite par la branche de gauche est :

Ainsi 30 % du débit partira dans la voie de gauche même si aucune puissance n’était

appelée dans cette branche.

Débit variable dans le réseau

Le débit dans le réseau doit être variable en fonction de la demande de façon à ne pas

gaspiller trop d’énergie électrique et assurer une température de retour plus faible. Pour

évaluer la puissance appelée à un moment donné, on va mesurer la différence de

température entre l’aller et le retour du réseau ΔTréseau. Si ΔTréseau augmente, c’est que la

puissance appelée augmente et inversement.

L’idéal serait donc d’arriver à maintenir un ΔTréseau constant fixé à 20[°C]. On met donc en

place un régulateur PID qui va utiliser la mesure de l’erreur entre le ΔTréseau réel et la

consigne de 20[°C] pour ajuster le débit envoyé dans le réseau.


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Confidentiel CEA

Le débit doit en théorie varier entre un débit nul et sa valeur maximale définie par :

avec Pmax = 400 [kW] et ΔT = 20 [°C]

Le problème est de définir les valeurs des paramètres du PID pour TRNSYS. Le gain, le

temps d’intégration et le temps de dérivation doivent être déterminés. Cependant, le

descriptif du type précise que ces valeurs ne correspondent pas à celles d’un régulateur réel.

Pour définir les meilleures valeurs possibles, plusieurs combinaisons ont été

systématiquement testées de façon à trouver celles qui engendrent la meilleure régulation et

le moins d’erreurs de convergence.

Après simulation, il s’avère qu’une seule combinaison de paramètres permet au modèle de

converger : Gain = 10, temps d’intégration Ti = 0.1[h] (soit le pas de temps de la simulation),

temps de dérivation Td = 0 [h].

Pour évaluer l’efficacité de la régulation, on trace le ΔTréseau sur une journée. On observe des

graphiques très différents en été ou en hiver.

On observe qu’en hiver, la consigne de 20[°C] pour le ΔTréseau n’est pas bien respectée. Il

existe plusieurs explications. En hiver, la consommation due au chauffage est beaucoup plus

élevée en journée que la nuit, à cause du réduit de nuit. On observe donc un pic

d’augmentation du ΔTréseau au début de la journée (premier pic sur le graphique) qui

correspond à une augmentation de consommation. Malgré un décalage des horaires de

changement de consignes en fonction des différents bâtiments, ce pic créé un déséquilibre

qui doit être compensé par le régulateur. On observe aussi que le temps de réaction du

système est important. Ce phénomène s’explique par la longueur du réseau qui provoque de

l’inertie.Il apparaît ainsi un temps de décalage entre le moment où le bâtiment appelle plus

de puissance, le moment où l’erreur calculée au départ du réseau augmente et le moment

où le débit augmente effectivement.

En été par contre, la consommation est plus stable, puisqu’il n’y a pas de variation due à la

consommation de chauffage. La consigne est alors beaucoup mieux respectée et le débit

dans le réseau beaucoup plus constant.

Figure 12 : ΔTréseau (rouge) et débit réseau (bleu) sur une journée d’hiver (31 décembre)

Figure 13 : ΔTréseau (rouge) et débit réseau (bleu) sur une journée d’été (31 juillet)


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Confidentiel CEA

On pourrait imaginer obtenir une meilleure précision du régulateur en raccourcissant le pas

de temps de la simulation mais cela augmenterait considérablement le temps de calcul.

2.2.4 Régimes de températures

Le modèle a été développé avec les températures de fonctionnement de Saint Jean d’Arvey,

dont on connaît la température de consigne, soit 87[°C] maximum pour l’aller du réseau.

Cependant, le solaire est le plus souvent intégré sur des réseaux à plus basse température,

de manière à optimiser le système de production solaire. Ainsi, une étude paramétrique a été

réalisée sur ce modèle pour observer l’influence du régime de température du réseau, mais

aussi de divers autres paramètres tel que le ratio entre le volume de stockage et la surface

de capteurs. Cette étude est disponible en annexe 8 et conclut effectivement à une meilleure

performance solaire pour un régime de température plus bas.

2.2.5 Conclusion

La création de ce modèle a permis de définir une base de comparaison des différents types

d’intégration du solaire dans les réseaux de chaleur. De plus, tout au long du développement

de ce modèle, de nombreuses questions pratiques se sont posées concernant certains

points précis de la régulation des réseaux et de leur dimensionnement. Il a alors fallu

imaginer, en s’appuyant sur la bibliographie et les connaissances du LETh concernant les

systèmes solaires thermiques, comment ces problèmes pratiques étaient résolus lors de

l’étude de faisabilité d’un réseau de chaleur intégrant du solaire. Ainsi, outre le fait de fournir

une base à la suite de ce projet, la réalisation de ce modèle TRNSYS a permis d’acquérir

des connaissances précises sur le système et de se confronter aux problématiques qu’il

engendre.

3 Le solaire centralisé

3.1 Hypothèses de modélisation

Le fichier de modélisation réalisé dans cette partie correspond au dimensionnement décrit

dans la deuxième partie.

Figure 14 : Schéma de principe d'un réseau de chaleur avec solaire centralisé

CHAUFFERIE

CENTRALE


Septembre 2011

Confidentiel CEA

On récapitule les hypothèses principales :

3.2 Résultats

On obtient le bilan suivant :

La consommation d’énergie du réseau

de Saint Jean d’Arvey varie en fonction

des saisons entre 500 et 600 [MWh]. Ici,

le bilan correspond plus à l’année

2006/2007 par exemple, où le réseau a

consommé 507 [MWh] sans fonctionner

en été. Les pertes s’approchent aussi du

bilan réel du réseau puisqu’à St Jean

d’Arvey elles s’élèvent à environ 100

[MWh] par an.

(1) Taux de couverture solaire

Le taux de couverture solaire, annuelle ou mensuelle est calculé grâce au rapport suivant :

Avec : Csolaire le taux de couverture solaire

Esolaire l’énergie amenée au ballon de stockage par les capteurs solaires [MWh]

Etotale réseau l’énergie totale fournie au réseau en sortie du ballon de stockage [MWh]

(2) Taux d’économie d’énergie bois

La suppression des capteurs solaires dans le modèle a permis de créer un modèle sans

solaire, mais qui fonctionnerait quand même en été. En effet, il n’était pas possible de

calculer cette économie directement par rapport au réseau actuel puisque celui-ci ne

fonctionne pas de juin à septembre. On peut donc se baser sur ce modèle pour calculer les

économies d’énergie obtenues. En ce qui concerne la consommation de bois, elle est

calculée, en kg, par le type TRNSYS modélisant la chaudière bois. Le taux d’économie

d’énergie est donc obtenu grâce à la formule suivante :

TEEbois : taux d’économie d’énergie bois apporté par l’intégration du solaire sur le réseau

Cbsans solaire : consommation de bois donnée par TRNSYS pour le modèle sans solaire en [kg]

Puissance souscrite par le réseau 400 kW

Puissance de la chaudière bois 135 - 500 kW

Surface de capteurs solaires 75 m²

Volume de stockage journalier 8,75 m3

Energie fournie par la chaudière bois 494.1 MWh

Energie fournie par les capteurs solaires 39.8 MWh

Energie fournie au réseau 534.3 MWh

Energie perdue dans les canalisations 91.1 MWh

Energie fournie aux échangeurs des sous-stations 442.9 MWh

Somme des énergies appelées par les bâtiments 442.4 MWh

Couverture solaire annuelle (1) 7.45 %

Taux d’économie d’énergie (bois) par rapport au même réseau sans solaire (2) 9%


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Cbavec solaire : consommation de bois calculée par TRNSYS pour le modèle avec solaire en

[kg]

Figure 15 : Part des énergies bois et solaire dans la production d'énergie

Le taux de couverture solaire de 9% sur l’année est réaliste, par contre la couverture au

meilleur mois (juillet) et un peu faible (61%).

3.3 Variation de la surface de capteurs

En conservant le volume de

stockage fixe de 8,75 [m3],

augmenter la surface de capteurs

permet d’obtenir les résultats ci-

contre.

On observe ainsi que peu importe

l’augmentation de la surface de

capteurs après 1000 [m²], ce

volume de ballon ne permettra

pas de dépasser de beaucoup la

barre des 30% de couverture

solaire annuelle.

On note, grâce aux bilans

mensuels réalisés pour chaque

point de la courbe, que la

chaudière ne fournit plus aucune énergie en été à partir de 400 [m²] de capteurs solaires.

Cela signifie que la chaudière bois peut effectivement être arrêtée de juin à septembre, ce

qui permet d’effectuer la maintenance et d’éviter les court-cycles. Dès 200 [m²], la chaudière

peut être arrêtée pour deux mois en juillet et en août.

1%

2%

4%

11%

23%41%

61% 55% 34%

6%

1%

1%

0

20

40

60

80

100

120

(MW

h)

Répartition des énergiesPart du solaire

Energie solaire

Energie bois

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 500 1000 1500

Co

uvert

ure

so

lair

e (

%)

Surface panneaux (m²)

Vstockage = 8,75 m3

Figure 16 : Couverture solaire en fonction de la surface de capteurs pour Vballon = 8,75 m

3


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Figure 17: Répartition des énergies de production sur les mois de juin à septembre en fonction de la surface de capteurs

3.4 Variation du volume de stockage journalier

3.4.1 Par rapport à l’énergie maximale sur une journée

Une fois le modèle terminé, TRNSYS permet d’obtenir les bilans décrits précédemment.

Ainsi, on obtient des chiffres de consommations journalières ou mensuelles qui peuvent

permettre de mieux dimensionner le volume du stockage journalier. En conséquence, il est

désormais possible de faire réellement correspondre le volume du stock journalier avec la

consommation maximale du réseau pour 24 heures.

Cependant, le fait de se baser sur la journée ayant la plus grande consommation risque

d’être source de surdimensionnement. Une étude simplifiée a donc été réalisée sur l’intérêt

des différents types de stockage pour deux tailles de réseaux différentes et a montré

concernant le stockage journalier, qu’il n’était pas intéressant de dimensionner le ballon pour

le jour où il y a le plus de demande dans l’année. L’étude est disponible en annexe 9 et

montre qu’un stockage pouvant contenir 60% de l’énergie journalière maximale suffit à

obtenir les mêmes performances que celles obtenues avec un stockage dimensionné au

maximum.

TRNSYS permet donc, en éditant des bilans journaliers de consommation, de définir le

maximum d’énergie appelée. Pour le réseau de Saint Jean d’Arvey, cette valeur est de 4220

[kWh] pour une journée de décembre. Il faudrait donc dimensionner le volume pour 60 % de

cette énergie, soit 2532 [kWh].

Avec Vstockage : volume du ballon en [m3]

Estockée : énergie à stocker, soit 60% de l’énergie maximale en [kJ]

ρeau : masse volumique de l’eau en [kg/m3]

Cpeau : capacité thermique de l’eau en [kJ/kg.K]

ΔTmax : La température maximale au départ du réseau est de 87[°C], on estime la

température de retour minimale à 45[°C]. On obtient donc un ΔTmax de 42[°C].

0

2

4

6

8

10

12

14

16

juin

aoû

t

juin

aoû

t

juin

aoû

t

juin

aoû

t

juin

aoû

t

juin

aoû

t

juin

aoû

t

50 100 200 300 400 500 600

Ene

rgie

(M

Wh

)

Surface de panneaux (m²)

Répartition des énergies sur les mois de juin-septembre en fonction de la surface de panneaux

solaire

bois


Septembre 2011

Confidentiel CEA

On obtient ainsi un volume de stockage de 52 [m3], très différent de la valeur utilisée à la

base. On fait donc à nouveau

varier la surface de capteurs, mais

avec un stock de 52 [m3].

La comparaison des deux

simulations permet de constater

que pour le niveau de

consommation de ce réseau, un

grand volume de stockage

journalier ne devient intéressante

qu’à partir d’une certaine surface

de capteurs (entre 300 et 400

[m²]) et même à ce moment là, il

n’est pas nécessaire de

l’augmenter d’autant. Ainsi, pour

75 [m²] de capteurs, un stockage de 52 [m²] serait nettement surdimensionné. On note

cependant que la présence d’un grand stockage permet d’arrêter la chaudière pendant les

quatre mois d’été pour une surface de capteurs solaires comprise entre 200 et 300 [m²]. De

plus, un grand volume de stockage permet également d’éviter les problèmes de surchauffe

dans les capteurs en été.

3.4.2 Proportionnelle

Mettre en place un plus grand stockage lorsque la surface de capteurs est petite n’apporte

pas de gain de performances. Il

s’agit donc de l’augmenter au fur

et à mesure de l’augmentation

de la surface de capteurs. On

pourrait imaginer dimensionner

le volume de stockage en

fonction de la surface de

capteurs, en définissant un

ratio de 50 [l/m²] de capteurs.

Cette valeur correspond à un

stock de 20 [m3] pour 400 [m²] et

de 50 [m3] pour 1000 [m²].

On obtient bien les mêmes performances pour la couverture solaire en utilisant cette

méthode d’augmentation progressive du volume de ballon. Par contre, la surface de

capteurs à partir de laquelle on peut arrêter la chaudière durant les quatre mois d’été

repasse à 400 [m²]. On peut donc en conclure que pour chaque réseau, il faudra choisir la

méthode de dimensionnement du stock en fonction de la surface de capteurs. Le risque de

surchauffe dans les capteurs n’a cependant pas été analysé ici et serait à prendre en compte

dans le dimensionnement.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 500 1000 1500 2000

Co

uv

ert

ure

so

lair

e (

%)


Vstockage = 52m3

Vstockage = 8,75 m3

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Co

uv

ert

ure

so

lair

e


Vstockage = 0,05 * Spanneaux

Vstockage = 8,75 m3

Vstockage = 52 m3

Figure 18 : Couverture solaire en fonction de la surface de capteurs pour deux dimensionnement du ballon

Figure 19 : Couverture solaire en fonction de la surface de capteurs pour trois dimensionnements différents du ballon


Septembre 2011

Confidentiel CEA

3.4.3 Conclusion

Les résultats obtenus grâce au modèle de base ont permis de valider le modèle. En effet, les

performances obtenues sont similaires à celles indiquées dans la bibliographie pour des

réseaux couplés bois et solaire, avec solaire centralisé et stockage journalier, notamment le

réseau d’Eibiswald en Autriche (8% de couverture solaire sur l’année, 90% en été).

Cependant, ces réseaux sont théoriquement capables d’atteindre les 30% de couverture

solaire. C’est pourquoi la question du dimensionnement du ballon de stockage journalier se

pose. Celui-ci dépend de la définition que l’on se donne d’un stockage journalier. En effet, on

peut le considérer comme un ballon tampon, permettant d’emmagasiner l’énergie solaire

produite en journée pour la restituer quelques heures plus tard, ou comme un stockage

réellement capable de contenir toute l’énergie potentiellement nécessaire au réseau sur une

ou deux journées. Comme on a pu le voir, l’intérêt de l’un ou l’autre de ces

dimensionnements dépend de la demande du réseau et de la surface de capteurs solaires. Il

faut également intégrer l’aspect économique : l’investissement nécessaire à l’augmentation

du volume de stockage journalier est-il compensé par les économies qu’il permet de

réaliser ?

4 Le solaire centralisé avec stockage saisonnier

4.1 Hypothèses de conception

Pour simplifier la modification du modèle, le schéma hydraulique suivant a été choisi. En

effet, le stockage saisonnier est ici raccordé directement au ballon de stockage pour la

charge et la décharge et n’interagit donc pas avec les autres éléments du modèle, ce qui

permet de ne pas modifier de façon trop importante les paramètres et connexions de ces

éléments, par rapport au modèle sans stockage saisonnier.

Régulation

CHAUFFERIE

CENTRALE

Figure 20 : Schéma de principe d'un réseau de chaleur avec solaire centralisé et stockage inter-saisonnier


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Trois débits doivent être régulés : - le débit dans les capteurs solaires (Qcapteurs) qui est égal au débit qui arrive dans le

ballon depuis l’échangeur solaire :

déclenchement si Tcapteurs > Tbasballon +5[°C]

arrêt si Tbasballon < Tcapteurs + 2[°C] - le débit dans l’échangeur de charge du stockage saisonnier (QHX1)

déclenchement si Tbasballon > 85[°C] et entre le 1er juin et le 30 septembre

arrêt si Tbasballon < 82[°C] ou entre le 1er octobre et le 31 mai

- le débit dans l’échangeur de décharge du stockage saisonnier (QHX2)

déclenchement si Tstockage > Tbasballon + 5[°C] et entre le 1er octobre et le 31 mai

arrêt si Tbasballon < Tstockage + 2[°C] ou entre le 1er juin et le 30 septembre Pour faciliter l’exploitation des résultats (une seule période de charge suivie d’une seule

période de décharge), on simule du 1er juin au 1er juin de l’année suivante. De plus, la

première année ne peut être comptée puisque le stockage monte en température. Sa

température initiale est alors de 7[°C]. On considérera la deuxième année, pour laquelle la

température initiale correspond à la température finale de la première année, soit 48[°C]. On

s’assure qu’il s’agit bien de la température minimale en dessous de laquelle le stockage

saisonnier ne peut plus déstocker : en effet, à la fin de la période de décharge de la

simulation considérée, cette même valeur de température dans le stock est atteinte. La

température maximale atteinte dans le stockage à la fin de la période de charge est de

87[°C].

Dimensionnement

L’étude réalisée sur l’utilité des différents types de stockage en fonction de la surface de

capteurs et de la taille du réseau montre que pour le réseau de St Jean d’Arvey et 75 [m²] de

capteurs, un stockage saisonnier n’est pas utile. Il n’y a tout simplement pas suffisamment

d’énergie solaire à stocker. Ainsi, le stockage saisonnier ne peut-être intéressant que si on

augmente la surface de capteurs.

D’après les résultats du programme allemand Solarthermie 2000 [14], les recommandations de dimensionnement pour les grands stockages en cuve d’eau sont les suivantes :

- Entre 1,4 et 2,4 m² de capteurs solaires/ MWh annuel de demande - Entre 1,4 et 2,1 m3 de stockage saisonnier / m² de capteurs

On considère pour le réseau de St Jean d’Arvey une demande de 535 [MWh] annuelle (cf.

bilan réseau en 3.2.). Avec le dimensionnement minimal, cela correspond à une surface de

750[m²] et un volume de stockage saisonnier de 1050 [m3].

Le stockage inter-saisonnier devrait éviter d’avoir à trop augmenter le volume du ballon de

stockage journalier. Ainsi, on conserve le volume de base de 8,75 [m3].

Le débit dans les échangeurs de charge et de décharge est considéré comme le dixième du

débit dans les capteurs, pour éviter des cycles on/off trop courts. Etant donné que cela

permet d’éviter des cycles courts, les performances du stockage n’en sont pas ou peu

réduites et cela permet d’éviter des problèmes de convergence sous TRNSYS.

De même, leur capacité d’échange est réduite à un dixième de celle de l’échangeur solaire.


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Note : Avec 750 [m²] de capteurs solaires, l’énergie solaire obtenue pendant les mois d’été étant plus que suffisante pour couvrir les besoins du réseau, la chaudière est éteinte du 1er juin au 30 septembre.

4.2 Bilan énergétique

Calcul des différentes énergies :

Eréseau = Qréseau * Cpeau * (Tdépart – Tretour)

Esolaire/ballon = Qcapteurs * Cpeau * (Tdépart – Tretour)

Echarge = QHX1 * Cpeau * (Tdépart – Tretour)

Edécharge = QHX2 * Cpeau * (Tdépart - Tretour)

Ens (Energie solaire non stockée) = Esolaire/ballon – Echarge

Ensutile : Ens < Eréseau sur un mois

Ensperdue : Ens - Ensutile

Esolaire = Ensutile + Edécharge

Figure 21 : Diagramme des énergies en entrée et sortie du ballon

CHAUFFERIE

CENTRALE

Ebois

Esolaire/bal

lon

Echarge

Ens perdue

Ensutile

Edécharge

Eréseau

Esolaire

Ens


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Avec le dimensionnement précédent, on obtient le bilan suivant :

Time Eréseau (MWh) Echaudière Esolaire/ballon Echarge Edécharge Ens

Esolaire utile

Couverture solaire

juin 17,7 0,0 38,0 20,1 0,0 17,9 17,7 100%

juillet 16,7 0,0 40,8 23,8 0,0 17,0 16,7 100%

août 17,6 0,0 33,1 15,1 0,0 18,0 17,6 100%

septembre 19,9 0,0 27,3 7,6 0,0 19,7 19,9 100%

octobre 37,5 6,0 14,0 0,0 18,0 14,0 32,0 84%

novembre 69,4 52,5 5,9 0,0 11,2 5,9 17,1 24%

décembre 91,7 81,3 5,6 0,0 4,8 5,6 10,4 11%

janvier 97,5 91,1 4,0 0,0 2,5 4,0 6,6 7%

février 71,5 61,0 9,1 0,0 1,6 9,1 10,6 15%

mars 58,8 42,3 16,0 0,0 1,2 16,0 17,3 28%

avril 39,1 17,0 21,2 0,0 0,6 21,2 21,7 57%

mai 25,5 2,3 23,7 0,0 0,3 23,6 23,9 91%

TOTAL 562,8 353,4 238,6 66,6 40,2 172,1 211,5 37%

Le rendement du stockage (Edécharge / Echarge) est de 60%, ce qui correspond environ aux

valeurs trouvées dans la bibliographie [14,32] entre 60 et 70 %.

Le rendement solaire (Esolaire utile / Esolaire/ballon) est de 88%, ce qui signifie que 88% de l’énergie

solaire produite par les capteurs est finalement utilisée.

Ce graphique montre la répartition de l’énergie solaire par mois. Il permet de remarquer que

le stockage saisonnier se décharge très rapidement (sur les deux ou trois premiers mois)

complètement. Il ne reste ensuite plus d’énergie à décharger sur les cinq mois restants de la

période d’hiver. Le terme stockage saisonnier n’est donc pas tout à fait approprié, il faudrait

plutôt parler de stockage à moyen terme.

Pour vérifier que le dimensionnement minimum du stockage saisonnier est le bon, d’autres

simulations ont été réalisées, pour des rapports jusqu’à 2,4 [m3 de stockage/m² de capteurs]

solaires. Le fait d’augmenter ce rapport diminue nettement le rendement du stockage.

Enfin, on obtient un taux d’économie de 30% sur la consommation de bois.

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ene

rgie

(M

Wh

)

Mois

Répartition mensuelle de l'énergie solaire directe et stockée/destockée par rapport aux besoins du réseau

Réseau chaleur

Solaire direct

Solaire stocké

Solaire destocké

Figure 22: Répartition mensuelle de l'énergie solaire directe et stockée/déstockée par rapport aux besoins du réseau pour le dimensionnement de base


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Pour 750 m² de capteurs solaires avec ce schéma hydraulique d’insertion d’un stock

saisonnier, on obtient donc une couverture solaire moyenne de 37%, contre environ 30%

pour la même surface de capteurs sans le stockage saisonnier.

En relatif, la mise en œuvre d’un stockage saisonnier permet d’augmenter de plus de 23% le

taux de couverture annuel. La pertinence de la mise en œuvre d’un stockage saisonnier

devra être évaluée en fonction de son coût d’investissement par rapport à l’énergie produite.

4.3 Variation de la surface de capteurs

Les conclusions précédentes ont été obtenues avec une surface de capteurs de 750m².

Qu’en est-t-il lorsqu’on fait varier cette surface ? On conserve le ratio de 1,4m3 de stockage

saisonnier par m² de capteurs. Deux dimensionnements du ballon de stockage journalier

sont ensuite testées.

On observe sur ce graphique que si le stockage saisonnier permet d’augmenter la

couverture solaire lorsque le volume du ballon de stockage journalier reste faible et constant,

il permet en fait d’atteindre des performances similaires à un système sans stockage

saisonnier mais disposant d’un volume de stockage journalier proportionnel à la surface de

capteurs. Cela est du en partie à la température en bas du ballon de faible volume, qui réduit

la production solaire. Pour éviter ce problème, on simule finalement un stockage saisonnier

avec un volume de ballon journalier variable, de façon à ce que l’eau en partie basse du

ballon ait une température moins élevée. On obtient ainsi la meilleure couverture solaire,

pour toutes les valeurs supérieures à 300 m² de capteurs.

On vérifie que les autres indicateurs de performances du système ne sont pas trop affectés

par l’augmentation de la surface de capteurs. Les courbes ci-dessous sont données pour un

volume de ballon fixe, mais les résultats sont équivalents pour le cas où le volume est

variable.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Co

uv

ert

ure

so

lair

e (

%)


Comparaison : Avec/sans stock saisonnier

Avec stock saisonnier Vballon = 8,75m3

Sans stock saisonnier Vballon = 8.75 m3

Sans stock saisonnier Vballon = 0,05 * Spanneaux

Avec stockage saisonnier Vballon = 0,05 * Spanneaux

Figure 23: Comparaison des performances du stockage saisonnier, pour différentes options de dimensionnement du stock journalier


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Le rendement du stockage saisonnier reste stable. Le rendement solaire diminue un peu, ce

qui semble logique étant donné qu’à partir d’une certaine surface de capteurs, même le

stockage saisonnier ne permet plus de récupérer la totalité de l’énergie.

4.4 Volume de stockage saisonnier fixe

Est-il vraiment nécessaire d’augmenter le volume de stockage saisonnier en fonction de la

surface de capteurs ?

Figure 25 : Couverture solaire en fonction de différents volumes de stockage saisonnier

On observe pour chaque volume de stockage une limite à partir de laquelle il n’est plus

intéressant d’augmenter la surface de capteurs solaires. Cependant, cette limite n’est pas

proportionnelle à la taille du stock. En effet, un taux de couverture solaire de 40 % peut être

atteint avec 105 [m3], alors qu’avec un volume dix fois plus élevé, il n’atteindra pas 50%.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Co

uv

ert

ure

so

lair

e (

%)


Couverture solaire en fonction de la surface de panneaux pour différents volume de stockage saisonnier (Vjournalier = 8,75 m²)

Vstockage saisonnier : 1050 m3



Vstockage saisonnier : 1,4 * Spanneaux

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600Surface de panneaux (m²)

Performances du système en fonction de la surface de panneaux

Rendement solaire

Rendement stock

Couverture solaire

Figure 24 : Performances du stockage saisonnier en fonction de la surface de capteurs


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Ainsi, on constate sur ce graphique que le dimensionnement à 1,4 fois la surface de

capteurs solaires offre les meilleures performances : ce ratio de dimensionnement

correspond toujours à la meilleure des trois courbes, quelle que soit la surface de capteurs. Il

faut noter aussi que plus le ratio volume de stockage/capteurs est faible, plus le rendement

du stockage est faible et donc plus le rendement solaire diminue. Cependant, une analyse

économique est nécessaire pour s’assurer de l’intérêt du dimensionnement. Est-il intéressant

d’installer 1400 [m3] de stockage saisonnier pour 1000 [m²] de capteurs solaires si cela

permet de gagner 7% de couverture solaire par rapport à un stockage de 105 [m3]? Cela va

dépendre de la différence de coût entre un stockage saisonnier de 105 [m3] et le même

stockage avec un volume de 1400 [m3].

4.5 Conclusion

La couverture solaire des réseaux solaires pour lesquels un stockage saisonnier est mis en

place atteint en théorie facilement les 60%, voire 90% à Drake Landing, Canada. Si

beaucoup de ces systèmes expérimentaux n’ont pas obtenus les résultats prévus, c’est

souvent à cause d’erreurs dans l’estimation de la demande donc des températures de

retours, ou de mauvaises prédictions du fonctionnement du stockage inter-saisonnier [5,14].

Cela ne peut être le cas pour ce modèle, car il s’agit d’un modèle théorique et que les

températures et performances du stockage sont maîtrisées.

Cependant, les résultats obtenus en simulation avec le dimensionnement recommandé sont

décevants. On voit que pour atteindre la barre des 60% de couverture solaire, il faudrait

installer une surface de 1500 [m²] de capteurs solaires, soit le double de la surface calculée

initialement et mettre en place un grand stockage journalier, en plus du stockage saisonnier.

Il existe plusieurs explications à ces résultats.

La haute température du stock

Dans le schéma hydraulique modélisé, le stockage saisonnier fonctionne, en charge

comme en décharge, forcément aux mêmes températures que le stockage journalier, soit

entre 87[°C] et 50[°C]. Ces températures sont hautes pour un réseau de chaleur solaire,

mais correspondent aux températures utilisées dans la plupart des réseaux français.

Dans les pays qui expérimentent l’installation de réseaux de chaleur solaire, la mise en

place du réseau s’accompagne souvent d’actions sur les bâtiments pour permettre

l’installation de réseaux de chauffage basse température. Le fait de fonctionner à des

températures plus basses permettrait au stockage saisonnier de stocker plus d’énergie,

car il aurait une température de départ plus basse.

Une autre solution, mise en œuvre à Rostock, Eggenstein ou Crailsheim, malgré des

températures de fonctionnement déjà plus faibles, est l’installation d’une pompe à

chaleur sur l’eau du stockage saisonnier, de manière à récupérer de l’énergie même

lorsque le stockage saisonnier est descendu en dessous de la température minimale de

retour du réseau.

Le choix du schéma d’intégration

Le fait de charger en priorité le stock journalier puis de puiser dans celui-ci pour charger

le stock saisonnier diminue la production des capteurs : l’eau en bas du ballon doit être

chaude pour qu’on commence à charger le stockage saisonnier. Or si l’eau est chaude,

la production des capteurs s’arrête. Du côté charge, une autre intégration du stockage,


Septembre 2011

Confidentiel CEA

par exemple en charge directe depuis les capteurs sans passer par le ballon pourrait

permettre de stocker plus et à plus basse température.

La faible demande

La demande du réseau n’étant pas très importante (uniquement sept bâtiments), on

renforce le problème du retour de réseau chaud qui nuit à la production solaire mais

aussi à la capacité de charge et de décharge du stock saisonnier. D’après les résultats

du programme allemand Solarthermie 2000 [14], la demande du système pour que

l’installation d’un stockage saisonnier soit intéressante doit correspondre au minimum à

celle de 100 appartements de 70 [m²]. Ce qui n’est de loin pas le cas du réseau de St

Jean d’Arvey.

Ainsi, il apparaît que dans l’état actuel du réseau de Saint Jean d’Arvey, la mise en place

d’un stockage saisonnier telle que décrite ci-dessus ne serait pas intéressante pour les

performances du système.

5 Le solaire décentralisé

5.1 Hypothèses de conception

Il existe peu de réseaux intégrant aujourd’hui le solaire de façon décentralisée, et ceux qui

existent sont peu documentés. Tout d’abord, il a fallu choisir entre deux schémas

hydrauliques bien distincts :

Le cas où l’énergie solaire est acheminée depuis les

capteurs décentralisés vers la chaufferie où elle est

réinjectée au réseau. Cette solution nécessite la mise un

place d’un second réseau, appelé réseau solaire. Elle est

mise en œuvre dans le cas où un stockage saisonnier a été

mis en place, ce qui nécessite de centraliser l’énergie

comme à Rostock en Allemagne [16], ou dans le cas où les

bâtiments sur lesquels sont situés les capteurs solaires ne

sont pas des habitations et n’ont donc pas de besoins

d’eau chaude sanitaire en été. Cette solution a été mise en

place dans le quartier Salzburg-Lehen de la ville de Salzburg

en Autriche [33].

Le cas où l’énergie solaire est utilisée directement par les bâtiments sur lesquels sont

placés les capteurs et où seul le surplus est réinjecté dans le réseau. C’est le cas à

Vislanda en Suède [22]. Cela permet d’éviter la construction d’un deuxième réseau qui

génère de nouvelles pertes et plus de coûts. Les capteurs doivent donc être placés sur

les bâtiments du réseau qui ont des besoins d’eau chaude sanitaire en été pour que le

système d’autoconsommation ait un intérêt.

Le réseau de Saint Jean d’Arvey alimente entre autres trois bâtiments d’habitation qui ont

donc des besoins en énergie pour l’eau chaude sanitaire en été et qui pourraient accueillir

des capteurs solaires sur leurs toits. De plus, on ne considère pas dans ce modèle de

stockage saisonnier. La deuxième solution apparaît donc comme la plus intéressante dans

notre cas. Il faut alors modifier le schéma de la sous-station pour raccorder les capteurs à

l’installation du bâtiment et au réseau. Aucun schéma hydraulique détaillé de ce cas

Figure 26 : Schéma de principe du solaire décentralisé à Salzburg-Lehen, Autriche [33]


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Figure 27: Schéma de principe d'un réseau de chauffage avec solaire décentralisé

d’intégration du solaire n’a pu être trouvé dans la bibliographie. Le schéma hydraulique

modélisé est finalement le suivant :

On a choisi de se servir de l’énergie solaire en surplus pour réchauffer l’eau de retour du

réseau. En effet cela ne pose plus de problème d’augmenter la température du ballon

puisque le solaire est maintenant décentralisé. De plus, cela devrait permettre de diminuer la

consommation de bois nécessaire pour amener l’eau à la température de consigne de départ

du réseau.

Sur le réseau, seuls les trois bâtiments d’habitation (OPAC) sont équipés avec du solaire.

Pour pouvoir comparer avec le modèle centralisé sans stockage saisonnier, on met en place

sur chacun de ces bâtiments 25 m² de capteurs solaires, soit un total de 75 m².

Dimensionnement

Les ballons d’ECS de ces trois sous-stations doivent être redimensionnés pour accueillir le

volume d’eau chaude solaire. Ce volume d’eau chaude solaire est calculé de la façon

suivante : VECS solaire = 0.05 * Scapteurs et s’ajoute au volume initial du ballon (dimensionné pour

les besoins en ECS en semi-accumulation).

L’échangeur du ballon alimenté par le réseau ne change pas. En effet si l’énergie appelée

sur l’année diminue, la puissance instantanée maximale appelée reste la même étant donné

que le solaire ne fonctionne pas en permanence.

On ajoute donc un deuxième échangeur, relié aux capteurs solaires. Sa capacité d’échange

correspond à la puissance pouvant être fournie par 25 m² de capteurs.

On ajoute aussi un échangeur solaire, qui permet à l’énergie en surplus des capteurs de

réchauffer le retour du réseau.

CHAUFFERIE

CENTRALE


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Régulation

Deux régulateurs on/off permettent d’obtenir des signaux (S) en fonction des températures

dans le système.

Sballon = 1 si Tcapteurs > Tbas_ballon

Séchangeur_solaire = 1 si Tcapteurs > Tretour_réseau

Lorsque l’un ou l’autre de ces signaux est égal à 1, le débit dans les capteurs se déclenche

(30 [l/h/m²]). La consigne de la V3V qui envoie le débit soit vers le ballon, soit vers

l’échangeur solaire, est égale à Sballon, de sorte que l’énergie solaire aille toujours en

priorité au ballon.

5.2 Bilan énergétique

Le bilan de ce modèle est le suivant, comparé avec le modèle centralisé si on compte

75m² de capteurs :

Bilan en [MWh] sur les bâtiments auxquels on a intégré du solaire :

Energie solaire

produite

Energie solaire

fournie à l'ECS

Energie solaire

fournie au réseau

Energie non

solaire fournie à

l'ECS

Energie totale ECS

en décentralisé

Energie totale ECS

en centralisé

OPAC1 10,80 9,08 1,59 8,86 17,94 16,77

OPAC2 13,46 12,44 0,93 13,46 17,42 16,21

OPAC3 13,03 12,19 0,77 5,44 17,63 16,60

Total 37,3 33,7 3,29

Energie appelée Energie fournie Energie bois Pertes tuyaux

Décentralisé Centralisé Décentralisé Centralisé Décentralisé Centralisé Décentralisé Centralisé

janvier 85,49 91,03 94,04 99,65 94,29 99,24 8,06 8,54

février 62,96 64,64 70,38 72,25 70,59 70,99 7,10 7,54

mars 46,00 48,81 53,81 57,01 53,91 54,67 7,64 8,11

avril 23,39 28,01 30,39 35,66 30,23 31,89 6,94 7,57

mai 10,45 13,83 17,38 21,24 17,21 16,19 6,95 7,38

juin 3,38 6,93 9,69 13,88 9,49 8,22 6,60 6,92

juillet 1,01 4,16 7,15 11,35 6,94 4,25 6,65 7,19

août 0,81 3,85 7,04 11,00 6,89 4,89 6,70 7,13

septembre 3,19 6,99 9,62 14,00 9,29 9,06 6,47 6,98

octobre 25,78 28,37 33,22 36,07 33,18 33,87 7,13 7,61

novembre 60,33 62,63 68,25 70,50 68,39 69,84 7,47 7,76

décembre 78,98 83,17 87,45 91,68 87,70 91,04 8,02 8,40

Total 401,76 442,42 488,42 534,29 488,11 494,14 85,74 91,13


Septembre 2011

Confidentiel CEA

On note :

L’énergie appelée par les bâtiments diminue de 442,42 – 401,8 = 40,2 [MWh]. Cette

diminution devrait correspondre environ à la somme des énergies produites par les

trois champs solaires des bâtiments et utilisée pour l’eau chaude sanitaire. Or cette

somme est de 33,7 [MWh]. Il y a donc une différence de consommation des

bâtiments entre le bilan centralisé et décentralisé de 6,5 [MWh], soit 1,5% de

l’énergie consommée par les bâtiments.

L’énergie fournie au réseau diminue de 534,3 – 488,4 = 45,9 [MWh] ce qui

correspond environ à la somme de l’énergie solaire produite (37 [MWh]), et de la

diminution des pertes par les conduits de distribution (5,4 [MWh]).

Les trois bâtiments consomment en moyenne 1 [MWh] de plus en décentralisé qu’en

centralisé. Il peut s’agir des pertes du ballon d’ECS qui augmentent de par une

température moyenne plus élevée et un plus grand dimensionnement, ou d’une

demande auparavant non satisfaite.

La couverture solaire annuelle, qui compte l’eau chaude sanitaire solaire que le

réseau n’a pas eu à fournir aux trois bâtiments et l’énergie solaire transmise au

réseau est de 7%, soit égale à la couverture solaire obtenue en centralisé pour la

même surface de capteurs.

La consommation de bois diminue de 18% par rapport au modèle sans solaire, 11%

par rapport au modèle solaire centralisé. Cette diminution par rapport au modèle

centralisé est probablement autant due à la diminution des pertes de distribution (6%

de pertes en moins soit 5,4 [MWh]) qu’à l’énergie solaire récupérée par le réseau (3,3

[MWh]). Il faudrait vérifier plus en détail les valeurs de consommation (en [kg]) de

bois calculées par le modèle utilisé pour la chaudière bois sous TRNSYS, en

confrontant sur un système simple les résultats donnés par le modèle avec des

résultats expérimentaux sur une chaudière réelle. De plus, il ne faut pas oublier la

légère différence entre les deux bilans : 1,5% de consommation des bâtiments en

moins. Cependant, si cette tendance de diminution de la consommation de bois en

solaire décentralisé par rapport à du solaire centralisé était confirmée, elle

représenterait un gros avantage pour le cas du décentralisé. En effet, la même

surface de capteurs permet ici d’obtenir la même énergie solaire mais de réaliser plus

d’économie d’énergie fossile.

5.3 Variation de la surface de capteurs sur chaque bâtiment

Pour essayer d’obtenir plus d’énergie solaire transmise au réseau, on augmente la surface

de capteurs par bâtiment. Cependant, l’énergie solaire en trop est transmise au réseau par le

biais d’un réchauffage de l’eau de retour. Or la régulation du réseau se fait grâce à la

différence de température entre l’aller et le retour du réseau. Ainsi, si l’eau de retour est

réchauffée, le ΔT du réseau ne reflète plus la puissance réellement appelée, puisqu’il est

diminué. Pour compenser cette diminution, il faut donc, à partir d’une certaine surface de

capteurs, augmenter la consigne de ΔTréseau transmise au régulateur. Dans le cas de ce

modèle la compensation a été faite de manière arbitraire, mais il serait intéressant d’étudier

l’influence de la variation de la consigne.


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Figure 28 : Energie solaire produite en décentralisé en fonction de la surface de capteurs sur chaque bâtiment

Pour 25 [m²] par bâtiment, les capteurs fournissent déjà toute l’eau chaude sanitaire

nécessaire à leur propre bâtiment pour les mois de juillet et août. A 40 [m²], on subvient aux

besoins en ECS de juin à septembre. On observe qu’une fois dépassée la limite à laquelle

les capteurs subviennent à la totalité des besoins du bâtiment, l’énergie solaire transmise au

réseau augmente. Cependant, on atteint très rapidement la limite d’augmentation (autour de

80 [m²] par bâtiment, soit 240 [m²] en tout). De plus, cette limite correspond à une couverture

solaire de 11% sur l’année sur l’énergie totale consommée par le réseau. Pour la même

surface de capteurs en centralisé, on obtient une couverture solaire d’environ 18%. De plus,

il semble peu probable qu’on arrive à arrêter la chaudière en été, étant donné que le

réchauffage de l’eau de retour ne permet pas d’atteindre la consigne de température du

réseau aller.

Cette limite rencontrée en solaire décentralisé, lors de l’augmentation de la surface de

capteurs s’explique d’abord par la limite fixée par le volume du ballon d’eau chaude sanitaire

auquel les capteurs sont raccordés, qui ne stocke que l’énergie nécessaire pour subvenir

aux besoins d’ECS de son propre bâtiment. Au contraire, en centralisé, le stockage journalier

peut contenir l’énergie nécessaire pour tous les bâtiments du réseau.

Ensuite, au niveau du réseau la limite correspond à la température de retour du réseau. En

effet, les trois bâtiments équipés de capteurs solaires sont situés sur une même branche du

réseau, et l’eau de retour de cette branche monte donc rapidement en température. Le

volume des canalisations ne permet pas d’échanger autant d’énergie solaire qu’un ballon en

centralisé, surtout quand le débit dans le réseau est faible.

Ainsi, on peut imaginer obtenir de meilleures performances du solaire pour un réseau avec

des températures de fonctionnement, et donc une température de retour, plus faibles. La

mise en place d’une autre régulation du débit, ou tout simplement l’installation dans les

bâtiments de systèmes basse température pourrait permettre cette diminution des

températures de fonctionnement.

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

0

10

20

30

40

50

60

70

25 45 65 85 105

Co

uv

ert

ure

so

lair

e

En

erg

ie a

nn

uelle

(MW

h)

Surface de panneaux par bâtiment (m²)

Energie solaire produite et répartition en fonction de la surface de panneaux sur chaque bâtiment

Energie solaire ECS Energie solaire réseau

Energie solaire Couverture solaire


Septembre 2011

Confidentiel CEA

5.4 Conclusion

Ainsi, si on conserve le même principe de dimensionnement de la surface de capteurs que

pour le solaire centralisé, on obtient les mêmes résultats en décentralisant les capteurs. La

seule différence tient à ce que la couverture solaire est quasi-totale en été pour les bâtiments

sur lesquels les capteurs sont installés et est plus faible pour les autres. Mais au global, à

l’échelle du réseau, cela revient au même. On constate même un avantage pour la

décentralisation puisque cela permet de diminuer les pertes de distribution et ainsi de

diminuer la consommation de bois.

Cependant, si on veut atteindre des objectifs plus importants en augmentant la surface de

capteurs, on atteint rapidement une limite en décentralisé, qui est beaucoup moins

importante en centralisé. De plus, il semble très difficile pour le cas de ce modèle de parvenir

à l’arrêt de la chaudière en été quelle que soit l’augmentation de capteurs ce qui est pourtant

un des grands avantages du couplage bois et solaire. Cependant, la modification de

l’architecture d’intégration du solaire dans le réseau, par exemple en choisissant des

bâtiments mieux répartis sur le réseau, ou en intégrant un plus grand stockage dans les

bâtiments avec et sans solaire pourrait permettre de d’éviter le problème. La limite de

production solaire imposée par le réseau serait rehaussée et grâce à un plus grand volume

de stockage, la chaudière pourrait être arrêtée en été.

6 Extension du réseau

Le modèle a été construit a partir du réseau de Saint Jean d’Arvey tel qu’il est actuellement,

de façon a pouvoir exploiter les données de consommation d’énergie disponibles.

Cependant, de nouveaux bâtiments sont en construction dans la commune, et seront bientôt

raccordés au réseau. Un nouveau bâtiment qui abritera la mairie et la crèche, mais surtout

de nouveaux bâtiments d’habitation qui compteront en tout 99 logements. Il est donc

intéressant de dimensionner le modèle pour cette extension du réseau, de façon à comparer

les résultats avec ceux obtenus pour le résultat actuel mais aussi pour prévoir les

performances du système si on profitait de cette extension pour intégrer du solaire à la

production d’énergie du réseau (soit en toiture des nouveaux bâtiments, soit de façon

centralisée).

6.1 Dimensionnement

Pour éviter d’avoir à augmenter le nombre de paramètres du modèle, ce qui augmenterait le

risque de problèmes de convergence, on conserve le même nombre de bâtiments fictifs sous

TRNSYS. Seuls les appels de puissance de ces bâtiments seront adaptés pour augmenter la

demande du réseau et l’amener au niveau de celle des nouveaux bâtiments. La longueur

des tuyaux raccordant les bâtiments ne sera donc plus tout à fait respectée, mais cela

permettra d’observer les effets de l’augmentation de la densité thermique du réseau. La

nouvelle répartition des puissances souscrites est la suivante :

Bâtiment dans modèle de base Bâtiment dans modèle extension Nouvelle puissance souscrite

OPAC2 Lotissement La Savoisienne 30 logements, 1950 m² 190 kW (130 chauffage, 60 ECS)

OPAC1 OPAC1 40 kW

OPAC3 OPAC3 40 kW


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Ateliers Lotissement OPAC neuf 69 logements, 4381 m² 460 kW (310 chauffage, 50 ECS)

Ecole Ecole 150 kW

Hôtel OPAC1 + Mairie/Crèche + Hôtel 144 kW (100 chauffage, 44 ECS)

Mairie Mairie 20 kW

TOTAL 1044 kW

Modifications à apporter au modèle :

Les paramètres des bâtiments ont été ajustés pour correspondre à la nouvelle

puissance souscrite, ainsi que le dimensionnement des radiateurs et des ballons

d’eau chaude sanitaire. De nouveaux fichiers de puisages d’eau chaude sanitaire ont

été générés pour correspondre aux consommations des logements supplémentaires.

Au niveau du réseau de distribution, la répartition du débit a été modifiée en fonction

de la nouvelle part de puissance souscrite de chaque bâtiment. De plus, le diamètre

des conduites a été recalculé pour le nouveau débit circulant dans le réseau.

Grâce aux mêmes éléments de dimensionnement que précédemment, on obtient les

paramètres suivant pour le réseau étendu :

Puissance souscrite par le réseau 1044 kW

Puissance de la chaudière bois 315 - 1050 kW

Surface de capteurs solaires 350 m²

Volume de stockage journalier 27,5 m3 **

** On augmente la capacité de stockage proportionnellement à la puissance de la chaudière

(10 m3) et on ajoute le volume de stockage solaire soit 0,05 * 350 = 17,5 [m3]

6.2 Le solaire centralisé

Avec le dimensionnement de base décrit ci-

dessus, on obtient le bilan annuel suivant,

que l’on compare à celui obtenu pour le

réseau avant extension :

L’énergie perdue dans les canalisations ne

représente plus que 9% de l’énergie fournie

au réseau, tandis qu’elle en représentait 17%

dans le modèle de base. Cela montre bien

l’intérêt d’augmenter la densité thermique

d’un réseau, c'est-à-dire sa demande en

énergie par mètre de conduite. La couverture

solaire annuelle est de 14%, soit plus importante que pour le modèle de base. Cela

s’explique par le dimensionnement de la surface de capteurs qui dépend de la

consommation d’eau chaude sanitaire. Or, pour ce réseau étendu, la part de cette

consommation par rapport au total a augmenté, car on a ajouté en majorité des logements.

Ainsi, le ratio entre la surface de capteurs et l’énergie consommée par le réseau a

augmenté. C’est pourquoi la couverture solaire est plus importante. On atteint alors l’objectif

de la quasi-totalité de la demande en été couverte par le solaire (pour juillet et août) :

Energie fournie par la chaudière bois 1291 MWh 494.1 MWh

Energie fournie par les capteurs solaires 204 MWh 39.8 MWh

Energie fournie au réseau 1493 MWh 534,3 MWh

Energie perdue dans les canalisations 140 MWh 91 MWh

Somme des énergies appelées par les bâtiments 1354 MWh 442 MWh

Couverture solaire 14% 9%


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Figure 29 : Répartition mensuelle des énergies de production pour le réseau étendu

Variation de la surface de capteurs

Il s’agit ici de comparer à nouveau les trois méthodes de dimensionnement du ballon de

stockage journalier. Le dimensionnement de base de 27,5 m3, le dimensionnement à 60% de

l’énergie maximale sur 24 heures, et le dimensionnement proportionnel. On observe ici que

les performances varient beaucoup moins entre le ballon à faible volume et les deux autres

dimensionnements seulement à

partir d’une très grande surface

de capteurs. Il est possible que

cela soit du à la plus grande

demande du réseau. Le fait

d’avoir un petit volume de ballon

ne pénalise pas la production

solaire (sauf pour les très grandes

surfaces de capteurs) car la

demande du réseau est

suffisamment grande pour

maintenir une température assez

de retour assez basse.

Figure 30: Couverture en solaire fonction de la surface de capteurs pour deux volumes de stockages différents

6.3 Solaire centralisé avec stockage saisonnier

Grâce à l’extension du réseau, la demande est à présente plus importante. Dans les

recommandations de dimensionnement données par l’exploitation des résultats du

programme Solarthermie 2000, la demande minimale annoncée pour la rentabilité d’un

stockage saisonnier correspond à celle de 100 appartements de 70 [m²] chacun. C’est

désormais à peu près le nombre de logements considérés à Saint Jean d’Arvey. Les

performances du stockage saisonnier sont-elles meilleures pour une plus grande demande

du réseau ? Pour le réseau étendu de Saint Jean d’Arvey, on obtiendrait le bilan suivant :

1%

4 %

9%

19%

35%

62% 99% 93%

49%

13%

3%

2%

0

50

100

150

200

250

300

En

erg

ie (

MW

h)

Répartition mensuelle des énergies

Esolaire

Ebois

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500


Couverture solaire

Vballon = 27.5 m3

Vballon = 158m3

Vballon = 0,05 * Spanneaux


Septembre 2011

Confidentiel CEA

Figure 31: Répartition mensuelle de l'énergie solaire par rapport aux besoins du réseau

Surface de capteurs 2100 m²

Volume de stock journalier 27,5 m3

Volume de stock saisonnier 2940 m3

Rendement du stock 70%

Couverture solaire 47%

Rendement solaire 87%

On obtient un meilleur rendement du stockage, et une couverture solaire de 10 % supérieure

à celle obtenue sans stockage saisonnier pour la même surface de capteurs, soit une

augmentation relative de 27%, représentant pour le réseau 150 [MWh]. Malgré

l’augmentation de la taille du stockage saisonnier, la décharge se fait toujours principalement

sur les trois premiers mois. On obtient alors la répartition des énergies de production

suivante :

Figure 32: Répartition mensuelle des énergies de production pour le modèle avec stockage saisonnier

On peut ainsi arrêter la chaudière de début mai à fin octobre.

Variation de la surface de capteurs

Encore une fois, une étude paramétrique faisant varier la surface de capteurs nous permet

d’obtenir une meilleure vision globale des performances du système et de les comparer à

celles du modèle sans stockage saisonnier.

-100

-50

0

50

100

150

200

250

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ene

rgie

(M

Wh

)

Mois

Répartition mensuelle de l'énergie solaire directe et stockée/destockée par rapport aux besoins du

réseau

Réseau chaleur Solaire direct

Solaire stocké Solaire destocké

11%

23% 42%

70%

100%

100% 100%100%

100%

100%

38%11%

0

50

100

150

200

250

Ene

rgie

(M

Wh

)

Répartition mensuelle des énergies de production

Solaire Bois

53 %47 %

Bois

Solaire

Figure 33: Répartition annuelle des énergies de production pour le modèle avec stockage

saisonnier


Septembre 2011

Confidentiel CEA

L’étude paramétrique montre cette fois que le stockage saisonnier permet ici d’atteindre de

bien meilleures performances qu’un dimensionnement du stockage journalier à volume

variable. De plus, le fait d’ajouter au stockage saisonnier un stockage journalier à volume

variable n’augmente que faiblement la couverture solaire. L’augmentation de la demande du

réseau semble donc ici avoir permis de résoudre le problème de la température trop élevée

en partie basse du ballon de stockage journalier, sans modifier l’architecture d’intégration du

stockage saisonnier. Cette conclusion confirme l’idée selon laquelle des températures de

fonctionnement plus basses permettraient d’obtenir de meilleures performances. Dans ce

cas où le stockage saisonnier affiche des résultats plus cohérents par rapport au modèle

sans stockage, diminuer les températures de fonctionnement permettrait encore d’améliorer

ces performances.

Pour 3000 [m²] de capteurs solaires, le stockage saisonnier (à volume de stockage journalier

constant), permet de couvrir 14 % des besoins annuels du réseau supplémentaires grâce au

solaire. En relatif, cela représente 36 % d’augmentation, et en énergie pour le réseau, 210

[MWh] supplémentaires.

Pour 5000 [m²] de capteurs avec le stockage saisonnier, on atteint une production solaire de

1533 [MWh] soit environ la consommation du réseau sur l’année. Cependant, la couverture

solaire est de 70%, notamment à cause du rendement du stockage et des pertes. On

observe ainsi qu’il faudrait une production solaire bien plus élevée que la consommation du

réseau pour couvrir tous les besoins. Un taux de couverture de 92% est atteint avec 10000

[m²] de capteurs solaires et une production solaire de 2577 [MWh], soit un rendement de

55% du système.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Couvert

ure

sola

ire a

nnuelle


Evolution de la couverture solaire en fonction de la surface de panneaux pour différents systèmes

Avec stock saisonnier Vballon = 27.5 m3Avec stock saisonnier Vballon = 0,05 m3Sans stock saisonnier Vballon = 27,5 m3Sans stock saisonnier Vballon = 0.05 *Spanneaux


Septembre 2011

Confidentiel CEA

6.4 Solaire décentralisé

Ce sont les mêmes modèles de bâtiment que précédemment qui sont équipés de capteurs

solaires. Pour ce réseau, il s’agit donc des bâtiments OPAC 1 et 3 pour lesquels les besoins

sont restés les mêmes, et du bâtiment correspondant au lotissement de la Savoisienne, pour

lequel la puissance souscrite est presque multipliée par cinq. On considère 120 m² de solaire

par bâtiment, soit 360 m², pour conserver le dimensionnement de base en solaire centralisé

(350m²). Ainsi, la surface est surdimensionnée par rapport aux besoins d’eau chaude

sanitaire des deux bâtiments OPAC. Le volume central de stockage journalier, au niveau de

la chaufferie reste de 27,5 m3.

On obtient le bilan suivant :

Figure 34 : Répartition des énergies sur la consommation totale du réseau et répartition de la production solaire en décentralisé

Energie fournie au réseau au niveau de la chaufferie 1252 MWh

Energie fournie par la chaudière bois 1254 MWh

Energie fournie aux bâtiments 1144 MWh

Pertes de distribution 134 MWh

Couverture solaire annuelle 8,80%

La couverture solaire annuelle est plus faible pour ce modèle que pour le modèle centralisé.

Si on compare la répartition mensuelle, on observe que la couverture solaire est la même

pour les mois d’hiver, mais diminue de façon significative pour les mois d’été. En effet, une

couverture de 90% était atteinte en juillet et en août pour le centralisé, contre 30% en

décentralisant les capteurs. On peut à nouceau conclure qu’une répartition plus égale des

bâtiments équipés de solaire sur les différentes branches du réseau éviterait d’atteindre une

saturation de la température de retour dans une seule branche. Ainsi, les autres bâtiments

du réseau pourraient mieux profiter de la production solaire.

En regardant plus en détail les bilans des bâtiments équipés de solaire, on parvient à la

même conclusion. En effet, le réseau ayant plus de demande, et notamment la branche sur

laquelle sont placés les bâtiments équipés de solaire, la température dans le retour du

réseau est moins élevée. Ainsi, les bâtiments OPAC1 et 3 pour lesquels le solaire est

surdimensionné, peuvent transmettre l’énergie solaire en surplus au réseau. En effet, si on

compare l’énergie transmise par ces bâtiments au réseau dans ce modèle pour 360 [m²] de

capteurs, soit 29 [MWh], à l’énergie maximale transmise par ces mêmes bâtiments pour le

modèle sans extension, soit environ 6,7 [MWh], on observe une nette augmentation. Ce

progrès pourrait se poursuivre avec la diminution de la température de retour du réseau, soit

grâce à une meilleure répartition du solaire, soit en fonctionnant à des températures plus

basses.

2%

4% 9%

15%

22% 27% 30% 30%29%

14%

3%

2%

0

50

100

150

200

250

300

Ene

rgie

(M

Wh

)

Répartition des énergie et part du solaire pour le réseau décentralisé

Energie bois Energie solaire ECS Energie solaire réseau


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Confidentiel CEA

Pour le bâtiment OPAC2, qui a beaucoup plus de besoins, l’énergie transmise au réseau est

très faible puisque les capteurs ne suffisent pas à subvenir aux besoins du bâtiment.

6.5 Conclusion

L’augmentation des besoins du réseau a permis de vérifier les hypothèses formulées lors de

l’exploitation des résultats du premier modèle. Ainsi, en augmentant la demande du réseau,

on diminue les problèmes dus à une faible consommation. En effet, lorsque le réseau ne

consomme pas d’énergie, la température dans le ballon augmente, ce qui diminue les

performances du système de production solaire en centralisé comme en décentralisé et du

stockage saisonnier. En augmentant la demande du réseau, on atteint des performances

plus intéressantes et une analyse économique permettrait d’évaluer les coûts de ces

performances et de calculer des seuils de rentabilité pour ces systèmes. Enfin, ces

conclusions permettent d’évaluer l’impact important de la taille du réseau et des

températures de fonctionnement du système.

Note : Des exemples des bilans obtenus grâce aux différentes simulations de cette étude et

de leur exploitation pour la création des graphiques de résultats sont donnés en annexe 10.

Energie solaire

produite (MWh)

Energie solaire

fournie à l'ECS (MWh)

Energie solaire fournie au

réseau (MWh)

Energie non solaire fournie à

l'ECS (MWh)

Energie totale ECS

(MWh)

OPAC1 29,68 14,88 13,72 3,80 18,68

OPAC2 57,58 54,35 2,94 16,94 71,29

OPAC3 33,71 17,04 15,47 2,12 19,16

Total 120,97 86,26 32,13


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6.6 Synthèse

Solaire centralisé avec

stockage journalier

Solaire avec stockage saisonnier

Solaire décentralisé avec stockage journalier

Performances pour le

modèle de base (400 kW de puissance

souscrite)

Avec 75 m² de capteurs, on obtient une couverture solaire annuelle de 7% et de 60% en

été. En augmentant la surface de capteurs, on

atteint au maximum 30% de couverture solaire annuelle.

Le dimensionnement du ballon influe sur les

performances du système.

Avec 750 m² de capteurs et 1050 m3 de stockage

saisonnier, on atteint une couverture solaire annuelle de

37%, 100% en été. Le rendement du stockage est de 60%. En augmentant la surface

de capteurs, on atteint un maximum de couverture solaire

de 65%, mais il faut aussi augmenter le volume de

stockage journalier.

Avec 75 m² de capteurs répartis sur trois des sept bâtiments, on obtient une

couverture solaire annuelle de 7%, et mois de pertes de distribution qu'en centralisé. Cependant, l'augmentation de la surface de capteurs

par bâtiment ne permet pas de gagner beaucoup en performance, à cause du

choix des bâtiments équipés de solaire.

Performances après

extension du réseau (1044

kW de puissance souscrite)

Avec 350m² de capteurs, on obtient une couverture solaire de 14%, et de 100 % en été. L'augmentation de la surface

de capteurs permet d'atteindre 40 % de

couverture annuelle. Les performances du système ne

dépendent plus du dimensionnement du stock

journalier.

Avec 2100 m² de capteurs et un volume de stock saisonnier de

2940 m3, on atteint 47% de couverture solaire et 100%

durant six mois de l'année. En augmentant la surface de

capteurs on peut théoriquement atteindre 100% de couverture

solaire. Le volume de stockage journalier peut rester le même que sans stockage saisonnier

sans diminuer les performances.

Avec 360 m² de capteurs, on obtient une couverture

solaire de 9% et de 30% en été. On observe de

meilleures performances du solaire de par

l'augmentation des besoins du réseau. Dans cette

architecture d'intégration, le choix des bâtiments équipés de solaire

empêche l'arrêt de la chaudière en été.

Conclusion

L'intégration en centralisé est simple à dimensionner et à

mettre en place sur un réseau existant sans trop de modifications. La couverture des besoins d'eau chaude

sanitaire est facilement atteinte et permet d'arrêter le fonctionnement du deuxième système de production. Une demande plus importante du réseau permet d'atteindre de meilleures performances du

système solaire.

Le stockage saisonnier permet en effet d'augmenter la fraction solaire annuelle moyennant un système bien plus imposant et

donc couteux en surface de capteurs et volume de stockage.

Les températures de fonctionnement et la taille du

réseau ont encore plus d'impact sur les performances du système avec stockage

saisonnier.

De par ses avantages et différences (résolution du problème de place des

capteurs solaires, investissement initial des

particuliers et pas de l'exploitant du réseau..)

cette solution ne doit pas forcément être comparée

au système centralisé. Les performances obtenues

sont ici un peu plus faibles, mais on conclut que le

choix de l'emplacement des bâtiments équipés de solaire par rapport au

réseau est primordial dans la conception du système

décentralisé.

CHAUFFERIE

CENTRALE

CHAUFFERIE

CENTRALE

CHAUFFERIE

CENTRALE


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7 Conclusion et perspectives

Cette étude a permis d’acquérir beaucoup de connaissances sur les réseaux de chaleur

intégrant du solaire déjà existants en Europe. On a pu voir qu’il s’agit encore souvent

d’expérimentations même s’il y en a de plus en plus, et que chaque réseau présente ses

particularités qui influencent l’architecture selon laquelle le solaire est intégré. Cependant, le

type de stockage, saisonnier ou journalier ainsi que la position des capteurs solaires sont

des critères important qui influent sur le principe de fonctionnement du réseau, et définissent

trois types d’intégration du solaire sur les réseaux de chaleur.

Pour comparer ces solutions entre elles sur un même réseau, il était intéressant de

modéliser ce dernier, et d’y intégrer virtuellement du solaire. Le développement de ce

modèle a permis d’apprendre beaucoup sur le dimensionnement des réseaux et leur

fonctionnement, ainsi que les choix à effectuer pour y intégrer du solaire. Il est apparu que

bon nombre de décisions à prendre lors de la conception du réseau influent sur les

performances du système qui dépendent, comme le montre cette étude, notamment de la

taille du réseau et de sa température de fonctionnement.

De plus, l’investissement technologique et financier à faire dépend des objectifs fixés pour

l’intégration du solaire dans le réseau : s’agit-il simplement de couvrir les besoins en été, ou

d’atteindre la plus grande couverture solaire possible ? Quel que soit l’objectif, il ne semble

pas y avoir aujourd’hui de frein technologique à l’intégration du solaire dans les réseaux

français, même si le fonctionnement à température élevée représente une limite pour le

stockage saisonnier et diminue les performances solaires.

Le solaire étant une énergie renouvelable et non-polluante, l’intégration du solaire dans les

réseaux, puisqu’elle permet au solaire de couvrir plus de nos besoins de chauffage, est donc

intéressante sur le plan énergétique et environnemental. Qu’en est-t-il du plan économique ?

Il serait intéressant de compléter cette étude et d’utiliser les résultats obtenus pour réaliser

une analyse financière de ces systèmes et définir des seuils de rentabilité. Cette étude a

déjà été réalisée dans d’autres pays, comme le Danemark [47] mais devrait ici prendre en

compte le contexte politique et économique de la France, l’évolution du prix des énergies et

du terrain par exemple, ou encore la politique d’incitation menée au niveau national.


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Confidentiel CEA

8 Bibliographie [1] ESTTP: Solar heating and cooling for a sustainable energy future in Europe.

[2] TESS: Drake Landing Solar Community, Okotoks, Alberta, Canada.

[3] www.cete-ouest.developpement-durable.gouv.fr

[4] H. Lund et al.: The role of district heating in future renewable energy systems, Energy.

2010 (35) 1381-1390

[5] J.-O. Dalenbäck: Success factors in solar district heating - WP2 Micro Analyses Reports,

SDH. 2010.

[6] An.: Heating and cooling Europe with solar, Renewable energy focus. 2010 56-61

[7] A. Heller: 15 years of R&D in central solar heating in Denmark, Solar Energy. 2000 (6)

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[8] International Energy Agency: Task 45 Large systems - Draft Work Plan. 2011

[9] M. Schubert et al.: Solar district heating: technologies used in large scale SDH plants in

Graz - Operational experiences and further developments.

[10] T. Bokhoven et al.: Solar thermal Vision 2030 - European Solar Thermal Technology

Platform. 2006

[11] V. Lottner et al.: Solar-assisted district heating plants: status of the German programme

Solarthermie-2000, Solar Energy. 2000 (69) 449-459

[12] T. Pauschinger et al.: Current developments and prospects of solar district heating in

Europe. Solar District Heating

[13] A. Heller: Large scale solar district heating: evaluation, modelling and designing, Ph.D.

Thesis. 2000

[14] T. Schmidt et al.: Central solar heating plants with seasonal storage in Germany, Solar

Energy. 2004 (76) 165-174

[15] D. Mangold, T. Scmidt, V. Lottner: Seasonal thermal energy storage in Germany,

Futurestock. 2003

[16] T. Schmidt et al.: The central solar heating plant with aquifer thermal energy store in

Rostock, Germany, Terrastock. 2000

[17] T. Schmidt, Hans Müller-Steinhagen: The central solar heating plant with aquifer thermal

energy store in Rostock-Results after four years of operation, EuroSun. 2004

[18] www.solites.de

[19] G. Faninger: Combined solar-biomass district heating in Austria, Solar Energy. 2000 (6)

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[20] W. Streicher, W. Oberleitner : Solar unterstütztes Biomasse-Nahwärmenetz Eibiswald -

Ergebnisse einer einjährigen Messperiod.

[21] An.: Eibiswald, Sun and wood complement one another in district heating,

AlpEnergyWood. 2006

[22] www.solarthermalworld.org

[23] SNCU : Enquête nationale sur les réseaux de chaleur et de froid.2009

[24] www.lemoniteur.fr : Cofely réalise un réseau de chaleur bi-énergie dans l'Hérault

23/06/2011

[25] www.actu-environnement.com: La ville de Balma dote son eco-quartier d'un réseau de

chaleur alimenté en biomasse et solaire 12/04/2011

[26] COMPTE R : Chaudière à eau chaude à déchets de bois sec. Ref : AQ-06-FT-0007

[27] TGM Versuchsanstalt : Zentralheizungskessel für Holz CENTROMETAL Typ CK20.2002

[28] A.Heller: Demand modelling for central heating systems, Department of buildings and

energy- Technical University of Denmark. 2000


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[29] B. Chramcov: Heat demand forecasting for concrete district heating system, International

journal of mathematical models and methods in applied sciences. 2010 (4) 231-239

[30] COSTIC : Cours Eau chaude Sanitaire

[31] INPAL : Catalogue tubes pré-isolés

[32] T. Schmidt, J.Nussbicker, S. Raab: Monitoring results from german central solar heating

plants with seasonal storage, ISES Solar World Congress. 2005

[33] B. Mahler et al.: Stadt:werk:lehen solar heating in a concerto district, Eurosun. 2010

[34] U. Persson: Heat distribution and the future competitiveness of district heating, Applied

Energy 2011 (88) 568-576

[35] www.reseauxchaleur.wordpress.com : Réseaux de chaleur basse température et

écoquartier. 01/05/2011

[36] www.solid.at

[37] www.solar-district-heating.eu

[38] C. Holter: Solar district heating is able of taking the full summer load in cities.

[39] D. Pahud: Central solar heating plants with seasonal duct storage and short-term water

storage: design guidelines obtained by dynamic system simulations, Solar Energy. 2000 (6)

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[40] S. Raab et al.: Solar assisted district heating system in Crailsheim (Germany), Solar

World Congress, 2005

[41] D. Bauer: German central solar heating plants with seasonal heat storage, Solar Energy.

2010 (84) 612-623

[42] P. K. Olsen et al.: A new low-temperature district heating system for low-energy

buldings, 11th International Symposium on District Heating and Cooling. 2008

[43] U. Jordan, K. Vajen : Werkzeug zur Generierung von Trinkwasser-Zapfprofilen auf

statistischer Basis, Universität Kassel.

[44] L. Böszörméni: Innovation possibilities of solar district heating systems with seasonal heat storage [45] J. Deshayes : Etude bibliographique et technico-économique d'intégration des centrales solaires thermiques sur les réseaux de chaleur, Rapport de stage Insa de Rouen. Décembre 2008 [46] IEA: Task 9 Case study : District heating fuelled by wood biomass, Lienz. 2003 [47] SHC, IEA: Large solar heating and cooling systems with heat pump and seasonal storage, Draft Annex version 02. Octobre 2010


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Sommaire des Annexes

Annexe 1 : Les différents types de stockage saisonnier……………………………………………………………………p.3

Annexe 2: Liste récapitulative des réseaux de chaleur solaires étudiés .............................................. p.6

Annexe 3 : Le réseau bois et solaire d’Eibiswald, Autriche ................................................................ p.10

Annexe 4 : Etude de l’impact des différents composants de l’architecture hydraulique sur les

performances de l’installation ........................................................................................................... p.13

Annexe 5 : Dimensionnement de la surface de capteurs _ Simulation Solo 2000 ............................. p.25

Annexe 6 : Méthode simplifiée d’extrapolation des charges à partir des consommations mensuelles

............................................................................................................................................................ p.28

Annexe 7 : Paramétrage des modèles de bâtiments ......................................................................... p.32

Annexe 8 : Etude paramétrique : évolution des performances du système de production en fonction

de la variation de différents paramètres ........................................................................................... p.34

Annexe 9 : Etude théorique sur l’utilité des différents types de stockage ........................................ p.38

Annexe 10 : Exemples de bilans issus de TRNSYS et de leur exploitation.......................................... p.44

L’Institut National de l’Energie Solaire

1. Généralités

L’Institut National de l’Energie

Solaire est le premier centre français

et l’un des premiers européens dédié

à la recherche, l’innovation et la

formation sur l’énergie solaire.

L’INES a ainsi été crée à la fin de

l’année 2005. Elle compte

aujourd’hui plus de 250 techniciens,

ingénieurs, chercheurs et étudiants et ne cesse de s’agrandir.

L’institut est situé au pôle technologique Savoie Technolac au Bourget du Lac, près de

Chambéry, en Savoie (73). Son implantation en Rhône-Alpes est justifiée par la présence

importante au niveau régional d’associations, industries et laboratoires de recherche dans le

domaine de l’énergie solaire.

2. Mission

L’INES est rattaché au Centre Energies Atomiques et Alternatives (CEA) de Grenoble et fait

donc partie, au sein du CEA du Laboratoire d’Innovation pour les Technologies des Energies

nouvelles et les Nanomatériaux (LITEN) et au sein de cette unité, du Département des

Technologies Solaires (DTS). Le centre INES est dédié à la recherche, mais aussi à la

formation et à la démonstration. La recherche porte sur trois thématiques : l’énergie

photovoltaïque, l’énergétique du bâtiment et les systèmes solaires thermiques. C’est dans ce

dernier domaine, et donc au sein du Laboratoire des Systèmes Termiques (LETh), que s’est

déroulé ce projet.

3. Le LETh

Divisé entre le site du CEA Grenoble et celui de l’INES, ce laboratoire compte

aujourd’hui environ 75 personnes. Les activités du laboratoire portent sur les systèmes

thermiques industriels et résidentiels. Les principaux axes de recherche sont :

Les composants et systèmes thermiques pour l’habitat et pour l’habitat

La récupération d’énergie, les pompes à chaleur et le stockage thermique

Les composant et systèmes thermiques pour le solaire thermodynamique

Les échangeurs thermiques

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