La petite cogénération Pourquoi ? Pour...

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La petite cogénération Pourquoi ? Pour qui ? ELECTRICITE C H A L E U R PERTES Un guide pour décider sereinement Ministère de la Région Wallonne Commission de l’Union Européenne Programme SAVE - Mars 1997 S A V E CO G EN S U D

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La petite cogénération

Pourquoi ?Pour qui ?

ELECTRICITE

CH

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RT

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Un guide pour décider sereinement

Ministère de la Région WallonneCommission de l’Union EuropéenneProgramme SAVE - Mars 1997

S

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C O G E N

SUD

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La cogénération permet de réaliser des économiesd’énergie car elle valorise simultanément la chaleuret l’électricité et limite donc les pertes. Dans certainscas, quand elle est bien utilisée, elle permet égale-ment des économies financières.

Ce guide a comme objectif d'aider les gestionnairesd'institutions du secteur tert i a i re, de logementsgroupés ou de PME, ..., à déterminer si, dans leur casprécis, la cogénération peut se justifier.

Il s’agit donc d’un document ”exploratoire” quipermettra d’apprécier l’opportunité d’envisager uneinstallation de cogénération. Si c’est le cas, uneétude spécifique complémentaire sera nécessairepour déterminer la rentabilité et la faisabilité réellede l’opération. Pour confronter ce guide ”explora-toire aux réalités de l’institution, les ”candidats” à lacogénération doivent connaître leurs besoins de cha-leur et comprendre leur facture d'électricité. Ceguide leur donnera les clés pour dimensionner uneinstallation de cogénération et leur permettre devérifier, sommairement, la rentabilité de l'investisse-ment envisagé.

Réaliser des installations de cogénération, mêmemodestes, là où cela se justifie techniquement etéconomiquement, permettra outre les économiesd'énergie déjà citées, une décentralisation de la pro-duction d'électricité limitant le besoin de nouvelleslignes à haute tension et favorisant la sécurité defourniture d'électricité.

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.Avant-propos

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Table des matières

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page

1. Introduction 4

2. Les avantages de la cogénération 6

3. Le prix de l'énergie 10

4. Les systèmes de cogénération 14

5. Détermination des besoins de chaleur et d'électricité de l'utilisateur 20

6. Analyse de la rentabilité de l'installation projetée 26

7. Conclusions 28

8. Bibliographie 30

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1.1. La plupart des consommateursd'énergie utilisent à la fois de lachaleur et de l'électricité.La chaleur, dont nous parlons ici, est celle qui sert àchauffer des bâtiments (eau chaude, air chaud,vapeur basse pression), à préparer l'eau chaude sani-taire ou à des applications industrielles à basse tem-pérature.

Nous ne considérons donc pas ici les applicationsthermiques à plus haute enthalpie telles que la cuis-son ou certaines utilisations industrielles spécifiques.Par contre, on peut prendre en compte les besoinsde chaleur pour la production de froid par absorp-tion.

En effet, le tertiaire a besoin de plus en plus de cli-matisation notamment pour compenser en été lesapports calorifiques de la bureautique.

1.2. Pour couvrir ses besoins dechaleur et d'électricité, leconsommateur utilise, généralement,une chaudière à combustible fossileet il achète l'électricité au réseau.Pourtant, il est possible, et quelquefois avantageux,de couvrir simultanément ses besoins de chaleur etd'électricité par une unité de cogénération. Il s'agit

d'un moteur, d'une turbine à gaz ou d'une turbine àvapeur, qui génère simultanément de la chaleur et del'électricité.

1.3. Dans ce guide, nous nouslimiterons à examiner la situationpour des installations de taillemodeste.Nous examinerons le cas des bâtiments du secteurtertiaire (bureaux, écoles, hôpitaux, commerces, ...),des gros immeubles de logements (chauffage collec-tif pour plus de 50 logements), ainsi que le cas despetites entreprises industrielles. Nous ne nous inté-resserons cependant plus aux bâtiments consom-mant moins de 3000 GJ/an.

Pour les entreprises industrielles de taille plus impor-tante (puissance électrique supérieure à 10 MW),nous considérons que la situation est chaque fois trèsparticulière, qu'une analyse du process s'impose etque l'entreprise dispose en son sein des compé-tences techniques nécessaires pour apprécier l'op-portunité de la cogénération.

Ce guide doit donc aider les gestionnaires à appré-cier si oui ou non les bâtiments dont ils s'occupentsont susceptibles de justifier l'installation d'une unitéde cogénération.

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1.Introduction

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Une double lecture : pour ensavoir plus.Ce guide s'adresse à toute personne qui, au sein del'institution concernée, prend en charge la préoccu-pation énergétique et est à même de proposer desadaptations en vue d'améliorer la situation énergé-tique ou financière. Il peut dès lors s'agir soit dudécideur, soit du gestionnaire comptable ou encoredu technicien. Le non-technicien trouvera dans ceguide les informations qui lui permettront de déter-miner l'intérêt de la cogénération sur base desseules indications comptables. Le technicien pourra,quant à lui, affiner les résultats en comprenantcomment cette nouvelle unité pourra être dimen-sionnée et pilotée, pour s'intégrer au mieux dansl'installation existante ou dans une nouvelle instal-lation à construire.

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2.Les avantages de la cogénération

100

15PERTES

63PERTES

E

Q

35

50

35

57

506

92

56

αE = 35%

αQ = 50%

ηE = 38%

ηQ = 90%

combustible148

COGÉNÉRATION PRODUCTION SÉPARÉE(situation actuelle)

combustible100

35

50

Economie d'énergie : 1 - = 32%où αE = part de l'énergie valorisée en électricité dansune installation de cogénérationαQ = part de l'énergie valorisée sous forme de cha-leur utilisable, dans une installation de cogénérationηE = rendement électrique d'une centrale électrique(production d'électricité uniquement)ηQ = rendement d'une chaudière (production dechaleur uniquement)E = besoin d’électricitéQ = besoin de chaleur

Les valeurs de αE, αQ et ηQ correspondent à desvaleurs usuelles de qualité.Le choix du ηE de référence appelle quelques com-mentaires.Prendre comme référence le rendement électriquedu parc électrique belge (ηE = 38%) apparaît à cer-tains comme trop favorable pour la cogénération.En effet, si l'on ne construit pas d'unités de cogéné-ration, on devra, pour compenser l'augmentation dela consommation électrique, construire de nouvellescentrales, pour lesquelles on suppose que lesmeilleures technologies seront utilisées.

100——148

2.1. Le premier avantage de la

cogénération est d'ordre énergétique.

La cogénération permet, en effet, d'économiserentre 15 et 30% de l’énergie primaire destinée àcouvrir les besoins de chaleur et d'électricité.

En effet, le parc des centrales électriques actuelles enBelgique a un rendement moyen de l'ordre de 38%.

En d'autres mots, 62% de l’énergie primaire est dis-sipée sous forme de chaleur. La technique de la cogénération permet de valoriserune partie de cette chaleur, à un niveau de tempéra-ture et à un endroit où elle peut être utilisée. Voyonsce qui se passe si nous comparons la productionséparée à la cogénération, pour des mêmes quanti-tés de chaleur et d'électricité produites.

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Dans cette hypothèse, le rendement électrique (ηE)de ces installations de type TGV (Turbine GazVapeur) pourra atteindre 53% (pertes de distributioncomprises).

La comparaison devient dans ce cas :

7

ombustible00 100

35

37PERTES

E

Q

35

35

50

31

506

66

56

αE = 35%

αQ = 50%

ηE = 53%

ηQ = 90%

combustible122

COGÉNÉRATION PRODUCTION SÉPARÉE(avec TGV future)

50

15PERTES

Economie d'énergie : 1 - = 18%

Nous constatons donc que, même en comparant lacogénération avec les meilleures centrales élec-triques disponibles, l'économie d'énergie reste réellequoique moins importante.

100——122

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2.Les avantages de la cogénération

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Pour en savoir plus : pour unecogénération de qualité !Les économies calculées ci-dessus ne se concrétise-ront que si l'unité de cogénération est conçue etutilisée de façon judicieuse.

Trois aspects doivent être respectés :

1. Une cogénération de qualité implique que toutela chaleur (et l'électricité) produite soit effective-ment (et efficacement) utilisée.Si, à certains moments, l'unité de cogénérationproduit de la chaleur sans qu'il y ait un besoin dechaleur ou pour compenser des pertes thermiquesfacilement évitables (gaspillages), l'économied'énergie calculée ne sera pas effective.Il y a en effet toujours un risque, lorsque la chaleurest disponible à meilleur compte, que celle-ci nesoit pas utilisée avec parcimonie.Ce raisonnement est vrai aussi pour l'électricitéproduite, mais, dans la réalité, cet aspect est moinscrucial.

2. Une cogénération de qualité doit avoir un bonrendement énergétique global.Dans la figure de la page 6, αE + αQ = 85%, ce quisignifie que 85% de l'énergie est valorisée et que15% de l'énergie est perdue.Si les pertes sont plus importantes, l'économied'énergie escomptée ne sera plus faible.

3. Une cogénération de qualité doit avoir un rap-port aussi élevé que possible.Dans cette même figure, = 0,7 ce qui est unevaleur usuelle pour les moteurs à gaz. L'électricité est la partie noble de l'énergie car ellereprésente la part d'énergie qui peut encore êtrereconvertie en quelque forme d'énergie que cesoit : éclairage, force motrice, chaleur, ... C'estcette part qui doit être maximisée dans la cogéné-ration. C'est ce rapport, associé au rendementé n e rgétique global, qui détermine l'économied'énergie primaire.

2.2. L'avantage de la cogénération estaussi économique, dans la mesure oùelle permet à l'utilisateur de réduiresa facture d'énergie.Nous examinerons dans quelles conditions l'utili-sation d'une technologie performante peut être ren-table grâce aux économies qu'elle entraîne sur lesfactures d'énergie. Nous verrons que c'est l'évolu-tion de la facture d'électricité qui est, à ce point devue, déterminante.

Nous nous limiterons à la situation où les utilisateursconsommeront, pour leurs besoins propres, toute lachaleur et l'électricité produites par la cogénération.

αE—αQ αE

—αQ

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2.3. Maximiser l'économie d'énergietout en assurant la rentabilitéfinancière.L'objectif premier de la cogénération est d'économi-ser de l'énergie, pas de se substituer totalement auréseau électrique ou à la production exclusive dechaleur. Nous n'examinerons donc pas les solutionsd'îlotage*, qui permettent une autonomie électriquemais où la chaleur produite est parfois surabondanteet donc gaspillée.

Dans le présent guide, nous faisons le choix d'unéquipement de cogénération qui ne fournira qu'unepartie des besoins. Le complément sera assuré pourl'électricité par le réseau public, pour la chaleur parune chaufferie classique. L'installation est arrêtéequand les besoins de chaleur (ou, plus rarement,d'électricité) deviennent trop faibles ou quand le prixdu courant électrique autoproduit est plus élevé quecelui du courant fourni par le réseau public.

Toutefois, dans certains cas, telle que conçue etdimensionnée, elle pourra fonctionner en îlotage, encas de panne de réseau, ou suivre les consomma-tions d’électricité de l’utilisateur à certaines périodesde manière à limiter la pointe 1/4 horaire prélevée auréseau.

* L’installation de cogénération est dimensionnée pour couvrir l’ensembledes besoins en électricité.

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Pour en savoir plus : la formule du "partenariat".Dans certains cas, par exemple si l'utilisateur a desbesoins de chaleur importants et stables et peu debesoins en électricité, il peut être logique de cher-cher à revendre , au réseau de distribution, l'excé-dent d'électricité produit par l'unité de cogénéra-tion.

Dans la pratique, cette situation s'avère relative-ment peu intéressante car le tarif de rachat del'électricité par le réseau s'établit, suivant lespériodes, entre 1,03 et 2,23 F/kWh (terme de puis-sance inclus), soit environ la moitié du prix auquelil est vendu au client* .

Si vos besoins de chaleur sont réellement impor-tants et que vous désirez contribuer à économiserl'énergie grâce à la cogénération, vous pouvezvous adresser aux entreprises de production et dedistribution d'électricité qui proposent un partena-riat dont les conditions sont basées sur les principessuivants :- l'installation est construite et financée par l'entre-prise d'électricité ;- l'électricité continuera à vous être facturéecomme par le passé ;- la chaleur produite par l'unité de cogénérationvous sera facturée à un prix légèrement inférieur àcelui que vous auriez payé pour la produire pard'autres sources (prix déterminé par la rentabilitéglobale du projet).

Dans ce cas, vous n'aurez donc pris aucun risquetechnique ou financier, vous ne réaliserez pasd'économies substantielles mais vous aurez contri-bué à économiser de l'énergie. Il faut noter cepen-dant que les entreprises d'électricité n'acceptent lepartenariat que lorsque c'est financièrement inté-ressant pour elles (sur base du coût évité en cen-trale électrique), ce qui implique une taille d'instal-lation importante (généralement plusieurs cen-taines de kWe).

* Lorsque le combustible utilisé est une énergie ”renouvelable ou fatale”,le tarif de rachat est plus intéressant. Chaque kWh vendu au réseau béné-ficie d’un bonus de 1 franc.

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Il s'agit bien sûr du point crucial. La rentabilité d'uneunité de cogénération sera déterminée par la diffé-rence de prix entre les factures énergétiques "avant"cogénération et "après" cogénération. Comme danscertains cas la décision de mettre en oeuvre unecogénération peut avoir comme conséquence demodifier les tarifs applicables, il s'agira d'être vigilant.

3.1. Le coût des combustibles (hors TVA).Le plus généralement la chaleur est produite à partirde fioul ou de gaz naturel.

Le prix des combustibles, ci-dessous, correspondégalement au prix à payer pour le fonctionnementd'une unité de cogénération.

Depuis le 1er janvier 1997, pour tous les nouveauxcontrats de fourniture de gaz naturel consommé parune unité de cogénération "de qualité", correspondune ristourne extra-tarifaire de l'ord re de 10%(20 F/GJ pour la ND3 et de 8,6 F à 17 F/GJ pour leTNI). Il s'agit donc d'un stimulant non négligeable envue d'utiliser le gaz naturel en priorité pour des appli-cations de cogénération. On n'en a toutefois pastenu compte dans les calculs qui suivent, car lapérennité de ces mesures n’est pas assurée.

10

3.Le prix de l'énergie (hors TVA)

Pour en savoir plus : Energie etPuissance.

SI (Système International d'unités)Energie : Le Joule (J) 1 MJ = 10 6 J1 GJ = 10 9 JPuissance : Le Watt (1 W = )1 kW = 10 3 W1 MW = 10 6 W1 MW = 3,6 GJ/h1 kW = 0,0036 GJ/h

Autres unités (équivalences)Energie :1 kWh = 3,6 MJ1 cal = 4,19 JPuissance :1 kcal/h = 1,16 W

Pouvoir calorifique inférieur (PCI)Gasoil : 42,5 MJ/kg ou 36,5 MJ/litreGaz naturel : de 32 à 40 MJ/Nm3

Anthracite : 35 MJ/kgPropane : 23,4 MJ/litreLe pouvoir calorifique supérieur (PCS) du gaz natu-rel équivaut en général à 1,1085 x le PCI

Type combustible Coût à l'unité facturée Coût par GJ Coût par kWhQ(début 1997) de combustible combustible

(PCI) *** (PCI) ***

Fioul 7,7 F/litre 213 F/GJ 0,77 F/kWh

Gaz naturel *

Tarif ND3 0,21 F/MJ PCS 233 F/GJ 0,84 F/kWh

Gaz naturel **

Tarif TNI 0,130 F/MJ PCS 144 F/GJ 0,52 F/kWh

* tarif pour usages non domestiques ND3. S'applique à partir de 3.517 GJ/an, ce qui est le plus souvent le cas en distribution pour les moteurs à gaz - prix moyen, redevances comprises

** tarif TNI pour fournitures à l'industrie. S'applique à partir de 33.500 GJ/an - prix moyen, redevances comprises.*** PCI : Pouvoir Calorifique Inférieur

PCS : Pouvoir Calorifique Supérieur

1J——1s

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3.2. Le coût de l'électricité.

Généralement, le tarif électrique qui vous est appli-qué est le tarif haute tension binôme A ou B (éven-tuellement binôme C).

La structure tarifaire comporte (voir plus loin) :- un terme de puissance, fonction de la puissancemaximum appelée au cours du mois (kW) ;- un terme proportionnel à la quantité d'énergieconsommée durant les heures pleines (15 h/j dulundi au vendredi à l'exception des jours fériés) :kWhp ;- un terme proportionnel à la quantité d'énergieconsommée durant les heures creuses : kWhc.

11

0

1

2

3

4

5

6

binôme A force motrice

0 100 200 300 400

Prix heures pleinesterme de puissance compris

Prix heures creuses Binôme A

Binôme B*

Prix moyen de l'électricité (heures pleines et heures creuses (HTVA - 1000 kW)

binôme A éclairagebinôme B*

F/kWh

Durée d'utilisation mensuelle = ––––––– (h/mois)

* Prix binôme B : valeurs moyennes, dépend aussi de la saison

kWhp

kW

Prix plafond

Vous trouverez une valeur comprise entre 3,0 et5,69 F/kWh (HTVA), dont il faudra bien sûr déduireles dépenses d’exploitation supplémentaires (com-bustible et maintenance). Ce qu’on verra plus loin.

En première estimation, le gain que l'on peut attribuer à chaque kWh cogénéré, sur base du coût évité parl’utilisateur, correspond au prix moyen du kWh pendant les heures pleines (terme de puissance compris) :

Gain du kWhcogen =

Prix moyen du kWhheures pleines =

12Σ (terme proportionnel ”heures pleines” + terme ”puissance maximum”) 1 ——————————————————————————————————————————————————————

12

Σ = somme pour les 12 derniers mois de la valeur entre parenthèses.1

12Σ (nombre de kWhp)1

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Pour en savoir plus : un calcul plus précis.

- Pour un calcul plus précis du gain généré sur la factured'électricité grâce au fonctionnement d'une unité decogénération, il faut simuler la facture d'électricité"après cogénération".- Pour faire cette simulation, il faut examiner les diffé-rents tarifs existants, en sachant qu'ils sont modifiés àpartir du 1er janvier 1997 et qu'il est parfois obligatoirede changer de tarif lorsqu'on devient autoproducteurd'électricité :

* si vous êtes au tarif BINOME A (< 1 MW), vous devrezimpérativement opter pour le tarif horo-saisonnier endevenant autoproducteur ;* si vous êtes au tarif BINOME B (entre 1 et 4 MW), vouspouvez rester au BINOME B si vos prélèvements restentsupérieurs à 1 MW, ou passer au tarif horo-saisonnier ;* si vous êtes au Tarif BINOME C (> 4 MW), vous resterezau même tarif en devenant autoproducteur (non déve-loppé ici, car il s'agit d'une taille d'installation déjà plusimportante).

Gain lié à la cogénération sur la facture d'électricité =facture actuelle MOINS facture simulée "après cogénération" (sur 12 mois).

Gain du kWhcogen = gain lié à la cogénération————————————nombre de kWh cogénérés

3.Le prix de l’énergie (hors TVA)

12

Pour en savoir plus : la valeur du kWhcogen .

Nous ne nous intéresserons pas au troisième terme de lastructure tarifaire, à savoir le coût des kWh en heurescreuses. En effet, nous prenons l'hypothèse de fairefonctionner l'unité de cogénération uniquement pen-dant les heures pleines car le prix du kWh prélevé auréseau est trop faible durant les heures creuses pourcontribuer significativement à la rentabilisation de l'ins-tallation. Cela ne veut pas dire que l'installation ne pour-ra pas fonctionner de nuit, soit pour des considérationsénergétiques, soit parce que cela se justifie au coût mar-ginal d'utilisation. Mais nous sommes actuellementengagés dans une réflexion économique pour détermi-ner un potentiel de rentabilité (amortir l'investissement)et nous devons donc raisonner sur les périodes "profi-tables".

Pendant les heures pleines, nous faisons l'hypothèsed'un pilotage "intelligent". C'est-à-dire que l'installationdevra fonctionner pendant les périodes où la demanded'électricité est maximale ainsi que pendant les heuresdites "de pointe" (voir ci-dessous, tarif horo-saisonnier).En effet, les termes de puissance des différents tarifssont basés sur la demande maximale d'électricité (pointequart-horaire).

Donc, si votre demande d'électricité est maximale lelundi à 8 h, il faudra faire en sorte que l'installation fonc-tionne à ce moment-là. Généralement, cela ne devraitpas poser de problème car c'est probablement aussi à cemoment que la demande de chaleur sera importante. Sidans votre activité les demandes de chaleur et d'électri-cité ne coïncident pas, des solutions devront être trou-vées (par exemple, un accumulateur d'eau chaude) pourque l'unité de cogénération puisse, malgré tout, fonc-tionner lorsque la demande d'électricité est maximale,tout en valorisant la chaleur produite.

Avec un pilotage "intelligent", la durée d'utilisation men-suelle (kWhp/kW) pourra rester sensiblement la mêmeavant et après cogénération. En effet, à une baisse dekWh consommés pendant les heures pleines (kWhp) cor-respondra une baisse de la pointe quart-horaire men-suelle (kW). Le coût du kWhp (terme de puissance com-pris) restera donc sensiblement le même (voir graphiquep.11). Ceci signifie que les kWh produits pendant lesheures pleines par l'unité de cogénération seront doncvalorisés au prix du kWhp (terme de puissance compris)que vous payez actuellement (à consommation finaleinchangée).

BINOME A

Termes de puissance(F/kW.mois) si éclairage 384,5 D NE 367,8

323,0 D NE 309,0

Termes proportionnels(F/kWh)- heures pleines 1,855 DNE + 0,642 NC 2,427- heures creuses 0,904 NE + 0,542 NC 1,643

Prix plafond(F/kWhp,terme de puissance compris)

4,250 NE + 0,642 NC 5,785

COGEN

si force motrice

F/mois*

F/kWh*

▲▲▲

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BINOME B (> 1 MW)

Termes de puissance - Puissance mise à disposition 1.350, 0 NE(F/kWa.mois) 135,8

- Puissance mensuelle prélevée (F/kWm.mois)*en hiver 630,0 D NE 602,6*en mi-saison 327,0 D NE 312,8*en été 137,0 D NE 131,1

Termes proportionnels(F/kWh)*en hiver

heures pleines 1,040 NE + 0,642 NC 1,909heures creuses 0,500 NE + 0,542 NC 1,155

*mi-saison :heures pleines 0,860 NE + 0,642 NC 1,691heures creuses 0,375 NE + 0,542 NC 1,004

*été :heures pleines 0,660 NE + 0,642 NC 1,450heures creuses 0,240 NE + 0,542 NC 0,841

HORO-SAISONNIER

Termes de puissance -Puissance mise à disposition 1.350,0 NE(F/kWa.mois)

-Puissance mensuelle prélevée (F/kWm.mois)*en hiver - en pointe 407,0 D NE 389,3- supplément éventuel de puissance prélevée 61,0 D NE 58,4

hors pointe*en mi-saison 61,0 D NE 58,4*en été 0,0 D NE 0,0

Termes proportionnels(F/kWh)*en hiver

en pointe 4,000 DNE + 0,642 NC 4,479heures pleines 1,700 DNE + 0,642 NC 2,279heures creuses 1,100 NE + 0,542 NC 1,879

*mi-saison :heures pleines 1,700 DNE + 0,642 NC 2,279heures creuses 0,850 NE + 0,542 NC 1,577

*été heures pleines 1,400 DNE + 0,642 NC 1,992heures creuses 0,650 NE + 0,542 NC 1,336

SI > 1 MWCOGEN

* Valeurs en Septembre 97,pour 1000 kW, HTVA.

–––––––12

–––––––12

135,8*

F/mois*

F/kWh*

F/mois*

F/kWh*

Tarifs haute tension depuis le 1er janvier 1997

avec : saisons : hiver : de novembre à févriermi-saison : mars, avril, mai, juin, septembre et octobreété : juillet et août

horaires d'heures pleines : 15 heures par jour du lundi au vendredi, jours fériés exceptéshoraires d'heures de pointe (horo-saisonnier uniquement) : 4 heures par jour au cours des heures pleines de l'hiverpuissance mise à disposition : puissance maximum appelée au cours des 12 derniers mois (kWa)puissance mesuelle prélevée : puissance maximum appelée au cours du mois (kW)D = 0,74 + 70/(kW + 340) : coefficient réducteur en fonction de la puissance de pointe exprimée en kWNE = paramètre d'indexation hors combustibles (salaires et matières)NC = paramètre d'indexation des termes "combustibles"en février 97 : NE = 1,2075 et NC = 1,0167

À l'examen de ces tarifs, il apparaît clairement que le tarif horo-saisonnier nécessite impérieusement, souspeine de sanction économique sévère, que l'unité de cogénération fonctionne durant les 4 heures de poin-te en hiver. Ces heures de pointe sont connues à l'avance et varient d’un réseau de distribution à l’autre.

▲▲▲

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la cogénération de chaleur et d'électricité peut êtreobtenue au moyen de divers systèmes :- un moteur à gaz ou diesel (MAG, MD);- une turbine à gaz (TAG);- une turbine à vapeur (TV).

4.1. Le moteur à gaz ou diesel

(MAG - MD).

Il s'agit d'un moteur classique, couplé à un alter-nateur produisant l'électricité.La chaleur du gaz d'échappement à 500°C peut êtrerécupérée à plus de 70 % par refroidissement à120°C (MAG) ou 200°C (MD). La chaleur de l'eau derefroidissement et de l'huile du moteur à ± 100°Cpeut être entièrement récupérée, alors que la chaleurde refroidissement du turbo à 55°C peut plus diffici-lement être utilisée (dans les moteurs à gaz).

Globalement, le bilan énergétique type d'un moteurs'établit ainsi (valeurs moyennes) :

La récupération de chaleur sur ce type de moteur seprête bien à des utilisations à des températures infé-rieures à 100°C, bien qu'une petite quantité devapeur puisse néanmoins être générée! (gazd'échappement).

4.2. Les turbines à gaz (TAG).

Dans ce système, le combustible (généralement dugaz naturel) est brûlé dans une chambre de combus-tion alimentée en air sous pression en provenanced’un compresseur. Les gaz produits sont introduitsdans une turbine où leur énergie est transformée enénergie mécanique pour l’entraînement du compres-seur d’air et d’un générateur d’électricité.L'énergie résiduelle, sous forme de gaz chauds (envi-ron 500°C), peut être utilisée pour rencontrer desbesoins de chaleur (vapeur ou eau chaude). Unepost-combustion éventuelle de ces gaz, fortementchargés en oxygène, permet d'obtenir plus de cha-leur et d'augmenter le rendement global.Contrairement aux moteurs, la TAG se prète trèsbien à la production de vapeur et ce, si nécessaire,jusqu’à des conditions de vapeur vive telles que110 bar / 525°C par exemple.

14

4.Les systèmes de cogénération

Gaz Diesel

Consommation d'énergie (PCI) 100% 100%

Electricité produite (αE) 35% 40%

Chaleur récupérée (αQ) 50% 43%dont échappement 20% 21%eau de refroidissement 30% 22%

Rendement énergétique 85% 83%

0,7 0,93 αE—αQ

combustible

chaudière de récupération de chaleur

gaz d'échappement

échangeur de chaleur

eau de refroidissement

évacuation de gaz

eau

moteur gaz ou diesel

consommationde vapeur et/ou d'eau chaude

alternateur

Moteur à gaz ou diesel (MAG - MD)

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Le bilan thermique d'une turbine à gaz type s'établitainsi (valeurs moyennes) :

Le rendement électrique (αE) d'une turbine à gazvarie entre 19% et 38% voire 40% pour lesmeilleures réalisations dérivées de la technologieaéronautique. Cependant, les rendements élec-triques élevés sont actuellement réservés aux tur-bines à gaz de forte puissance (plusieurs dizaines deMWe).

4.3. Les turbines à vapeur (TV).

Dans ces turbines, l'énergie mécanique (puis élec-trique) est produite par la détente de vapeur hautepression générée dans une chaudière conventionnel-le, utilisant n'importe quel combustible. La chaleurest récupérée à la sortie de la turbine, soit sousforme liquide, soit sous forme vapeur.

Ces installations, qui produisent beaucoup de cha-leur et peu d'électricité (15 à 25%), sont réservées àdes applications spécifiques permettant de valoriserdes combustibles "résiduels” ou des applicationsindustrielles d’une puissance suffisante et dont lerapport se trouve dans la bonne fourchette, cequi est le cas des sucreries notamment. Nous ne lesdévelopperons pas ici.

15

post-combustionsans avec

Consommation d'énergie (PCI) 100% 100%

Electricité produite (αE) 30% 20%

Chaleur récupérée (αQ) 55% 68%

Rendement énergétique 85% 88%

0,55 0,29αE——αQ

combustible

chaudière haute pression

alimentation d'eau

gaz d'échappement

consommationde vapeur

vapeur haute pression

vapeur basse pression

turbine vapeur

alternateur

turbine à gaz

gaz naturel

air

alternateur

filtre

gaz naturel

vapeur

alimentation eau

consommation de vapeur

post-combustion(éventuelle)

gaz d'échappement

chaudière de récupérationde chaleur

chambre de combustion

Turbine à gaz (TAG)

Turbine à vapeur (TV)

αE—αQ

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Turbine à vapeur

• Convient à tous types • Très faible de combustibles

• Très bon rendement global • Investissement élevé

• Coût d'entretien modique • Fonctionnement quasi-continu

• Durée de vie élevée

Turbine à gaz

• A partir de 500 kWe • faible pour les puissances inférieures

• Production aisée de vapeur

• Bon rendement global • Nécessite en général du gaz naturel

Moteur à gaz ou diesel

• A partir de 80 kWe • Coût élevé de maintenance

• Bien adapté à la • Peu propice à lapréparation d'eau chaude production de vapeur

• très favorable, • Durée de vie limitéesurtout pour le diesel

• Entretien programmé à conseiller• Coût abordable en vue d’atteindre une durée de

fonctionnement de 100.000 heures• Peut s'adapter à une avant le remplacement complet variation de la demande du moteur

• Peut jouer le rôle de groupe de secours en cas de panne

αE——αQ

αE——αQ

αE——αQ

16

4.Les systèmes de cogénération

4.4. Avantages et inconvénients de chaque système de cogénération.

+ -

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4.5.Données technico-économiquesdes différents systèmes.Les avantages et inconvénients de chaque systèmede cogénération, ainsi que les données technico-éco-nomiques des différents systèmes, permettront dechoisir une installation et de vérifier ensuite sa renta-bilité. Les graphiques qui suivent permettront dedéterminer ces données pour les différents systèmesdisponibles.

En cas de doute, plusieurs variantes peuvent être tes-tées. Lorsque la puissance thermique dépasse lemaximum proposé, il est possible de scinder cettepuissance en deux valeurs distinctes, ce qui corres-pondra à 2 moteurs ou 2 turbines à gaz.

Dans ce cas, l'investissement global pourra êtreestimé à 90% de la somme des deux installationsconsidérées séparément.

Les autres caractéristiques restent inchangées.

Définition des notations :

PQ cogen : La puissance thermique de cogénération(sera déterminée au chapitre suivant)

PE cogen : La puissance électrique de cogénérationcorrespondant à PQ cogen

αE : part de l’énergie valorisée en électricité (%).

Entretien : coût de l'entretien (par kWhE),comprenant le contrat "tout compris" (huile,assurance "bris de machine" et dépannages);

Investissement : Investissement global del'investissement de cogénération comprenant :

1. le prix de base pour une entreprise type;2. un supplément pour marche en parallèle avec

le réseau électrique, y compris les protectionsnécessaires;

3. un conteneur avec capotage acoustique;4. la récupération de chaleur sur cogénération;5. une installation de stockage du fuel léger

correspondant à 10 jours de consommationpar MD et TAG (secours dans ce cas);

6. les équipements électriques externes pour leraccordement des alternateurs à la sous-station de l’usine (câblages, disjoncteurs, ...);

7. le génie civil;

Pour les turbines à gaz, ce n’est pasl’investissement total de récupération dechaleur qui est pris en compte, mais bienl’écart entre le coût de la chaudière derécupération et le coût de la chaudière àvapeur que la cogénération permet d’éviter.

17

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4.Les systèmes de cogénération

100

350

600

850

1100

1350

1600

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

0,125

0,250

0,375

0,500

0,625

0,750

0,875

1,000

10080 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 150038,0

38,5

39,0

39,5

40,0

100

350

600

850

1100

1350

1600

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

110 210 310 410 510 610 710 81032

33

34

35

36

PQ cogen(kWQ)

Investissement(F/kWE)

Entretien(F/kWhE)

αE(%)

PE cogenkWE

PE cogenkWE

MOTEUR DIESELDurée de vie : 100.000 hCombustible : gasoilChaleur récupérée : maximum 100°C

MOTEUR À GAZDurée de vie : 100.000 hCombustible : gaz naturelChaleur récupérée : maximum 100°C

correspond à l'exemplede la page 26

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1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

20000

30000

40000

50000

60000

0,125

0,150

0,175

0,200

0,225

0,250

0,275

0,6 1,0 1,4 1,8 2,2 2,6 3,0 3,4 3,8 4,2 4,418

20

22

24

26

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30

32

3000

5000

7000

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15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

0,125

0,150

0,175

0,200

0,225

0,250

0,275

0,6 1,0 1,4 1,8 2,2 2,6 3,0 3,4 3,8 4,2 4,412

14

16

18

20

22

PE cogenMWE

PE cogenMWE

TURBINE GAZ (sans post-combustion)Durée de vie : + de 100.000 hCombustible : gaz naturelChaleur récupérée : eau chaude ou vapeur

TURBINE GAZ (avec post-combustion)Durée de vie : + de 100.000 hCombustible : gaz naturelChaleur récupérée : eau chaude ou vapeurproduction d'eau chaude

production de vapeur saturée

Remarque importante

Les courbes ont été établies pour des valeurs moyennes.

Chaque cas est cependant particulier et les valeurs à prendre

en considération peuvent s'éloigner de manière significative

des valeurs présentées ici.

Seule une étude particulière de faisabilité réalisée par un

bureau d'études compétent pourra servir de base pour

envisager un éventuel investissement.

▲▲▲

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Idéalement, un suivi des consommations heure parheure, tant des combustibles que de l’électricité, estnécessaire pour dimensionner l'installation de cogé-nération et prévoir éventuellement les volumes destockage de chaleur nécessaires (voir "Pour en savoirplus").Sur base d'études de cas, nous proposons uneméthode simplifiée pour estimer la taille et la duréede fonctionnement d'une installation de cogénéra-tion.Quatre étapes sont nécessaires :- déterminer le besoin net de chaleur de l'utilisateur;- sélectionner un "profil type" de consommation dechaleur;- choisir une taille d'installation de cogénération;- vérifier si cette taille d'installation est compatibleavec le niveau de consommation d'électricité etdéterminer les valeurs "technico-économiques" cor-respondantes.

5.1. Etape 1 : déterminer le besoin net

de chaleur (BNeC).

Sur base de la consommation annuelle en combus-tible, déduire tout ce qui ne sert pas à produire del'eau chaude ou de la vapeur, c'est-à-dire :- cuissons et autres applications spécifiques qui nepeuvent pas être rencontrées par la chaleur cogéné-rée;- pertes au niveau de la chaufferie (pertes à la pro-duction et pertes à l'arrêt de 10 à 20%, suivant laqualité de l'installation). Lorsque la chaudière exis-tante est ancienne et largement surdimensionnée,les pertes peuvent être nettement plus importanteset atteindre jusqu’à 40%;- gaspillages facilement évitables par des mesuresd'économie d'énergie. Autant faire ces économiesavant d'installer la cogénération. A défaut, on risquede surdimensionner l'installation de cogénération.

Le résultat de cette soustraction aboutit aubesoin net de chaleur (BNeC), à exprimeren GJ/an (voir pouvoir calorifique des com-bustibles, page 10).

20

5.Détermination des besoins de chaleur et d'électricité de l'utilisateur

0

1

2

3

4

5

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23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 10

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23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 1

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1211109876543210

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5

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7654321

* C

onso

mm

atio

n en

%Heure

* C

onso

mm

atio

n en

%

Jour

* C

onso

mm

atio

n en

%

Mois

PROFIL AActivité diurne 5 jours sur 7

Exemples :immeubles de bureaux,écolesservices aux personnes,...

PROFIL BActivité diurne 6 jours sur 7

Exemples :commercres,culture,...

BNeC d'une journée type (%) - Profil de prélèvement horaire

BNeC d'une semaine type (%) - Profil de prélèvement par jour

BNeC d'une année type (%) - Profil de prélèvement par mois

* Consommation : consommation d’une heure dans un jour type (en %)consommation d’un jour dans une semaine type (en %)consommation d’une heure dans une année type (en %)

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0

1

2

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4

5

6

7

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9

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23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 10

1

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23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 10

1

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23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 10

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23 21 19 17 15 13 11 9 7 5 3 1

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1211109876543210

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7654321

PROFIL CActivité diurne 7 jours sur 7

Exemples :centres sportifs,...

PROFIL DActivité continue 7 jours sur 7

Exemples :soins aux personnes,HORECA,...

PROFIL EActivité diurne 5 jours sur 7

Exemples :PME à consommations très régulières,blanchisseries,teintureries,

PROFIL FActivité diurne 7 jours sur 7

Exemples :logement collectif,...

5.2. Etape 2 : sélectionner un ”profil

type” de consommation de chaleur.

En se basant sur les 6 profils types d’utilisateursdécrits ci-après, sélectionner le profil type le plusproche de l’utilisateur de chaleur.

Pour le ”non-technicien”, passer directement à la page 24

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5.Détermination des besoins de chaleur et d'électricité de l'utilisateur

Q = demande de chaleur horaire de l'utilisateur (100% = PQ = puissance

thermique de l’utilisateur)UQ = durée d'utilisation* thermique de l'institution (en heures par an)Par tcogen = partie de la demande maximum de chaleur (PQ) qui peut êtreproduite par cogénération (en %)Ucogen = durée d'utilisation* de l'installation de cogénération (en heurespar an)Courbe supérieure (1) = monotone de demande de chaleur de l'utilisateur(demande de chaleur mesurée heure par heure et classée par ordredécroissant). La surface comprise sous la courbe 1 correspond à la BNeCannuelle de l'utilisateurCourbe inférieure (2) = monotone de demande de chaleur de l'utilisateur,pendant les heures pleines (cfr tarif électricité).*Durée d’utilisation = nombre d’heures ”équivalentes” defonctionnement de l’installation à puissance nominale pour produire laquantité totale de chaleur.PROFIL A

UQ = 1.985 hPartcogen = 28,5 %Ucogen = 2.541 h

PROFIL BUQ = 2.172 hPartcogen = 28,5 %Ucogen = 2.584 h

PROFIL CUQ = 4.377 hPartcogen = 51 %Ucogen = 2.855 h

PROFIL DUQ = 3.368 hPartcogen = 40,1 %Ucogen = 2.918 h

PROFIL FUQ = 3.414 hPartcogen = 36,6 %Ucogen = 2.496 h

PROFIL EUQ = 2.664 hPartcogen = 64,3 %Ucogen = 2.744 h

Pour en savoir plus : monotone de demande de chaleur.

1

2

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Pour en savoir plus:dimensionner la

cogénération à partir des courbes

monotones.

La monotone de chaleur représente l’organisationpar ordre décroissant des demandes de chaleurhoraires de l’utilisateur. Une courbe ”monotone dechaleur” peut donc être déterminée pour chaque”profil type de consommation”.

Le dimensionnement d'une installation se fait endéterminant une fraction de la demande maximumde chaleur qui sera produite par l'unité de cogéné-ration. Cette "fraction" est fixée en examinant sur lacourbe monotone, la part de demande de chaleur(Part cogen) qui correspond à 2.000 h de fonction-nement à plein régime. Au-delà de 2.000 h, l'instal-lation continue à fonctionner en régime partiel jus-qu'à un régime de fonctionnement de 50%. En-des-sous de 50%, l'installation s'arrête.

Ce choix maximise la quantité de chaleur et d'élec-tricité produite par cogénération, tout en faisantfonctionner l'installation dans de bonnes conditionsd'efficacité technique.Pour des raisons de rentabilité économique, cetteoptimisation se fait uniquement pendant les heurespleines et nous dimensionnons donc l'installation decogénération à partir de la monotone 2. Le hachu-rage sous la courbe monotone 2 correspond donc àla quantité de chaleur cogénérable.

Les diagrammes donnent deux informations supplémentaires :- la durée d'utilisation thermique (UQ) : le nombred'heures durant lesquelles une installation ther-mique bien dimensionnée devrait fonctionner àrégime nominal pour produire le besoin net de cha-leur (BNeC) ;- la durée d'utilisation du système de cogénération(U cogen) : le nombre d'heures durant lesquellesl'installation de cogénération devrait fonctionner àrégime nominal pour produire la chaleur cogénérée(surface hachurée).

On peut en déduire :

- la puissance thermique de l'utilisateur :PQ (en kWQ) =

BNeC (en GJ/an)Q max = –––––––––––––––––––––

UQ (en heures) x 0,0036*

*coefficient d’équivalence : 1 kW = 0,0036 GJ/h (voir page 10)

- la puissance thermique de cogénération :PQ x Part cogen

PQ cogen (en kWQ) = –––––––––––100

BNeC x K profiloù encore PQ cogen = ––––––––––––

100

- la quantité de chaleur cogénérable (en kWhQ) :PQ cogen (en kWQ) x U cogen (en h)

23

100%

0%8760 h

Janvier Décembre

Demande chronologique de chaleur horaire de l'utilisateur

100%

0%2000 h

8760 h

Monotone de demande de chaleur

Part cogenou K profil = –––––––––––

UQ x 0,0036

est une constante propre à chaque "type de profil" de consommation

Pour le ”non-technicien”, passer directement à la page 24

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5.3. Etape 3 : choisir une installationde cogénération.

5.3.1. Choix du type de système.- Choisir un moteur à gaz lorsque la demande dechaleur est surtout constituée d'eau chaude (prendrele moteur diesel uniquement si le gaz naturel n'estpas disponible).- Choisir une turbine à gaz si la demande de chaleurest surtout constituée de vapeur.

5.3.2. Dimensionnement del'installation- La puissance thermique de l'installation de cogéné-ration se calcule de la façon suivante :

BNeC (en GJ) x K profilPQ cogen (en kW Q) = –––––––––––––––––––––

100K profil étant repris dans le tableau ci-après

- La chaleur cogénérable correspond à

Q cogen (en kWhQ) = PQ cogen (en kWQ) x U cogen(en h)

U cogen étant repris dans le tableau ci-après, avec :

- Puissance électrique de l'unité de cogénération (PE cogen)Examiner le premier graphique (p. 18, 19) corres-pondant au système retenu et choisir la puissanceélectrique (PE cogen) correspondant à la puissancethermique (PQ cogen).

- La quantité annuelle d'électricité cogénérable correspond à :

E cogen (en kWhE) = PE cogen (en kWE) x U cogen

5.4. Etape 4 : vérifier si la taille del'installation est compatible avecl'utilisation d'électricité et déterminerles valeurs technico-économiquescorrespondantes.Il s'agit de vérifier si la puissance électrique de l'uni-té de cogénération pressentie pourra bien être absor-bée par votre propre institution.

Si un doute subsiste, les distributeurs d'électricitépeuvent ajouter (provisoirement) à votre compteurélectrique un appareillage de mesure qui vous per-mettra de connaître et d'enregistrer l'évolution ins-tantanée de vos consommations électriques.

Au cas où la puissance électrique prélevée durant lesheures pleines (lorsque l'unité de cogénération estsusceptible de fonctionner) est régulièrement infé-rieure à PE cogen, il y a lieu de sélectionner une ins-tallation de taille inférieure, compatible avec les pré-lèvements électriques mesurés.

Pour la PE cogen retenue, il faut déterminer les para-mètres nécessaires en suivant la fiche récapitulativepage ci-contre.

24

Profil type K profil U cogen (h)A 4,0 2.541B 3,6 2.584C 3,2 2.855D 3,3 2.918E 6,7 2.744F 3,0 2.496

5.Détermination des besoins de chaleur et d'électricité de l'utilisateur

(en h)

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Fiche récapitulative (à photocopier).

Etape 1 : détermination du BNeC = ............................GJ A 20

Etape 2 : détermination du profil de consommation type = ........... 20, 21→ K profil = .............................. B 24

→ U cogen = .............................h C 24

Etape 3 : dimensionnement de l’installation =

PQ cogen = = .......................kWQ D -

graphique technico-économique : choix du système de cogénération MAG/MD/TG système = ...........

PE cogen = ...........................kWE E 18, 19

Etape 4 : compatibilité avec le niveau de consommation d’électricité et détermination des paramètres technico-économiques

- Rapport = = ................... -

- Rendement électrique partiel αE = .................% 18, 19- Prix du combustible = .............F/GJ PCI 10- Gain du kWh cogen = .............F/kWhE 11- Coût des entretiens = .............F/kWhE 18, 19- Durée d’utilisation de l’installation de cogénérationU cogen = C = ................h -- InvestissementI = .............F/kWhE 18, 19

Temps de retour→ TR = ................. ans 27

à comparer à la durée de vie du système choisi

25

αE——αQ

E—D

A x B––––––100

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6.1. Un abaque.L'abaque, ci-après, ou quelques calculs simples per-mettront d'évaluer rapidement les conditions de ren-tabilité de l'installation.- En considérant le rapport de l'installation ainsique le coefficient αE, on obtiendra la consommation s u p p l é m e n t a i re de combustible parkWhE c o g e n(consommation de l'unité de cogénération pour pro-duire 1 kWhE moins la consommation qu'il auraitfallu pour produire la chaleur cogénérée correspon-dante).- En multipliant cette consommation supplémentairepar le coût du combustible, puis en déduisant lavaleur du kWhE cogénéré, on obtiendra l'économiefinancière brute par kWhE, de laquelle on déduira lecoût des entretiens pour obtenir l'économie finan-cière nette par kWhE.- En multipliant cette économie par la durée de fonc-tionnement du système de cogénération, on obtientl'économie annuelle par kWE installé.- Enfin, en divisant l'investissement consenti (parkWE) par l'économie annuelle réalisée, on obtient letemps de retour simple de l'investissement (TR enannées).

6.2. Un exemple illustratif.Soit un hôpital, ayant une consommation de :Consommation facturée (PCS) : 30.000 GJConsommation (PCI) : 27.000 GJ

Etape 1 : détermination du BNeCUtilisation spécifique du gaz (cuisson, ...) 10% : 2.700 GJSolde pour le chauffage : 24.300 GJBNeC (besoin net de chaleur ηQ = 90 %) : 21.870 GJ/an

Etape 2 : profil type, type D K profil = 3,3U cogen = 2.918 h

Etape 3 : dimensionnement PQ cogen = 722 kWQPE cogen = 470 kWE

Etape 4 : on vérifie que la consommation électriquede l’hôpital reste supérieure à 470 kWE durant lesheures pleines

26

6.Analyse de la rentabilité de l'installation projetée

Données technico économiques (p. 18 et 19)

αE 470—— = —— = 0,65αQ 722

αE = 35,15 %

Prix du GN (ND3) = 233 F/GJ PCIGain du kWh cogen = 4,3 F/kWhE

Coût des entretiens = 0,285 F/kWhE

Durée d’utilisation = 2.918 h

Investissement = 27.000 F/kW

Résultats intermédiaires (abaque p. 27)

Surconsommation = 4,2 MJ/kWhE

Dépense supplémentairecombustible = 0,95 F/kWhE

Gain brut = 3,3 F/kWhE

Gain net = 3,015 F/kWhE

Gain annuel = 8.800 F/kWE.an

Temps de retour = 3,1 ans

αE——αQ

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27

0 1 2 3

0 1 2 3

Gain k Wh cogen = 6 F/ k Wh5 F/ k Wh

4 F/ k Wh

3 F/ k Wh

coût

com

b.=

100

F/GJ

PCI

150

F/GJ

200

F/GJ

250

F/GJ

300F/

GJ

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

αE = 0,25

αE = 0,30

αE = 0,35

αE = 0,40

U cogen=

2000h

2500 h

3000 h3500 h

4000 h

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

SU

RC

ON

SO

MM

ATI

ON

(MJ/

kWh)

ÉC

ON

OM

IE N

ETT

E (F

/kW

h)

ÉC

ON

OM

IE B

RU

TE (F

/kW

h)

EN

TRE

TIE

N (F

/kW

h)

DÉPENSE SUPPLÉMENTAIRE (F/kWh)

TEM

PS

DE

RE

TOU

R (a

nnée

s)

GAIN ANNUEL 1000 F/kW

11

10

9

8

7

6

5

4

3

7

6

5

4

3

2

1

0

7

6

5

4

3

2

1

0

1 F/

kWh

11

10

9

8

7

6

5

4

3

αE/αQ

Inv . =70 .000

F/ kW

20.000F/ k W

60.000F/ kW

30.000

F/ kW

40.000F/ kW

50.000F/ kW

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Abaque permettant de

calculer la viabilité

économique d'une

installation de

cogénération.

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Nous avons pu montrer qu'une cogénération "dequalité" produit des économies d'énergie primairesubstantielles lorsqu'on la compare, pour la satisfac-tion de besoins identiques, à la production séparéede chaleur et d'électricité.

Dans certains cas, cette cogénération est aussi finan-cièrement rentable. Ici, interviennent une série defacteurs (type et taille de l'installation, exigences etcoût des systèmes de protection électrique, ...) quiont été examinés et "grossièrement" quantifiés danscette brochure. Une étude de faisabilité technico-économique, réalisée par un bureau d'études com-pétent, reste néanmoins indispensable avant d'envi-sager tout investissement.

L'élément le plus important est le coût des énergieset leur structure tarifaire. Des adaptations favorablesà la cogénération ont été faites tant au niveau dutarif du gaz naturel que de l'électricité (pour autanttoutefois que l'on soit en mesure de contrôler laconsommation électrique pendant les heures depointe !).

Si les conditions de rachat, par le réseau public, del'électricité excédentaire par le réseau public étaientplus favorables, le potentiel technico-économique dela cogénération serait sensiblement amélioré.

Enfin, la décentralisation de la production d'électrici-té, si elle se développe là où se situent les consom-mateurs d'électricité, permettra de limiter le besoinde nouvelles lignes à haute tension ainsi que lespertes de distribution associées et augmentera lasécurité de fourniture de courant.

28

7.Conclusions

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Pour en savoir plus.Les électriciens, qui ont pu par le passé donner l'im-pression de ne pas favoriser cette technologie, ontaujourd'hui adapté leur position.C'est donc en concertation avec votre distributeurd'énergie que vous pouvez envisager la cogénéra-tion.

Votre distributeur d'énergie mettra notamment àvotre disposition des appareils de mesure qui vouspermettront de mieux connaître votre profil deconsommation d’électricité et d'adapter en consé-quence le pilotage de votre installation.

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30

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programme - VITO, ESAP, UFSIA - May 1992.

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cogénération - C.G.E.E. - Octobre 1996.

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Thermie programme - ICIE - June 1992.

Cogeneration for heating and cooling in Hospitals -

Thermie programme - ICAEN - July 1995.

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Cogeneration in the agrofood sector - Thermie

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koppeling - VITO - Mei 1996.

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Programme national d'équipement 1995-2005 - CNE -

Décembre 1995.

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packaged combined heat and power - ETSU - 1989.

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Etude de faisabilité d'un projet de cogénération -

Programme SAVE - Région Wallonne - COHERENCE-

Août 1994.

Learning from experiences with small-scale

cogeneration - CADDET - 1995.

Study aiming at determining the barriers to

cogeneration and at proposing solutions for

overcoming them - SAVE programme - Région

Wallonne - GENERG - Janvier 1996.

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Réalisation :

À l’initiative de :

Diffusion :

IINSTITUT WALLON ASBL

Boulevard Frère Orban, 4

5000 Namur

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Place Albert 1er, 23 - BP 23

6030 Charleroi

MINISTÈRE DE LA RÉGION WALLONNE

Direction Générale des Technologies,

de la Recherche et de l’Energie (DGTRE)

COMMISSION DE L’UNION EUROPÉENNE

Direction Générale de l’Energie,

Programme SAVE.

COGENSUD ASBL

Boulevard Frère Orban 4

5000 Namur

Toute reproduction du contenu est soumise à une autorisationpréalable de la Commission européenne. Ni la Commissioneuropéenne, ni aucune personne agissant en son nom ne peut :(a) offrir la moindre garantie ou représentation, expresse ouimplicite, concernant les informations contenues dans le présentrapport; ni (b) être tenue pour responsable de l’utilisation oud’éventuels dommages résultant de l’utilisation de cesinformations. L’opinion exprimée dans cette brochure ne reflètepas forcément celle de la Commission

Octobre 1997

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Réalisation INSTITUT WALLON ASBL

GENERG SA

Avec le soutien de MINISTÈRE DE LARÉGION WALLONNE

COMMISSION DE L’UNION EUROPÉENNE

DIRECTION GÉNÉRALE DE L’ENERGIE

PROGRAMMESAVE

Diffusion COGENSUD ASBL

S

A VE

C O G E N

SUD