CHP – Puissance de la cogeneration

 CHP – Puissance de la cogeneration CHP – Puissance de la cogeneration CHP – Puissance de la cogeneration ............................................................................................. 4 1. Introduction ............................................................................................................................. 4 1.1 Préface I ................................................................................................................................................... 4 1.2 Préface II .................................................................................................................................................. 5 1.3 Préface III ................................................................................................................................................. 6 1.4 Misure de l’énergie et de la puissance .................................................................................................... 7 2. Fondamentaux ......................................................................................................................... 8 2.1 Qu’est‐ce qu’un systeme de cogeneration ............................................................................................. 8 2.2 Équilibres énergétiques ........................................................................................................................... 9 2.3 Principaux avantages de laCHP ............................................................................................................. 11 2.4 Schémas de base d’une CHP ................................................................................................................. 12 2.5 Combustibles ......................................................................................................................................... 13 3. Technologie ............................................................................................................................ 14 3.1 Moteur à combustion interne ............................................................................................................... 14 3.2 Turbine à vapeur ................................................................................................................................... 16 3.3 Turbine a gaz ......................................................................................................................................... 17 3.4 Cycle combiné ....................................................................................................................................... 19 3.5 Moteur Stirling ...................................................................................................................................... 20 3.6 Pile à combustible ................................................................................................................................. 22 3.7 Cycle de Rankine organique (ORC) ........................................................................................................ 25 3.8 Stockage de la chaleur .......................................................................................................................... 26 3.9 Comparaisons qualitatives des appareils moteurs ............................................................................... 28 3.10 Comparaisons quantitatives des appareils moteurs ........................................................................... 29 3.11 Choix de la technologie appropriée ................................................................................................... 31 4. Dimensionnement d’une central CHP ..................................................................................... 32 4.1 Courbes de charge I ............................................................................................................................... 32 4.2 Courbes de charge II.............................................................................................................................. 33 4.3 Methodes de dimensionnement ........................................................................................................... 35 4.4 Un example de dimensionnement d’une CHP ...................................................................................... 37 4.5 Rapport électricité/chaleur ................................................................................................................... 39 5. Micro/mini centrales CHP ....................................................................................................... 41 5.1 Tailles des centrales CHP ....................................................................................................................... 41 5.2 mCHP: concept et avantages ................................................................................................ 42 5.3 Réseaux electriques intelligents et centrales électriques virtuelles .................................................... 44 6.Trigeneration........................................................................................................................... 47 6.1 Qu’est‐ce que la trigeneration? ............................................................................................................ 47 6.2 Refroidisseurs à compression ............................................................................................................... 49 6.3 Refroidisseur à absorption .................................................................................................................... 50 6.4 Comparaisons ........................................................................................................................................ 52 2 CHP – Puissance de la cogeneration 7. Chauffage et refroidissement urbain ...................................................................................... 54 7.1 Concept principal .................................................................................................................................. 54 7.2 Chauffage urbain (DH) ........................................................................................................................... 55 7.3 Refroidissement urbain (DC) ................................................................................................................. 57 8. Couplage des centrales CHP et des énergié renouvelable (ER) ................................................ 59 8.1 Sources renouvelables disponibles pour la CHP ................................................................................... 59 8.2 Principaux avantages ............................................................................................................................ 60 8.3 Principaux aspects des centrales CHP alimentées à la biomasse ......................................................... 62 9. Faisabilité ............................................................................................................................... 64 9.1 Mise en œuvre ...................................................................................................................................... 64 9.2 Coûts ..................................................................................................................................................... 65 9.3 Rentabilité ............................................................................................................................................. 68 9.4 Intégration de l’unité CHP ..................................................................................................................... 69 9.5 Contrôle et risques ................................................................................................................................ 71 9.6 Obstacles et barrières .......................................................................................................................... 73 10. Principales politiques en matière de CHP et conclusions ...................................................... 75 10.1 Principal mécanisme d’incitation ........................................................................................................ 75 10.2 Conclusions ......................................................................................................................................... 77 3 CHP – Puissance de la cogeneration CHP – Puissance de la cogeneration 1. Introduction 1.1 Préface I Le jour s’est levé ; c’est l’heure d’aller au travail. Dès que je pointe le nez dehors, je me rends compte qu’il fait assez froid à l’extérieur. Je saute dans ma voiture ; l’habitacle est presque glacé. Je mets le moteur en marche et quelques secondes après, je mets le chauffage en route et laisse l’air chaud entrer par les petits ventilateurs placés juste devant moi. Je suis prêt ; je peux y aller. Pas si vite. L’habitacle est trop silencieux. Le CD de mon groupe préféré est encore dans le lecteur. Je n’ai qu’à appuyer sur le bouton pour jouer la musique qui m’égaye. C’est parfait. Je peux y aller maintenant. Ce qui s’est passé ce matin est probablement passé inaperçu par beaucoup ; ce matin en effet, le rendement énergétique de mon moteur a gagné des points de pourcentage non négligeables. Autrement dit, ma voiture a été sollicitée plus que d’habitude, c’est‐à‐dire plus que lors d’une journée chaude normale, où le chauffage de l’habitacle n’est pas nécessaire. Ce matin en effet, le moteur de ma voiture est soudain devenu un système de cogénération, c’est‐à‐dire de production combinée de la chaleur et de l’électricité (CHP)! En effet, à partir de l’énergie chimique contenue dans le combustible, il m’a fourni l’énergie mécanique pour me déplacer, l’électricité pour écouter la musique, et la chaleur pour me réchauffer. Premier élément clef! #production combinée Un système de cogénération est un dispositif capable de produire l’énergie électrique, mécanique et thermique (à partir de la récupération), directement où il est installé. L’hiver en Sibérie peut bien être pénible à vivre. Les températures chutent très vite en‐deçà de ‐60°C. La république de Yakoutie (Sakha) située au nord‐est de la Sibérie a un nombre incalculable de rivières et de lacs, ainsi que des centaines de glaciers et de croûtes de glace. Elle regorge de contrastes naturels : les hivers les plus longs et les plus froids et des étés pouvant être extrêmement chauds. Yakutsk est la capitale de la république de Sakha. C’est ici la base de l’entreprise Sakha‐Torg. Elle fait face à un problème très courant de nos jours : elle a besoin d’une source de chaleur et d’électricité indépendante et respectueuse de l’environnement. Pour résoudre ce problème, elle a choisi d’installer un ensemble de micro turbines qui fonctionnent au gaz naturel, un choix surtout fondé sur la fiabilité et la faiblisse des coûts d’exploitation du système. Actuellement, cinq microturbines ayant des modules de récupération de la chaleur produisent de l’électricité et de la chaleur pour les centres commerciaux, les bureaux et les entrepôts de la région 1 . Second élément clef! #sans danger et propre Les systèmes CHP se sont avérés être une source de chaleur et d’électricité sans danger et propre dans les régions froides et reculées. 1 ‐ Sakha‐Torg, Yakutsk, Russia – Capstone, 2008 4 CHP – Puissance de la cogeneration 1.2 Préface II En plus d’être un endroit fantastique et incontournable, le Musée d’histoire naturelle de Londres, une des nombreuses raisons pour lesquelles des millions de londoniens devraient être fiers de leur ville, accueille des collections des sciences de la vie et de la Terre (environs 70 million de spécimens). Au regard de l’âge de cette institution, la plupart des collections ont une très grande valeur historique et une certaine valeur scientifique ; il s’agit par exemple des spécimens collectés par le père de la théorie de l’évolution, Charles Darwin. Le musée est également particulièrement célèbre pour son exposition des squelettes de dinosaures et son architecture très ornée . Au cours des années 2006 et 2007, le musée a décidé de relever un important défi : faire d’importantes économies, réduire de manière significative les émissions de gaz à effet de serre, éviter les pertes de la chaleur, réduire l’impact environnemental et maximiser le potentiel futur. Tout ceci devait se faire sans compter sur un miracle du Ciel. En réalité, le miracle était une installation compacte composée d’un moteur à combustion interne alimenté au gaz ayant un circuit intégré de refroidissement du moteur qui fait office de force de chauffage et d’entraînement pour un refroidisseur à absorption . Par conséquent, le musée économise désormais 11 000 MWh d’énergie chaque année (la consommation classique annuelle de circa 550 familles britanniques ), a réduit la quantité de CO2 rejetée dans l’atmosphère de plus de 2 800 tonnes par an, et a fait d’énormes économies financières : 750 000 Livres par an. Troisième élément clef! #économies et refroidissement Les centrales CHP peuvent être un moyen fiable d’économiser de l’argent et réduire les émissions de CO2. Les systèmes de refroidissement peuvent être facilement intégrés à la centrale. Quatrième élément clef ! #fiabilité 5 CHP – Puissance de la cogeneration 1.3 Préface III La technologie de CHP peut être d’une valeur critique en raison de sa robustesse et de sa fiabilité. 2012 – Du 22 au 31 octobre : l’ouragan Sandy fut l’ouragan le plus meurtrier et le plus destructeur de la saison des ouragans de l’Atlantique de l’année 2012 [2]. En Jamaïque, les vents privèrent d’électricité 70% des habitants, emporta les toits des maisons, firent un mort et des dégâts estimés à environ 100 million de dollars américains. Les bandes extérieures de Sandy provoquèrent des inondations à Haïti, firent au moins 54 morts, causèrent des pénuries d’aliments, et rendirent sans‐abris environ 200 000 ; l’ouragan fit également deux morts en République dominicaine. À Porto Rico, un homme fut emporté par une rivière en crue. À Cuba, il y eut une grande inondation côtière et le vent fit des dégâts à l’intérieur du pays, détruisit quelques 15,000 maisons, fit 11 morts et des dégâts chiffrés à 2 milliard de dollars américains. Aux Bahamas, Sandy fit deux morts et des dégâts chiffrés à 700 million de dollars américains. Au Canada, deux personnes furent tuées en Ontario et des dégâts chiffrés à 100 million de dollars américains furent causés à travers l’Ontario et le Québec [2]. À New York, le Gouverneur Andrew Cuomo déclara un vaste état d’urgence et demanda une déclaration d’état de pré‐catastrophe le 26 octobre qui fut signée par le Président Obama dans la même journée. Après le passage de la tempête, plus de 8 million de clients à New York et dans le New Jersey furent privé d’électricité dont beaucoup pendant des semaines. Plus de 250 grands immeubles n’eurent pas d’électricité pendant des semaines, voire des mois pour beaucoup. Selon les économistes, la ville de New York à elle seule eut des pertes économiques d’environ 20 milliard de dollars américains. Mais, pendant tous ces jours, les services essentiels du Greenwich Village Campus de l’Université de New York (NYU) restèrent opérationnels. Comment cela fût‐il possible ? En 2004, NYU avait planifé ses besoins futurs en infrastructures et identifié les buts suivants : améliorer la fiabilité générale, parvenir à l’indépendance énergétique, conserver une stabilité des prix, et augmenter les économies d’exploitation. L’adoption d’une centrale CHP entraîna des économies de 5 millions de dollars américains sur le budget énergie annuel de l’Université et une réduction des rejets du CO2 de 43,400 de tonnes par an 2. Entre autres leçons et avec tout le respect dû aux victimes, on peut retenir que Sandy nous rappelle une fois de plus combien l’énergie est importante dans nos vies au quotidien. La technologie CHP s’est montré à son avantage lors de l’ouragan Sandy en prouvant sa robustesse et sa fiabilité comme source d’approvisionnement électrique et thermique. Des exemples comme celui de la centrale de cogénération de NYU soulignent la valeur de la CHP/cogénération pendant les grandes catastrophes climatiques. Alors l’essentiel de Manhattan était sans électricité, l’essentiel du Greenwich Village Campus de NYU avait l’électricité, le chauffage et l’eau. NYU était en mesure de produire sa propre électricité et son chauffage grâce à une centrale CHP de 15 MW. Quatrième élément clef ! #fiabilité 4 ‐ CHP as a Reliable Energy Model. A Case Study From NYU – International District Energy Association, 2013 6 CHP – Puissance de la cogeneration 1.4 Misure de l’énergie et de la puissance Afin de renforcer les conclusions qui jaillissent des thèmes traités, beaucoup d’adjectifs seront utilisés, mais aussi (et surtout) de nombreux chiffres. Des questions cruciales seront posées : quelle quantité d’énergie chaque technologie peut‐elle produire, et pour quels coûts et risques économiques ? Bien sûr, nous ne pouvons pas simplement déclarer que « CHP est un gouffre financier » ou « Nous avons une énorme quantité de biomasses ». Le problème avec ce type de déclaration est qu’il ne suffit pas de savoir qu’une chose est suffisante ou non : il nous faut savoir la proportion de ce qui « est suffisant » par rapport à l’autre partie de « ce qui est suffisant ». Pour faire cette comparaison, il nous faut des chiffres, pas des adjectifs 3. Les unités de mesure qui seront les plus largement utilisées dans ce traité sont le kilowatt (kW) pour la puissance et le kilowattheure (kWh) pour l’énergie. Une bonne façon d’expliquer l’énergie et la puissance est de faire une analogie avec l’eau et l’écoulement de l’eau des robinets [1]. En nous référant à la figure suivante, si vous voulez un verre d’eau, vous recueillez effectivement un certain volume d’eau – un litre, peut‐être (si vous avez soif et votre verre est assez grand). Lorsque vous ouvrez un robinet, vous créez un débit d’eau – un litre par minute, par exemple, si le robinet coule au goutte à goutte ; ou 10 litres par minute pour un robinet plus généreux. Vous pouvez obtenir le même volume (un litre) soit en laissant ouvert le robinet au goutte à goutte pendant une minute, soit en laissant ouvert le robinet généreux pendant 1/10 de minute. Le volume délivré pendant un temps particulier est égal au débit multiplié par le temps. Un débit est donc la vitesse à laquelle un certain volume est délivré. Si vous connaissez un volume délivré pendant un temps donné, vous obtenez un débit en divisant le volume par le temps. Voici le lien entre l’énergie et la puissance : l’énergie est comme le volume d’eau, et la puissance est comme le débit d’eau. Par exemple, quand une bouilloire moderne est allumée, elle commence à consommer la puissance à un débit de 2 kilowatts. Elle continue à consommer 2 kilowatts jusqu’à ce qu’elle soit éteinte. Autrement dit, la bouilloire (si elle reste allumée en permanence, mais ne le faites pas!) consomme 2 kilowatts d’énergie par heure (kWh) ; elle consomme aussi 48 kilowatts par heure par jour. On fera souvent la distinction entre l’énergie électrique et thermique. Par conséquent le kilowatt électrique (kWe) ou kilowatt/heure (kWhe) sera utilisé pour le premier, et le thermique (kWt, kWht) pour le dernier. 5‐ MacKay ‐ Sustainable Energy Without the Hot Air ‐ UIT Cambridge, 2009 7 CHP – Puissance de la cogeneration 2. Fondamentaux 2.1 Qu’est‐ce qu’un systeme de cogeneration Imaginez un pétrolier navigant sur une mer – la mer Méditerranée par exemple – en provenance de l’Arabie Saoudite et à destination de l’Europe pour un réapprovisionnement. Comment vous sentiriez‐vous en apprenant que presque les trois quart du pétrole qu’il transporte seront entièrement perdus, jetés ou jamais utilisés ? Bien entendu, on ne vous demandera pas de deviner la quantité de combustible perdue. En effet, une centrale électrique au combustible fossile traditionnel a une efficacité qui varie entre 25 et 45%, en fonction de l’utilisation du combustible et des conditions de charge. Selon l’AIE4, en 2010, environ 70% de l’électricité produite au monde avait pour source les combustibles fossiles (charbon, pétrole, gaz naturel). Il y a pire : un moteur standard de voiture fonctionne essentiellement à charge partielle, surtout lorsqu’il est utilisé dans une ville qui connaît des problèmes d’embouteillage. Les efficacités moyennes de tels moteurs varient entre 8 et 15%. Ce sont là les principaux problèmes liés aux concepts de la cogénération. Un système de cogénération est un dispositif capable de produire l’énergie électrique, mécanique et thermique directement à l’endroit où il est installé. Le terme « cogénération » tire ses origines du fait que ce système est capable de combiner la récupération de l’énergie thermique à la production de l’énergie électrique. Un système CHP comprend un certain nombre de composants individuels – un appareil moteur (un moteur, par exemple), un générateur, un système de récupération de chaleur, une interconnexion électrique – configurés et intégrés dans l’ensemble. Le type d’équipement qui fait marcher l’ensemble du système (c.à.d. l’appareil moteur) permet généralement d’identifier le système CHP. Comme on le verra dans le chapitre suivant, les appareils moteurs pour les systèmes CHP peuvent comprendre différents types de moteurs à mouvements alternatifs, divers types de turbines et de nouvelles technologies telles que les piles à combustibles. Ces appareils moteurs sont capables de brûler un ensemble de combustibles dont le gaz naturel, le charbon, le pétrole, et les combustibles alternatifs afin de produire la puissance à l’arbre ou l’énergie mécanique. L’énergie mécanique issue de l’équipement moteur est le plus souvent utilisée pour actionner le générateur qui produit l’électricité ; mais elle peut aussi être utilisée pour actionner les équipements rotatifs tels que les compresseurs, les pompes, et les ventilateurs. En effet, l’énergie thermique issue du système peut être directement utilisée à des fins de chauffage, ou indirectement pour produire la vapeur, l’eau chaude, ou l’air chaud pour certains processus spécifiques. Une autre alternative est d’utiliser la chaleur pour produire l’eau froide pour des besoins de refroidissement. 6‐ Key World Energy Statistics – IEA, 2012 8 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma de base d’un système de cogénération. Source : BKWK 2.2 Équilibres énergétiques Le système de cogénération vise l’autoproduction de l’énergie électrique et la récupération la chaleur des liquides de refroidissement de l’appareil moteur et des gaz d’échappement, afin de la fournir aux utilisateurs raccordés au système. Comparativement à une installation classique, les avantages sont nombreux tant du point de vue énergétique et économique que de celui de l’impact environnemental. Pour mieux apprécier ces avantages, il convient de comparer les bilans énergétiques impliqués. Comme communément admis, l’efficacité de la production de l’énergie électrique des centrales traditionnelles (alimentées par les combustibles fossiles) est généralement inférieure à 40%, tandis qu’elle est plus supérieure à 50% chez les nouvelles centrales ayant des cycles combinés. Par conséquent, à partir de 100 unités d’entrée énergétique et de combustible dans le système, environ 40 unités d’énergie électrique sont produites. Même un réseau de distribution d’électricité a une efficacité inférieure à 100% ; alors, des 100 unités d’énergie, seules environ 30 unités électriques arrivent aux utilisateurs. L’énergie thermique produite par le système est généralement perdue, sauf dans des rares cas de chauffage urbain (une technique de récupération d’une partie de l’énergie thermique et de sa réutilisation par distribution dans le quartier voisin), et non utilisée pour le chauffage des ménages ou pour la production de l’eau chaude sanitaire. De manière classique, l’énergie thermique est produite localement à travers une chaudière dont l’efficacité est d’environ 90%. En cas de cogénération, la chaleur produite par l’appareil moteur et une bonne partie de la chaleur de l’échappement chaud est récupérée. Ainsi, l’efficacité du système augmente comme illustré dans les schémas suivants, jusqu’à des valeurs totales d’environ 85%. C’est dire qu’en adoptant la combinaison chaleur et puissance, seul un peu plus d’un dixième de la cargaison de notre pétrolier est gaspillé (voir 1.1). 9 CHP – Puissance de la cogeneration Génération classique de la chaleur et de la puissance, efficacité et bilans énergétiques. Source: RENAC Génération CHP, efficacité et bilan énergétiques. Source : RENAC 10 CHP – Puissance de la cogeneration 2.3 Principaux avantages de laCHP Les principaux bénéfices obtenus lorsqu’une unité CHP fonctionne correctement sont :  Efficacité accrue de la conversion d’énergie et de son utilisation ;  Réductions des émissions dans l’environnement de tous les principaux gaz à effet de serre ;  Dans certains cas, les biocombustibles et certain matériaux résiduels tels que les gaz de raffinerie, les déchets de procédé ou agricoles, peuvent être utilisés. Ces substances peuvent facilement alimenter une centrale CHP et, s’ils sont directement disponibles sur le site où le système est installé, ils peuvent largement augmenter la rentabilité, surtout grâce à la réduction des coûts d’approvisionnement et de mise au rebut du combustible ;  Une vraie occasion de développer davantage de formes décentralisées de production d’énergie, dans lesquelles les centrales sont conçues pour répondre aux besoins des consommateurs locaux, dont une efficacité élevée, permettent d’éviter des pertes de transmission et augmentent la flexibilité d’utilisation du système ;  Une vraie occasion d’augmenter la diversité la production de l’énergie électrique et de susciter la concurrence sur le marché de la production de l’énergie. D’autres parts, les principaux inconvénients sont essentiellement liés à un dimensionnement de précision étant donné que la production de l’énergie répondre autant que possible aux besoins énergétiques : il est indispensable de disposer d’un expert et d’un savoir‐faire fiables. En outre, une centrale CHP a la mauvaise réputation de nécessiter des coûts d’investissement élevés et beaucoup d’efforts d’entretien. CHP n’est pas une technologie renouvelable au sens strict du terme, mais juste une façon plus efficace de produire de l’énergie. Néanmoins, un système CHP pose facilement les fondations d’une structure énergétique décentralisée qui peut être alimentée par les sources d’énergie renouvelable locales. Par exemple, les moteurs qui fonctionnent au gaz stationnaire peuvent utiliser un ensemble de combustibles dont le biodiésel, l’huile végétale, le biogaz ou la biomasse qui sont peut‐être produits localement. Si ces combustibles alternatifs sont indisponibles, un combustible fossile est utilisé, et tout ce que nous obtenons est néanmoins une solution bien plus efficace, mais qui reste non renouvelable. Il est évident que si nous voulons produire l’électricité, il vaut mieux le faire de la manière la plus efficace possible. En substance, une centrale CHP peut facilement fournir le cadre initial vers un système renouvelable de production d’énergie et de chaleur. Une centrale CHP à moteur. Source : Wikimédia 11 CHP – Puissance de la cogeneration 2.4 Schémas de base d’une CHP De manière générale, un système CHP peut être schématisé au moyen de deux principaux cycles : le cycle de production de l’énergie électrique (topping cycle) et le cycle de production de l’énergie thermique (bottoming cycle). Selon les figures ci‐après, dans le cycle de production de l’énergie électrique (topping cycle), l’électricité (ou l’énergie mécanique) est d’abord produite, puis la chaleur est récupérée pour répondre aux charges thermiques de l’installation. On le retrouve généralement dans les installations qui n’ont pas de besoins élevés en température pour procédé. Les cycles de base de Brayton et Rankine fonctionnent comme des cycles de production de l’énergie électrique. En effet, dans le cycle de production de l’énergie thermique (bottoming cycle), l’énergie thermique est le principal produit désiré et elle est produite directement à partir de la combustion d’un combustible. Cette énergie prend généralement la forme de la vapeur qui alimente les charges de chauffage du procédé. La perte de la chaleur du procédé est toujours présente, peut être récupérée à la chaleur et utilisée comme source d’énergie pour faire fonctionner une turbine, produire l’énergie électrique ou mécanique. Les systèmes qui utilisent communément ce cycle sont des applications industrielles ayant des températures de procédé élevées. On peut citer les fours de réchauffage d’acier, d’argile ou de verre, et les fours de ré‐
fusion de l’aluminium. Source: Energy Efficiency Indicators for Public Electricity Production from Fossil Fuels ‐ IEA, 2008 12 CHP – Puissance de la cogeneration 2.5 Combustibles Il est essentiel de choisir un combustible approprié pour une centrale CHP. Selon la technologie choisie, un ensemble varié de combustibles peut être utilisé : coûts actuels et coûts futurs probables, disponibilité et possibilité de stockage et de transport, valeur énergétique, émissions, etc. L’identification et la spécification du combustible prévu est essentielle dès le départ et le système doit être conçu en tenant de l’approvisionnement du combustible disponible ainsi que des variations de la qualité. En particulier, la teneur en énergie d’un combustible est exprimée en termes de son Pouvoir calorifique supérieur (PCS). Il s’agit de la quantité totale de chaleur par unité de masse ou volume produite par la combustion directe d’un combustible considéré comme étant totalement asséché (l’eau de la combustion est entièrement condensée et la chaleur latente contenue dans le changement de phase – de la vapeur à l’eau – est récupérée). On utilise moins le Pouvoir calorifique inférieur dans lequel les produits de la combustion contiennent la vapeur d’eau et la chaleur dans la vapeur d’eau n’est pas récupérée. Comme on le voit, un combustible ayant un PCS fournira plus d’énergie par unité de masse (ou volume). Pouvoir calorifique, Combustible Charbon PCS (kWh/kg) Densité (kg/m³) Teneur en CO2 (%)
8 160‐200 13 Coke 7.9 360‐470 13 Copeaux de bois (50% de teneur en humidité)
2.4 350 14 Tourbe (50% de teneur en humidité) 2.5 400 14 Gaz naturel 10.8 0.81 11.7 Hydrogéne 3 0.09 0 Kérosène 11.9 800 12 Mazout 11.9 840 12 Source : http://www.erab.com/skiss/uk68.pdf Comme nous l’avons déjà mentionné, il n’est toujours pas possible de choisir le combustible ayant la plus forte teneur en énergie ou la plus faible teneur en CO2. Divers aspects entre en ligne de compte. De même, la disponibilité sur le plan local et les coûts impliqués doivent être pris en compte. Génération du CO2 lors de la combustion des sources d’énergie fossiles exprimée en kg de CO2 par kWh de combustion du combustible. Source : asue 13 CHP – Puissance de la cogeneration 3. Technologie Un moteur à combustion interne – c’est celui de presque toutes les voitures et camions de nos jours – utilise un procédé à quatre (ou deux dans certains cas, mais cela n’est pas courant pour les centrales CHP) temps pour convertir le combustible en mouvement. Les quatre temps de procédé d’un moteur sont : admission, compression, combustion et échappement. En fait, le fonctionnement est quasi similaire à celui d’un cœur humain, hormis la combustion. Le temps d’admission est celui au cours duquel la soupape d’admission s’ouvre et le piston descend pour permettre au combustible et à l’air d’entrer dans le cylindre. Lorsque le piston remonte et réduit la surface du cylindre, il comprime le mélange d’air et de l’oxygène et donne lieu à une explosion issue de l’allumage, c’est la fin du temps de compression. Dans le temps de combustion, le piston atteint le sommet du cylindre et la bougie d’allumage émet une petite étincelle pour allumer le mélange d’air et de combustible. Ceci donne lieu à une petite explosion dans le cylindre, qui pousse le piston vers le bas. Une fois que le piston atteint le fond du cylindre, le temps d’échappement commence : la soupape d’échappement s’ouvre et les gaz d’échappement sortent du cylindre marquant ainsi la fin du cycle. Les moteurs à combustion interne utilisent des moteurs à allumage par étincelle traditionnels (qu’on retrouve dans les voitures et les petites génératrices d’électricité) pour fournir une certaine quantité d’énergie. Dans plusieurs applications CHP, ces moteurs sont convertis au gaz naturel ou aux biocombustibles. Pour ce qui est des installations CHP, l’efficacité électrique à pleine charge est généralement de 25‐40% ; elle augmente proportionnellement à la taille. La chaleur produite est généralement de l’eau chaude, plutôt que de la vapeur et, en général, elles produisent 1‐2 unité(s) de chaleur pour chaque unité d’électricité, le rapport chaleur/énergie diminuant généralement lorsque la taille est réduite . 3.1 Moteur à combustion interne Les moteurs à combustion interne pour les CHP ont, en générale, une taille comprise entre 70‐1500 kWe (mais sont aussi disponibles dans des tailles de 5,5 kWe à 5 MWe) et ils conviennent mieux pour des sites industriels de petite taille où l’essentiel de la demande porte sur l’eau chaude. Ils sont généralement utilisés dans des centrales CHP monoblocs, en même temps que des échangeurs thermiques destinés à récupérer la chaleur provenant des nombreuses sources de chaleur perdues. Il s’agit essentiellement de : circuit de refroidissement du moteur, gaz d’échappement du moteur (qui fournissent la température la plus élevée), et le circuit d’huile 5. 7‐ Introducing Combined Heat and Power – Carbon Trust, 2010 14 CHP – Puissance de la cogeneration Efficacité et pertes typiques d’un moteur à combustion interne. Source: Schaumann, Schmitz ‐ Kraft‐Wärme ‐ Kopplung, 2010 Exemple de schéma de CHP avec un moteur comme appareil moteur. Source : ASUE 15 CHP – Puissance de la cogeneration Les turbines à vapeur sont légèrement différentes des autres appareils moteurs de CHP, car elles font appel à une chaudière distincte pour créer un fluide de travail sous forme de vapeur. Dans les applications CHP, une chaudière génère de la vapeur qui est communiquée à turbine à vapeur. La turbine à vapeur produit l’électricité et le reste de vapeur d’échappement peut être utilisé pour fournir de l’énergie, pour générer l’eau chaude ou pour les besoins de chauffage/refroidissement. Le procédé de base qui sous‐tend la production d’énergie grâce aux turbines à vapeur est le cycle de Rankine. L’eau est chauffée dans une chaudière spécifique. La température et la pression sont telles que l’eau devient vapeur. La vapeur est alors transférée à une turbine où la pression de la vapeur est réduite (généralement à des pressions sous‐atmosphériques) par expansion au‐delà des lames jusque dans un condensateur. Si la turbine est couplée à une génératrice, ce procédé génère de l’électricité. La vapeur d’échappement est recondensée en liquide. Cette eau que l’on appelle eau de retour est mélangée à la nouvelle eau que l’on appelle eau d’alimentation de Chaudière et est refoulée vers la chaudière afin de répéter le cycle. De telles turbines sont particulièrement appropriées pour les CHP lorsque la vapeur est nécessaire, ou là où le combustible disponible ne peut être brûlé directement dans l’appareil moteur. Elles typiquement adaptées aux applications à large échelle ou là où la quantité de chaleur nécessaire est largement supérieure à la quantité d’énergie. La chaleur perdue d’une turbine à vapeur peut être utilisée pour le chauffage ou le refroidissement domestique (voir la trigénération), pour les procédés, ou peut être utilisée pour créer l’eau froide ou chaude 3.2 Turbine à vapeur Les énormes turbines à vapeur utilisées dans les grandes centrales à charbon ou nucléaires ont des efficacités électriques moyennes d’environ 36‐38%. Mais dans les applications CHP où l’extraction de la vapeur réduit leur rendement électrique, elles ont des efficacités électriques typiques de 11‐20%. Cependant, l’efficacité générale d’un système CHP à turbine à vapeur varie entre 78‐83% 6. 8 ‐ Introducing Combined Heat and Power – Carbon Trust, 2010 16 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma de centrale CHP avec une turbine à vapeur comme appareil moteur. Source: http://www.retscreen.net/ang/equipment_for_combined_heat_and_power.php 3.3 Turbine a gaz Les principaux éléments d’une turbine à gaz sont un compresseur, qui comprime l’air entrant, une chambre à combustion où le combustible est brûlé avec l’air entrant, et une turbine appropriée pour convertir en électricité l’énergie des gaz d’échappement chaud et à forte pression. La turbine à gaz peut être considérée comme un moteur à combustion interne qui emploie un procédé de combustion continue, au lieu d’un procédé intermittent. La description de base du fonctionnement d’une turbine à gaz est le cycle de Brayton. L’air entrant à des conditions ambiantes est aspiré dans le compresseur où sa température et sa pression sont relevées. L’étape suivante est la chambre de combustion où le combustible mélangé à l’air est brûlé, ce qui entraîne une forte température et pression. Les gaz d’échappement qui en résultent entrent alors dans la turbine où ils actionnent les pales par dilatation, ce qui produit l’électricité. Les gaz d’échappement qui quittent la 17 CHP – Puissance de la cogeneration turbine ne sont pas recirculés, d’où la classification du cycle en cycle ouvert. Néanmoins, il y a certaines applications où ce cycle ouvert peut être modélisé en cycle fermé : étant donné que la température du gaz d’échappement qui quitte la turbine est souvent considérablement plus élevée que la température de l’air qui quitte le compresseur, ce dernier peut être chauffé par le transfert la chaleur vers lui‐même depuis les gaz d’échappement chauds. Normalement, ceci se fait à travers un échangeur thermique approprié qui est également connu sous le nom de regénérateur ou récupérateur. Selon la conception de la CHP, la chaleur issue des gaz d’échappement d’une turbine à gaz peut facilement être récupérée et utilisée pour le chauffage domestique ou pour la production de la chaleur industrielle. En général, cette technologie est employée dans des systèmes de grande taille (plus de 1 MWe), bien qu’il existe petites turbines dont la taille varie entre 80 kWe et 100 kWe qui sont disponibles sous forme de systèmes CHP monoblocs. L’efficacité électrique varie entre environ 21% pour les petites turbines et 25% pour les turbines classiques d’environ 1 MWe, et à jusqu’à environ 36% pour de très grandes turbines (plus de 100 MWe). Même si les turbines à gaz ont normalement une plus grande efficacité électrique par rapport aux turbines à vapeur, elles nécessitent un combustible plus propre. Cependant, elles ont généralement des efficacités électriques plus faibles que celles des moteurs à combustion interne, mais sont plus petites et nécessitent moins d’entretien7. Un schéma de centrale CHP à turbine à gaz. Source : Enertwin Schéma d’une turbine à gaz. Source : ASUE 9 ‐ Introducing Combined Heat and Power – Carbon Trust, 2010 18 CHP – Puissance de la cogeneration 3.4 Cycle combiné De nos jours, le cycle combiné est l’un des systèmes les plus utilisés dans les centrales électriques ; c’est une technologie hybride qui comprend un Cycle de Brayton sur la partie de production de l’énergie électrique et un Cycle de Rankine Cycle sur le côté de production de l’énergie thermique. Le gaz d’échappement à haute température qui sort d’une turbine à gaz est réutilisé pour générer une vapeur à haute pression qui passe ensuite par une turbine à vapeur pour générer plus d’électricité. Il est clair que cette combinaison fournit des efficacités plus élevées que celles des cycles uniques, jusqu’à 55%, et est généralement utilisée dans production de l’électricité à grande échelle. La chaleur peut toujours être récupérée du cycle de la turbine à vapeur pour des applications supplémentaires, exactement comme dans les installations à simple turbine à vapeur. Pour une efficacité plus élevée et plus d’électricité générée, il est évident que les cycles combinés sont plus intéressants du point de vue économique. En effet, au cours des quarante dernières années, les centrales à cycle combiné ont eu un grand succès dans l’industrie de la génération de l’électricité. À l’heure actuelle, environ 90% de centrales électriques de construction récente sont à cycle combiné. En récupérant de la chaleur utile à différents stades, toutes les centrales à cycle combiné peuvent, dans l’idéal, être utilisées pour la cogénération afin d’améliorer davantage leur utilisation du combustible. Étant donné que l’efficacité peut chuter de manière drastique si la chaleur est récupérée à un stade précoce (c’est‐à‐dire à partir du flux chaud entrant), il est particulièrement important de bien apprécier la solution optimale de fournir de l’énergie électrique et la chaleur. Schéma d’une centrale CHP à cycle combiné (HRSG signifie générateur de vapeur avec récupération de chaleur). Source : retscreen 19 CHP – Puissance de la cogeneration En sus des types d’appareils moteurs les plus établis, le moteur Stirling, la pile à combustible et la CHP à ORC sont en émergence sur le marché mondial, mais leur mise au point est encore en cours. Ce moteur Stirling est de conception relativement simple : comme on le voit sur la figure suivante (où 4 différentes phases sont examinées), le moteur comprend un échangeur thermique, un cylindre fermé, deux pistons, et un volant d’inertie qui relie les deux pistons par un jeu de tringleries. L’idée maîtresse est que le gaz chauffé se dilate dans le cylindre fermé et actionne le piston chaud. Alors que le piston chaud se déplace, l’autre piston qui est froid se déplace aussi et comprime le gaz froid. Le volant d’inertie pourvu de la tringlerie est actionné par les pistons connectés, ce qui permet de convertir l’énergie thermique qui est captée par l’air en mouvement mécanique. Le volant d’inertie stocke alors cette énergie mécanique et permet à l’énergie mécanique d’être transférée à la génératrice pour qu’elle produise l’électricité. La géométrie de ces tringleries détermine la relation entre le mouvement du piston froid et le piston chaud. L’un des avantages du moteur Stirling est son procédé de combustion distinctif. Il s’agit d’une combustion externe qui permet au moteur de fonctionner avec une multitude de types de combustibles. En général, tout ce qui brûle peut être jeté dans la chambre de combustion pour alimenter un moteur Stirling. Néanmoins, les combustibles les plus couramment utilisés demeurent l’essence, le diésel, le gaz naturel, le propane, et le biogaz. L’autre avantage de la chambre à combustion externe est que point n’est besoin de raffiner le combustible comme c’est le cas avec les moteur à combustion interne. La combustion externe est un procédé qui permet une combustion complète ; il y a donc peu d’hydrocarbures non brûlées rejetés dans l’atmosphère avec les gaz d’échappement. 3.5 Moteur Stirling Pour ce qui est de la technologie de CHP, les moteurs Stirling sont l’un des appareils moteurs les plus cités chez les CHP de petite et de microtaille. Comme tout autre système CHP, même les micro‐installations CHP à moteur Stirling convertissent simultanément l’énergie primaire en électricité et en chauffage mais uniquement pour les besoins des ménages, étant donné leur taille. Alors que la conversion d’énergie de l’énergie combustible en énergie électrique se fait par un moteur Stirling approprié, le chauffage de l’eau et de l’espace se fait grâce à l’utilisation des pertes au moyen d’un échangeur thermique classique au niveau du piston froid. Le microrégime est généralement destiné aux systèmes où la génération de l’électricité est inférieure à 3 kW. 20 CHP – Puissance de la cogeneration Diagrammes d’un moteur Stirling. Source: http://www.animatedengines.com/vstirling.html 21 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma d’une centrale CHP générale avec moteur Stirling.Source: http://asue.de/themen/blockheizkraftwerke/grafiken 3.6 Pile à combustible Une pile à combustible est de conception simple. La réaction d’électrolyse de base de l’eau en hydrogène et en oxygène par l’application d’un courant électrique (2H2O + e‐ ‐> 2H2 + O2) peut être inversée pour produire de l’eau et de l’électricité (2H2 + O2 ‐> 2H2O + e‐). Dans sa forme générale, une pile à combustible comprend une anode poreuse et une cathode poreuse. Ces deux électrodes sont séparées par un électrolyte. Un oxydant est introduit dans la cathode pour fournir l’oxygène, tandis qu’un combustible est introduit dans l’anode pour fournir l’hydrogène. L’électrolyte prend en charge le transfert des ions entre l’anode et la cathode pour prendre en charge la réaction d’électrolyse inverse. Les piles à combustibles fonctionnent grâce à un courant d’air continu qui fournit l’oxygène, et grâce à une source d’hydrogène (un combustible). L’hydrogène pur (H2) peut certes être utilisé, mais il n’est pas un combustible très approprié (il est très difficile à obtenir, à stocker et à transporter). En général, les combustibles fossiles tels que le méthane, le méthanol, le naphta, le gaz de houille et d’autres hydrocarbures sont chimiquement décomposés (pas brûlés !) pour fournir l’hydrogène. Même si le seul rendement de l’électrolyse inverse elle‐même est l’eau, le fait que de tels combustibles hydrocarbures sont décomposés pour obtenir l’hydrogène signifie que les systèmes de pile à combustible laissent généralement échapper le dioxyde de carbone et d’autres polluants en même temps que l’eau. Néanmoins, comparativement à d’autres appareils moteurs, les piles à combustibles polluent relativement moins et sont, en principe, silencieuses, facile d’entretien (elles n’ont pas de pièces mobiles) et ont des efficacités de conversion de près de 50%. Les systèmes CHP à piles à combustible peuvent avoisiner des efficacités générales pouvant atteindre 80% 8. 10 ‐ http://www.vectorsite.net/tpchem_13.html 22 CHP – Puissance de la cogeneration Étant donné qu’à lui seul une pile à combustible génère entre 0,6 et 0,8 volts d’électricité, il faut en empiler un grand nombre dans un système de pile à combustible et les connecter en série pour fournir une puissance de production électrique utile. En outre, un système de pile à combustion réalisable comprend toujours un sous‐système de puissance de production électrique à des tensions CC ou CA DC requises, un sous‐système de conversion des hydrocarbures (combustibles) en hydrogène gazeux. En vue de récupérer une partie de la chaleur produite, l’anode et la cathode peuvent avoir des canaux pour permettre la distribution des liquides de refroidissement, tels que l’eau. La chaleur perdue fournie par les piles à combustible qui fonctionnent à haute température peut être utilisée pour le chauffage. Très souvent, malheureusement, il faut un catalyseur pour accélérer la réaction électrolytique inverse, surtout dans les piles à combustible fonctionnant à basse température. Ce facteur est problématique car chez certains types de piles à combustible, le catalyseur est fait en platine, ce qui a un impact considérable sur leur coût. Schéma d’une pile à combustible à hydrogène/oxygène. Source: http://www.baxi‐innotech.de 23 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma d’une centrale CHP à piles à combustibles alimentée au gaz naturel.Source: http://www.bios‐
bioenergy.at/en/references/all‐projects/lienz.html 24 CHP – Puissance de la cogeneration 3.7 Cycle de Rankine organique (ORC) Le Cycle de Rankine organique (ORC) est le cycle qui sous‐tend une technologie qui convertit l’énergie thermique depuis une source à des températures relativement faibles (dans la plage de 80 à 350°C), en énergie électrique. Quoique les principes de base soient similaires à ceux du fonctionnement d’une centrale électrique à turbine à vapeur classique, le fonctionnement à des températures moins élevées ouvre la voie à la possibilité d’exploiter la chaleur de faible qualité qui, autrement, serait perdue. C’est une technologie qui peut jouer un rôle important dans l’amélioration de l’efficacité énergétique des applications gourmandes en énergie, qu’elles soient nouvelles ou anciennes, en récupérant l’énergie thermique à dans les phases les plus élémentaires. Le problème ayant mené à la mise au point d’ORC est le suivant : si la dilatation dans la turbine va trop loin, la vapeur surchauffé devient une vapeur humide, ce qui peut éroder les pales de la turbine en raison de l’impact des minuscules gouttelettes d’eau. Dans une centrale à vapeur classique, le cycle de la vapeur d’eau convient aux températures d’entrée de la turbine au‐dessus de 350°C. À des températures moins élevées, l’efficacité baisse de manière significative et le risque d’érosion due à la condensation des gouttelettes au sein de la turbine augmente car la dilatation va trop profondément et une partie de la vapeur se transforme en eau. L’ORC surmonte ces problèmes en utilisant un fluide organique au lieu de l’eau (d’où le nom Cycle de Rankine organique). Les fluides organiques ont des températures d’ébullition plus basses que l’eau, ce qui les rend appropriés pour l’exploration du potentiel calorifique à des températures en‐deçà de 350°C. En optant pour un fluide qui peut être converti en vapeur utile grâce à une source existante de chaleur perdue, on peut obtenir des efficacités plus élevées que celles d’un cycle de vapeur classique (de même, comme on l’a vu, dans le cycle combiné, la source de chaleur perdue était la turbine à gaz dans la partie du cycle de production de l'énergie thermique). Dans l’ORC, plusieurs fluides organiques utilisés sont constitués de sorte que la dilatation dans la turbine finie toujours dans la région sèche (surchauffée). Dans ce cas, le risque d’érosion des pales est exclu et les coûts d’entretien sont faibles. En général, la technique d’ORC se caractérise par sa robustesse, sa conception compacte, sa grande capacité d’automatisation et son efficacité relativement élevée. L’efficacité d’un seul ORC peut en fait être de seulement environ 25%, mais lorsqu’un tel système est intégré à certaines centrales industrielles ou CHP, l’efficacité générale de l’ensemble de l’installation peut atteindre 85%. 25 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma d’une centrale CHP à CRO. Source : GMK. 3.8 Stockage de la chaleur Les technologies CHP sont communément lentes à réagir aux évolutions de la demande de chaleur et ne sont pas bien adaptées aux démarrages et arrêts fréquents ou au fonctionnement partiel. Quoique les technologies d’appareils moteurs utilisées dans la CHP puissent réagir assez vite à l’évolution des demandes en électricité, la réaction à l’énergie thermique est plus lente et bien moins capable, surtout lorsque l’unité CHP est démarrée à froid et/ou à chaud par des combustibles solides. Une approche consiste à utiliser les radiateurs de rejet de la chaleur pour disperser l’excédent de chaleur généré lors des périodes où la demande en électricité est la plus forte. Cependant, ceci fait perdre l’énergie et réduit à la fois les économies d’énergie et les bénéfices économiques de la centrale. Une approche nettement meilleure consiste à installer des accumulateurs de chaleur pouvant être utilisés pour stocker l’excédent de chaleur généré quand la demande en électricité est forte (et l’unité CHP doit fonctionner à pleine charge) mais que celle en chaleur est faible. Cette chaleur accumulée peut alors être utilisée pendant les périodes où la demande en chaleur est forte. Ce découplage de la production de la chaleur de la demande de la chaleur améliore la flexibilité opérationnelle de la centrale CHP. Parmi les principaux et plus évidents avantages de cette technique, il y a le fait qu’elle permet aux centrales CHP de fonctionner quand les prix de l’électricité sont élevés et permet à la chaleur cogénérée d’être utilisée plus tard lorsque les recettes de l’électricité ne sont pas intéressantes. 26 CHP – Puissance de la cogeneration Les accumulateurs de chaleur sont en fait de grands réservoirs d’eau ; au fur et à mesure que la chaleur est absorbée, la température de l’eau interne monte et au fur et à mesure que la chaleur est extraite, la température baisse. Les réservoirs de stockage d’eau chaude sont notamment utilisés dans le secteur résidentiel où ils peuvent être facilement intégrés aux systèmes d’énergie solaire. En général, ils peuvent être utilisés dans les plages suivantes :  Température : 60‐100°C ;  Capacité : 0,1‐6000 m³ ;  Densité de stockage d’énergie : 60‐80 kWh/m³ ;  Stockage à longue durée partiellement possible ;  Coûts entre 0,5 et 7 €/kWh (dans l’UE). Comme on le voit, la chaleur stockée dans les accumulateurs de chaleur n’est pas de bonne qualité pour la génération de l’électricité (la température est trop faible). La principale fonction des accumulateurs de chaleur est d’aider à équilibrer les variations de la demande en électricité, d’améliorer de manière significative la capacité de toute unité CHP à réagir aux variations de la demande en chaleur, et d’augmenter leurs heures de fonctionnement. Réservoirs de stockage de la chaleur. Source : Buderus.. 27 CHP – Puissance de la cogeneration 3.9 Comparaisons qualitatives des appareils moteurs Récapitulatif des technologies CHP. Moteur Turbine à gaz Avantages Fiabilité élevée. Faibles émissions. Chaleur de haute qualité disponible. Refroidissement non nécessaire. Microturbine Nombre réduit de pièces mobiles. Moteur à combustion interne Limites Nécessite un gaz à haute pression ou un compresseur à gaz en interne. Efficacité médiocre à faibles charges partielles. Chutes du rendement lorsque la température augmente. Coûts élevés. Taille compacte et poids léger. Faibles émissions. Refroidissement non nécessaire. Efficacité mécanique relativement faible. Restreint aux applications de cogénération à plus faible température. Efficacité énergétique élevée avec flexibilité opérationnelle à charge partielle. Démarrage rapide. Coût d’investissement relativement bas. Peut être utilisé en mode îlotage et avoir une bonne charge suivant la capacité. Peut être totalement révisé sur place avec des opérateurs normaux. Fonctionne au gaz à basse pression. Coûts d’entretien élevés. Restreint aux applications de cogénération à plus faible température. Émissions dans l’atmosphère relativement élevées. Doit être refroidi même si la chaleur récupérée n’est pas utilisée. Niveaux élevés de bruit à basse fréquence. Turbine à vapeur Efficacité générale élevée. Démarrage lent. Tout type de combustible peut être utilisé. Faible rapport électricité/chaleur. Capacité à répondre aux exigences de qualité de chaleur de plus d’un site. Longue durée de vie et fiabilité élevée. Le rapport électricité /chaleur peut varier. Cycle combiné Efficacité électrique élevée, bonne flexibilité en matière de modulation de l’efficacité électrique et thermique Faibles émissions et faible bruit. Pile à combustible Efficacité élevée sur la capacité de charge. Conception modulaire. Coûts élevés Coûts élevés. Faible durabilité et faible densité de puissance. Les combustibles nécessitent d’être raffinés ; à défaut, il faut utiliser l’hydrogène pur. Source : U.S. Environmental Protection Agency, Combined Heat and Power Partnership – Catalogue of CHP Technologies – 2008 28 CHP – Puissance de la cogeneration 3.10 Comparaisons quantitatives des appareils moteurs Récapitulatif des caractéristiques typiques de coût et performance de la technologie CHP– Turbines à vapeur Moteurs à combustion int. Turbines à gaz Micro turbines Piles à combustible Efficacité électrique 15 – 38% 22 – 40% 22 – 36% 18 – 27% 30 – 63% Efficacité générale 80% 70 – 80% 70 – 75% 65 – 75% 55 – 80% Capacité typique (MWe) 0,5 ‐ 250 0,01 ‐ 5 0,5 ‐ 250 0,03 – 0,25 0,005 – 0,2 Rapport puissance/chaleur typique 0,1 – 0,3 0,5 ‐ 1 0,5 ‐ 2 0,4 – 0,7 1 ‐ 2 Comportement à charge partielle ok ok Médiocre ok Bonne Coûts d’installation de la CHP ($/kWe) 430 – 1 100 1 100 – 2 200 970 – 1 300 2 400 – 3 000 5 000 – 6 500 Coûts d’expl. et d’entretien. ($/kWhe) < 0,005 0,009 – 0,022 0,004 – 0,011 0,012 – 0,025 0,032 – 0,038 Heures avant révisions générales > 50 000 25 000 – 50 000 25 000 – 50 000 20 000 – 40 000 32 000 – 64 000 1 h – 1 jour 10 sec 10 min – 1 h 60 sec 3 h– 2 jours Combustibles Tous Gaz naturel, biogaz, propane, gaz d’enfouissement Gaz naturel, biogaz, propane, pétrole Gaz naturel, biogaz, propane, pétrole Hydrogène, gaz naturel, propane, méthanol Bruit Élévé Élevé Modéré Modéré Faible Densité de puissance (kW/m²) > 100 35 ‐ 50 20 ‐ 500 5 ‐ 70 5 ‐ 20 Durée démarrage Source: U.S. Environmental Protection Agency, Combined Heat and Power Partnership 29 CHP – Puissance de la cogeneration Une unité de pile à combustible. Source: www.ceramicfuelcells.de Aucune technologie n’est meilleure que l’autre. En fait, chacune a des attributs qui en font la plus adaptée à des conditions spécifiques de type et de qualité de carburant, de courbe de charge électrique et thermique, d’espace physique, des conditions ambiantes, etc. Le choix final dépendra des conditions spécifiques et différentes qui existent dans chaque cas pris individuellement. Néanmoins, une certaine procédure doit être suivie et certains paramètres de base pris en compte. Les étapes principales sont les suivantes : 1. Identifier et analyser la consommation d’énergie :  Type et qualité des sources d’énergie ;  Niveaux de température et de pression ;  Quantité d’énergie consommée : quantité d’énergie (kWh par an), puissance maximale (kW), courbe de charge et charge de base (kW) ;  Structure temporelle et consommation d’énergie. 2. Présélection :  Comparer les paramètres pertinents tels que : coûts spécifiques, efficacités, émissions, besoin en espace ;  Tenir compte de la disponibilité et du budget. 3. Caractérisation technique des options d’approvisionnement  Influences techniques : comportement à charge partielle, influences climatiques, etc.  Calcul de conception et calcul financier détaillés. 30 CHP – Puissance de la cogeneration 3.11 Choix de la technologie appropriée Des tableaux et graphiques pour des comparaisons utiles sont présentés. Des points tels que le rapport puissance/chaleur y apparaissent. On les traitera plus tard (voir 3.5). De tels graphiques comportent une zone de valeurs qui correspond à une certaine technologie, et peut être utile en diverses occasions. Efficacité électrique vs. efficacité thermique pour les principaux appareils moteurs de la CHP. Source : Webster ‐ Wiley Encyclopedia of Electrical and Electronics Engineering ‐ John Wiley & Sons, 1999 Efficacité électrique contre puissance électrique pour les principaux appareils moteurs de la CHP. Source : BKWK. 31 CHP – Puissance de la cogeneration 4.
Dimensionnement d’une central CHP La première étape dans la conception d’une installation CHP consiste à analyser les courbes de consommation d’énergie. Les courbes énergétiques sont indispensables à une étude de faisabilité de qualité et fiable. Les courbes journalières, mensuelles ou annuelles des différentes charges comprennent les renseignements sur l’électricité, l’énergie thermique et le refroidissement. Les principaux paramètres à contrôler sont : • Demande (en kW) maximale et moyenne ; • Facteur de charge (rapport entre la demande maximale et moyenne, en %) ; • Consommation annuelle d’énergie (en kWh/an) ; • Courbes (graphiques) de durée de demande de charge portant sur différentes périodes. L’une des particularités des courbes de durée de demande est qu’elles révèlent les caractéristiques de la consommation énergétique d’un bâtiment. Elles illustrent la demande en puissance maximale et la fréquence des autres niveaux de demande en heures par an ; ces informations sont importantes pour le choix de la taille d’une centrale de cogénération. Bien entendu, plus une courbe de charge est détaillée (données journalières plutôt qu’annuelles, par exemple), meilleure sera l’étude de faisabilité. Il est une évidence que différents types d’utilisateurs présentent des profils énergétiques divers. Ainsi, la consommation énergétique des hôpitaux est intense,avec de longues heures de fonctionnement par an et leurs courbes de charges sont plus stables et prévisibles que celles d’autres bâtiments. Les bâtiments commerciaux ont des courbes floues et moins d’heures d’utilisation d’énergie comparativement aux infrastructures industrielles et aux variations saisonnières. Bien entendu, les profils énergétiques sont influençables par différents paramètres : saisonnalité, situation géographique, comportement des consommateurs, restrictions techniques. 4.1 Courbes de charge I À partir de ces courbes, il est compliqué d’orienter la production d’énergie d’une centrale CHP pour répondre aux besoins en électricité et en chaleur (et froid) des consommateurs. Tout d’abord, le nombre de flux d’énergie diffère par secteur. Le secteur industriel utilise souvent différents types de vapeur, le refroidissement à différents niveaux de température, la ventilation, l’eau du robinet et le chauffage des locaux en sus de l’approvisionnement en électricité. L’agriculture sous serre nécessite surtout le chauffage sous serre, l’électricité et le CO2, tandis que les immeubles de bureaux ont besoin de chauffage, d’électricité et de la climatisation. La température souhaitée du chauffage doit aussi être prise en compte. Outre l’inventaire de différents types de flux d’énergie, il importe de connaître la capacité et le moment exact de la demande. Les heures de pointe pour l’électricité se situent généralement entre 7h00 et 23h00 les jours ouvrables. Toutes les autres heures et les fins de semaine sont creuses. 32 CHP – Puissance de la cogeneration Exemple de profil électrique journalier. Source: RENAC. 4.2 Courbes de charge II Un autre paramètre d’évaluation de la profitabilité d’une centrale CHP est le nombre d’heures de pleine charge. Le nombre d’heures de pleine charge est la quantité totale d’énergie utilisée exprimée en kWh divisée par la capacité installée en kW. Un nombre élevé d’heures de pleine charge est souhaitable pour utiliser la CHP, tandis qu’un nombre faible indique que l’installation est utilisée pendant une partie de l’année seulement. Ainsi, il s’avère que la CHP est particulièrement adaptée pour les centres commerciaux, les bureaux et les immeubles d’habitation uniquement si leur échelle est assez grande [2]. Dans les diagrammes de capacité (l’axe vertical) est tracée en fonction du nombre d’heures de dépassement de capacité (l’axe horizontal). La superficie dans le diagramme (kW fois heures) est une indication de la demande énergétique. Par exemple, comme le montre le diagramme, les bureaux sont caractérisés par un nombre élevé d’heures de fonctionnement, si bien que l’installation de centrales CHP ne peut être une réussite que si ces dernières sont correctement dimensionnées et ingénieusement combinées. Sur la base des courbes comme celles‐ci, on peut utiliser une méthode empirique pour faire une estimation préliminaire de la capacité la plus efficace. Chaque courbe de durée est unique et des différences majeures sont également observables au sein d’un même secteur. Par conséquent, les données de la consommation horaire d’énergie doivent toujours être demandées ou collectées avant d’évaluer la faisabilité. 33 CHP – Puissance de la cogeneration En principe, on distingue deux situations :  Les bâtiments dont les données de consommation annuelle historiques sont disponibles : la consommation des bâtiments existants a généralement été documentée sur quelques années, et les consommateurs ont cette information sur leur fiche récapitulative de consommation annuelle d’énergie. Les données énergétiques peuvent provenir de diverses sources : celles de la demande en chauffage peuvent provenir de l’utilisation mesurée de combustible ou des compteurs de chaleur existants, et celles de la demande en électricité viennent des factures mensuelles. Les données trimestrielles de demande énergétique peuvent être obtenues auprès du fournisseur en électricité du bâtiment ;  Les nouveaux bâtiments sans aucunes données de consommation d’énergie disponibles : les utilisateurs de nouveaux bâtiments ne disposent pas des données annuelles et doivent donc faire une estimation approximative de leur consommation annuelle (par des calculs ou des repères, voir les exercices en §4) et normalement, des mesures d’économie d’énergie sont déjà incorporées dans les nouveaux bâtiments. Le logiciel de simulation pour les bâtiments peut être un précieux outil d’aide à l’établissement de probables profils de demande en chaleur. En général, les demandes en électricité sont plus faciles à déterminer grâce à la surveillance des principaux compteurs du bâtiment. Il a été prouvé que les profils d’énergie fiables sont tributaires de données détaillées9. 10 ‐ Heat and Power. Combined Heat and Power: An Overview and Guideline ‐ GasTerra, 2010 34 CHP – Puissance de la cogeneration Energy Curves The duration curves show the load demand characteristics of the energy consumption of the building. They show the burden of peak demand and each range level of demand with the number of hours per year; this information is important in making the decision of the ability of a CHP. 4.3 Methodes de dimensionnement Les fonds investis dans une centrale CHP peuvent être considérables ; il est donc important d’exploiter la centrale de sorte à avoir un retour sur investissement maximal. Une centrale qui tourne au ralenti ne génère pas de bénéfices ; il est donc important qu’une centrale CHP fonctionne pendant le plus grand nombre d’heures possible. C’est dire qu’il faut faire correspondre la capacité de la CHP aux charges de chaleur et d’énergie de base. En règle générale, les applications qui ont une demande simultanée en chaleur et en énergie pendant plus de 5000 heures par an méritent qu’on s’y intéresse dans le détail [1]. Selon les profils énergétiques, différentes méthodes de calibrage peuvent être adoptées. Les 3 principaux critères de calibrage sont : 1. Calibrage sur la base des charges thermiques et électriques internes minimales. Le système est conçu pour un maximum d’heures de fonctionnement à pleine charge. Tous les besoins en électricité qui dépassent la production prévue sont comblés avec l’énergie achetée. Le prix d’achat de l’électricité est relativement faible, et il n’est pas intéressant de revendre une certaine quantité d’énergie électrique au réseau électrique. Sizing based on minimum internal thermal and electric daily loads. Source: RENAC. 35 CHP – Puissance de la cogeneration 2. Calibrage sur la base de la charge thermique et la vente de l’excédent d’électricité. Dans ces installations, la production suit la demande en chaleur ; ainsi, le système CHP peut fournir une génération thermiquement efficace et plus ou moins d’énergie électrique que nécessaire (cela dépend du temps). Un système de grande capacité entraîne généralement de moindres coûts d’investissement et d’entretien par kW installé, ainsi qu’une plus grande efficacité thermique du combustible. Le prix du combustible est relativement bas, et il est intéressant de revendre le surplus d’électricité au réseau électrique. Sizing based on thermal daily load and selling excess electrical output. Source: RENAC. 3. Calibrage pour une intensifier la production d’électricité. Dans certains cas, ces systèmes sont conçus pour fournir juste assez de puissance thermique au processus. Il s’agit souvent de centrales à cycles combinés dans des secteurs industriels particuliers, avec un certain type de pression d’extraction fixe ou variable de la vapeur et du débit. 36 CHP – Puissance de la cogeneration Sizing based on electrical daily load to maximize electric production. Source: RENAC. 4.4 Un example de dimensionnement d’une CHP Examinons un exemple de calibrage d’une CHP . Nous utiliserons les courbes de charge quotidiennes pour la demande électrique et thermique. Dans les figures ci‐dessous, on voit comment le rendement de l’unité CHP (ligne verte) interagira avec la courbe de demande ; la courbe rouge (à gauche) représente la charge thermique et la violette (à droite) représente la charge électrique. Dans la première figure en particulier, le comportement d’une unité CHP dont le rendement de 500 kWt et 300 kWe est représenté. Cette machine fonctionne en continue après son démarrage à 7h00. Pendant certaines heures de la journée, il y aura un surplus de génération de la chaleur comme on le voit à gauche de la figure. Si la machine ne module pas son rendement, la chaleur sera rejetée dans l’après‐midi faute d’une demande en chaleur suffisante. D’autre part (à droite de l’image), on ne s’attend pas à un surplus d’électricité. En effet, les utilisateurs devront acheter de l’énergie électrique supplémentaire du réseau public, afin de répondre à la partie de leur demande qui n’est pas couverte par le système CHP. En effet, dans la seconde figure, le comportement de la même unité CHP est représenté mais cette fois‐ci, la machine fonctionne souvent à charge partielle et s’allume et s’éteint plusieurs fois en milieu d’après‐midi, afin de suivre la demande en chaleur et ne pas gaspiller d’avantage de chaleur. En raison du nouveau rendement de la CHP, la quantité d’électricité à acheter au réseau public est encore plus importante que dans le cas précédent. En l’absence d’informations cruciales, il est extrêmement difficile de dire si la première ou la deuxième solution fonctionnera mieux. Il existe entre autres choses, une dépendance essentielle au type et au prix 37 CHP – Puissance de la cogeneration des combustibles impliqués, au prix de l’électricité et au type d’unité CHP, étant donné que certains appareils moteurs comme les turbines ne peuvent pas s’allumer et s’éteindre aussi facilement. Courbes de charge et rendement de la CHP si l’unité fonctionne en continu à partir de 7h00. Source: Good Practice Guide. Combined heat and power for buildings ‐ Action Energy, 2004 Courbes de charge et rendement de la CHP si l’unité s’allume et s’éteint au cours de la journée. Source : Good Practice Guide. Combined heat and power for buildings – Action Energy, 2004 38 CHP – Puissance de la cogeneration 4.5 Rapport électricité/chaleur Afin de choisir une taille et la technologie appropriée, il est également essentiel de corréler la demande électrique et thermique (chauffage et refroidissement) qui est évaluée avec :  Rapport électricité/chaleur qui se défini comme le rapport de la production de l’énergie électrique utile (ou demande) à la production de l’énergie thermique (ou demande) ;  Distribution de fréquence des rapports électricité/chaleur. Comme le montre la première figure, dans la plupart des cas, un rapport électricité/chaleur très élevé indique un potentiel limité d’application de la cogénération (même si certaines solutions de compromis restent possibles). Un rapport électricité/chaleur élevé indique la convenance à un système ayant une efficacité thermique relativement faible ou une application qui permet l’exportation de l’électricité générée sur le site. Un faible rapport électricité/chaleur indique la convenance à un système ayant une efficacité thermique plus élevée. En outre, le rapport électricité/chaleur peut permettre de choisir les technologies optimales pour faire fonctionner une unité CHP, sur la base des centrales existantes ou d’autres expériences précédentes (seconde figure). Typical power‐to‐heat ratios for diverse sectors. Source: Cogen Designs, Inc. 39 CHP – Puissance de la cogeneration Typical power‐to‐heat ratios for diverse technologies. 40 CHP – Puissance de la cogeneration 5. Micro/mini centrales CHP 5.1 Tailles des centrales CHP Totalement analogue à une centrale CHP générale, la micro/mini combinaison de la chaleur et de l’électricité (à partir d’une mCHP) est une technologie qui mélange la génération classique d’électricité à petite échelle et la récupération de la chaleur, étant donné que la chaleur perdue du processus de refroidissement de l’appareil moteur et de la conduite d’échappement est recueillie et utilisée pour chauffer l’espace et l’eau. Cependant, contrairement à une CHP générale, le rendement principal dans ce cas est la chaleur, et l’électricité n’est générée que lorsqu’on a besoin de la chaleur. Les deux principaux appareils moteurs pour les mCHP disponibles sur le marché sont le moteur Stirling et le moteur à combustion interne, même si les piles à combustibles sont aussi largement utilisées, surtout au Japon. Le rapport typique de la production de la chaleur et de l’électricité à partir d’une CHP d’échelle domestique CHP est de 2:1. Quoiqu’il n’y ait rien de nouveau à dire sur l’idée et la technologie qui sous‐tendent mCHP, il convient de consacrer un chapitre entier à ce sujet, afin d’exposer le rôle crucial que les mCHP jouent dans la gestion des réseaux intelligent et les centrales électriques virtuelles. Afin de mieux contextualiser mCHP, le cadre communément accepté pour les tailles de CHP sont présentés ici : • Micro CHP (jusqu’à 5 kWe) : principalement alimentée au gaz naturel, elle utilise surtout le moteur Stirling et des piles à combustible ; elle peut servir pour les résidences ou de petits bâtiments commerciaux. • Mini CHP (10‐50 kWe): essentiellement basée sur les moteurs à combustion (gaz ou fioul ou huile végétale) et sur des microturbines (30 kWe) ; elle peut servir pour les entreprises commerciales, les piscines, les immeubles d’habitations. • Petite CHP (50‐200 kWe) : essentiellement basée sur les moteurs à combustion (gaz ou fioul/huile végétale), les microturbines (60‐200 kWe) et les moteurs à combustion ; elles sont souvent utilisées dans des agencements modulaires (ex. : centrale CHP de base plus de 2 chaudières de pointe). • CHP moyenne (200 ‐1000 kWe) : essentiellement basée sur des moteurs à combustion (gaz ou fioul/huile végétale), de petites turbines à gaz (500 kWe en général) et de moteurs à vapeur (souvent propulsés avec des combustibles solides comme le bois, etc.). • Grande CHP (plus de 1 MWe) : essentiellement basée sur des turbines à gaz/vapeur et de gros moteurs à combustion (diesel marin). 41 CHP – Puissance de la cogeneration CHP unit in Monheim (GE), 2MWe, natural gas fired engine. Source: RENAC. 5.2 mCHP: concept et avantages Quand nous parlons de mCHP, il s’agit de l’échelle installée dans les infrastructures privées. Les micro/mini systèmes CHP doivent toujours être installés et exploités pour répondre aux besoins du bâtiment, plutôt que pour générer plus de chaleur que nécessaire juste pour répondre à la demande en électricité. Ces systèmes conviennent plus à un bâtiment dont la demande en chaleur est très élevée et régulière. C’est le cas des propriétés mal isolées et dont l’isolation ne peut être améliorée au moyen de la technologie disponible. Mais, ces types d’installations CHP peuvent facilement répondre aux besoins de nouveaux bâtiments ou de bâtiments existants. La plupart du temps, il est possible de les intégrer au système de chauffage existant, ce qui permet aux chaudières existantes de répondre aux charges maximales. Les systèmes mCHP complètent les installations basées sur les énergies renouvelables, lorsque le soleil ne brille plus ou que le vent ne souffle plus, car il reste possible de répondre à la demande en énergie avec une technologie à faible émission de CO2 comme mCHP, qui est exploitée. « Les citoyens qui utilisent les micro‐
CHP économisent l’énergie, allègent la pression et les pertes sur le réseau électrique local. En définitive, ils aident à équilibrer l’intermittence de l’électricité renouvelable » 10.Une micro/mini CHP, comme la CHP générale, nous donne les avantages clefs suivants : • Fourniture de la chaleur et de l’électricité à partir d’une source unique ; • Réduction des émissions de polluants par l’augmentation de l’efficacité (et donc réduction despertes) de la centrale de génération ; 12 ‐ Micro CHP: Empowering People Today For a Smarter Future Tomorrow – COGEN Europe, 2010 42 CHP – Puissance de la cogeneration • Économies faites grâce à la réduction de la quantité d’électricité importée et par la revente du surplus d’électricité au réseau (mais cette dernière opération n’est pas toujours possible ou commode). Concrètement, cela signifie des factures d’énergie moins élévées pour les consommateurs ; • Sécurité d’approvisionnement considérablement améliorée en réduisant la dépendance à la production d’électricité centralisée et en obtenant le contrôle total d’une station de production locale. Un schéma d’une centrale mCHP à usage domestique.Source : http://www.energysavingtrust.org.uk/blog/2013/02/20/maximising‐micro‐machines/ 43 CHP – Puissance de la cogeneration 5.3 Réseaux electriques intelligents et centrales électriques virtuelles Les systèmes CHP sont généralement connectés au réseau national de distribution, afin de pouvoir acheter l’électricité publique lorsque l’unité ne couvre pas le facteur de charge total, ou de vendre le surplus d’électricité lorsque c’est nécessaire. Tous ces nouveaux raccordements représentent des évolutions cruciales qui impliquent un abandon des réseaux électriques traditionnels avec leur structure hiérarchique allant du haut vers le bas, pour des réseaux bidirectionnels et plus diffus capables de gérer les fluctuations majeures de l’offre et de la demande. Les compagnies d’électricité, les exploitants du réseau et les gouvernements doivent, en conséquence, s’attendre à un ensemble de défis sociaux, techniques et économiques. Des questions importantes se posent : comment répondre à la demande en électricité sans compromettre le confort et la commodité, la rentabilité ou la sécurité d’approvisionnement ? Quelles est la meilleure combinaison de technologies ? Les surcharges du réseau local peuvent‐elles être évitées en utilisant des techniques de réseaux intelligents standardisés ? On ne peut y répondre de manière satisfaisante sans repenser et réorganiser entièrement le fonctionnement du réseau national et sans mettre totalement en œuvre des solutions intelligentes y compris les parties du réseau qui vont dans les domiciles des consommateurs. On parle de « réseau intelligent » lorsque toutes les limites d’un vieux réseau électrique sont dépassées et lorsque les TI (technologies de l’information) forment un mécanisme de contrôle essentiel qui permet de faire correspondre l’offre à la demande de la manière la plus économique. En général, un réseau intelligent renvoi à une classe de technologies qui améliorent les systèmes de livraison de l’électricité au moyen du contrôle à distance et de l’automatisation par ordinateur. De manière générale, un réseau intelligent, en plus de fournir des systèmes pour le stockage et la distribution de l’énergie, est caractérisé par : 
Des dispositifs pour la surveillance totale de la demande et de l’efficacité énergétique ; 
Infrastructure de mesure avancée ; 
Systèmes d’amélioration de la communication à travers le réseau, et de sa sécurité. On voit bien en quoi mCHP est une composante clef d’un environnement énergétique plus intelligent émergeant et un acteur du développement massif des réseaux intelligents. Comme ils fournissent un grand nombre de centrales électriques décentralisées et technologiquement avancées raccordées à un réseau national unique, de tels systèmes peuvent équilibrer l’intermittence inhérente à certaines sources renouvelables, mais ils peuvent également aider le réseau à gérer toute contrainte de capacité. On peut, sans aucun doute, considérer les centrales mCHP comme une solution fiable de production d’électricité. Un regroupement des centrales mCHP distribuées qui sont contrôlées et exploitées à distance par une entité centrale permettant à la production de l’électricité d’être modulée par rapport à la demande instantanée, est également connu sous le nom de «centrales électriques virtuelles ». 44 CHP – Puissance de la cogeneration Réseau traditionnel. Source : Topic 2: Introduction to Smart Grid – Department of Electrical & Computer Engineering, Texas Tech University, 2012 Réseau intelligent. Source : Topic 2: Introduction to Smart Grid – Department of Electrical & Computer Engineering, Texas Tech University, 2012 45 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma d’une centrale électrique mCHP virtuelle. Source : The Role of Micro CHP in a Smart Energy World – Ecuity, 2013 46 CHP – Puissance de la cogeneration 6. Trigeneration 6.1 Qu’est‐ce que la trigeneration? Un système de cogénération est efficace lorsque les utilisateurs de la chaleur sont présents et la demande en électricité simultanée. Les centrales de cogénération utilisées pour alimenter les ménages ou le secteur tertiaire fonctionnent efficacement seulement pendant une période limitée de l’année, lorsque le chauffage des habitations est nécessaire. Cela signifie qu’au cours des mois chauds, le système de cogénération doit être mis à l’arrêt ou doit continuer à fonctionner et perdre la chaleur produite ; ces deux options sont au détriment de la faisabilité économique et de l’efficacité globale de l’installation. En effet, pendant l’été, les consommateurs ont généralement besoin d’une énergie de refroidissement (c.‐à‐d. des fluides à basse température) pour la climatisation des bâtiments. De tels fluides de refroidissement sont généralement fournis en utilisant des cycles de réfrigération par compression de la vapeur, à travers des systèmes dans lesquels le compresseur est activé par un moteur électrique, avec une absorption élevée de l’énergie électrique. C’est pourquoi lors des jours d’été les plus chauds, les niveaux de consommation électriques les plus élevés sont atteints, si bien que dans plusieurs pays, les systèmes électriques nationaux courent le risque de panne générale. Les systèmes de réfrigération par absorption sont disponibles dans le commerce, ce qui rend possible la génération de l’énergie de refroidissement en utilisant la chaleur comme première source d’énergie, plutôt que l’électricité. De tels systèmes comprennent un système de cogénération, car ils rendent possibles l’utilisation de l’installation même pendant les mois d’été. L’énergie thermique produite par l’unité de cogénération peut être utilisée pour activer le système de réfrigération. Dans ce cas, nous parlons de « trigénération ». Un système de trigénération est une installation capable de produire 3 formes distinctes d’énergie utiles – énergie électrique, thermique et de refroidissement. Les systèmes de trigénération sont basés sur les mêmes installations du même moteur utilisé pour la cogénération, mais la température du fluide chaud qui doit être fourni à la machine d’absorption doit être au moins de 90°C pour une machine à simple effet. De manière générale, il existe en fait deux techniques de base en matière de réfrigération qui sont les plus couramment utilisée pour les systèmes CHP : 

47 Refroidisseurs à compression de vapeur : énergie électrique d’activation indirecte; Refroidisseurs à absorption de la vapeur : fonctionnement à l’eau chaude ou la vapeur, chauffage direct par la combustion. CHP – Puissance de la cogeneration L’idée de la trigénération avec refroidisseurs d’absorption. Source: http://esisrl.eu/demoeng/index.php?option=com_content&view=article&id=16&Itemid=119 48 CHP – Puissance de la cogeneration 6.2 Refroidisseurs à compression Le fonctionnement d’un refroidisseur à compression est basé sur le cycle de réfrigération de la vapeur standard. Les éléments du système de base sont : le condensateur, l’évaporateur, le robinet (restricto‐
changeur), et le compresseur (actionné à l’électricité). Comme le montre la première figure, nous commençons par l’évaporateur où entre une substance réfrigérante sous forme d’un mélange froid de liquide et de vapeur à faible pression. Une certaine quantité de chaleur (Q0) est transférée à partir d’une source relativement chaude vers le réfrigérant, et fait bouillir ce dernier. La vapeur qui en résulte se déplace donc de l’évaporateur au compresseur qui fonctionne à l’électricité (P), où sa pression et sa température augmentent. Cette vapeur chaude et à haute pression du réfrigérant quitte le compresseur et entre dans le condensateur, où elle transfère une partie de sa chaleur (Q) à l’air ambiant ou à l’eau à une température inférieure. Suite à ce transfert, la vapeur du réfrigérant se condense de nouveau en liquide. Ce liquide du réfrigérant coule alors vers une soupape de dilatation qui crée une chute de pression qui ramène la pression du réfrigérant au niveau de celle de l’évaporateur. À cette faible pression, une petite portion du réfrigérant bout (ou s’échaude), et refroidit le réfrigérant liquide restant à la température de l’évaporateur souhaitée. Avec la phase d’évaporation adjacente, une certaine quantité de la chaleur (Q0) peut être recueillie et expulsée depuis un certain milieu à refroidir. Le cycle peut alors recommencer. Dans les unités CHP, les refroidisseurs à compression fonctionnent en mode de production à refroidissement électrique et thermique : le compresseur est alimenté à l’électricité produite par l’unité de cogénération Dans les unités CHP, les refroidisseurs à compression fonctionnent en mode de production à refroidissement électrique et thermique : le compresseur est alimenté à l’électricité produite par l’unité de cogénération. Schéma du cycle de compression de la vapeur. Source: RENAC. 49 CHP – Puissance de la cogeneration Un système de trigénération avec un refroidisseur à compression (COP = 3 dans ce cas). Source: RENAC. 6.3 Refroidisseur à absorption Comme dans le cycle à compression de la vapeur, le réfrigérant dans le cycle à absorption passe par un condensateur, une soupape de dilatation, et un évaporateur. La vraie différence dans un cycle à absorption se trouve au niveau des types de réfrigérants utilisés et de la méthode de compression. En fait, les systèmes de réfrigération par absorption remplacent le compresseur par un générateur et un absorbeur (actionné non pas par l’électricité, mais par l’énergie thermique). Comme nous le montre la première figure, le réfrigérant entre dans l’évaporateur sous forme d’un mélange de liquide et de vapeur froid et de basse pression. La chaleur (Q0) est transférée depuis une source externe relativement chaude qui doit être refroidie, jusqu’au réfrigérant et cela provoque l’évaporation du réfrigérant liquide. Par un mécanisme analogue au cycle de compression de la vapeur, l’absorbeur agit comme le côté aspiration du compresseur : il aspire la vapeur du réfrigérant pour la mélanger à l’absorbant. La pompe effectue le processus de compression proprement dit : elle pousse vers le haut le mélange réfrigérant et absorbant vers le côté à haute pression du système. Enfin, le générateur agit comme le dispositif de refoulement du compresseur : il fournit la vapeur de réfrigérant (produite en utilisant une certaine quantité de chaleur QH qui vient d’une source externe) au reste du système. La vapeur du réfrigérant quitte le générateur puis entre dans le condensateur où la chaleur (Q) est transférée à un puit thermique externe à une température inférieure, ce qui provoque la condensation en liquide de la vapeur du réfrigérant. Le réfrigérant liquide coule alors dans le dispositif de dilatation (restricteur), qui créé une chute de pression et réduit la pression du réfrigérant au niveau de celle de l’évaporateur. Exactement comme pour les refroidisseurs à compression, le réfrigérant s’évapore et au cours de cette phase dans l’évaporateur, une certaine quantité de chaleur (Q0) peut être recueillie et expulsée à partir d’un certain milieu que nous voulons refroidir. Le mélange liquide et vapeur du réfrigérant qui en résulte s’en va vers l’évaporateur pour que le cycle puisse recommencer. 50 CHP – Puissance de la cogeneration Dans les unités CHP, les refroidisseurs d’absorption fonctionnent en mode de production de refroidissement thermique : le côté de refroidissement est alimenté par l’énergie thermique produite par l’unité de cogénération. C’est le cas de la trigénération classique telle que décrite dans les documents techniques et comme on peut le voir dans la plupart des installations. Schéma du cycle d’absorption. Source: RENAC. An example of a trigeneration system with absorption chiller. Source: RENAC. 51 CHP – Puissance de la cogeneration 6.4 Comparaisons Récapitulatif : comparaison entre refroidisseurs électriques et à absorption. Élément Refroidisseur électrique Refroidisseur à absorption Source d’énergie Électricité élevée Infrastructures de réception d’électricité chères Gaz, pétrole, vapeur, eau chaude Électricité faible Réfrigérant Réfrigérant : CFC, HCFC, HFC Pollution de l’environnement Réfrigérant : H2O, ammoniaque dangereuse (humains / animaux) Sûr et inoffensif Principe Processus dynamique Bruit et vibration Processus statique Faible niveau de bruit et de vibration COP ≈ 4 0,7 ‐ 1,2 Efficacité énergétique ≈ 20 % 14 ‐ 20 % Source: http://www.scielo.org.co/scielo.php?pid=S0012‐73532011000400010&script=sci_arttext Similarités entre la réfrigération par absorption et par compression de la vapeur : 
Les deux cycles font circuler un réfrigérant à l’intérieur du refroidisseur pour transférer la chaleur depuis une source interne jusqu’à un puit externe ; 
Les deux cycles comportent un dispositif pour augmenter la pression du réfrigérant et un dispositif de dilatation pour maintenir certaines conditions de pression essentielles pour assurer une évaporation et une condensation contrôlée qui est essentielle pour l’ensemble du processus de transfert de la chaleur ; 
La vapeur du réfrigérant est condensée à haute pression et à haute température, et rejete la chaleur dans ses environs ; 
La vapeur du réfrigérant est vaporisée à faible pression et température, et absorbe la chaleur issue d’un air ambient ou fluide interne. 52 CHP – Puissance de la cogeneration Différences entre : 
Les systèmes à absorption sont alimentés par l’énergie thermique sous forme de vapeur, par combustion directe de combustible ou de chaleur perdue ; 
Le cycle à absorption utilise une pompe et non un compresseur pour créer la montée de la pression entre l’évaporateur et le condensateur. Il est plus facile et moins cher de pomper un liquide que de comprimer un gaz. Mais, il y a un énorme apport thermique dans le générateur. C’est dire que le système essentiellement remplace l’apport en électricité d’un cycle de compression de la vapeur par un apport thermique ; 
Le cycle à absorption utilise différentes réfrigérants à l’exemple du bromure de lithium et le système à absorption utilise l’eau distillée qui est inoffensive, ou l’ammoniaque qui est dangereuse pour la vie des humains et des animaux. Le cycle de réfrigération par compression de la chaleur utilise généralement des fluides plus dangereux (tels que les HCFC). Ces réfrigérants comportent des risques pour l’environnement telles que la dégradation de la couche d’ozone ou la contribution au réchauffement climatique ; 
Par rapport aux refroidisseurs à compression, les systèmes à absorption ont très peu d’éléments mobiles, font peu de bruits et vibrations, sont compacts avec de grandes capacités et nécessitent peu d’entretien ; 
Par rapports aux refroidisseurs électriques, les systèmes à absorption ont un faible coefficient de performance (COP = charge du refroidisseur /apport de travail). Cependant, les refroidisseurs à absorption peuvent substantiellement réduire les coûts d’exploitation, car ils peuvent être alimentés par une chaleur perdue de faible qualité. Le COP d’un refroidisseur à absorption n’est pas sensible aux variations de charge et n’est pas réduit de manière significative à charges partielles. An absorption chiller. Source: www.colibri‐bv.com 53 CHP – Puissance de la cogeneration 7. Chauffage et refroidissement urbain 7.1 Concept principal Le chauffage et le refroidissement urbain est un concept technologique qui comprend des installations de fourniture des services chauffage ou de refroidissement aux clients. Ses fondamentaux sont semblables à ceux de la CHP et de la trigénération : l’idée de base est d’utiliser les sources de chaleur et de combustible locales qui, en temps normal, se seraient perdues ou demeureraient inutilisées. Rappelons qu’il comprend des installations flexibles capables d’intégrer une gamme étendue de sources d’énergies renouvelables. La chaleur et le froid sont directement livrés aux clients ; pour cela, point n’est besoin de chaudières et de flammes vives dans les bâtiments des utilisateurs. Les sous‐stations individuelles pour la fourniture de l’énergie thermique (échangeurs thermiques) sont petites et silencieuses, ce qui est nettement plus commode que les solutions CHP classiques qui nécessitent des équipements individuels de chauffage et de refroidissement dans chaque bâtiment. Avec le refroidissement en particulier, l’esthétique des bâtiments peut être améliorée, car les climatiseurs sont éliminés des façades, ce qui libère un espace commercial précieux. Étant donné que les bénéfices sont plus apparents dans les zones à fortes demandes en énergie, le chauffage et le refroidissement urbain représentent les solutions énergétiques les plus appropriées pour répondre aux demandes en chaleur et en froid des villes. Mais, les demandes en énergie des industries et de l’agriculture intensive s’adaptent également fort bien à ce concept technologique. L’aspect le plus important est probablement que le chauffage et le refroidissement urbain peuvent réduire la potentiellement instable dépendance aux importations d’énergie en réduisant le besoin global en énergie primaire et en remplaçant l’énergie importée par les ressources locales. Comme pratiquement tout type de combustible ou d’énergie peut être utilisé, il est relativement facile de passer à d’autres sources d’énergie : l’énergie importée peut être remplacée par les ressources locales, ex. : la biomasse. Le marché du refroidissement urbain n’a émergé que très récemment et est donc moins développé que celui du chauffage urbain. Néanmoins, sa croissance a été rapide au cours de la décennie passée. À titre d’illustration, il y a plus de 5,000 systèmes de chauffage urbain en Europe qui fournissent actuellement plus de 9% de la demande en chaleur en Europe pour un chiffre d’affaire annuel de 19,5 milliards d’Euros et 556 TWh de ventes de chaleur . Actuellement, l’Europe a une fois de plus pris de l’avance sur le reste du monde en matière de technologie de chauffage urbain. On remarque un intérêt croissant pour cette technologie au Moyen‐Orient, en Asie et en Amérique du Nord 11. 13 ‐ District Heating and Cooling ‐ A Vision toward 2020, 2030, 2050 ‐ DHC, 2009 54 CHP – Puissance de la cogeneration Centrale de chauffage urbain à Köln (GE) ; elle alimente 80, 000 foyers. Source : Rheinenergie AG. 7.2 Chauffage urbain (DH) Le DH renvoie à un système par lequel un certain nombre de bâtiments et résidences sont réchauffés à partir d’une source centrale. Le liquide de chauffage classique est l’eau qui est distribuée par un réseau de canalisations puis transférée aux bâtiments pour utilisation pour le chauffage domestique, la production de l’eau chaude, et la production de la chaleur industrielle. Les systèmes DH couvrent souvent de vastes zones et sont des systèmes très complexes qui alimentent plusieurs stations et des milliers de consommateurs. Un système peut comprendre plus d’une centrale CHP. Un système DH a 3 principaux éléments : la station de production de la chaleur, le système de distribution et les interfaces consommateurs. Dans de grands systèmes, le système de distribution peut être séparé en système de transmission et système de distribution. La partie transmission est responsable du transport de grandes quantités d’énergie thermique sur de longues distances, et un système de distribution dédié alimente chaque bâtiment connecté au système. Un système de transmission peut approvisionner toute une région et couvrir plusieurs systèmes de distribution dans différentes villes. Plus en détails, comparativement au fait de posséder et d’exploiter une chaudière chez soi, le fait de se convertir au DH peut présenter beaucoup d’autres avantages pour l’utilisateur : 
La surface à bâtir peut être utilisée de manière plus productive. L’interface client nécessite bien moins d’encombrement qu’un système classique (station de la chaudière, par exemple). 
Le DH est un moyen plus commode de chauffer un bâtiment car il élimine la nécessite d’exploiter et d’entretenir une installation de chaudière classique. Ceci entraîne des économies sur le personnel, l’administration, l’électricité et les coûts de fourniture. Dans de grands bâtiments (industriels ou agricoles), les économies en personnel peuvent être importantes. 
Étant donné que les utilisateurs payent seulement la chaleur effectivement utilisée, ils n’ont pas à payer pour l’inefficacité du système. On dit souvent des installations de chauffage à chaudière 55 CHP – Puissance de la cogeneration classiques qu’elles ont une efficacité bien supérieure à 80%. L’allumage cyclique dans des conditions de charge partielle signifie que les efficacités réelles sont un peu moins importantes. Les efficacités globales sur une base annuelle dans une plage de 45‐65%, ne sont pas inhabituelles. De telles inefficacités des chaudières peuvent entraîner des coûts importants pour leurs propriétaires. 
La génération combinée de la chaleur et de l’électricité réduit de manière significative la consommation de combustible. L’apparence du bâtiment peut être améliorée car aucun conduit ou aucune cheminée est nécessaire. En outre, l’opérateur du DH est responsable du contrôle de toutes les émissions dans l’atmosphère. Scheme of a DH network. Source: RENAC. Références: [1] District Heating and Cooling – A Vision toward 2020, 2030, 2050 – DHC, 2009 [2] Skagestad, Mildenstein – District Heating and Cooling Connection Handbook – IEA 56 CHP – Puissance de la cogeneration 7.3 Refroidissement urbain (DC) Totalement analogue au DH, le DC comprend un système dans lequel l’eau refroidie est distribuée dans des canalisations à partir d’une centrale de refroidissement centrale jusqu’aux bâtiments pour le refroidissement domestique et industriel. Un système de refroidissement urbain contient trois éléments majeurs : la source de refroidissement, un système de distribution, et des installations pour clients que l’on appelle aussi souvent stations de transfert d’énergie ou de chaleur. L’eau refroidie est un bon transporteur d’énergie ; elle est générée au niveau de la centrale de refroidissement par des refroidisseurs à compression ou à absorption. L’eau du DC est distribuée à partir des sources de refroidissement jusqu’aux clients par des canalisations, et est renvoyée après avoir extrait la chaleur des systèmes secondaires d’eau refroidie du bâtiment. Les pompes distribuent l’eau refroidie en créant une pression différentielle entre les canalisations d’approvisionnement et de refoulement. Parmi les principaux avantages, on peut citer : 
Si le propriétaire d’un bâtiment obtient la permission d’éliminer un refroidisseur installé chez lui, il/elle n’a plus besoin d’acheter les équipements, d’exploiter et d’entretenir le système, et de remplacer les composants arrivés en fin de vie. Comme pour le DH, en raison des niveaux plus élevés d’efficacité que fournissent les systèmes de refroidissement urbains et de leur capacité à utiliser des sources d’énergie bon marché ou perdues, les propriétaires de bâtiments peuvent désormais s’attendre à plus de stabilité dans leurs dépenses énergétiques. 
Pour les nouveaux bâtiments, les coûts d’investissement généraux sont réduits, car le coût d’installation de la salle du refroidisseur est éliminé. Un système DC fournit comporte également d’importants avantages pour les municipalités où il est installé. L’avantage le plus évident pour la municipalité, est le nombre important d’infrastructures qui seront ajoutées pour permettre un approvisionnement durable et fiable en énergie. Un avantage souvent oublié est la capacité d’un système de DC à retenir les ressources financières qui sortaient de la communauté. En règle générale, l’importation du gaz naturel et de l’électricité fait sortir de l’argent de la communauté. Un système de DC (et même de DH) élargit les opportunités d’utilisation des sources d’énergie locales, telles les CHP afin de retenir et d’injecter dans l’économie de la communauté une grande partie de l’argent alors dépensé sur l’énergie importée. 57 CHP – Puissance de la cogeneration Schéma d’un réseau de DC. Source : RENAC Références: [1] District Heating and Cooling – A Vision toward 2020, 2030, 2050 – DHC, 2009 [2] Skagestad, Mildenstein – District Heating and Cooling Connection Handbook – IEA 58 CHP – Puissance de la cogeneration 8. Couplage des centrales CHP et des énergié renouvelable (ER) 8.1 Sources renouvelables disponibles pour la CHP Les énergies issues de sources renouvelables (ER) jouent un rôle vital dans l’atténuation des émissions de gaz à effet de serre. En outre, elles ont plusieurs autres avantages avérés, tels que la sécurité de l’approvisionnement, la contribution à l’amélioration de la qualité de l’air et la création de nouvelles entreprises et de nouveaux emplois – beaucoup d’entre‐elles sont capables de revitaliser l’industrie et d ‘améliorer les niveaux de vie locaux dans les zones rurales. Mais comment une centrale CHP peut‐elle tirer profit des sources d’énergie renouvelables ? La cogénération s’accommode de toutes les sources de combustible qui utilisent la génération thermique de l’électricité. Ainsi, le principe de cogénération peut être appliqué à la bioénergie et, très rarement mais avec un intérêt croissant, en se concentrant sur le solaire et le géothermique. Les principales applications du couplage de la cogénération aux RE sont : 
Biomasse pour la production de la chaleur. La combustion de la biomasse solide (dérivée du bois) pour la production de la chaleur est la principale méthode de production de la bioénergie par cogénération au monde ; elle s’est avéré un important facteur d’amélioration de l’efficacité et de réduction des émissions de polluants. Le bois de chauffage, les granulés de bois, les déchets de bois et les combustibles dérivés de déchets sont généralement brûlés. La chaleur produite sur un système à moyenne ou grande échelle par la cogénération peut aussi être utilisée pour générer la vapeur pour les industries ou injectée dans les réseaux de chauffage. 
Applications alimentées au biogaz. La production du biogaz par biométhanisation (soit par conversion de la bio‐énergie ou par capture à partir des déchets dans les sites d’enfouissement) est en croissance. Encouragés par exemple par la législation de l’UE, plusieurs centrales CHP de petite taille fonctionnent désormais au biogaz. Comme tout autre combustible dérivé de la biomasse, le biogaz est neutre en émission de dioxyde carbone. 
Applications alimentées au biocombustible. De nos jours, les biocombustibles sont fabriqués à partir de la biomasse, telles que les huiles végétales. Les plus importantes d’entre ‐ elles sont le bioéthanol et le biodiésel. Il semble qu’à l’avenir, le biodiésel aura un prix compétitif. 59 CHP – Puissance de la cogeneration The Piesteritz (GE) biomass combustion plant. Source: Econcern. References: [1] Sustainable Bioenergy Development in UEMOA Member Countries – 2008 [2] Biomass for Power Generation and CHP – IEA, 2007 [3] Biomass Heating, a Practical Guide for Potential Users – Carbon Trust, 2009 [4] Planning and Installing Bioenergy Systems – DGS, 2005 8.2 Principaux avantages Les principaux avantages de la mise en place d’un système de chauffage qui fonctionne à la biomasse /biocombustible sont les suivants : 
Importantes économies de carbone. Comme ils sont neutres en émission de dioxyde de carbone, les systèmes alimentés à la biomasse peuvent jouer un rôle majeur dans la réduction des impacts carbone. Dans la plupart des pays industrialisés, plusieurs organisations ont désormais pris des engagements ou ont des exigences en matière de réduction de leurs émissions générales et d’amélioration de leur performance environnementale. La biomasse peut aider de manière significative à respecter de telles exigences. 
Économies sur les coûts d’exploitation. Les coûts des biocombustibles pris au kWh sont généralement inférieurs à ceux des combustibles fossiles ordinaires, surtout si la source est disponible dans la région. Le montant des économies dépend du prix du combustible fossile ainsi remplacé et du coût du biocombustible utilisé. Dans ces cas, lorsque la biomasse est directement disponible à l’endroit où la centrale CHP est installée, le coût d’approvisionnement peut même être 60 CHP – Puissance de la cogeneration nul, et les coûts de l’élimination sont réduits de manière drastique. En effet, l’utilisation de certaines bioressources comme combustibles peut les empêcher de devenir des déchets destinés au site d’enfouissement. En temps normal, l’élimination de tels déchets nécessite des dépenses considérables. 
Volatilité réduite du prix du combustible. La sécurité de l’approvisionnement en énergie est une préoccupation récurrente lorsqu’il s’agit des combustibles fossiles ; les instabilités géopolitiques dans les régions productrices de pétrole et de gaz peuvent menacer la disponibilité de ces ressources et entraîner des changements de prix inattendus. Bien qu’avec le temps les biocombustibles connaîtront eux aussi des variations de prix, celles‐ci sont susceptibles d’être moins extrêmes que celles des combustibles fossiles ; elles peuvent aussi être plus gérables et plus prévisibles si la source de la biomasse est locale. Une petite centrale à biogaz destinée à la consommation domestique en Inde. Source : ADATS. References: [1] Sustainable Bioenergy Development in UEMOA Member Countries – 2008 [2] Biomass for Power Generation and CHP – IEA, 2007 [3] Biomass Heating, a Practical Guide for Potential Users – Carbon Trust, 2009 [4] Planning and Installing Bioenergy Systems – DGS, 2005 61 CHP – Puissance de la cogeneration 8.3 Principaux aspects des centrales CHP alimentées à la biomasse En général, pour tous les types de biomasse y compris le biogaz et les biocombustibles, il y a 3 configurations de base de centrales CHP alimentées à la biomasse qui peuvent être réalisées : 
Biomasse co‐alimentée dans des chaudières existantes. Surtout dans le secteur industriel, avec une unité CHP basée sur une turbine à vapeur ou un cycle combiné. Lorsque des chaudières respectant les niveaux de température et de pression requis existent déjà, il n’est en général pas rentable d’installer de nouvelles chaudières alimentées à la biomasse ayant le même rendement, sauf si on prévoit un grand apport de vapeur pour des procédés à venir. De plus, dans plusieurs cas, il peut être techniquement difficile de combiner un nouvel équipement que nécessitent les biomasses aux installations existantes. Il s’agit des nouvelles infrastructures de gestion du combustible (réception, stockage et préparation) et plusieurs modifications aux fournaises pour accommoder les différentes caractéristiques de la gamme de biocombustibles choisie. 
Biomasse co‐alimentée dans une nouvelle chaudière. Toujours dans le secteur industriel, la possibilité d’installer une nouvelle chaudière autonome alimentée à la biomasse peut être l’occasion de tirer profit des bénéfices que peuvent offrir des chaudières classiques et à la biomasse conçues pour un type de combustible spécifique et pouvant fonctionner de manière autonome. Dans ce cas, les problèmes techniques liés au raccordement d’une nouvelle canalisation de vapeur à un système existant sont beaucoup réduits ; mais, il reste bien entendu que les coûts de cette option sont sensiblement plus importants, la chaudière étant le principal élément du coût d’une centrale alimentée à la biomasse [22]. 
Nouvelle centrale alimentée à la biomasse. Il est évident que cette option offre la plus grande flexibilité et l’occasion de concevoir une centrale spécifique à un type de combustible, et qu’elle améliore au maximum la fiabilité de l’approvisionnement. Le choix de la technologie est libre, mais est conforme aux caractéristiques d’une situation particulière. Cependant, la construction d’une nouvelle centrale implique des coûts d’investissement les plus élevés et est d’une plus grande complexité. 
Biogaz/biocombustibles co‐alimentés dans une chambre à combustion. Dans le cas où l’appareil moteur d’une centrale CHP est un moteur à combustion ou une turbine à gaz, le biogaz ou tout type de biocombustible peut être directement brûlé dans la chambre à combustion pour faire fonctionner l’équipement. Les biocombustibles en particulier peuvent être mélangés aux combustibles classiques et brûlés sans rien modifier à l’appareil moteur. Certaines précautions peuvent être nécessaires, afin d’éviter l’émission de substances spéciales présentent dans le combustible. Les infrastructures de stockage et de livraison du combustible représentent une partie importante des coûts d’investissement généraux des projets de biomasse ; il faut donc bien étudier leur conception et leur fonctionnalité. Un système de livraison, stockage et de transfert de la biomasse solide bien conçu est essential pour assurer un fonctionnement régulier de la centrale à la biomasse. Les principaux problèmes courants à résoudre sont : 62 CHP – Puissance de la cogeneration 
Permettre la livraison par des véhicules de différentes tailles et poids ; 
Empêcher l’infiltration de l’eau mais aussi permettre l’assèchement de l’humidité du combustible stocké ; Respecter les règlements de construction nécessaires et les exigences de sécurité. Centrale à biogaz à Shuby (Allemagne). Source : BioConstruct. Schéma d’une centrale CHP avec biogaz. Source : RENAC 63 CHP – Puissance de la cogeneration References: [1] Sustainable Bioenergy Development in UEMOA Member Countries – 2008 [2] Biomass for Power Generation and CHP – IEA, 2007 [3] Biomass Heating, a Practical Guide for Potential Users – Carbon Trust, 2009 [4] Planning and Installing Bioenergy Systems – DGS, 2005 9. Faisabilité 9.1 Mise en œuvre Une fois que le potentiel énergétique de la CHP a été évalué et la décision de poursuivre le projet prise, il est temps de passer à la phase de mise en œuvre de la centrale CHP. Ce processus peut être très complique et très long. Le présent chapitre présente certaines des étapes de base de la mise en œuvre d’un tel projet en soulignant les principaux problèmes qui surviennent lorsqu’une étude de faisabilité est faite ; il aborde aussi, entre autres, l’évaluation de l’impact environnementale, l’obtention des permis, les risques et responsabilités, le raccordement au réseau, et les aspects économiques. En général, la mise en œuvre des actions et des interventions sur les bâtiments ou les équipements techniques ‐ l’installation d’une nouvelle unité CHP dans le but de faire des économies d’énergie concrètes et mesurables, par exemple ‐ se fait suivant diverses étapes principales résumées dans l’organigramme. Les facteurs tant techniques qu’économiques sont pris en compte dans une étude de faisabilité appropriée ; il en est de même des obstacles potentiels. Dans l’ensemble, l’étude doit indiquer si oui ou non le projet doit se poursuivre, et fournir les données et hypothèses ayant conduit à cette conclusion. Certains de ces facteurs technologiques sont : les profils énergétiques, la conception de la centrale, la stratégie d’exploitation, les aspects environnementaux, la disponibilité des services techniques, etc. Certains de ces facteurs économiques sont : les coûts d’investissement, les coûts du combustible, les coûts d’exploitation et d’entretien (E&E), les revenus et économies d’énergie, ainsi que les tarifs d’électricité. 64 CHP – Puissance de la cogeneration Organigramme des phases exécutives et décisionnelles. Source : RENAC 9.2 Coûts Une des premières et plus importantes phases est d’évaluer les différents types de coûts du projet. La planification du projet d’une nouvelle centrale CHP tient compte de différents types de coûts. Les plus importants sont les suivants : Coûts d’investissement. Ils comprennent tout ce qui est nécessaire à l’installation et au démarrage de l’unité CHP. Alors que les coûts d’investissement et d’installation d’une CHP sont nettement plus élevés que ceux d’un système de chauffage à chaudière classique, la CHP peut permettre de faire des économies considérables en coûts d’exploitation. Dans les applications adéquates, elle peut permettre d’importants retours sur investissement sur le plan économique. Coûts d’exploitation. Le combustible est l’un des principaux éléments des coûts d’exploitation (fonctionnement). Lors du choix du fournisseur, il faut tenir compte du prix ainsi que de la sécurité de l’approvisionnement. La prévision des prix du combustible est un aspect particulièrement important. Dans l’économie des CHP en effet, une fourniture fiable et durable de l’énergie est très sensible aux variations des coûts du combustible. L’entretien est également un autre poste majeur de coût d’exploitation. Une fois qu’une unité CHP a été installée et mise en service, il est important de planifier et de faire un entretien régulier, afin d’avoir un nombre élevé d’heures de fonctionnement. 65 CHP – Puissance de la cogeneration Tarifs d’électricité. Les frais de l’énergie électrique jouent un rôle très important dans le processus de sélection du système CHP approprié. La rentabilité et l’optimisation d’un investissement dans une centrale CHP dépend fortement de la structure et des tarifs d’électricité (vente et achat) qui sont appliqués avant et après l’installation d’une telle centrale. Il y a trois types de frais lors de l’achat de l’électricité : 
Frais fixes : s’appliquent à tous les consommateurs et ne peuvent pas être changés ou améliorés ; 
Frais volumétriques : calculés proportionnellement à l’électricité consommé chaque mois ; 
Frais de demande : dépendent de la puissance maximale demandée au cours du mois, indépendamment de la fréquence avec laquelle elle se fait. Il y a 3 manières de base possibles pour revendre au réseau le surplus d’électricité produite : 
Vente de l’excédent d’énergie uniquement. La centrale produit CHP une quantité fixe et achète ou exporte l’énergie, en fonction du niveau de variation de l’installation sur les charges du site. 
Vente d’une quantité contractuelle d’énergie. Une installation s’oblige à fournir une quantité spécifique d’énergie au réseau. Ceci se fait généralement dans les installations ayant des charges relativement stables qui sont de manière significative en deçà de la capacité de génération. 
Tout vendre /tout acheter. Une installation signe un accord avec un service public ou un tiers pour exporter toute l’électricité produite sur le site et pour acheter toute l’électricité dont l’installation a besoin. Cet accord peut avoir lieu lorsque la valeur de l’électricité exportée est supérieure au prix de l’électricité achetée, ou lorsque l’installation d’accueil a juste un besoin marginal en électricité, comparativement à la quantité qu’elle peut générer. 66 CHP – Puissance de la cogeneration Principaux types de coûts dans un projet de centrale CHP. Source : RENAC 67 CHP – Puissance de la cogeneration 9.3 Rentabilité Des investissements relativement petits dans la gestion de l’énergie peuvent être autorisés sans un examen financier détaillé, mais si l’audit énergétique indique qu’un investissement substantiel est la seule façon de faire des économies significatives à long terme (c’est le cas de la CHP), les personnes en charge des finances au sein de l’entreprise, devront bien s’assurer que l’investissement demandé en vaut la peine. Un certain nombre de techniques classiques est utilisé pour évaluer la rentabilité d’un projet et déceler les propositions hasardeuses. En général, de telles méthodes peuvent être divisées en méthodes non actualisées et actualisées. La principale différence se situe au niveau du but de l’actualisation : pour prendre en compte la valeur de l’argent à un moment donné, selon un certain taux d’actualisation défini comme l’intérêt que l’on doit payer pour acquérir le capital à investir dans le projet 12. De nombreuses et diverses méthodes existent ; deux des fondamentales et plus utilisées sont expliquées ci‐dessous. La méthode du délai de récupération est la plus facile à comprendre et à calculer de toutes. Le montant total du coût d’investissement initial du projet est simplement divisé par les économies annuelles attendues pour obtenir la valeur par an. Les avantages sont qu’elle se comprend facilement et nécessite un calcul simple. Les inconvénients sont qu’elle ne prend pas en compte les aspects futurs comme le calendrier des coûts et des bénéfices. La méthode de l’actualisation des flux de trésorerie (AFT) tient compte de l’importance du calendrier : elle implique l’actualisation de la sortie et des entrées d’argent futures en référence aux valeurs d’aujourd’hui, ce qui permet d’avoir une base commune pour la comparaison des alternatives d’investissement impliquant différentes période de temps. L’idée maîtresse est que les fonds investis dans le future ont moins d’impact que les fonds investis maintenant, les fonds reçus plus tôt dans le cycle de vie d’un projet valent bien plus que les fonds reçus plus tard. La valeur actuelle des fonds investis dans la phase de démarrage est comparée à la valeur – rapportée à l’heure actuelle – des flux de trésorerie nets qui devraient être générés pendant la durée de vie utile de l’investissement. Des approches différentes peuvent même être mises en commun pour produire des résultats rapides et faciles à interpréter. Quoi qu’il en soit, toutes les méthodes suivent une trajectoire commune : la première étape est d’identifier et énumérer l’impact du coût total d’une mesure d’efficacité. Il existe un cadre pour cela, appelé analyse des coûts sur la durée de vie utile. De telles analyses prennent en compte la somme totale des dépenses et bénéfices associés à un investissement. Le résultat (gain net ou perte nette) peut être comparé à d’autres options d’investissement.. 14 ‐ Harris ‐ A Guide to Energy Management in Buildings ‐ Spon Press, 2012 68 CHP – Puissance de la cogeneration Analyse du coût pendant le cycle de vie.. Source: http://availagility.co.uk/2012/02/02/the‐science‐of‐
kanban‐economics 9.4 Intégration de l’unité CHP Après la réalisation et la validation d’une étude de faisabilité appropriée, le système CHP doit être installé ; de nouveaux problèmes peuvent apparaître à ce niveau. Prise isolément, la CHP nécessite une bonne intégration à d’autres systèmes d’énergie sur site. Il est incertain que tous les besoins en électricité et en chaleur seront couverts par la CHP à tout moment. Les unités CHP fonctionnent généralement aux côtés des chaudières existantes ; les chaudières fournissent la chaleur d’appoint pour répondre aux demandes de pointe. En effet, une installation CHP doit toujours fonctionner comme chaudière principale, s’il faut maximiser les économies. L’électricité générée est utilisée au mieux sur le site, sa valeur y étant plus grande (le prix de vente du surplus d’électricité est généralement très faible). Mais dans certains cas, surtout là où la demande en électricité sur site est faible, il peut toujours valoir la peine d’exporter l’électricité vers le réseau public. Il existe essentiellement deux manières de raccorder une centrale CHP à une installation de chauffage à chaudière classique comme le montre la figure : en série ou en parallèle avec les chaudières. 69 CHP – Puissance de la cogeneration Le raccordement en série est plus fréquemment utilisé lorsqu’un nouveau système CHP est installé en plus d’un système de chauffage existant, car il créé le minimum d’interférences avec l’équipement existant. Le raccordement en parallèle est plus courant dans les installations complètement neuves, surtout là où la centrale CHP est susceptible de fournir une partie significative de la charge thermique totale. Afin d’exploiter une centrale CHP en parallèle à la grille, la validation technique doit être obtenue auprès de l’opérateur du réseau de distribution local : il sera nécessaire de s’assurer que l’unité CHP peut être isolée du réseau public en cas de panne de la CHP ou du réseau public. Dans les cas où l’excédent d’électricité peut être revendu au fournisseur d’électricité, on devra installer des compteurs spéciaux en sus de ceux existants. Lors de l’exportation vers le réseau, il faut bien s’assurer que les tarifs de rachat sont suffisamment élevés pour justifier la vente. La plupart d’unités CHP monobloc et de petite taille sont équipées de dispositifs de surveillance continue qui font partie du système de contrôle. De tels dispositifs peuvent améliorer de manière significative la fiabilité de la CHP. La fonction principale d’un système de contrôle est de maintenir des performances optimales en s’assurant que l’unité CHP fonctionne correctement avec d’autres systèmes de production d’énergie sur le site et en surveillant en continu le système afin de détecter des anomalies, des dysfonctionnements ou des contre‐performances, afin qu’une mesure corrective puisse être prise avant que le système ne tombe en panne. Les unités CHP montées en série peuvent bien être placées devant les chaudières. L’unité CHP fournit la charge de base et la température. La chaudière suivante vient en appoint pendant les moments de demande pointe et de températures plus élevées. Méthodes alternatives de raccordement à une installation de chauffage à chaudière classique. Source: Good Practice Guide. Combined heat and power for buildings ‐ Action Energy, 2004 70 CHP – Puissance de la cogeneration 9.5 Contrôle et risques Les contrôles à faire lors de la phase de construction doivent comprendre : • Contrôle des contrats : contrôle de la conformité des composants offerts, de l’utilisation des matériaux/composants offerts et appropriés, des délais et procédures ; • Contrôle de conformité : contrôle de la conformité aux règlementations en matière de construction, aux conditions de délivrance de permis, et à d’autres accords ; • Contrôle des coûts : contrôle de l’évolution et de la facturation, des tâches supplémentaires et imprévues, l’administration des contrats et sous ‐ contrats. Il est bien entendu qu’il existe toujours certains éléments de risque tant techniques que financiers. Le tableau suivant résume les principaux risques qui sont encourus lors de la planification et de l’installation d’un système CHP. Construction d’une nouvelle centrale CHP. Source : RENAC. 71 CHP – Puissance de la cogeneration Principaux risques encourus lors de l’installation d’un système CHP. Risque Description Potentiel d’atténuation Risque de planification Unité CHP surdimensionnée Phase de planification longue et approfondie avec des experts et impliquant des mesures d’efficacité énergétiques Risque de fourniture Ex. : fourniture du gaz naturel depuis la Russie Recherche d’une technologie multicombustibles (gaz naturel gaz/LPG) Risque lié au marché et Les produits ou services produits (électricité, à la distribution chaleur) ne peuvent pas être vendus dans la quantité et/ou prix attendu Contrat à long terme avec un acheteur de solvant Un prix d’achat fixe offre la meilleure atténuation du risque Risque technologique (au sens large) La technologie éprouvée choisie pourrait être surclassée par une technologie innovante concurrente Analyse technologique approfondie afin de choisir la meilleure technologie disponible ayant un bilan éprouvé, mais aussi un avantage concurrentiel. Dysfonctionnement, dommage Fixe les responsabilités dans les accords d’achat Respecte le plan d’entretien du fournisseur Vérifie régulièrement les dossiers d’exploitation Risque lié à la stabilité du cadre réglementaire et risque lié au pays Changement des conditions du cadre (ex. tarifs d’achat incitatifs, allégements fiscaux, etc.) au cours de la durée de vie utile d’un projet. Incertitude juridique. Droits de propriété flous, etc. Pour les investisseurs : garanties d’exportation ; investissement préférentiel dans les pays ayant un cadre politique fiable Changement des règlementations environnementales Sélectionner des technologies / combustibles conformément aux règlementations fortes (« un pas en avant») Risque lié à la devise Dévaluation de la devise Couverture avec des instruments financiers dérivés respectifs Risque lié au taux d’intérêt Augmentation du taux d’intérêt Couverture avec des instruments financiers dérivés respectifs Risque lié à l’inflation Augmentation de l’inflation au‐delà des attentes Couverture avec des instruments financiers dérivés respectifs Risque lié au cas de force majeure Événements imprévisibles ayant un impact négatif sur le projet (par exemple, tremblement de terre, incendie, inondation, guerre) Assurances lorsque cela est possible Source : RENAC 72 Pour les gouvernements : fournir des conditions fiables pour attirer les investissements CHP – Puissance de la cogeneration 9.6 Obstacles et barrières Les obstacles auxquels font généralement face les CHP sont dus aux conditions du marché des utilisateurs dont les principales sont les suivantes, si l’on prend le gaz comme principale source de production de l’énergie thermique : • Prix d’électricité et de gaz défavorables et instables ; • Incertitude sur la manière dont la demande en chaleur d’un site donné évoluera avec le temps ; • La nécessité d’une forte dépense d’investissement initiale. L’équilibre entre le prix du gaz et celui de l’électricité pendant une certaine période peut jouer un rôle crucial : un changement peut réduire le retour sur investissement de la CHP et éroder l’avantage de la CHP sur la génération classique. Dans certains cas, une centrale thermique classique peut demeurer préférable car elle nécessite peu de dépenses d’investissement et semble moins risquée. Le principal paramètre qui affecte l’attractivité de l’investissement dans la CHP est probablement « l’intervalle d’étincelle », qui est la différence entre le prix de l’électricité et celui du gaz. Plus il est important, (prix élevé d’électricité et bas prix de gaz) plus les conditions sont favorables à l’exploitation d’une centrale CHP 13. La CHP a également des coûts d’exploitation et d’entretien supérieurs à ceux de la génération classique. C’est la conséquence de sa très grande sophistication technique comparativement aux méthodes classiques de génération thermiques. Pour résumer, la volatilité des prix des combustibles, les prix relatifs du gaz et de l’électricité, les incertitudes sur la demande future en énergie d’un site donné et l’important coût d’investissement que nécessitent les installations CHP, sont tous des obstacles à l’installation de nouvelles CHP. Certains de ces obstacles sont des caractéristiques de la technologie CHP, tandis que d’autres sont des caractéristiques de l’état actuel du marché de l’énergie. Mais outre les facteurs économiques et d’exploitation, les obstacles et barrières sont souvent dus aux effets psychologiques et aux déficits de connaissances. La figure suivant résume les principales motivations et obstacles à l’utilisation rationnelle de l’énergie. 15 ‐ Analysis of the UK potential for Combined Heat and Power ‐ www.defra.gov.uk, 2007 73 CHP – Puissance de la cogeneration Principales motivations et obstructions à l’utilisation rationnelle de l’énergie. Source : RENAC. 74 CHP – Puissance de la cogeneration 10. Principales politiques en matière de CHP et conclusions 10.1 Principal mécanisme d’incitation Incitations fournies pour les CHP Mesure Description Où ? Accès prioritaire au réseau Cela signifie qu’on est certain que les centrales CHP qui Plusieurs pays de l’UE. sont raccordées seront en mesure de vendre et d’injecter leur électricité : toute l’électricité issue de la CHP et vendue et prise en charge peut être injectée dans la grille à tout moment. ESCO (Sociétés de services énergétiques) Les ESCO peuvent fournir un large éventail de mesures visant à améliorer l’efficacité à travers la mise en œuvre de projets d’économie d’énergie ; elles aident aussi à surmonter les contraintes financières et peuvent aider à payer coûts initiaux par des économies d’énergie résultant d’une consommation réduite. Les ESCO peuvent être chargé de mettre directement en œuvre (et exploiter) des mesures d’économie d’énergie au sein de l’entreprise en question. L’entrepreneur effectue les mesures d’économies promises et en retour, reçoit un pourcentage des coûts d’énergie ainsi économisés. Aux États‐Unis, la présence des ESCO date des années 1970. Au Royaume‐Uni, le secteur commercial est le plus important marché des ESCO. En Allemagne, la signature de contrats de services énergétiques est encouragée par plusieurs exonérations fiscales et la promotion de la cogénération. Tarif d’achat incitatif minimum légal de l’électricité produite par une CHP Dans le cadre de la tarification incitative, on paye aux centrales CHP éligibles un prix calculé sur la base du coût pour l’électricité qu’elles injectent dans le réseau public. Ceci permet le développement de diverses technologies et donne aux investisseurs un retour sur investissement raisonnable. Les tarifs peuvent varier en fonction de la technologie CHP employée, du lieu, de la taille, et de la région. Dès 2010, des politiques en matière de tarif d’achat incitatif ont été adoptées dans plus de 50 pays : Algérie, Australie, Autriche, Belgique, Brésil, Canada, Chine, Chypre, République tchèque, Danemark, Estonie, France, Allemagne, Grèce, Hongrie, Iran, république d’Irlande, Israël, Italie, Kenya, république de Corée, Lituanie, Luxembourg, Pays‐Bas, Portugal, Afrique du Sud, Espagne, Suisse, Tanzanie, Thaïlande, Turquie et Royaume‐Uni 14. Source : Legal Guide Energy Efficiency ‐ RENAC, www.renac.de 16 ‐ http://en.wikipedia.org/wiki/Feed‐in_tariff#By_country 75 CHP – Puissance de la cogeneration Quotas minimums légaux d’économie d’énergie Subventions et incitations à l’investisseme
nt Exonérations fiscales 76 L’idée de base des quotas d’économie d’énergie est d’obliger les fournisseurs d’énergie, les services publics ou les opérateurs du réseau public à réaliser un certain volume d’économies d’énergie (généralement exprimé en kWh) auprès de leurs clients et d’apporter la preuve de ces économies. Les quotas d’économie d’énergie peuvent s’appliquer à toutes les formes d’énergie fossile, ex. : électricité, pétrole et gaz naturel. Tous les revenus provenant d'une option de rachat sur les pénalités devraient être consacrés à des programmes d'efficacité énergétique. Un défi majeur de cette approche consiste à déterminer l’économie d’énergie réelle réalisée suite aux mesures d’efficacité énergétique. Pour cela, les parties concernées par cette obligation doivent déterminer la consommation d’énergie réelle et la comparer à la consommation d’énergie hypothétique estimée sans la mesure d’efficacité. Des incitations financières directes sont généralement mises en place par les banques publiques à l’intention des opérateurs centrales électriques industrielles et commerciales. Le financement peut être de source publique ou privé. À l’heure actuelle, les quotas d’économie d’énergie sont appliqués dans les pays et régions suivantes (entre autres) : Italie, Royaume‐Uni, la France, la Belgique, l’État de Nouvelle‐Galles du Sud (Australie), les États du Connecticut, de Pennsylvanie, et du Nevada (États‐Unis). Certains États des États‐Unis tels que le Connecticut et la Pennsylvanie ont mis en place des fonds d’efficacité énergétique. Le Fond de l’Europe du Sud‐Est pour la promotion de l’efficacité énergétique apporte des financements pour l’Europe du Sud et la Turquie. On trouve des fonds similaires en Amérique latine, Asie, Afrique au sud du Sahara, y compris les Caraïbes et les états insulaires du Pacifique, en Afrique du Nord et d'autres pays voisins de l'UE. En général, la fiscalité est un outil puissant pour influencer le Les exemples sont : comportement des contribuables, même à court terme : en Allemagne et autres pays de taxant la quantité d'énergie primaire, telles que les l’UE, Inde, Costa Rica. combustibles fossiles utilisés lors de la génération d'énergie ou en taxant la quantité d'énergie consommée par l’utilisateur final, le prix de l'énergie augmente. Étant donné que les compagnies d'électricité ainsi que la plupart des utilisateurs finaux (entreprises gourmandes en énergie, en particulier) sont très sensibles à la hausse des coûts, les exonérations fiscales créent une incitation économique très favorable à économiser l'énergie. CHP – Puissance de la cogeneration 10.2 Conclusions La gestion de l’énergie est le résultat des combinaisons de plusieurs éléments comme la technologie, l’expérience, la connaissance, efficacité d’exploitation et investissements. Le but d’un système CHP est la réduction des coûts à travers la bonne allocation des ressources. Pour une augmentation du coût de toutes les formes d’énergie et une variation de la prédiction de la disponibilité de la majorité d’entre elles, il est nécessaire de faire tous les efforts raisonnables dans le but de réduire la consommation d’énergie dans les bâtiments, sans compromettre la qualité de vie. Mais l’individualisation de nouvelles possibilités d’économiser l’énergie est une activité de création, une branche de l’ingénierie pour laquelle les fondamentaux peuvent être présente de manière générale uniquement. Il est de notoriété publique que des recettes universelles n’existent pas. Chaque cas est différent de l’autre, et seule une connaissance approfondie de toutes les installations techniques impliquées dans une structure spécifique, une bonne compréhension de leur fonctionnement et, bien entendu, une préparation de base et une expérience solides, peuvent permettre de définir les meilleures interventions réalisables pour ce cas spécifique. Ceci étant dit, ce traité a explore les principaux fondamentaux de la génération combinée de l’électricité et de la chaleur, une technologie mieux connue sous le nom de cogénération ou CHP. La CHP intègre la production de la chaleur et de la puissance (électricité) dans un processus unique et hautement efficace. C’est une technologie qui génère l’électricité tout en captant également la chaleur utilisable qui est produite dans ce processus. Ceci contraste avec les manières classiques de générer l’électricité dans lesquelles de grandes quantités de chaleur sont rejetées ou simplement perdues. Le présent rapport n’est pas exhaustif : seuls les aspects généraux et fondamentaux des principaux sujets liés à la CHP y sont traités. Par conséquent, le lecteur à qui s’adresse le présent traité peut être une personne ayant une formation de base quelconque. Bien entendu, les personnes ayant une formation technique y trouveront tout facile. Le lecteur qui a lu ce traité jusqu’à cette page doit être en mesure de décrire un système CHP, de le contextualiser de manière appropriée et de comprendre le principe de base qui sous‐tend son fonctionnement. Les moyens les plus courants d’alimenter un système CHP avec une source renouvelable doivent être clairs, tout comme le moyen d’utiliser la CHP pour le refroidissement (trigénération). Il/elle doit bien connaître les principales technologies de base, les principales normes internationales et tous les principaux problèmes qui peuvent survenir lors d’une étude de faisabilité pour une nouvelle centrale CHP. En outre, après avoir compris et fait les exercices présentés, il/elle sera également en mesure faire une première analyse complète des bénéfices à tirer de l’adoption d’un système CHP, et d’interpréter correctement les données et les résultats d’autres et de divers projets impliquant cette technologie. 77 CHP – Puissance de la cogeneration Part de la CHP dans la production d’électricité totale nationale par pays. Source: CHP: Evaluating the Benefits of Greater Global Investment – IEA, 2008
78 CHP – Puissance de la cogeneration Renewables Academy (RENAC) AG Schönhauser Allee 10‐11 10119 Berlin (Germany) Tel: +49 (0) 30‐52 689 58 70 Fax: +49 (0) 30‐52 689 58 99 E‐Mail: [email protected] 79 www.renac.de