Présentation des technologies solaires

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PRESENTATION DES
TECHNOLOGIES SOLAIRES
FCIA093
FORMATION
DECEMBRE 2007-JANVIER 2008
INES EDUCATION
Bâtiment LYNX—50 avenue Lac Léman
Savoie Technolac — BP 258
73375 LE BOURGET DU LAC CEDEX
Tél. : +33 (0)4 79 26 44 33
Tél. : +33 (0)4 79 25 36 90
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Site : www.ines-solaire.com
FORMATION PRESENTATION DES TECHNOLOGIES SOLAIRES
ECOLE D'ARCHITECTURE DE GRENOBLE
FCIA093 – Décembre 2007-Janvier 2008
INTEGRER LE SOLAIRE THERMIQUE
DANS LE BÂTIMENT
Thomas LETZ
Docteur-Ingénieur en Energétique
Responsable du Département Thermique
INES EDUCATION
Xavier CHOLIN
Ingénieur en Solaire Thermique
INES EDUCATION
INES EDUCATION – Institut National de l’Energie Solaire
Bâtiment Lynx – 50 avenue Lac Léman - Parc Technologique de Savoie Technolac
BP 258 – 73375 LE BOURGET DU LAC CEDEX
Tél. : 04 79 26 44 33 – Fax : 04 79 25 36 90 - Mail : [email protected] – Internet : www.ines-solaire.com
Association Loi du 1er juillet 1901 – N° SIRET : 449 208 164 00029 – Code NAF : 804C
Sommaire
1.
Le gisement solaire, les données climatiques ......................................................................... 3
2.
Les différents types de capteurs solaires thermiques.............................................................. 6
3.
Les techniques solaires ......................................................................................................... 10
3.1.
Le chauffe-eau solaire individuel.............................................................................. 10
3.2.
L'eau chaude solaire collective ................................................................................. 12
3.3.
Le système solaire combiné ...................................................................................... 16
3.4.
Les piscines solaires.................................................................................................. 19
3.5.
Les installations collectives combinées .................................................................... 20
3.6.
Le froid solaire.......................................................................................................... 23
4.
L'évaluation des besoins pour l'eau chaude collective.......................................................... 26
5.
Le dimensionnement des composants................................................................................... 29
6.
L'intégration des capteurs ..................................................................................................... 30
7.
Le dimensionnement de l'installation.................................................................................... 39
7.1.
Les indicateurs de performance ................................................................................ 39
7.2.
Outils de calcul ......................................................................................................... 41
8.
L'évaluation économique des projets .................................................................................... 41
9.
Les aides et subventions........................................................................................................ 45
10.
Le télésuivi, la Garantie de Résultats Solaires.................................................................. 48
11.
Les conseils opérationnels ................................................................................................ 56
12.
Le contexte juridique ........................................................................................................ 57
13.
Techniques actuelles et évolutions possibles.................................................................... 58
1.
Le gisement solaire, les données climatiques
Un petite étoile dans l’univers
Diamètre : 1 400 000 km (environ 1 300 000 fois plus gros que la terre)
Distance Terre-Soleil : 150 000 000 km (ou 8 minutes-lumière)
Au centre : La Fusion Nucléaire
4 11H ---> 42He + 2e+ + 2 n e + 2,5.1012 J/mole He
Consommation : 576 millions de tonnes d'hydrogène à la
seconde
Le Soleil rayonne comme un corps noir à 5 800 K
A l'extérieur de l'atmosphère terrestre, une surface de 1m²
perpendiculaire au rayonnement reçoit 1 353 W. C'est la
constante solaire
Énergie reçue sur terre chaque année : 8 000 à 10 000 fois la consommation
énergétique de l’homme
Espérance de vie : environ 5 milliards d’années.
Le soleil
Le soleil est un énorme réacteur thermonucléaire, où l'hydrogène fusionne en
hélium. L'énergie qu'il envoie dans toutes
les directions est à la fois énorme (environ
10 000 fois les besoins terrestres), mais
malheureusement assez diluée, puisque la
puissance maximale reçue à l'extérieur de
l'atmosphère sur une surface d'un mètre
carré perpendiculaire à la direction du
rayonnement est au maximum d'environ
1350 W (cette valeur est légèrement
supérieure en hiver car la distance TerreSoleil est minimale à ce moment-là)
Pour récupérer une quantité d'énergie
importante, il faut donc nécessairement
augmenter la surface qui intercepte le flux
solaire. Concentrer le rayonnement solaire
Le cycle des saisons
n'augmente pas la puissance ou l'énergie
récupérés, mais seulement le niveau de
température pouvant être atteint.
équinoxe
de printemps
δ = 0°
La déclinaison
23°
solstice
d’été
L'axe de rotation de la terre est incliné par
rapport au plan de l'écliptique (plan dans
lequel la terre se déplace autour du soleil)
La déclinaison est un angle qui permet de
prendre en compte cette situation pour
calculer la trajectoire apparente du soleil
dans le ciel. Elle varie entre 23 ° 27 ' au
solstice d'été à – 23 ° 27 ' au solstice
d'hiver, de manière sinusoïdale.
Rotation de la Terre
sur elle-même :
Variation diurne
δ = 23° 27’
Rotation de la Terre
autour du soleil +
axe incliné :
Variation annuelle
43°6’
63°33’
90°
90°
63°33’
43°6’
δ = − 23° 27’
solstice
d’hiver
équinoxe
d’automne
δ = 0°
Déclinaison δ : angle entre direction
terre-soleil et plan équatorial
Le rayonnement solaire
Le rayonnement solaire
rayonnement extra-atmosphérique :
1 350 W/m²
1
0,01
10
100
( mm )
INFRA ROUGE
Limite atmosphère ~2500 km
ULTRA VIOLET
VISIBLE
proche
moyen
lointain
Réfléchi
Absorbé
2,5
W/ m 2. m m
Pertes par dispersion
2,0
Absorbé
Diffus
Intensité à la limite
de l'atmosphère
1,5
Direct
Absorption par H2O
1,0
Absorption par O3
0,5
Surface terrestre
maximum au sol :
1 000 W/m²
spectre
visible
0
0
0,5
CO2
1,0
1,5
3,0
2,0
2,5
longueur d'onde ( µm )
Spectre solaire
L'énergie solaire qui arrive sur terre est
disponible sous forme de rayonnement
électromagnétique émis depuis le soleil. La
puissance transmise par ce rayonnement
varie avec la longueur d’onde du
rayonnement. La plus grosse quantité
d’énergie est apportée par les longueurs
d’onde visibles (lumière blanche qui est la
superposition de toutes les couleurs).
Certaines longueurs d’onde sont absorbées
partiellement ou totalement par les
particules de l’atmosphère (les molécules
d’ozone absorbent une partie des ultra
violet).
Il en résulte que la puissance disponible sur
un mètre carré normal au rayonnement est
de l'ordre de 1000 W par temps ensoleillé
alors qu’elle est de l’ordre de 1350 W hors
atmosphère.
3/58
Pour
pouvoir
dimensionner
une
installation solaire, il est nécessaire de
connaître la quantité d’énergie disponible.
Pour cela on utilise les données fournies
par la météo nationale.
Ces données sont :
- la fraction d’insolation, égale au rapport
de la durée réelle d’ensoleillement sur
la durée théorique du jour. Cette
grandeur est disponible dans quasiment
toutes les stations météo françaises en
valeur mensuelle. Elle se mesure grâce
à un héliographe.
- l’irradiation globale (kWh/m²/j) :
correspondant à l’énergie solaire
globale reçue sur une surface
horizontale. Elle se mesure avec un
solarimètre ou pyranomètre.
- l’irradiation diffuse (kWh/m²/j) :
correspond au rayonnement reçu de la voûte céleste, hormis le rayonnement direct.
L’irradiation globale verticale (kWh/m²/j) peut être utilisée pour le calcul des apports passifs sur des parois
verticales.
Appareils de mesure
Les pyranomètres délivrent une tension
directement proportionnelle à l'irradiation.
Cette tension provient d'une thermopile
dont la partie supérieure s'échauffe par
exposition à l'irradiation solaire alors que
la partie inférieure protégée de cette
irradiation sert de référence. Ce sont des
appareils coûteux : il y a donc peu de
stations météorologiques qui en utilisent en
France.
Le pyranomètre à rayonnement diffus est
identique au précédent, mais comporte une
"bande d'ombre" qui évite la composante
directe du rayonnement incident.
Le pyrhéliomètre mesure la composante
directe du rayonnement solaire. Il a besoin
d'un "suiveur solaire" et d'un collimateur
pour maintenir en permanence le disque
solaire focalisé et masquer le reste de la voûte céleste. Le capteur est une pile thermoélectrique. Elle mesure le
rayonnement solaire direct.
Par contre, la durée d'ensoleillement est
mesurée dans une centaine de stations
météorologiques en France par des
héliographes. Mais cette grandeur donne
uniquement le nombre d'heures où la
puissance du rayonnement solaire dépasse
120 W/m². Pour en déduire l'irradiation, il
faut utiliser des corrélations.
L'irradiation
C'est l'intégrale de la puissance arrivant
sur un plan caractérisé par son orientation
et son inclinaison.
La carte d'irradiation de la France donne
la valeur moyenne annuelle de
l'irradiation journalière sur un plan orienté
au Sud et incliné d'un angle égal à la
latitude du lieu. On retrouve une valeur
4/58
supérieure d'environ 70 % dans les zones les plus favorisées par rapport aux zones les moins favorisées.
Repérage du soleil
Pour repérer la position du soleil dans le
ciel, on utilise deux angles :
la hauteur h : angle entre la direction du
soleil et sa projection sur le plan
horizontal
L'azimut a : angle entre cette projection et
la direction du Sud : a est compté
positivement vers l'Ouest et négativement
vers l'Est
Les masques
h
Un clinomètre peut être
construit avec un rapporteur
et un fil à plomb.
sud
h
a
21 juin
21 mars - 21
septembre
12h
hauteur
60°
50°
11h
10h
40°
16h
21
décembre
A noël, il n’y a du
30°
17h
soleil que de midi
20°
(solaire) à 15h00,
10°
alors qu’en juin, la
montagne ne le
-60°
30°
60° +90°
-90°
0°
azimut
est
ouest
30° sud
cache pas de la
journée.
Logiciel de tracé de masque :
http://sourceforge.net/project/platformdownload.php?group_id=186836
Ces montagnes qui nous font de l’ombre
...
Lorsque l’on veut utiliser l’énergie solaire à
un endroit, il faut non seulement connaître
l’ensoleillement du site, mais aussi
déterminer quelle quantité d’énergie vont
amputer les obstacles entre le soleil et ce
site.
Il faut donc relever les masques à l’endroit
où l’on désire implanter l’installation
solaire.
Pour cela, il faut se munir d’une boussole
et d’un clinomètre (ou clisimètre) et relever
la hauteur angulaire et l’azimut de tous les
obstacles potentiels.
Ces données, une fois reportées sur un
graphe représentant la projection de la
course fictive du soleil à l’endroit du site,
permettront de déterminer les heures de
lever et de coucher du soleil en fonction de la saison..
Variabilité de l'irradiation
L'irradiance solaire est la puissance du
rayonnement solaire par unité de surface.
Elle s'exprime en W/m².
L'irradiation solaire est l'énergie du
rayonnement solaire sur un intervalle de
temps déterminé. Elle s'exprime en J/m² et
en kWh/m². Entre une journée sans
nuages et une journée avec ciel couvert, la
quantité d'énergie incidente sur un plan
donné peut varier d'un facteur 4 à 5. Dans
le deuxième cas, cette énergie arrive
uniquement sous forme diffuse, et la
puissance atteinte ne permet en général
pas à un capteur thermique d'atteindre un
5/58
niveau de température suffisant pour délivrer une puissance utile.
La puissance maximale atteinte en hiver
est équivalente à celle qu'on peut obtenir
en été. Dans l'exemple, présenté, un peu
plus de 800 W/m² au midi solaire. Aux
équinoxes, cette puissance est plus élevée
sur un plan incliné d'un angle égal à la
latitude du lieu, car l'angle d'incidence au
midi solaire est nul et le rayonnement
solaire arrive perpendiculairement sur le
plan.
Ce qui change entre l'été et l'hiver n'est
donc pars la puissance maximale, mais la
durée du jour.
Calcul de l'irradiation hémisphérique
Calcul de l'irradiation sur un plan quelconque
Données météo
Données géographiques
Latitude Φ
Fraction solaire σ
mois
Déclinaison δ
Global horizontal G
Global
horizontal
Gext
extra-atmosphérique Gext
Diffus horizontal D
Inclinaison β
Orientation γ
Global incliné = direct + diffus + réfléchi
G(β,γ) = (G-D).Rb + (1+cosβ).D + (1-cosβ).ρ.G
2
2
L'irradiation incidente sur un plan incliné
d'un angle β et orienté avec un azimut γ se
compose de 3 parties :
- le direct, calculé à partir du direct sur le
plan horizontal à l'aide d'un facteur de
transposition géométrique Rb
- le diffus, qui est la proportion de diffus
total "vue" par le plan en fonction de son
inclinaison
- le réfléchi, qui est la proportion de global
horizontal total "vue" par le plan en
fonction de son inclinaison et du coefficient
de réflexion du sol (albedo).
Masque
Rb
Données du projet
2. Les différents types de capteurs solaires thermiques
Il existe toute une gamme de capteurs
solaires qui permettent de répondre aux
différents besoins. Il faut choisir le type
de capteurs qui correspond le mieux au
niveau de température auquel on désire «
travailler ». Bien entendu, plus le niveau
de température est élevé, plus les
technologies mises en œuvre sont
évoluées et plus les coûts de production
sont élevés. On n’utilisera pas un capteur
sous vide, permettant d’atteindre de très
hautes températures pour réchauffer une
piscine.
Le capteur moquette
Très bon rendement pour les températures
proches de la température de l’air
Les capteurs sans vitrage
Chauffage des piscines
Moquette solaire pour le chauffage des piscines.
Un capteur simple adapté au basses
températures, résistant et peu onéreux.
Séchage en
grange
crédit photo : ASDER
La toiture de la grange peut constituer
un excellent capteur pour réchauffer
l’air nécessaire au séchage du foin.
INES EDUCATION – Institut National de l’Energie
Solaire
INES – Institut National
de l’Energie Solaire
6/58
8
ambiant. Ne permet pas de produire d’eau chaude sanitaire.
Facilité de mise en œuvre, coût d’environ 100 €/m².
Dimensionnement : entre 1/3 et 2/3 de la
Les capteurs sans vitrage (2)
surface du bassin.
Chauffage des piscines
Le capteur plan non vitré en acier à
revêtement sélectif permet d’avoir de
très bonnes performances quand les
besoins sont en phase avec la
ressource. Ils sont peu sensibles à
l’angle d’incidence du rayonnement.
Il existe des capteurs non vitrés sélectifs
utilisant un absorbeur métallique. Ces
capteurs permettent d'atteindre des
températures un peu plus élevées que les
capteurs moquette, ou inversement de
fonctionnement également en dehors de la
période estivale.
Préchauffage de l’ECS
Préchauffage de
l’ECS sur des
grosses
installations.
INES – Institut National de l’Energie Solaire
Les capteurs plans
Eau chaude
solaire
Le capteur plan vitré est bien
crédit photo : ASDER
En caisson ou à assembler in
situ, les capteurs peuvent se
mettre sur châssis ou
s’intégrer dans l’architecture
des bâtiments.
Le capteur
plan vitré
adapté aux besoins des
habitations. Ses températures
de fonctionnement
correspondent aux
températures de production de
chauffage et d’eau chaude
sanitaire.
Systèmes
combinés
chauffage
et eau
chaude
crédit photo : Giordano
10
Energie Solaire SA
9
Le capteur plan est le capteur le plus
répandu et le mieux adapté aux besoins de
chauffage et d’eau chaude sanitaire dans les
bâtiments. Les capteurs vitrés restent les
plus performants bien que les non vitrés
soient assez utilisés dans de nombreux pays
européens (essentiellement pour du préchauffage d’eau chaude sur des
installations collectives).
Ce type de capteur se présente sous forme
de caissons de différentes dimensions ou
sous forme d’éléments séparés à intégrer
directement dans l’architecture des
bâtiments.
Les surfaces mises en œuvre vont de
quelques mètres carrés pour les chauffe-eau
solaires individuels à plusieurs centaines de
mètres carrés pour les installations
collectives.
Les capteurs sous vide
Les capteurs à tubes sous vide
Les capteurs sous vide permettent
d’atteindre des hautes températures
Capteurs sous vide
Concentration (CPC)
(150°C) avec des rendements corrects. Le
vide créé à l’intérieur des tubes permet de
réduire de manière importante les
déperditions lors de la montée en
température. Cette technique a été
développée il y a une trentaine d'années
afin d'améliorer les performances d'un
capteur plan. L'air à l'intérieur est évacué
pour faire le vide et le tube est fermé
hermétiquement.
Le principe est simple, mais la fabrication
est difficile à cause des liaisons
verre/métal nécessaires.
Montage 2 tubes
Montage avec caloduc
Montage avec réflecteur
Ainsi ils sont utilisés pour la climatisation
par absorption où des températures de
plus de 80°C sont nécessaires, ou pour la
production d’eau chaude haute température. Leur coût reste important.
11
7/58
Leur utilisation pour le chauffage de l’eau chaude sanitaire est tout à fait possible, cependant les performances d’un
chauffe-eau solaire équipé de capteurs sous vide ne sont pas tellement meilleures qu’avec des capteurs plans vitrés,
dans le cas où l’on produit de l’eau à 50°C.
Le choix du capteur sous vide est donc intéressant pour des plages de températures où les capteurs plans vitrés ont
des rendements qui chutent.
Le coût de ces capteurs est souvent supérieur à 700 €/m². Les capteurs sous vide à concentration combinent l’effet
de concentration des miroirs paraboliques (CPC = Concentrateur Parabolique Composite) avec des capteurs sous
vide permettant d’obtenir des hautes températures avec des surfaces de captage réduites.
Le capteur plan vitré
Le capteur plan vitré
Le capteur plan vitré reste le capteur le
plus répandu. Il se compose :
- d’un élément absorbeur, recouvert la
Vitrage
plupart du temps d’un revêtement
sélectif, en contact avec des tubes
Absorbeur
métallique
(souvent
en
cuivre)
véhiculant le fluide caloporteur qui Film
réfléchissant
transporte l‘énergie jusqu‘à l‘extérieur
du capteur
- d’un vitrage pour favoriser l’effet de
Isolant
serre et réduire les pertes par
Chaleur
convection.
véhiculée par
- -d’un isolant afin de limiter les pertes le fluide
réchauffé
Rayonnement visible
vers l’extérieur.
Caisson
Pour ce qui est de la structure, ces
Rayonnement IR
éléments peuvent être enfermés dans un
16
caisson ou bien intégrés en toiture. Un
joint d’étanchéité en matériau élastique a pour principale fonction de maintenir l'étanchéité du capteur en empêchant
l'eau de pénétrer quand il pleut.
Comment ça marche ?
Principe de fonctionnement
Rayonnement
réfléchi par le
vitrage
Text
E = irradiation
solaire
8%
8%
100 %
1%
5%
Convection
Tm
15 %
Eu = chaleur
emportée par
le fluide
réchauffé 60
%
Pertes thermiques
3%
Rayonnement
absorbé
Une partie de l'irradiation solaire qui arrive
sur le vitrage traverse celui-ci pour
atteindre l’absorbeur. Ce dernier s’échauffe
et transmet la chaleur au fluide caloporteur
qui circule dans les tubes.
Comme tout corps qui s’échauffe,
l’absorbeur émet un rayonnement (en
grande partie dans les infra-rouges) qui est
d’une part absorbé par le vitrage, d’autre
part réfléchi par le film placé sur l’isolant.
L’isolant a pour fonction de limiter les
déperditions thermiques avec l’extérieur.
En effet, le maximum d’énergie doit être
transmis au fluide, il faut donc limiter les
pertes avec l’environnement proche.
Rayonnement visible
Rayonnement IR
17
8/58
Des performances mesurées
Bilan thermique d'un capteur
La puissance utile Eu que l’on peut
récupérer d’un capteur solaire dépend de
.
nombreux paramètres, à savoir des
τ α E = K (Tm − Text ) + m Cp (Tsortie − Tentrée )
paramètres extérieurs :
E : la puissance solaire incidente sur
.
le plan du capteur (W/m²)
m Cp (Tsortie − Tentrée ) τ α E − K (Tm − Text )
Tm : la température moyenne du
η=
=
E
E
capteur (approximée à la moyenne
entre les températures d’entrée et de
.
m Cp (Tsortie - Tentrée)
sortie de capteur) (en °C).
(
Tm − Text )
E
η = α τ −K
Text : la température extérieure (en
E
°C)
et des paramètres définissant le capteur :
β : le facteur optique du capteur,
K (Tm-Text)
qui est le rapport entre
l’ensoleillement absorbé par
22
l’absorbeur et l’ensoleillement
incident sur le vitrage. Ce facteur optique est le produit du facteur de transmission du vitrage par le
coefficient d'absorption de l'absorbeur.
K : le coefficient de déperditions thermiques (W/°C)
Courbe de rendement (norme NF P50-501)
Eu = β E - K ( Tm - Text )
100%
η = Eu = β - K ( Tm - Text )
E
E
Rendement
90%
pertes optiques
L’énergie utile est donc égale à la partie de
l’énergie incidente traversant le vitrage
moins
les
déperditions
thermiques
(proportionnelles à l’écart de température
entre le capteur et l’ambiance).
transmission vitrage
80%
facteur
optique
70%
β=τ.α
pertes thermiques
60%
absorption absorbeur
50%
40%
30%
pente = K : coefficient de pertes
Tm : température moyenne
du capteur
Text : température extérieure
E : Irradiation (W/m²)
20%
10%
( Tm - Text ) / E
0%
0
0.05
0.1
0.15
0.2
23
Nouvelle norme européenne
Cette nouvelle norme introduit un
deuxième
coefficient
de
pertes
thermiques, afin de mieux prendre en
compte les pertes non linéaires
(rayonnement) :
a0 : le facteur optique du capteur,
a1 et a2 : coefficients de déperditions
thermiques (W/m².K et W/m².K²)
9/58
Quel capteur choisir ?
Les courbes de rendement des capteurs montrent que pour un ensoleillement constant, les performances des capteurs
baissent lorsque l’on demande au capteur de «travailler» à une température éloignée de la température extérieure.
Ceci est dû tout simplement aux déperditions thermiques qui augmentent avec la température (de manière linéaire
pour les phénomènes de convection et conduction et à la puissance 4 pour les pertes par rayonnement).
Il faut donc, pour tirer meilleur parti des
capteurs, utiliser une technologie qui
correspond le mieux aux niveaux de
températures auxquels on veut travailler.
Un capteur sous vide aura un rendement
30% supérieur à un capteur plan vitré
pour produire de l’eau à 90 °C. Par contre
il sera moins performant qu’un capteur
moquette pour réchauffer l’eau d’une
piscine de deux degrés par rapport à la
température ambiante.
3.
Les techniques solaires
3.1. Le chauffe-eau solaire individuel
Les systèmes monobloc
Chauffe eau solaire individuel (CESI)
Les systèmes monobloc sont des
Monobloc
ensembles capteur/ballon simples et
complets qui fonctionnent de manière
Eau froide
Eau réchauffée
autonome.
Leur
branchement
est
extrêmement simple. L’échauffement du
fluide, lorsque l’ensoleillement est
suffisant entraîne la mise en mouvement
de ce dernier (différence de masse
volumique due à la variation de
Fonctionnement
température).
en thermosiphon
La chaleur est donc transférée jusqu’au
• Systèmes simples, pas trop chers, aux
stock qui est située au dessus du capteur.
performances correctes, mais difficilement
Ces systèmes simples sont difficilement
intégrables de manière esthétique.
intégrables dans l’architecture des
• En général, volumes des ballons peu importants
bâtiments et souvent de dimensions
(150l) et l’énergie d’appoint non intégrée au
ballon du fait de sa position allongée.
modestes. La position du ballon ne permet
pas d’intégrer une source d’énergie
4
d’appoint dans le système.
Elle devra se trouver en aval.
Dans les climats froids, les canalisations aller et retour risquent de geler. Ce type de matériel est plutôt adapté aux
pays tropicaux, où l’énergie d’appoint n’est pas nécessaire. Dans ce cas, il n’est pas nécessaire de disposer d’un
circuit primaire antigel. La position relative du soleil à ces latitudes permet de poser les capteurs relativement à plat
sur des toitures en terrasse.
10/58
Chauffe-eau à éléments séparés
(convection naturelle ou thermosiphon)
Chauffe-eau à éléments séparés
Convection naturelle ou
thermosiphon
Eau réchauffée
Lorsque la configuration le permet, c’est à
dire lorsque le ballon de stockage se situe
à une altitude supérieure à celle des
capteurs, le chauffe-eau à convection
naturelle ou thermo-siphon peut être
installé. Le principe de fonctionnement
Implantation en
réside sur la différence de masse
toiture
Eau froide
volumique générée par la montée en
température dans le capteur, qui va mettre
en mouvement le fluide caloporteur.
Cette technique ne demande ni pièce
Des systèmes simples et assez performants. La
contrainte principale étant de pouvoir mettre le
mécanique (circulateur), ni régulation.
ballon de stockage à une altitude supérieure aux
Sa grande simplicité en fait donc un
capteurs.
Les capteurs doivent être adaptés au
système fiable dans la durée, vu que le
fonctionnement en thermosiphon.
nombre de pièces est réduit. Son coût
5
d’investissement est moindre ainsi que
son coût de fonctionnement, qui est nul.
Le dimensionnement de ce type d’installations doit être effectué de manières à réduire au maximum les pertes de
charges dans le circuit. La mise en circulation du fluide s’effectue en général pour des différences de températures
(capteur/ballon) de l’ordre de 15°C, ce qui fait que les performances de ces procédés sont relativement réduites en
hiver (fortes déperditions, mauvais
rendement).
Le thermosiphon est en principe utilisé
pour des installations de taille modeste
(chauffe-eau solaire individuel de quelques
m²).
Le chauffe-eau solaire à
séparés et convection forcée
éléments
Le chauffe-eau solaire à éléments séparés
et convection forcée est le plus courant des
systèmes. Il présente l’avantage de
s’adapter à la plupart des situations, aussi
bien dans le neuf que dans l’existant.
Les capteurs peuvent s’intégrer dans
l’architecture du bâtiment, le ballon peut se
placer n’importe où dans l’habitation.
L’énergie d’appoint peut être intégrée
dans le ballon solaire tout comme en aval
de celui-ci.
Ces systèmes possèdent une régulation
qui enclenche le circulateur dès que
l’énergie solaire est disponible, ce qui
permet des performances supérieures aux
systèmes en thermosiphon.
La taille de ces chauffe-eau solaires va de
quelques mètres carrés pour les
installations individuelles à plusieurs
centaines de m² pour la production d’eau
chaude solaire collective.
Hormis les capteurs (qui bénéficient des
garanties constructeur), les organes du
chauffe-eau solaire sont des pièces de
plomberie et chauffage ordinaires, qui ne
11/58
nécessitent ni plus ni moins de maintenance qu’un système de production d’eau chaude ordinaire.
La plupart des fabricants proposent des kits chauffe-eau solaire individuels (CESI) comprenant les capteurs, le
ballon de stockage, le module hydraulique et la régulation. Ces organes sont plus ou moins bien intégrés ensemble.
Les composants du chauffe-eau solaire
« classique »
La plupart des composants (circulateurs,
vannes, soupape de sécurité, purgeurs,
vase d'expansion, sondes,…) sont
analogues à ceux utilisés classiquement
en génie climatique.
Il faut par contre faire attention à
sélectionner des composants qui peuvent
résister aux hautes températures pouvant
être atteinte, particulièrement en été, et
adopter quelques particularités de
montage.
Les échangeurs de chaleur
Fonction :
Il permet de transférer la chaleur du circuit
solaire rempli d'antigel au circuit
secondaire d'ECS.
Exigences :
Il sera de préférence en acier inoxydable ou
en cuivre, pour le protéger le plus possible
des problèmes de corrosion et d’entartrage.
Le fait qu’il soit démontable permet un
nettoyage ou un remplacement facile.
Il aura une surface suffisante et une
configuration
permettant
l'échange
maximal de chaleur entre le fluide antigel
et l'ECS.
Choix :
Echangeur à ailettes
Echangeur à tube lisse
Echangeur externe pour les plus grosses
installations.
3.2. L'eau chaude solaire
collective
Eau chaude solaire collective
Le chauffe-eau solaire collectif fonctionne
sur le même principe que le chauffe-eau
solaire individuel. Seules les dimensions
des éléments diffèrent ainsi que les
schémas hydrauliques et les systèmes de
régulations dans certains cas. Les
installations solaires vont de 10 m² pour
une maison et un gîte rural jusqu’à
plusieurs centaines de mètres carrés pour
12/58
des immeubles collectifs ou des hôpitaux. Dans ce dernier cas, les installations bénéficient d’une garantie de
résultats solaires (GRS).
Ce schéma est le type de schéma le plus
couramment
rencontré
pour
les
installations de production d’eau chaude
sanitaire collective. A noter :
Echangeur à plaques extérieur
Appoint séparé en série après le
préchauffage solaire
Dans le cas où il est indispensable de
mettre des vannes d’arrêt sur ce circuit
primaire, il convient de doter les capteurs
solaires d’une soupape de sécurité (prévoir
un réservoir pour les crachats normaux ou
anormaux éventuels).
13/58
Si le volume de stockage ne peut pas être
couvert par un seul ballon, il faut
fractionner ce volume en plusieurs ballons
qui seront montés en "série" .
Lors de la charge des ballons par la boucle
solaire, l'eau sanitaire du bas du ballon le
plus froid est envoyée à l'échangeur de
chaleur, et le retour se fait à hauteur
intermédiaire du ballon le plus chaud.
Entre les ballons, la circulation se fait du
ballon le plus chaud vers le ballon le plus
froid.
En cas de soutirage, l'eau froide pénètre en
bas du ballon le plus froid, et l'eau soutirée
l'est en haut du ballon le plus chaud. Entre
les ballons, la circulation se fait du ballon
le plus froid vers le ballon le plus chaud.
Si les ballons solaires et l'appoint sont
éloignés, il faut mettre en place un
bouclage qui permet d'alimenter toujours
l'appoint avec de l'eau préchauffée par le
solaire, même après une longue période
de non-soutirage. La production solaire
s’en trouve légèrement pénalisée, mais la
consommation d’énergie d’appoint est
moindre.
Dans le cas d’une production d’eau chaude
d’appoint collective, il y a lieu de prévoir
un dispositif de maintien en température de
la distribution, pour empêcher le
développement de légionnelles.
Différentes solutions existent, la plus
courante étant cependant le bouclage.
14/58
Dans le cas d’une production d’eau chaude
d’appoint individuel, il y a lieu de prévoir un
bouclage sanitaire qui permettra d’irriguer
en permanence en eau préchauffée, les
ballons d’eau chaude individuel.
Lorsque la production d’appoint est
individuelle, il y a lieu d’être vigilant sur le
type de système d’appoint mis en œuvre.
Pour les appoints à accumulation (ballons
électriques ou chaudières murales avec
ballon de stockage), il n’y a pas de problème
particulier. Par contre, lorsqu’il s’agit de
production instantanée, il convient de
vérifier que le générateur est thermostaté et
accepte des températures « d’eau froide »
pouvant atteindre 50 ou 60° C.
Stockage solaire centralisé, appoints individuels
en général, appoint par cumulus électrique (plus rarement
par chauffe-eau instantané à puissance variable)
Production solaire collective : un bouclage sur la partie solaire peut être
intéressant : même température d'entrée dans tous les appartements
8
Stockages solaires individuels, appoints individuels
en général, appoint par cumulus électrique (plus rarement
par chauffe-eau instantané à puissance variable)
Particularités :
volume
appoint
volume
total
-
volume
préchauffage
R
la
régulation
différentielle
fonctionne avec des sondes sur la
sortie et le retour du capteur solaire
des vannes d'équilibrage doivent être
placées sur chaque dérivation
alimentant un appartement
Production solaire individualisée = CESI individuels alimentés par une
boucle primaire solaire commune
Lorsqu’un bouclage sanitaire est mis en
place, le retour de ce dernier est
impérativement ramené au ballon d’appoint
et non au ballon solaire. Un retour sur le
ballon solaire conduirait à un réchauffement
de ce dernier par l’appoint qui serait
préjudiciable aux performances.
Il est aussi possible de disposer une vanne 3
voies de zone sur le retour du bouclage qui
irriguera ce dernier soit vers le ballon
d’appoint, soit vers le ballon solaire si ce
dernier est suffisamment chaud. Cette
solution, qui ajoute de la complexité et des
risques de dysfonctionnements, ne se justifie
qu'en cas de dimensionnement conduisant à
9
Les schémas : bouclage sanitaire
70°C 17 %
55°C 100 %
83 %
100 %
70°C
M
52°C
Températures (°C) Débits (m3/h)
INES EDUCATION – Institut
de l’Energie
Solaire
LeNational
bouclage
est ramené
vers le ballon d'appoint
BP 258 – 73375 LE BOURGET DU LACINES
CEDEX
– Institut National de l’Energie Solaire
15/58
10
des périodes de durée suffisamment longue où la température atteinte dans les ballons solaires dépasse la
température de retour du bouclage.
Pour les installations collectives dans
lesquelles le stockage d'eau sanitaire à
température non maîtrisée est interdit
(établissement de santé), un ballon
tampon rempli d'eau morte et un
échangeur instantané supplémentaires
sont, nécessaires.
Dans ce premier schéma, l'eau chaude
sanitaire est préchauffée à partir du
tampon, à l'aide d'un échangeur
instantané, nécessairement de puissance
importante.
Le débit de la pompe P3 est variable, en
fonction du débit soutiré.
Système avec ballon tampon (1)
Préchauffage de l'ECS en instantané
P3
+ Protection anti-légionelles assurée
+ Intégration facile
- Régulation délicate
- Asservissement de la pompe P3 au soutirage
- Échangeur grand et cher
15
3.3. Le système solaire combiné
Si on considère les besoins énergétiques
du secteur bâtiment et tertiaire, on
constate que la plus grande part est
relative au chauffage. Ceci est encore plus
vrai dans les climats continentaux ou
nordiques.
Pour ces derniers, l'irradiation totale
annuelle n'est guère différente ce celle des
climats continentaux. Par contre, le profil
annuel de la ressource solaire est
différent, avec moins de soleil en hiver est
plus en été. Du fait du climat plus
rigoureux, la saison de chauffage y est
plus longue, et c'est pendant les misaisons que le chauffage solaire se révèle
intéressant.
Les contraintes du chauffage solaire
Le soleil n’est pas une source d’énergie
régulière, les capteurs ne produisent de la
chaleur que lorsque l’ensoleillement est
suffisant. Les besoins de chauffage sont les
plus importants en l’absence de soleil.
La nuit, les capteurs ne produisent rien,
d’où la nécessité d’une inertie suffisante du
bâtiment et d’un stockage de l’énergie.
En hiver, il n’y a pas assez de soleil pour
couvrir tous les besoins de chauffage ; la
solution du stockage intersaisonnier
rencontre des barrières techniques et
économiques difficilement surmontables ;
une source d’énergie d’appoint s’impose.
Pendant la belle saison, la quantité
d’énergie solaire disponible est nettement
16/58
supérieure aux besoins, le système devra donc prendre en compte la production d’eau chaude sanitaire afin de
valoriser cette énergie gratuite.
La problématique du chauffage solaire ne se résume donc pas à dimensionner une surface de capteurs solaires.
C’est un ensemble complexe qui doit
s’adapter au mieux aux caprices de la
météo pour en tirer le meilleur parti,
alliant
fiabilité,
reproductibilité,
adaptabilité et réalisme économique.
Les systèmes solaires combinés
Le soleil n’est pas une source d’énergie
régulière, les capteurs ne produisent de la
chaleur que lorsque l’ensoleillement est
suffisant. Les besoins de chauffage sont
les plus importants en l’absence de soleil.
La nuit, les capteurs ne produisent rien,
d’où la nécessité d’une inertie suffisante
du bâtiment et d’un stockage de l’énergie.
En hiver, il n’y a pas assez de soleil pour
couvrir tous les besoins de chauffage ; la
solution du stockage intersaisonnier
rencontre des barrières techniques et
économiques difficilement surmontables ;
une source d’énergie d’appoint s’impose.
Pendant la belle saison, la quantité d’énergie solaire disponible est nettement supérieure aux besoins, le système
devra donc prendre en compte la production d’eau chaude sanitaire afin de valoriser cette énergie gratuite.
La problématique du chauffage solaire ne se résume donc pas à dimensionner une surface de capteurs solaires.
C’est un ensemble complexe qui doit s’adapter au mieux aux caprices de la météo pour en tirer le meilleur parti,
alliant fiabilité, reproductibilité, adaptabilité et réalisme économique.
Lorsqu'on veut utiliser la chaleur du soleil pour fournir une partie du chauffage d'une maison, on utilise un système
solaire combiné (SSC) : c'est une installation qui en général utilise deux sources d'énergie (dans de rares cas trois
sources) pour fournir de la chaleur à deux usages, éventuellement trois si une piscine est raccordée sur l'installation.
Contrairement aux CESI, les SSC présentent une grande variété de schémas hydrauliques. En effet, ils peuvent se
différencier par le type de stockage et la stratification de ce dernier, la nature de l'émetteur de chaleur, le mode de
raccordement de l'appoint, le mode de production d'eau chaude sanitaire.
Les premiers systèmes de chauffage solaire
apparus étaient conçus sur le principe de
l’hydro-accumulation.
Le soleil n’étant pas présent toute la
journée ni toute l’année, l’idée de stocker
cette énergie quand elle était disponible est
apparue comme la plus simple pour contrer
ce problème.
Les volumes de stockage conseillés dans
les années 80 pour ce genre de systèmes
pouvait atteindre 3 à 4 m 3 , de manière à
avoir une autonomie de plusieurs jours.
Les émetteurs utilisés étaient les radiateurs,
fonctionnant à des températures de plus de
60°C. Le stock devait donc être au moins à
cette température,... difficile à atteindre et
ce qui suppose des surfaces de capteurs
importantes (de lors de 40 m² pour une
maison individuelle).
Depuis, le niveau d'isolation des maisons à a progressé, permettant de réduire très nettement les besoins de
chauffage, et de ce fait également les surfaces de capteurs et les volumes de stockage nécessaires. De plus, les
planchers chauffants basse température sont de plus en plus utilisés, ce qui permet d'améliorer les performances des
systèmes en permettant au capteur solaire de fonctionner avec un meilleur rendement.
17/58
Créé dans les années 80 par l’école
supérieure d’ingénieurs de Marseille
(ESIM), le concept du PSD apporte une
nouvelle façon d’aborder le chauffage
solaire. Partant du principe qu’une source
d’énergie d’appoint est nécessaire, l’idée
consiste à utiliser l’énergie solaire quand
elle est là, et avec le meilleur rendement
possible, plutôt que d’essayer de la
stocker à tout prix.
Le fluide circule donc directement des
capteurs dans le plancher chauffant sans
échangeur. Pas de stock hydraulique, mais
une dalle en béton relativement épaisse,
qui assure les rôles de stockage, diffusion
et déphasage de la chaleur. La
suppression des intermédiaires entre les
capteurs et le plancher chauffant basse
température permet à ceux-ci de
«travailler» à un niveau de température plus faible et donc de gagner en rendement. Les capteurs peuvent fournir de
l’énergie pour le chauffage même par une froide journée d’hiver.
L’épaisseur de dalle conseillée en 1980-85 était d’une trentaine de centimètres afin d’avoir suffisamment d’inertie
pour éviter les surchauffes.
Depuis, et pour les mêmes raisons d'amélioration de l'isolation des maisons, les épaisseurs des dalles ont été réduites
pour arriver à un optimum de 12 à 15 cm.
Les différences entre les deux technologies (2)
PSD
Hydro
Accum
Avantages
Inconvénients
- Encombrement réduit
- Capacité de stockage
élevée
- Performances
élevées
- Régulation assez
simple
- Facile à comprendre
- La plupart des
fabricants
- Régulation sophistiquée
- Complexe dans la
compréhension
- Un seul fabricant
- Pertes de stockage
- Encombrement en
chaufferie
- Médiocres performances
pour certains systèmes
18
Des différences
de conception
• CESI avec capteur surdimensionné pour
assistance au chauffage
– 15 % en chauffage et 50% en ECS
• Système de chauffage solaire à part
entière
– 35 % en chauffage et 60% en ECS
• Pour 150 m² habitable
– Hollande : 5 à 7 m² de capteur
– Allemagne : 8 à 12 m² de capteur
– Autriche : 12 à 25 m² de capteur
– France : 8 à 20 m² de capteur
19
18/58
3.4. Les piscines solaires
L'utilisation de l'énergie solaire pour le
chauffage de l'eau des bassins, notamment
dans les piscines découvertes, est
particulièrement adaptée puisque la
demande est en phase avec la ressource
solaire.
La réalisation de telles installations est
particulièrement simple sur le plan
technique :
- pour une utilisation uniquement
estivale, les capteurs non vitrés sont
particulièrement adaptés, compte tenu
de leur très bon rendement à basse
température et de leur prix réduit
le raccordement de tels capteurs peut
se faire directement par dérivation
d'une partie du débit traité après la
filtration, sans interposition d'un
échangeur.
Par contre, deux obstacles limitent la
diffusion pour les piscines publiques :
- le calcul de telles installations est
assez délicat, notamment au niveau de
l'estimation des besoins qui peuvent
varier beaucoup en fonction de
conditions climatiques locales souvent
mal connues (en particulier le vent)
- malgré des coûts d'investissement bas,
la rentabilité est pénalisée par les tarifs
très bas de l'électricité en heures
creuses et en été. En effet, pour des
usages collectifs, les tarifs Vert ou
Jaune permettent d'acheter des kWh à
très bas prix, et la prime d'abonnement
bénéficie également de coefficients
d'abattement en période estivale et
nocturne.
Piscine de Montmélian
Cette piscine est justement un exemple où
des capteurs vitrés ont été utilisés et non
des capteurs simplifiés : l'installation
solaire assure trois fonctions :
- chauffage des bassins en été
- préchauffage d'eau chaude sanitaire
- chauffage de locaux (salles de
réunion) en hiver.
Ces trois usages complémentaires et
répartis sur toute l'année imposent donc le
choix de capteurs ayant un rendement non
nul en hiver.
19/58
3.5. Les installations collectives combinées
On ne trouve que quelques dizaines
d'installations de ce type en France pour
différentes raisons :
- plus grande complexité que les
installations solaires de production
d'eau chaude sanitaire
- cette cible n'est pas prise en compte
dans le plan Soleil. L'absence de
subventions nationales, même si
quelques régions aident au cas par
cas, rend la rentabilité des projets
aléatoires, d'autant plus qu'en
collectif, les prix des énergies
substituées sont généralement plus
bas qu'en individuel.
- la cible principale est dans le secteur
tertiaire : hôtels, gîtes, établissements
de santé,…, avec pour les premiers la
question de la continuité de
l'exploitation en cas de changement de
gérant ou de propriétaire.
Maison de Retraite pour Personnes
Agées Dépendantes
Les trois installations présentées ci-après
ont été réalisées dans le cadre d'un projet
européen qui a permis de financer plusieurs
installations de Planchers Solaires Directs
dans des bâtiments collectifs
Les trois schémas présentent des variantes,
mais on y retrouve les principes de base
suivants :
- la régulation donne priorité au circuit
demandeur ayant la température la
plus basse
- deux vannes modulantes en série sur le
circuit chauffage, couplées à une
régulation
permettant
un
fonctionnement en série ou en
parallèle
la consigne de température intérieure
est plus élevée en mode solaire qu'en
mode appoint, de manière à favoriser
le stockage d'énergie gratuite dans la
dalle
Ici, l'appoint est apporté par une sousstation alimentée par une chaudière
existante dans la Mairie contigüe.
-
Centre Léo Lagrange
Particularités
- L'installation est située en montagne,
donc avec un air extérieur qui peut
être très froid en hiver. Un restaurant
20/58
-
-
ayant un taux de ventilation important est équipé d'une centrale de traitement d'air qui préchauffe cet air froid
grâce à une batterie à ailettes alimentée par le circuit solaire. Ainsi, le capteur peut fonctionner à des niveaux de
température très bas, donc avec un bon rendement.
Deux champs de capteurs solaires sont placés sur des toitures orientées différemment (Sud-est et Sud-ouest).
Le circuit primaire est donc double, avec pour chacun une régulation différentielle spécifique, permettant un
fonctionnement indépendant.
Grâce à un jeu de vannes, une pompe primaire supplémentaire peur secourir l'une ou l'autre des pompes
primaires principales en cas de
défaillance
Crèche La Poterie
Particularités :
- Dans une crèche, les besoins d'été sont
inexistants.
Une
utilisation
complémentaire a donc été recherchée
: 40 logements situés à proximité
utilisent l'énergie solaire disponible
pour le préchauffage de l'eau chaude
sanitaire
- L'appoint est apporté par un échangeur
sur chauffage urbain
- Distribution d'eau chaude assez
complexe, avec deux réseaux bouclés
différents.
Les installations présentées ont été
instrumentées. Les résultats présentés
montrent une très bonne productivité pour
la première : les consommations d'eau
chaude sont nettement inférieures aux
prévisions, mais ceci n'est pas pénalisant
car le chauffage est utilisé toute l'année
(1300 m d'altitude, températures de
confort élevées)
Pour la deuxième, la productivité est
correcte, bien que pénalisée par un choix
de régulation qui donne priorité à la
satisfaction des besoins de la crèche, alors
qu'une régulation donnant priorité au
circuit le plus froid (ECS logement) aurait
vraisemblablement
conduit
à
de
meilleures performances.
La première installation a un rendement
global annuel (= énergie solaire utile pour
le chauffage et l'eau chaude, divisée par
l'énergie incidente sur les capteurs) de près
de 40 %, alors que celui de la deuxième est
un peu moins bon, pour les raisons
expliquées ci-dessus.
Stockage saisonnier
Solarthermie 2000, Allemagne : des pilotes grandeur réelle !
Réservoir d'eau :
• Rottweil
• Hamburg-Bramfeld
• Friedrichshafen-Wiggenhausen
• Hannover-Kronsberg
Diffusifs : sondes enterrées :
• Neckarsulm-Amorbach
Eau / gravier :
• Solaris-Chemnitz
• Steinfurt-Borghorst
Aquifère :
• Rostock-Brinkmanshöhe
• Berlin-Reichstag
Objectif: Coût du kWh réduit d’un facteur 2 par rapport aux petits systèmes : 15 à 20 c€/kWh ?
Autres systèmes de chauffage collectifs
Dans certains pays germaniques ou
scandinaves, on trouve des installations de
démonstration de grande taille, comportant
des stockages enterrés de plusieurs milliers
de m3 et des champs de capteurs de
INES – Institut
National
l’Energie
Solaire
15
Bâtiment
Lynx
– de50
avenue
Lac Léman - Parc Technologique
de Savoie Technolac
21/58
plusieurs centaines à plusieurs milliers de m².
4 techniques principales de stockage sont explorées, dont certains ne sont pas isolés (diffusifs enterrés, aquifère),
l'idée étant que plus la taille du stockage est grande, plus le ratio surface déperditive/volume diminue. Pour de très
grands volume, le rendement de stockage (énergie extraite/énergie injectée) reste intéressant compte tenu du coût
spécifique faible lié à l'économie sur l'isolation.
Stockage saisonnier
Ces systèmes sont dignes d'intérêt,
notamment là où existent des systèmes de
chauffage collectif (chauffage urbain,
réseau regroupant plusieurs bâtiments)
Par rapport à une installation individuelle
visant au stockage intersaisonnier, ces
systèmes collectifs présentent l'intérêt de
ne pas poser de problèmes de surchauffe.
Solarthermie 2000, Allemagne : des pilotes grandeur réelle !
Réservoir d'eau :
• Rottweil
• Hamburg-Bramfeld
• Friedrichshafen-Wiggenhausen
• Hannover-Kronsberg
Eau / gravier :
• Solaris-Chemnitz
• Steinfurt-Borghorst
Aquifère :
• Rostock-Brinkmanshöhe
• Berlin-Reichstag
Diffusifs : sondes enterrées :
• Neckarsulm-Amorbach
Objectif: Coût du kWh réduit d’un facteur 2 par rapport aux petits systèmes : 15 à 20 c€/kWh ?
16
Diminuer le coût du kWh solaire
Utilisation
124 maisons
en bande
Surface chauffée (m²)
14 800
Surface de capteurs (m²)
3 000
Habitat groupé et stockage : des quartiers solaires
HAMBOURG
Type de stockage
Volume de stockage (m³)
Besoin de chaleur total (MWh/an)
Chaleur solaire fournie (MWh/an)
Eau chaude
4 500
1 610
789
Taux de couverture solaire (%)
49
Coût de l'installation solaire (M€)
2,2
Coût de la chaleur solaire (€/kWh)
(avec études, hors subventions et TVA)
0,257
17
Diminuer le coût du kWh solaire
NECKARSULM
Utilisation
environ 200
logements,
école magasin
Surface chauffée (m²)
20 000
5 007
Type de stockage
Volume de stockage (m³)
Besoin de chaleur total (MWh/an)
Chaleur solaire fournie (MWh/an)
Diffusif
63 360
1 810
832
Taux de couverture solaire (%)
39
Coût de l'installation solaire (M€)
1,5
Coût de la chaleur solaire (€/kWh)
(avec études, hors subventions et TVA)
0,172
INES EDUCATION – Institut National de l’Energie
Solaire
INES – Institut National
de l’Energie Solaire
22/58
18
3.6. Le froid solaire
Deux familles de systèmes sont possibles :
- alimentation
d'un
groupe
à
compression classique par des
panneaux
photovoltaïques.
Cette
technique n'est pas envisageable
actuellement essentiellement pour des
questions de coût des panneaux. Mais
dans quelques décennies, lorsque le
prix de ces derniers aura suffisamment
diminué, et que des groupes
frigorifiques utilisant des fluides
frigorigènes sans impacts sur l'effet de
serre ou la couche d'ozone, il faudra se
reposer la question.
- production de chaleur par des capteurs
solaires thermiques (plans ou tubes
sous vide) pour faire fonctionner une
machine frigorifique tritherme (les
capteurs étant la source chaude, le
milieu à rafraîchir ou climatiser la source froide et l'air ambiant la source à niveau de température intermédiaire.
Les systèmes les plus répandus de rafraîchissement utilisant le solaire thermique pour produire du froid, sont
présentés dans le tableau. Ils peuvent être classés en deux grandes familles :
-
Les systèmes fermés : un groupe de production de froid à sorption (absorption et adsorption) produit de l’eau
glacée, utilisable aussi bien dans une centrale de traitement d’air (refroidissement, déshumidification), que dans
un réseau d’eau glacée alimentant des installations décentralisées (ventilo-convecteurs par exemple). Les
groupes de froid existants sur le marché et adaptés au solaire sont les machines à absorption (les plus répandues)
et les machines à adsorption (quelques centaines de machines dans le monde, mais présentant un fort intérêt
pour le rafraîchissement solaire).
-
Les systèmes ouverts : où l’air est directement traité (refroidissement, déshumidification) en fonction des
conditions de confort souhaitées. Le «réfrigérant » est toujours de l’eau, puisqu’il est en contact direct avec l’air
à refroidir. Les systèmes les plus répandus utilisent une roue à dessiccation rotative.
Climatisation solaire : les procédés
Ce graphique regroupe les composants
des différents procédés (tous n'étant pas
présents simultanément bien entendu)
dans leur environnement complet.
A noter :
-
-
la tour de refroidissement pour
l'évacuation de la chaleur à
température intermédiaire pour les
procédés fermés
le capteur solaire thermique avec un
réservoir de stockage tampon. En
effet, autant la climatisation solaire
est une utilisation optimale de
l'énergie solaire sur une base de
temps annuelle, contrairement au
chauffage solaire, puisque les besoins
sont en phase avec la ressource
23/58
solaire, autant ceci n'est pas vrai à l'échelle quotidienne. Les besoins peuvent être décalés par rapport à
l'ensoleillement, ou inexistant (locaux non occupés), et le ballon tampon permet de stocker l'énergie fournie par
les capteurs pour l'utiliser le moment voulu.
La production de froid par absorption
Dans les machines à absorption, on
remplace la compression mécanique par
une
compression
thermique.
Cette
compression peut être réalisée par
n ’importe quel dispositif de production de
chaleur (gaz, bois, solaire fioul…).
On garde le même circuit classique,
cependant à la place du compresseur, on a
un cycle d’absorption. Ce cycle utilise des
mélanges binaires à partir d un fluide
frigorigène et d’un absorbant. On va
chercher à appauvrir l ’absorbant en fluide
frigorigène pour qu ’il l’absorbe plus
facilement après.
Le mélange liquide est d’abord riche en
fluide frigorigène et en absorbant. Une
pompe permet de remonter la solution
liquide, issu de l’absorbeur, en pression (de la BP à la HP).
Une fois dans le désorbeur ou bouilleur, un apport de chaleur permet de vaporiser le fluide frigorigène. On sépare
ainsi les deux phases du mélange. De ce fait, la solution est appauvrie en fluide frigorigène et est renvoyée vers la
basse pression après un passage dans une vanne de détente. On peut utiliser un échangeur thermique entre le fluide
montant (froid) et le fluide descendant (chaud) pour une meilleure rentabilité.
La vapeur formée est alors envoyée vers le condenseur afin de commencer le cycle de refroidissement.
En sortie de l’évaporateur, le fluide est sous forme de vapeur et est acheminé vers l ’absorbeur.
A l’intérieur de ce dernier, on retrouve un mélange riche en absorbant et pauvre en fluide frigorigène. Ainsi le
mélange va absorber la vapeur afin de retrouver un certain équilibre. Cette réaction produit de la chaleur et nécessite
une extraction de la chaleur.
Une fois le mélange riche en fluide frigorigène, on recommence le cycle par l’intermédiaire de la pompe. Et ainsi de
suite.
L’utilisation de ces machines repose donc sur un couple de fluides : le fluide absorbant et le fluide frigorigène. On
peut utiliser le mélange eau-bromure de lithium : l’eau constitue le fluide frigorigène, le bromure l’absorbant. Ce
couple est très bien adapté au conditionnement d’air (ces systèmes ne nécessitent pas de basse température).
Exemple d'installation
Une des plus anciennes installations en
Europe a été réalisée en France il y a 15
ans. Elle est toujours en fonctionnement
actuellement.
Elle fonctionne au fil du soleil, le
stockage étant réalisé en froid par les
bouteilles stockées dans la cave.
24/58
Systèmes à dessication
Les systèmes à dessiccation sont des
systèmes ouverts utilisant l’eau, en contact
direct avec l’air, comme réfrigérant. Le
cycle de rafraîchissement est une
combinaison de rafraîchissement évaporatif
avec une déshumidification par un
matériau hygroscopique, qui peut être aussi
bien liquide que solide.
Le terme « ouvert » signifie que le
réfrigérant est évacué du système après
qu’il ait produit son effet refroidissant, et
qu’une nouvelle quantité de réfrigérant doit
être injectée, le tout dans une boucle
ouverte. Seule l’eau peut être utilisée
comme réfrigérant puisqu’elle est en
contact direct avec l’air ambiant.
La technologie la plus courante aujourd’hui
utilise des roues à dessiccation rotatives,
avec du silicagel ou du chlorure de lithium comme matériau de sorption.
Fonctionnement du dessicant cooling
Côté air soufflé
Le procédé de base permettant le
conditionnement d’air est le suivant:
L’air entrant, chaud et humide, traverse
une roue à dessiccation en rotation lente,
et est donc déshumidifié (1-2).
L’air étant réchauffé par le phénomène
d’adsorption, un premier refroidissement
est obtenu au travers d’un échangeur
thermique (roue métallique en nid
d’abeilles, en rotation : (2-3).
L’air est ensuite humidifié, et donc
refroidi, dans un humidificateur (3-4),
permettant d’ajuster le niveau d’humidité
et de température souhaité pour l’air neuf,
puis soufflé dans le local (4-6)
Côté air repris
L’air repris dans la pièce est humidifié pratiquement jusqu’au point de saturation (7-8), pour bénéficier au maximum
du potentiel de refroidissement dans
l’échangeur thermique (8-9). Enfin, la roue
à dessiccation doit être régénérée (10- 11),
en utilisant de la chaleur à un niveau de
température relativement faible (50 °à 75
°C) (9-10), permettant ainsi de poursuivre
le processus continu de déshumidification.
Développement du marché
Même si le potentiel de développement est
important, les techniques de froid solaire
sont encore au stade de la démonstration,
25/58
du fait de la complexité de la mise en œuvre, essentiellement au niveau de l'optimisation des composants et du
système global, notamment en ce qui concerne la régulation.
Développement actuel
Quelques
dizaines
d'installations
sont
référencées
en
Europe
actuellement, essentiellement
en Allemagne et Espagne.
Comme
indiqué
précédemment, le potentiel
de
développement
est
important, notamment dans
les pays du pourtour
méditerranéen, ayant un bon
ensoleillement
et
des
températures
estivales
élevées.
4. L'évaluation des besoins pour l'eau chaude collective
Comme pour toutes les applications
solaires thermiques, la rentabilité d'une
installation est d'autant meilleure que le
système fournit une quantité d'énergie
importante.
C'est pourquoi les meilleures cibles sont
les applications pour lesquelles les
besoins d'eau chaude sanitaire sont le plus
régulier possible et bien répartis tout au
long de l'année.
26/58
La détermination des besoins d’ECS est
fondamentale pour un bon fonctionnement
d’une installation solaire.
En effet, des besoins d’eau chaude
surévalués lors de la conception entraînent
une performance de l’installation solaire
nettement moins bonne que celle prévue,
en terme d'énergie d'appoint économisée
(attention aux résultats garantis), et
peuvent
générer
des
températures
excessives dans les ballons de stockage.
Des besoins d’eau chaude sous-estimés
sont paradoxalement moins pénalisants :
l’installation solaire produit dans de très
bonnes conditions, seul le taux de
couverture des besoins est moins élevé que
prévu, mais les économies générées par le
solaire sont plus élevées que celle prévues.
Les valeurs indiquées ici sont les valeurs
standard
utilisées
pour
les
dimensionnements de l'appoint. Souvent
ces valeurs sont prises par défaut également
pour le dimensionnement de la partie
solaire.
Les valeurs mesurées dont on dispose
donnent des moyennes de l'ordre de 30 à 35
l/p à 50 °C en logement social.
Curieusement,
on
retrouve
des
consommations analogues également en
individuel (résultats de la campagne de
mesure conduite par le CSTB en 2005)
(www.ademe.org)
Les besoins d’eau chaude sanitaires
Becs = 1,16 . Vecs . ∆ T
Avec :
(en kWh)
Vecs : volume consommé en m3
∆T : élévation de température
Logement
Rénovation
Partir des consommations existantes.
mesures CSTB :
33 l/j.pers à 50 °C
Neuf
Habitat individuel : 50 l/j/pers à 50°C.
Logement collectif : 35 l/j/pers à 50°C.
Nombre de pièces du logement
1
2
3
4
5
Consommation (litre/jour) à 60°C
40
55
75
95
125
Jan
Fév
Mar Avr
Mai
Juin Juil
Aoû Sep Oct
Nov Déc
1,26 1,20 1,10 1,06 1,00 0,80 0,50 0,60 0,90 1,05 1,15 1,40
Source EDF : Eau chaude électrique Résidentiel et Tertiaire
6
Les contraintes liées à la valorisation
optimale des apports solaires et au respect
des exigences sanitaires (protection contre
la légionnellose) sont contradictoires : la
première conduirait à diminuer la
température de consigne de l'appoint alors
que la deuxième impose des niveaux
minimaux.
27/58
La légionellose
Les légionelles prolifèrent dans les installations d'eau
lorsque la température est comprise entre 25 et 43° C,
lorsque l'eau stagne et en présence de dépôts de
tartre, de résidus métalliques comme le fer et le zinc,
de certains matériaux tels que le caoutchouc, le
chlorure de polyvinyle ou le silicone et d'autres microorganismes des milieux aquatiques, comme les
cyanobactéries ou les amibes libres.
11
La légionellose
Pour limiter le développement des légionelles, il
est nécessaire d'agir à trois niveaux :
• éviter la stagnation et assurer une bonne circulation
de l'eau ;
• lutter contre l'entartrage et la corrosion par une
conception et un entretien adapté à la qualité de l'eau
et aux caractéristiques de l'installation ;
• maîtriser la température de l'eau dans les
installations, depuis la production et tout au long des
circuits de distribution.
12
Prévention de la légionellose (arrêté du 15/12/2005)
Aux points de puisage
• pièces destinées à la toilette : température maximale < 50° C
• autres pièces : température maximale < 60°C
• cuisines et les buanderies : 90°C en certains points faisant
l’objet d’une signalisation particulière.
Distribution
Si volume entre le point de mise en distribution et le point de
puisage à risque le plus éloigné supérieur à 3 litres, la
température doit être supérieure ou égale à 50°C en tout point
des systèmes de distribution, à l’exception des tubes finaux
d’alimentation dont le volume est inférieur ou égal à 3 litres
28/58
INES – Institutde
National
de l’EnergieTechnolac
Solaire
13
Bâtiment Lynx – 50 avenue Lac Léman - Parc Technologique
Savoie
Prévention de la légionellose (arrêté du 15/12/2005)
Stockages
L’eau des équipements de stockage, à l’exclusion des ballons
de pré-chauffage, doit :
• être en tout point et en permanence à une température
supérieure ou égale à 55°C ;
• ou être portée à une température suffisante dans sa
totalité au moins un fois par 24 heures.
Temps minimum de
maintien de la température
2 minutes
Température de l'eau (°C)
4 minutes
60 minutes
65 °C
60 °C
>= 70 °C
14
5. Le dimensionnement des composants
Le stockage d'eau chaude
Le volume de stockage d’eau chaude
solaire correspond généralement à la
consommation journalière dans les
applications où la consommation d’eau
chaude est relativement régulière au cours
de la semaine. Dans les applications où la
consommation est disparate au cours de la
semaine
(exemple
des
restaurants
d’entreprise où il n’y a aucune
consommation le week-end), on a tendance
à prévoir un volume de stockage
correspondant aux valeurs maximales de
consommation.
Dans les applications de taille importante
(plus de 30 m² de capteurs solaires) les
ballons de stockage sont des ballons type «
Tampon ECS » dépourvus d’échangeur de
chaleur incorporé. En effet, pour des
raisons de coût et de performances, des échangeurs à plaques sont préconisés pour transférer l’énergie provenant des
capteurs solaires à l’eau chaude sanitaire.
Pour certaines applications, ou plus
spécialement certaines implantations des
ballons de stockage avec des températures
basses, on utilise des ballons avec
échangeur interne pour éviter les risques
de gel dans les canalisations et dans
l’échangeur à plaques. Dans ce cas, les
canalisations d’eau froide et d’eau chaude
doivent être efficacement protégées.
Une attention particulière est portée à la
tenue en température des ballons d’eau
chaude sanitaire. Certains produits sont
garantis uniquement si la température de
29/58
stockage est inférieure ou égale à 60° C. Une tenue en température minimale de 80° C est nécessaire pour les
ballons de stockage solaire.
Le capteur solaire
Pour donner des ordres de grandeur du
dimensionnement à obtenir, on cherche à
avoir un taux de couverture de l’ordre de
40 à 60% avec une productivité (le nombre
de kWh fournis par 1 m² ) comprise entre
400 et 600 kWh/m² .an. Bien entendu ces
chiffres ne sont valables que si l’on dispose
d’une
consommation
pratiquement
uniforme tout au long de l’année. Pour des
logements, on préconise en première
approche une surface de 1.2 à 2 m² de
capteurs solaires par logement.
L'échangeur de chaleur
Pour que l'échangeur pénalise le moins
possible le rendement du capteur solaire, il
faut choisir un appareil avec une grande
surface d'échange, et un pincement faible
(écart de températures en primaire et
secondaire).
Pour des installations de taille conséquente, les échangeurs à plaques, qui fonctionnent avec de la convection forcée
au primaire et au secondaire, contrairement aux échangeurs immergés, sont recommandés. L'entretien est facilité,
ainsi que les modifications en cas d'erreurs de dimensionnement…
6. L'intégration des capteurs
Le champ de capteurs devra être le plus
près possible du local technique pour
minimiser les pertes de distribution.
Dans le cas où les capteurs sont posés sur
châssis, il faudra veiller à bien isoler les
canalisations de raccordement.
On cherchera donc un compromis entre
performances et intégration architecturale
afin que les capteurs ne défigurent pas le
bâtiment.
30/58
Superposition à la toiture
Cas de l'individuel
Pose sur châssis
Cas de l'individuel
4
Dans le cas de rénovation, lorsque la
toiture n’est pas correctement
orientée, le châssis est une solution
envisageable.
Il peut faire l’objet d’une intégration
sur un bâtiment annexe (garage,
abris bois...).
Dans tous les cas il faut veiller à ce
que les capteurs restent accessibles
(trappe d’accès) au cas où une
intervention
soit
nécessaire
(remplacement de sonde, purge
bouchée,...)
5
31/58
Pose sur châssis (exemple)
Cas du collectif
7
32/58
Intégration au bâtiment
Cas de l'individuel
Sur un bâtiment neuf, il est souvent
possible d’intégrer les capteurs dans
la toiture du bâtiment.
10
Intégration au bâtiment (2)
En toiture
11
En façade
INESLE
– Institut
National de l’Energie
SolaireLAC CEDEX
BP 258 – 73375
BOURGET
DU
12
33/58
Éléments préfabriqués
13
Utilisation de capteurs non vitrés
Attention, pas de
subventions !
14
A éviter !
capteur à l'ombre
15
34/58
Intégration du stockage en dalle "épaisse" (PSD)
• Épaisseur de 12 à 15 cm
• Déphasage et émission de la chaleur
solaire
Déphasage
=4,8
4.8 h heures
Déphasage
Dephasing:
4,8 :hours
Épaisseur plancher
: 20 cm
cm
Epaisseur
dethickness
la dalle =20:cm
Slab
20
Solar energy
Énergie
solaire injectée
Energie incidente
injected
in the floor
Energy
emitted
Energie restituée
Énergie
émise
by the floor
Amplitude
: 0,25 Emoy
Amplitude = 0,25Emoy
Emoy
Emoy
12
24
12
hours
Heures
Heures
16
35/58
36/58
Solar City à Hanover-Kronsberg
23
Toit solaire sur le bâtiment Hélios à Rostock
24
Hotel at 2000 m altitude, Silvretta, Austria
Generic system: Large Tank in Tank Heat Storage ; Collector area: 60 m²;
Storage volumes: 3 x 0.31 m³ for domestic hot water, 14 m³ for space heating;
Auxiliary energy source: electricity
Bâtiment Lynx – 50 avenue LacINESLéman
- Parc Technologique de Savoie Technolac
– Institut National de l’Energie Solaire
25
37/58
Hotel, Carinthia, Austria
Generic system: Two Stores (parallel), with an additional connection to a
swimming pool in summer; Collector area: 144 m²
26
Two-family house, Hitzendorf, Austria
Generic system: Two Stores (series); Collector area: 92 m²; Storage volumes:
0.5 m³ for domestic hot water, 8.3 m³ for space heating; Auxiliary heater: wood
boiler
27
Multi-family house and kindergarden, Hohenau,
Austria
Generic system: Two stores (series); Collector area: 120 m²; Storage volumes:
2 x 0.8 m³ for domestic hot water, 5 m³ for space heating; Auxiliary heater:
wood boiler
28
38/58
7. Le dimensionnement de l'installation
7.1. Les indicateurs de
performance
Un indicateur couramment utilisé est le
taux de couverture, appelé par abus de
langage fraction solaire. Ce taux de
couverture peut être calculé au niveau des
besoins (c'est là où il a la signification la
plus claire), mais il est fréquemment
exprimé à l'entrée du stockage (cas des
logiciels T-SOL ou Polysun).
En fait, le bon critère est le taux
d'économie d'énergie, tel que défini dans
les projets de normes prEN 12976 et
prEN12977. Il donne le pourcentage
d'économie réalisé par rapport à une
installation conventionnelle non solaire
qui fournirait le même service, avec la
même énergie d'appoint.
Pour le calculer, il faut donc définir un
système de référence non solaire. Et c'est là que les difficultés commencent :
plus la référence est performante, plus le taux d'économie calculé par rapport à cette référence diminue.
il faut définir des installations de référence pour les différentes énergies, avec les rendements de génération, les
pertes, etc…
Pour l'instant, il n'y a pas de consensus au niveau européen sur la référence pour les SSC
A côté des deux indicateurs sans dimension
déjà présentés, on utilise également
Taux de couverture et productivité en énergie utile
fréquemment la productivité, définie
200 l/j à 50°C
comme une énergie rapportée à la surface
330 jours /an
de capteurs solaire. Plus cette valeur est
2680 kWh
élevée, plus l'installation est performante
Méthode "française" :
au sens où elle se rentabilisera vite.
calcul à la sortie du
Pour éviter toute ambigüité, il faut préciser
stockage
Apport solaire : 1600 kWh
si on se réfère à l'énergie utile, l'énergie
sortant des capteurs, l'énergie solaire
entrant dans le ballon ou l'énergie
Surface capteurs : 4 m²
économie à l'entrée du générateur
d'appoint. De même, il faut préciser si la
surface prise en compte dans le calcul est
la surface hors-tout ou la surface d'entrée
Taux de couverture des besoins = 1600 / 2680 = 59,7 %
des capteurs solaires. Quand on compare
Productivité = 1600 / 4 = 400 kWh/m².an
les
productivités
de
différentes
installations, il faut donc veiller à bien
9
utiliser des définitions équivalentes de la
productivité.
Pour une installation donnée, lorsque l'on fait varier les besoins ou la surface des capteurs, productivité et taux
d'économie varient en sens inverse. Par exemple, si pour une surface de capteurs donnée, le besoin diminue, la
productivité diminue également, mais le taux d'économie augmente.
39/58
Performances d’un chauffe-eau solaire type
Les départements sont ombrés en
Performances d’un chauffe-eau solaire type
fonction de la consommation
d'énergie nécessaire pour la
production
d'eau
chaude
sanitaire.
Les histogrammes représentent
l'économie
apportée
par
l'installation solaire, ainsi que la
consommation d'appoint. Ils
solaire
appoint
montrent que l'économie solaire
Surface : 4 m²
varie très peu d'un département à
Ballon : 250 l
l'autre (les barres rouges ont à
peu près partout la même taille),
Consommation : 200 l/j
alors que la consommation
d'appoint (barres vertes) varie
Taux de couverture :
beaucoup du sud au nord de la
de 50 à 70 %
France (d'un facteur 1 à 4 pour le
Productivité : de 480
chauffage solaire et d'un facteur
à 550 kWh /m².an
1 à 2 pour le chauffe-eau
solaire). Ainsi, l'économie varie
32
de moins de 12 % par rapport à
la moyenne. Par contre, le taux
de couverture varie grosso modo entre 50 et 70 %.
Bien évidemment, en montagne où le climat est plus rude, mais plus ensoleillé, l'économie peut être jusqu'à 30 %
plus importante.
Pourquoi si peu d'écart sur les économies ? Parce que si le Nord de la France est moins ensoleillé, les besoins
d'énergie y sont aussi bien plus importants (température d'eau froide plus basse !). La "rentabilité" d'une opération
est fonction de la quantité d'énergie économisée et non pas du taux de couverture. Et donc, toutes choses égales par
ailleurs, il est aussi "rentable" de faire du solaire au Nord qu'au Sud. Nos voisins ne s'y sont d'ailleurs pas trompés :
il n'y a qu'à regarder le nombre d'installations et les surface de capteurs solaires vendus annuellement en Autriche,
Allemagne, et même Pays-Bas, Danemark ou même Suède par rapport à la France !
La quantité d’énergie d’appoint économisée est presque la même partout, c’est la quantité d’énergie qu’il reste à
payer qui change.
Mais les habitants du nord et du sud n’ont jamais été égaux devant les besoins de chauffage et d’eau chaude.
Bilan énergétique (kWh)
Consommation totale
2 500 à
2 400 à
2 300 à
2 200 à
2 600 (21)
2 500 (52)
2 400 (14)
2 300 (9)
Répartition
1 700
Economie due au solaire
Consommation d'appoint
Organigramme de calcul
Un
dimensionnement
précis
des
performances peut être effectué en
utilisant un logiciel de calcul. A partir de
données d’entrée : consommation
quotidienne, surface, orientation et
inclinaison des capteurs, emplacement
géographique, masques éventuels,…, ces
logiciels calculent la part des besoins
couverts par le solaire, et la productivité
de l’installation.
Certains programmes utilisent des
modèles mathématiques avec un pas de
temps horaires et donnent donc des
résultats plus précis. Cependant, ce genre
d’outil, s’il est très utile pour la recherche
et le développement, est un peu lourd à
manier pour le dimensionnement d’un
simple CESI.
En France, la méthode la plus répandue
pour le calcul des installations d’eau chaude sanitaire est la méthode SOLO, développée par le CSTB, et qui permet
40/58
de réaliser des calculs rapides à partir de données mensuelles. Ce programme suffit amplement pour les calculs de
CESI.
7.2. Outils de calcul
Logiciels de dimensionnement
Logiciels de dimensionnement
SOLO 2000: dimensionnement d’installations d’eau chaude solaire téléchargeable
gratuitement sur le site du CSTB : http://software.cstb.fr. (CESI et collectif)
POLYSUN : dimensionnement d’installations d’eau chaude et chauffage
solaire développé par le centre de test de Rapperswil (Suisse). Logiciel de
modélisation à pas de temps horaire. Version en allemand, français et
anglais (www.solarenergy.ch)
TSOL : dimensionnement d’installations d’eau chaude et chauffage solaire
développé Valentin Software, distribué par Solaire Connexion, importateur de
matériel Sonnenkraft. Modélisation à pas de temps 1 à 3 minutes.
(www.valentin.de)
SIMSOL : dimensionnement d’installations d’eau chaude solaire téléchargeable
gratuitement sur le site du CSTB : http://software.cstb.fr
Nouveau logiciel développé dans le cadre d'une collaboration avec l'Agence de
l'Environnement et de la Maîtrise de l'Énergie (ADEME).
Outil basé sur la simulation dynamique (calculs au pas de temps d'une heure) avec
TRNSYS. Six configurations d'installations solaires collectives ont été définies.
Différents outils gratuits ou payants
existent sur le marché. La difficulté quant à
leur utilisation réside dans le fait que :
- ces outils ne traitent que certains
schémas hydrauliques
- certains
schémas
de
systèmes
commercialisés ne sont traités par
aucun outil
- les indicateurs calculés ne sont pas les
mêmes d'un outil à l'autre, rendant les
comparaisons difficiles et hasardeuses.
- ces indicateurs sont souvent différents
de ceux prévus par les normes prEN
12976 ou prEN 12977.
63
Autres logiciels de dimensionnement
TRANSOL : très similaire à SIMSOL (noyau de calcul identique), avec de
nombreux autres schémas : http://www.aiguasol.com
Outil basé sur la simulation dynamique (calculs au pas de temps d'une
heure) avec TRNSYS. Possibilité de calcul de CESI, SSC, CESC avec
stockage divisé
GetSolar (GR) : Simulations d’installations solaires thermiques (allemand,
anglais et français)
PSD-MI (FR) : Performances des Planchers Solaires Directs pour la France
métropolitaine, disponible en CD-ROM au CSTB, ou téléchargeable
gratuitement sur le site du CSTB
RETScreen (CAN) : Logiciels gratuits sur les données solaires, simulation
de systèmes photovoltaïques, thermiques, passifs et sur l'émission GES :
www.retscreen.net
64
8. L'évaluation économique des projets
L'investissement pour les chauffe-eau
collectifs
Cette figure montre quelques coûts
spécifiques d'installations collectives de
production d'eau chaude sanitaire réalisées
depuis 6 ans en Savoie, en fonction de la
taille des installations.
Globalement, le coût spécifique décroît
avec la taille des installations et au fil des
années.
41/58
42/58
Temps de retour
Le temps de retour est le nombre d'années
nécessaire pour que les économies
cumulées
dépassent
le
coût
d'investissement.
Il est calculé en faisant l'hypothèse
implicite d'une stabilité du prix de
l'énergie, ce qui est évidemment sujet à
caution.
Le graphique illustre pour un projet SSC la
différence entre le temps de retour
théorique calc ulé initialement pour un
projet (un peu plus de 19 ans) et le temps
de retour réel compte tenu de
l'augmentation du prix de l'énergie (un peu
plus de 14 ans)
La courbe rose illustre le résultat
économique si l'excédent d'énergie en été est valorisé pour chauffer l'eau sanitaire de familles voisines. (un peu plus
de 11 ans).
Calcul en temps de retour (2)
22
Temps de
retour brut
(années)
20
Volume de stockage = 1000 l
Volume de stockage = 2000 l
18
16
14
12
10
Temps de retour
Si on fait varier la surface de capteurs
solaires, toutes choses égales par ailleurs, le
temps de retour passe par un minimum,
quoi correspond au dimensionnement
optimal. Cet optimum est assez plat, ce qui
signifie que le dimensionnement optimal
n'est pas très "pointu" : on peut faire varier
la surface de quelques m² autour de cet
optimum sans changer notablement le
temps de retour.
A gauche de l'optimum, le temps de retour
augmente car la part des coûts fixes devient
20
30
40
INES
EDUCATION
– Institut
National de l’Energie Solaire
Optimum plat
Tél. : 04 79 26 44 33INES
– –Fax
: 04 79 25 36 90 - Mail : [email protected]
– Internet : www.ines-solaire.com
Institut National de l’Energie Solaire
3
10
43/58
pénalisante par rapport à l'économie réalisée.
A droite de l'optimum, le temps de retour augmente également à cause de la productivité marginale décroissante des
m² additionnels.
Coût global actualisé
Le coût global actualisé est la somme
ramenée à l'année 0 de l'investissement et
de toutes les dépenses futures pendant la
durée de vie
prévisionnelle
de
l'équipement étudié. Il est basé sur la
notion d'actualisation, qui considère qu'un
euro dépensé dans le futur à moins de
"valeur" qu'un euro dépensé aujourd'hui.
Cette préférence pour le présent est prise
en compte dans le taux d'actualisation.
Le choix de la valeur de ce paramètre est
assez délicate, et la sensibilité du résultat
à la valeur choisie est importante.
Cette méthode est plus complète que la
méthode du temps de retour dans la
mesure où elle permet d'intégrer des
scénarios de dérive des prix des énergies
ou de la main d'œuvre (maintenance).
Pour évaluer un projet ENR, il faut donc comparer son coût global actualisé avec celui d'une solution de référence
conventionnelle.
Prix de l'énergie solaire produite
Une autre approche consiste à calculer le
prix du kWh solaire fourni ou plutôt du
kWh économisé grâce au solaire, et à le
comparer avec le prix du kWh de l'énergie
conventionnelle substituée.
Le paradoxe du solaire
Une installation solaire donnée économisant
d'autant plus d'énergie que les besoins sont
grands, on en conclut que le temps de retour
diminue lorsque les besoins augmentent, ce
qui n'encourage pas à la sobriété ou à
l'économie.
Inversement, la facture d'appoint est d'autant
plus basse que les besoins sont réduits et les
utilisateurs économes.
44/58
Selon que l'on considère le temps de retour ou la facture d'appoint, on arrive à des conclusions contradictoires…
9. Les aides et subventions
45/58
46/58
47/58
10. Le télésuivi, la Garantie de Résultats Solaires
48/58
49/58
50/58
51/58
52/58
53/58
Bilan sur 109 installations
Chauffe-eau solaires collectifs
– pour 70 %,
consommation réelle ECS <
consommation ECS prévue
– la plupart ont des
performances
meilleures que prévu
– quelques installations
avec problèmes
source : Tecsol
23
54/58
Copie
d'écran 3
30
31
32
Copie
d'écran 4
Copie
d'écran 5
55/58
11. Les conseils opérationnels
56/58
Sites WEB
• http://www.ines-solaire.com
• http://www.ademe.fr
• http://www.enerplan.asso.fr
• http://www.tecsol.fr
CSTB :
• http://www.cstb.fr
• http://software.cstb.fr/main/home_vl.asp (téléchargement de SOLO,
SIMSOL, et PSD-MI)
• http://www.outilssolaires.com
Commission européenne :
• http://europa.eu.int/en/comm/dg17/dg17home.htm
5
12. Le contexte juridique
Permis de construire / déclaration de travaux
Pour un bâtiment existant, la pose de modules solaires n’est pas
soumise à permis de construire, mais il faut faire une déclaration
de travaux.
Pour un bâtiment neuf, il est préférable d’intégrer les modules
dans le permis de construire.
Se renseigner : il peut exister dans votre commune des
dispositions architecturales particulières.
2
Contexte réglementaire
• Urbanisme
– Loi 13 décembre 2000 Solidarité et Renouvellement urbain
SRU introduit le « développement durable » mais la
dimension énergétique n’est pas explicitement inscrite
– Ce sont dans les PLU (Plan Local d’Urbanisme), et
notamment dans le PADD (Projet d'Aménagement et de
Développement Durable ) que l’on peut adopter des
dispositions particulières en respectant le code de
l’urbanisme et les documents supracommunaux :
• Schémas de Cohérence Territoriale (SCOT)
• Directives Territoriales d'Aménagement (DTA)
• Schéma de Structure Communal (SSC)
• ….
3
57/58
Contexte réglementaire
Il est interdit d’imposer le solaire vis-à-vis de la conformité juridique au
PLU en 2005.
Il n’est pas impossible de favoriser le solaire
• Zonages en fonction de l’ensoleillement potentiel des parcelles
• Règles d’implantation et orientation des bâtiments : « droit au
soleil »
• Règles d’alignement
• = cahiers de recommandations architecturales et paysagères
Pour autant que ces dispositions répondent à un objectif explicite du
PADD Plan Aménagement et Développement Durable = engagement
des élus sur un axe « énergie solaire » nécessaire
Plus important…intégrer la dimension du solaire très tôt dans les
intentions à toutes les échelles spatiales du projet : plan masse,
concours, conception, réalisation, maintenance, etc.…
4
Textes généraux
Loi Pope : Loi de Programme fixant les Orientations de la
Politique Energétique (13 juillet 2005) : production de 10 %
des besoins énergétiques français à partir de sources
d'énergie renouvelables à l'horizon 2010
• caractéristiques thermiques et performance énergétique
des constructions
• dépassement du COS si performance énergétique ou ENR
• dégrèvement taxe foncière pour HLM si travaux
d'économie d'énergie
• crédit d'impôt majoré
• certificats d'économie d'énergie.
Diagnostic de Performance Energétique : au 01 novembre 2006
5
13. Techniques actuelles et évolutions possibles
L’état de l’art en France
• En France, 3 cibles privilégiées dans le plan Soleil
(CESI, SSC individuels, ECS collective)
• Cibles exclues : piscine, SSC collectifs
• En gros, prix en baisse dans le collectif, en hausse
pour les CESI et les SSC
• En général, capteurs solaires avec bonnes
performances (avis techniques)
• Moins de connaissances sur les systèmes
– Couplage chauffage /ECS/(autres utilisations)
– Couplage solaire / appoint
– Optimisation de la régulation
INES EDUCATION – Institut National de36l’Energie Solaire
58/58
L’état de l’art en France (2)
• Les systèmes diffusés restent très classiques
(CESI à éléments séparés, idem en collectif)
• Des progrès sur l’information de l’utilisateur,
mais encore beaucoup à faire
• GRS en collectif (mais uniquement sur la
partie solaire)
• Nouveaux logiciels (SIMSOL), mais qui ne
permettent pas de traiter les systèmes
complexes (ECS (+ ch) (+ piscine) (+ AN))
37
Les évolutions futures : Composants
• Alliages à mémoire de forme
• Matériaux intelligents
• Plastiques et polymères (capteurs, ballons,
raccordement,…)
• Nouveaux stockages (PCM, stockage chimique, améliorés à
eau)
• Capteur hybride (thermique + PV)
• Nouveaux revêtements sélectifs (non polluants)
• Nouveaux isolants (sous vide, …)
• Nouveaux fluides caloporteurs
• Dispositifs de stratification
• Échangeurs plus performants
38
Les évolutions futures : Composants (2)
• Pompe à haut rendement, débit variable
• Autonomie des systèmes (alimentation par pv ou générateur
thermoélectrique ?)
• Protection contre la corrosion, les dépôts de calcaire
• ….
39
59/58
Les évolutions futures : Systèmes
• Composants métrologiques adaptés (débit-mètres,
températures,
irradiation,…)
• Électroniques adaptées
• Télésurveillance et maintenance interactive (internet,
régulation avec solution de repli en cas de défaut,….)
• GRS pour tous systèmes
• Compteur d'énergie économisée
• Optimisation des consommations des auxiliaires (débit
variable, régulation-commande)
• Développement de systèmes optimisés (chauffe-eau
solaires collectifs avec appoint à condensation,…)
• Analyse et optimisation systémique (éviter juxtaposition de
systèmes, interaction entre solaire et appoint)
40
Les évolutions futures : Systèmes (2)
• Nouvelles régulations (auto-adaptatives, logique floue,
commande prédictive, prédicteur météo, connexion serveur
météo,…)
• Logiciels de calcul de systèmes complexes (chauffage,
ECS, piscine, préchauffage d’air neuf)
• Analyse multi-critères (performances, performances/coûts,
durabilité/fiabilité, temps de retour énergétique, énergie
primaire économisée, analyse du cycle de vie,…)
• Nouveaux indicateurs
• Analyse de la valeur
• ….
41
60/58
INTEGRER LE SOLAIRE
PHOTOVOLTAIQUE DANS
LE BÂTIMENT
Francis DOMAIN
Ingénieur en Solaire Photovoltaïque
INES EDUCATION
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05 décembre 2007
Formation « Présentation des technologies solaires »
INES-EDUCATION
Formation à destination des architectes – Partie photovoltaïque
Le 5 décembre 2007 au Bourget du Lac en Savoie
par Francis Domain – INES Education
INES-Education - Savoie Technolac - BP258 - 73375 Le Bourget du Lac
1
05 décembre 2007
Sommaire
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Historique
Le gisement solaire
Principe photovoltaïque
Statistiques du marché
Dimensionnement
Coûts du photovoltaïque et les aides
Montage d’un projet PV et démarches administratives
Garantie , suivi , maintenance
Installations photovoltaïques connectées au réseau
Composants photovoltaïques
Montages sur la bâti
Intégration au bâti et prime d’éliginilité
2
62/58
05 décembre 2007
Étymologie :
PHOTO = lumière
VOLTAÏQUE = électricité
Produire de l’électricité à partir de la lumière
3
05 décembre 2007
Historique
- L’effet photovoltaïque a été décrit en
premier par Antoine Becquerel
(1788-1878) en 1839
- Albert Einstein (1879-1955) expliqua
cet effet en 1912
- Les laboratoires Bell mettent au point la
première cellule au silicium en 1954
(η = 4%)
4
63/58
05 décembre 2007
Historique
- 1ère utilisation photovoltaïque dans un
satellite artificiel américain Vanguard 1
en 1958 (η = 9% et 0,1 W)
- 1ère application terrestre, phare au Japon
(242 W)
- 1ère maison alimentée avec des cellules
PV est construite à l’université de
Delaware (USA) en 1973.
- 1ère installation PV reliée au réseau
électrique en France en 1992 (900 W)
5
05 décembre 2007
Le gisement solaire
Source : réactions thermonucléaires dans le soleil,
638 millions de tonnes d’hydrogène sont ainsi
transformées en hélium chaque seconde
Puissance lumineuse émise : 3,84 1026 Watts
Irradiation solaire extraterrestre au niveau
de la terre est de 1 367 W/m² et d’environ
1 000 W/m² au sol par ciel dégagé
La terre reçoit annuellement 10 000 fois
plus d’énergie solaire que la consommation
humaine en un an (200 pour la France).
6
64/58
05 décembre 2007
Le gisement solaire
L’énergie lumineuse disponible sur terre est
comprise entre 500 à 2 500 kWh/m² par an
7
05 décembre 2007
Le gisement solaire
Pour la France, irradiation globale sur un plan horizontal :
Lille : 1 003 kWh/m².an
Lyon : 1 255 kWh/m².an
Toulon : 1 626 kWh/m².an
La réunion : 1 997 kWh/m².an
8
65/58
05 décembre 2007
Le gisement solaire
La ressource solaire dépend de :
- la rotation de la terre (jour nuit)
- l’époque de l’année (déclinaison)
- la latitude
9
05 décembre 2007
Le gisement solaire
La ressource solaire dépend :
- du climat local
(données Météo France)
- des masques lointains (relief)
et proches (arbre, immeuble)
(logiciels de calcul)
10
66/58
05 décembre 2007
Le gisement solaire
La ressource solaire dépend :
- de l’orientation et inclinaison du plan des
capteurs solaires (irradiation solaire directe,
diffuse et réfléchi par le sol - albédo)
Inclinaison :
horizontal
Orientation Sud
93%
Sud-est ou sud-ouest
93%
Est ou ouest
93%
30°
100%
96%
90%
60°
91%
88%
78%
vertical
68%
66%
55%
Valeurs moyennes pour la France
11
05 décembre 2007
Avantages et inconvénients
Avantages :
- Ressource gratuite et énorme potentiel réparti sur la terre
- Moyen décentralisé de production, autonomie
- Grande fiabilité et peu d’entretien (pas de pièces mobiles)
- Pas de pollution (mais nécessite de l’énergie et de la chimie pour la fabrication)
- Grande souplesse d’utilisation, du milliWatt au MégaWatt
Inconvénients:
- Investissement élevé pour l’installation
- Disponibilité intermittente (réseau électrique ou stockage ou énergie d’appoint)
- Grande surface de capteur, intégration pas toujours facile
- Technologie de fabrication assez poussée
12
67/58
05 décembre 2007
Principe photovoltaïque :
Autour d’un atome, les électrons circulent
dans différentes bandes.
- Dans un conducteur électrique, la bande de valence et de conduction se
superposent, rendant le matériau conducteur.
- Dans un isolant, ces deux bandes sont très éloignées, rendant le matériau isolant.
- Dans un semi conducteur tel que le silicium, l’écart entre les deux bandes est
suffisamment faible pour que l’énergie d’un photon puisse éjecter un électron
de la bande de valence à la bande de conduction.
Mais très vite, l’électron revient à sa place d’équilibre dans sa bande de valence.
13
05 décembre 2007
Pour retenir les électrons dans la bande de
conduction, une jonction PN (diode) est
créée à partir d’un cristal de silicium dopé
positivement (bore) et dopé négativement
en surface (phosphore), créant une barrière
de potentiel.
En exposant la jonction aux photons, les électrons délogés par les photons
sautent dans la bande de conduction et rejoignent leur place d’origine en
passant par le fil électrique plutôt que de franchir la barrière de potentielle,
ce chemin leur demandant plus d’énergie.
Une cellule photovoltaïque ainsi crée génère une tension de 0,5 volt et une
Intensité d’environ 30 mA / cm² en plein soleil.
14
68/58
05 décembre 2007
Dans le silicium, l’énergie pour
faire passer un électron d’une
bande à l’autre est de 1,12 ev.
Les photons dont l’énergie est inférieure à l’énergie de gap (zone A) ne sont
pas utilisés et seule une partie de l’énergie des photons dont l’énergie est
supérieure à l’énergie de gap (zone B) est utilisée. En moyenne, 10% de l’
énergie lumineuse est réfléchie et 80% transformée en chaleur.
Seule 10% de l’énergie lumineuse est transformée en énergie électrique.
15
05 décembre 2007
Différentes technologies mature et semi mature
Plaquette cristalline (85 % du marché)
- Silicium monocristallin (mono-Si)
- Silicium polycristallin (multi-Si)
Couches minces
- Silicium amorphe (a-Si)
- Tellure de cadmium (CdTe)
- Diséléniure de cuivre et indium (CIS)
- Arséniure de gallium (AsGa)
16
69/58
05 décembre 2007
Différentes technologies photovoltaïques pour le futur
-
Cellules multi-jonctions (rendement 40%)
Cellules Graëtel (colorant et TiO2)
Cellules organiques
Cellules polymères (plastique)
Cellules base de fullerène (C60)
17
05 décembre 2007
Évolution du rendement photovoltaïque dans la recherche
18
70/58
05 décembre 2007
Caractéristiques des principales technologies photovoltaïques
Technologie
Mono-Si
Multi-Si
a-Si
CdTe
CIS
AsGa
TiO2
Rendement
14-16%
12-14%
6-8%
6-9%
10-12%
18-20%
10%
Durée de vie
25 ans
20 ans
10 ans
?
?
faible
Techno
mature
mature
mature
Semi mature
Semi mature
Spatial
Pré indus
19
05 décembre 2007
Fabrication des cellules photovoltaïques
Silicium (sable) lingot
barreaux
Tirage
des
lingots
plaquette
cellule
Sciage
des barreaux
en plaquettes
20
71/58
05 décembre 2007
Fabrication des cellules photovoltaïques
Dopage au phosphore par diffusion
thermique à la température
entre + 800 et + 900 °C.
Dépôt d’une couche antireflet
en oxyde de titane.
Sérigraphie en étain argent
21
05 décembre 2007
Fabrication des modules photovoltaïques
Les cellules photovoltaïques au silicium délivre une tension de 0,5 volt, le courant
est fonction de la surface de la cellule (10x10 cm, 15x15 cm ou 20x20 cm).
Pour augmenter la tension, les modules photovoltaïques sont composés de cellules
en série (36 cellules pour un module de 12V, 54 pour 18V et 72 pour 24V).
Suivant le besoin, des modules en série ou en parallèles sont utilisés pour
composer un champ photovoltaïque.
Cellule:
Module :
Champ PV:
22
72/58
05 décembre 2007
Caractéristiques électriques d’un module photovoltaïque
Sous les conditions normalisées suivantes :
- une irradiation solaire de 1 000 W/m²
- un spectre solaire AM1,5
- une température de 25°C
Les principales caractéristiques sont :
La puissance crête notée Wc (ou kWc)
Tension à vide
Le courant de court-circuit
La tension et l’intensité typiques d’utilisation
Coef de température
(diminution de la puissance délivrée avec l’élévation de la température)
23
05 décembre 2007
Le Marché :
Production de modules PV
de 1999 à 2006
24
73/58
05 décembre 2007
Le Marché : Production de modules PV par pays
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Japon
128
170
251
364
618
722
859
Allemagne
15
75
31
99
57
100
106
103
184
138
238
181
436
201
Prod mondiale
14.6
288
14.6
401
17.5
535
20
744
(Prod cumulée)
(1 437)
(1 838)
(1 437)
(2 373)
Taux de
croissance
+44% +39% +33% +39% +60% +51% +22%
En MWc
USA
France
27.6 31.8
35
1 194 1 806 2 204
(3 117)
(4 923)
(7 127)
Source : PV market by Paul Maycock et Observ’ER
25
05 décembre 2007
Le Marché : Fabricants de modules PV en 2006
26
74/58
05 décembre 2007
Le Marché :
Technologie des cellules PV
de 1999 à 2006
27
05 décembre 2007
Le Marché : Puissance photovoltaïque installée par pays
2004
2000
2001
2002
2003
Japon
122
(330)
122
(452)
184
(636)
355
273
223
292
(859) (1 132) (1 424) (1 779)
44
(113)
81
(194)
84
(278)
153
(431)
363
(794)
21
(138)
29
(167)
45
(212)
63
(275)
90
(365)
108
(473)
167
(640)
2,2
2,6
3,3
3,9
(11,3) (13,9) (17,2) (21,1)
5,2
(26,3)
6,4
(32,7)
15,6
(48,3)
(cumulée)
Allemagne
(cumulée)
USA
(cumulée)
France
(cumulée)
2005
2006
En MWc
1150
743
(1 537) (2 687)
Source IEA PVPS
28
75/58
05 décembre 2007
Le Marché : En Europe
Puissance photovoltaïque
installée par habitant en
Wc par habitant en 2006
(Source Observ ER)
29
05 décembre 2007
Le Marché : Estimation de la production mondiale
d’électricité photovoltaïque
En 2006 : 7 TWh
0,05 % de la production
mondiale d’électricité
En 2020 : 276 TWh,
1 % de la production
En 2040 : 9 113 TWh ,
26 % de la production
Source ‘’Generation Solaire » HESPUL/GP/EPIA
30
76/58
05 décembre 2007
Potentiel Photovoltaïque en France
Surface bâtie : 10 000 km²
1/10ème de cette surface en PV
Puissance crête : 100 millions de kWc
Production électrique annuelle : 100 TWh
soit 20% de la production française en énergie électrique (500 TWh)
31
05 décembre 2007
Production annuelle et coût de modules PV
Courbe log-log et taux d’expérience TE = 0,3
- 30% sur le coût des modules PV
quand la production cumulée double
Si la production annuelle de
module PV double tout les 3 ans
Le coût du Wc est divisé par 2 tout les 10 ans
32
77/58
05 décembre 2007
Production annuelle et coût du photovoltaïque
En 2006 :
Le modules PV est à 4 €/Wc
(pénurie de silicium solaire)
Le système PV réseau
est à 6 - 8 €/Wc
(Source IEA PVPS)
33
05 décembre 2007
Prix de revient du kWh photovoltaïque
Le prix de revient du kWh PV réseau
dépend en partie de l’investissement
et de l’ensoleillement.
Le prix public de l’électricité du
réseau est de l’ordre de 0,1 à 0,2
€/kWh et devrait augmenter.
Nécessité d’aides sur l’investissement
ou sur le tarif d’achat de l’électricité
pour atteindre le point d’équilibre dans un avenir plus ou moins proche.
34
78/58
05 décembre 2007
Comparatif des taux d’expériences
Source www.sceco.univ-monep1.fr/creden/Cahiers/cahier102501.pdf
35
05 décembre 2007
Le Marché : les différentes applications dans le monde
En MWc
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
PV réseau
60
120
199
270
360
700
1375 1600
Sites isolés
69
83
100
125
150
165
185
210
Grand public
35
40
45
60
65
70
80
90
Professionnel
35
40
46
60
75
80
90
100
Centralisé
2
5
5
5
8
20
30
100
Source PV market by Paul Maycock
36
79/58
05 décembre 2007
Le Marché : le PV connecté réseau
Bâtiment avec installation PV connectée au réseau
Puissance de 1 kWc à 10 kWc
Montage en toitures, façades, brise soleil …
Marché solvable mais besoin
d’aides
Marché en forte croissance
37
05 décembre 2007
Le Marché : le PV en sites isolés
Sites isolés qui ne peuvent être reliés facilement au réseau,
puissance de 0,1 à 10 kWc
Application :
- éclairage, froid (avec batteries)
- pompage (au fil du soleil)
Pour les pays en voie de développement,
îles (DOM-TOM) et refuges
Marché peu solvable malgré un fort besoin
Croissance modérée du marché
38
80/58
05 décembre 2007
Le Marché : consumer ou grand public
Petit appareillage grand public, puissance de 0,1 à 10 Wc
Calculatrices, montres solaires,
chargeur de batteries de téléphone
portable, lampe de jardin …
Marché solvable
Croissance modérée
39
05 décembre 2007
Le Marché : le PV pour applications professionnelles
Installation PV professionnel pour sites isolés
puissance de 10 Wc à 10 kWc
Application : signalisation, télécommunication …
dans les lieux difficiles d’accès
Marché très solvable
Grande fiabilité demandée
Croissance modérée
40
81/58
05 décembre 2007
Le Marché : les centrales photovoltaïques
Centrales PV connectées au réseau électrique
Puissance > 100 kWc
Acteur de l’énergie, volonté de l’état
Coût le plus faible (4 à 5 €/Wc)
Besoin d’aide à l’investissement
Intégration dans le bâti et le paysage !
Marché en croissance suivant les programmes nationaux
41
05 décembre 2007
Composition :
- Modules photovoltaïques, convertit
l’énergie lumineuse en énergie électrique
- Onduleurs, transforme le courant
continu en alternatif 230V/50Hz
- Éléments de protection (parafoudre,
disjoncteurs différentiels)
- Compteurs électriques pour la facturation
42
82/58
05 décembre 2007
4 principes de raccordement au réseau électrique :
-
Vente totale de la production
Vente du surplus
Système sécurisé par batteries
Autoconsommation totale
43
05 décembre 2007
Installation photovoltaïque connectée au réseau
- Vente totale de la production
Source ADEME
44
83/58
05 décembre 2007
- Vente du surplus
Source ADEME
45
05 décembre 2007
- Système sécurisé par batteries
Source ADEME
46
84/58
05 décembre 2007
- Autoconsommation
totale
Source ADEME
47
05 décembre 2007
Dimensionnement d’une installation PV réseau
La puissance crête Pc du champ photovoltaïque
Suivant la surface et rendement des modules,
La puissance crête est donnée pour une
irradiation lumineuse IG0 de 1kW/m²
Surface de 10 m²
Rendement η= 10%
Pc = IG0
. S . η
Pc = 1 kWc
48
85/58
05 décembre 2007
Onduleurs
Défini par sa puissance et son rendement : 90 à 95%
Câblage électrique
Section et résistance ohmique : pertes inférieures à 1%
Effet de la température sur la puissance électrique délivrée par
les modules photovoltaïques (-0,4% par °C) , pertes de 10% à 20%
Rendement k de l’installation électrique
k = 0,75
49
05 décembre 2007
Irradiation globale dans le plan,
noté IGP en kWh/m² . an
IGP est fonction de :
- Lieu et de sa météo
- Masques lointains (relief)
- Masques proches (arbre, immeuble)
- Orientation et inclinaison du plan des capteurs
- De l’albédo
(logiciel MétéoNorm …)
50
86/58
05 décembre 2007
Influence de l’orientation et inclinaison du plan des capteurs
sur l’irradiation solaire annuelle (France).
Inclinaison :
horizontal
30°
60°
vertical
Orientation Sud
93%
100%
91%
68%
Sud-est ou sud-ouest
93%
96%
88%
66%
Est ou ouest
93%
90%
78%
55%
51
05 décembre 2007
Énergie électrique Ea produite par an en kWh par an
Ea = IGP . Pc . k
Note : IGP peut être considéré comme
un fonctionnement de x heures à 1 kW /m²
Logiciels de simulation :
PV*SOL (www.valentin.de)
PV-SYST (www.pvsyst.com)
52
87/58
05 décembre 2007
EXEMPLE Lyon :
Irradiation globale horizontal : 1 255 kWh/m² par an
IGP sur un plan incliné à 30° vers le sud : 1 336 kWh/m² par an
(1 336 heures avec une irradiation de 1 kW/m²)
Installation photovoltaïque de puissance crête de 1 kWc (10 m² et η= 10%)
Rendement électrique k de 75 %
Production annuelle : Ea = 1 336 . 1 . 0,75 = 1 002 kWh/m²
soit 1 000 heures de fonctionnement à la puissance crête de 1 kW
(Conso moyenne en électricité spécifique d’un foyer en France : 3 000 kWh/an)
53
05 décembre 2007
Limites :
- Surface disponible, exposition solaire
- Équivalent à la consommation sur l’année
- Capacité et accessibilité du réseau électrique
- Architecte des bâtiments de France
- Limite financière et rentabilité
- Accessibilité pour les travaux
- Contraintes mécaniques (poids sur la toiture, vent, neige, …)
- Contraintes d’intégration
54
88/58
05 décembre 2007
Coût des installations photovoltaïques :
Puissance de
l’installation
Pose au sol ou sur Intégration
toiture
toiture
Intégration
verrière
1 – 3 kWc
7 à 8 €/Wc
7 à 13 €/Wc
3 – 10 kWc
6 à 7 €/Wc
6,5 à 8,8 €/Wc
> 20 €/Wc
> 10 kWc
5,5 à 6,5 €/Wc
6,5 à 8 €/Wc
> 15 €/Wc
Source Hespul 2006
55
05 décembre 2007
-
Modules photovoltaïques
Onduleurs
Matériel électrique
Support
Installation
50%
15%
10%
10%
15%
56
89/58
05 décembre 2007
EXEMPLE pour Lyon
Installation photovoltaïque intégré de 10 kWc à 7 €/Wc
Énergie électrique produite Ea = 10 000 kWh / an
Maintenance de 1% de l’investissement initial par
Garantie d’achat sur 20 ans
Taux d’actualisation de l’argent de 3%
Prix de revient du kWh photovoltaïque : 0,54 € / kWh
NOTE : faire de la maîtrise de la consommation d’énergie
57
05 décembre 2007
Les aides pour le photovoltaïque en France
Les subventions :
- l’Europe : NON
- l’ADEME : NON (sauf projet innovant)
- La région : en RA bonification 0,2 €/kWh sous conditions
- Le département : en Isère 0,5 €/Wc sous conditions
- La commune : aides de certaines communes
- Voir aussi l’ANAH , EDF pour sites isolés (FACE)
Se renseigner auprès des Espaces Info Energie de l’ADEME
58
90/58
05 décembre 2007
Le tarif d’achat du kWh photovoltaïque :
Avant 2002 :
tarif d’achat = tarif de vente
2002-2006 :
Depuis 26 juillet 2006 :
France base Corse DOM Intégré
2006
0,30
0,40
0,55
2007
0,30526
0,40701
0,55964
59
05 décembre 2007
Aides de l’Etat :
- Crédit d’impôts pour les particuliers de 50% en 2006 sur le coût
du matériel, aides déduites avec un plafond de 16 000 € pour
un couple (cumulé de 2005 à 2009) sous conditions
- TVA à 5,5% sur habitations principales de plus de 2 ans et sur
toutes les installations PV de moins de 3 kWc
- Augmentation du COS si installation PV
60
91/58
05 décembre 2007
La loi et le photovoltaïque en France:
Directive Européenne: libéralisation du marché de l’électricité (décembre 1996)
Loi 2000-108 du 10 février 2000 relative au marché de l’électricité et à
l’obligation d’achat de l’électricité
Décret 2000-877 du 7 septembre 2000 relatif à l’autorisation d’exploiter
Décret 2000-1196 du 6 décembre 2000 fixant les catégories d’installations
Décret 2001-410 du 10 mai 2001 relatif aux conditions d’achat
Arrêté du 13 mars 2002 fixant les conditions d’achat d’électricité PV
Décret 2003-229 du 13 mars 2003 relatif aux prescriptions techniques
Arrêté du 23 décembre 2004 modifiant les conditions d’achat d’électricité PV
Arrêté du 10 juillet 2006 fixant les conditions d'achat de l'électricité PV
61
05 décembre 2007
Les (principales) normes applicables :
Modules PV : NF EN 61215 pour silicium cristallin
NF EN 61646 pour couche mince
Onduleurs :
DIN VDE 0126 (coupures secteur)
CEI 61000-3-2 (émission harmonique)
Foudre :
NF EN 61643-11 (Parafoudres basse tension)
Surtensions : NF EN 61173 (protection pour les systèmes PV)
Sécurité :
NF C15-100 (réseau électrique BT)
62
92/58
05 décembre 2007
Montage d’un projet photovoltaïque
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Demande du maître d’ouvrage
Pré étude de faisabilité technique et économique
Décision sur la réalisation du maître d’ouvrage
Appel d’offre, devis de réalisation
Comparatif entre les devis et choix
Réalisation et suivi des travaux
Réception des travaux (certificat de conformité)
Suivi des documents administratifs
Suivi production, maintenance et entretien
63
05 décembre 2007
Les démarches administratives :
- Déclaration de travaux ou permis de construire (ABF)
- Déclaration à la DIDEME d’exploitation d’une installation PV
(prime pour l’intégration)
- Demande de certificat à la DRIRE ouvrant droit à l’obligation
d’achat
- Demande de raccordement à l’ARD grand Centre (Devis pour
les travaux de raccordement, 300 à 1 500 €, location compteur
50€/an)
- Demande de contrat d’achat d’énergie PV (date faisant fois
pour le tarif d’achat)
- Demande d’aides
64
93/58
05 décembre 2007
Maintenance :
Maintenance préconisée : nettoyage une à deux fois par an des modules PV,
enlever la neige, suivre et vérifier la production électrique.
Suivi de la production : possibilité de suivre la production par un système
électronique et de mettre une alarme (envoi email par modem)
Possibilité d’un contrat de maintenance (pertinence ?) :
vérification câbles, serrage, nettoyage … 1 fois par an
IMPORTANT : alarme en cas de défaut de production
Principale risque : changer l’onduleur une fois durant la vie de l’installation PV
65
05 décembre 2007
Garantie du matériel
Garantie sur la puissance crête des modules photovoltaïques : de
20 à 30 ans à 80% de la puissance crête d’origine
Garantie sur le matériel 2 à 5 ans
2 à 5 ans sur les modules PV et les onduleurs
1 à 2 ans sur la connectique
66
94/58
05 décembre 2007
Garantie de résultat
Irradiation solaire moyenne sur 10 ans (Météo France)
Possibilité de garantir une production électrique minimale
Assurance pour le maître d’ouvrage de la rente économique
Facilité de vérifier le respect de la production (compteur EDF)
Pénalité en cas d’objectif non atteint
67
05 décembre 2007
Analyse du cycle de vie (silicium) :
Silicium : 27,7 % de la croûte terrestre (SIO2)
(Pour les autre technologies, limitation avec les éléments rares)
Purification du Silicium (10-9) par chimie (Acide Chloré, SiH4))
Tirage en lingots énergétivore (3 kWh par Wc pour poly-Si)
(temps de retour énergétique = 3 ans pour du poly-Si)
Pas d’émission de CO2 durant la vie mais beaucoup durant
la fabrication (équivalent 50-150 gr de CO2 / kWh suivant étude EDF)
Recyclage, possibilités moyennes de recycler les modules mono ou poly cristallin
68
95/58
05 décembre 2007
Le photovoltaïque dans le bâti
Composants de construction intégrant du photovoltaïque
Montés sur un bâtiment
Assurant la fonction de production
d’énergie électrique combiné à
d’autre fonction comme l’étanchéité
ou brise soleil
Spécificité française :
l’intégration pour les 0,55 €/kWh
69
05 décembre 2007
Composants de construction intégrant du photovoltaïque
Précautions à prendre :
Bonne exposition (30° sud)
Bonne ventilation (-0,4% / °C)
Attention aux masques
Attention aux formes courbes
Accessibilité travaux et maintenance
Passage de la connectique
Proximité des onduleurs
Double fonctions de production d’électricité et d’air chaud
Sécurité des usagés
Études conjointes avec BE
70
96/58
05 décembre 2007
Composants intégrant du photovoltaïque
Les modules photovoltaïques classiques
Gamme standard 20 à 200 Wc, 12 18 ou 24 V
Avec cadre alu standard
Sans cadre alu
Avec cadre alu spécifique pour intégration
« Bon marché »
Quelques couleurs
71
05 décembre 2007
Les tuiles et ardoises
Exemple tuile Imérys de 0,5 m² , 50Wc
(Kit de 20 tuiles, 1 kWc à 8 500 €HT)
Exemple tuile Sunslate de 0,123 m², 13,3 Wc
(2,9V x 4,5A ; 36,6 kg /m²)
« Assez cher »
72
97/58
05 décembre 2007
Les membranes souples
Exemple ALWITRA , couche mince triple jonction
42 Wc /m², largeur 1 et 1,5m , longueur 3,3 et 6m
Épaisseur 4,6 mm ; 4,3 kg par m²
Exemple Flexcell
Membrane souple PV de rendement 4% ,
Se veut bon marché et facilement intégrable
dans les éléments de Construction
73
05 décembre 2007
Les bacs acier standards
Exemple THYSSEN Solartec
64 ou 128 Wc ;
largeur 0,42 m ; longueur 2,9 ou 5,8 m
Épaisseur de la tôle acier 0,75 mm
Autres sources : Unimétal, Arval, Sunland21
74
98/58
05 décembre 2007
Les modules bi-verre
Exemple PhotoWatt PWX500-12
50 Wc , 12V
largeur 0,462 m ; longueur 1,042 m, épaisseur 3,9 cm
Poids d’un module : 9,2 kg
Autre source : Ténésol en France
75
05 décembre 2007
Mise en œuvre directe des modules PV
Simple mais nécessite une structure
Finition moyenne
76
99/58
05 décembre 2007
Mise en œuvre de modules photovoltaïque
en sur imposition toiture
Simple à mettre en œuvre sur
de l’existant
Coût faible mais peu esthétique
77
05 décembre 2007
Mise en œuvre spécialement adapté
pour une intégration toiture
Adapté pour de l’existant
Moyennement esthétique
78
100/58
05 décembre 2007
Mise en œuvre de tuiles
ou d’ardoise photovoltaïque
simple sur de l’existant
Diminution des coût sur du neuf
Câblage important
Résultat esthétique sauf pour la couleur
79
05 décembre 2007
Mise en œuvre de tôle acier
intégrant du photovoltaïque
Pour bâtiment neuf industriel, commercial
S’utilise aussi en sur imposition dans
le cas de toiture amiante
Permet éventuellement un rayon de courbure
suivant le technologie photovoltaïque utilisée
80
101/58
05 décembre 2007
Mise en œuvre de membrane d’étanchéité
intégrant un film souple photovoltaïque
Pour bâtiment industriel ou commerciaux
Pente 2 % mini pour écoulement de l’eau
Problème de stagnation des poussières
Bonne solution pour les grandes surfaces plates et avec un
rayon de courbure, attention aux contraintes d’ensoleillement
81
05 décembre 2007
Mise en œuvre des modules bi verres
Pour bâtiment tertiaire
avec grandes verrières
Structure lourde
permet un rayon de courbure assez grand
Excellente esthétique
82
102/58
05 décembre 2007
Éligibilité à la prime d’intégration
Toiture terrasse ou sheds
Bacs à 30° orienté sud (meilleure production)
NON
Source : www.industrie.gouv.fr/energie/electric/pdf/guide-integration.pdf
83
05 décembre 2007
Surimposition toiture
(bonne ventilation)
NON
84
103/58
05 décembre 2007
Brise soleil sans baies vitrées
de même que les pergolas et les préaux
NON
85
05 décembre 2007
Brise soleil
OUI
86
104/58
05 décembre 2007
Allège
OUI
87
05 décembre 2007
Verrières
OUI
88
105/58
05 décembre 2007
Garde-corps de fenêtres de balcon ou de terrasse
OUI
89
05 décembre 2007
Bardage
OUI
90
106/58
05 décembre 2007
Mur rideau
OUI
91
05 décembre 2007
Tuiles et ardoises photovoltaïques
(attention à la ventilation)
OUI
92
107/58
05 décembre 2007
Modules photovoltaïques avec
un système de fixation conçu
industriellement
OUI
93
05 décembre 2007
Membrane souple photovoltaïque
OUI
94
108/58
05 décembre 2007
Photovoltaïque au Japon à Ota , 550 maisons - 2,2MWc
95
05 décembre 2007
Gare de Mataro en Espagne
96
109/58
05 décembre 2007
Gare de Lehrter à Berlin – 100 kWc
97
05 décembre 2007
Lycée du Grésivaudan à Meylan (38) – 44,6 kWc
98
110/58
05 décembre 2007
Bibliographie
-
-
Systèmes photovoltaïques raccordés au réseau, Guide de rédaction du cahier
des charges techniques de construction à destination du maître d’ouvrage de
l’ADEME (nouvelle édition de novembre 2007)
Photopiles Solaire de Alain Ricaud , presses polytechniques et universitaires
romandes
Energie solaire photovoltaïque : le manuel du professionnel de Anne
Labouret et Michel Pierre Villoz, ed Dunod
Guide pratique du solaire photovoltaïque de Jean Paul Louineau, éditeur
Systèmes Solaires.
Cellules solaires de Anne Labouret, Pascal Cumunel, Jean-Paul Braun et
Benjamin Faraggi - Editions techniques et scientifiques françaises (ETSF)
99
05 décembre 2007
Weebographie
-
Site de l’INES Éducation : http://www.ines-solaire.com/
-
Site du logiciel CalSol de l’INES Éducation : http://ines.solaire.free.fr/
-
Site de l’ADEME : http://www.ademe.fr
-
Site de Hespul : http://www.hespul.org/
-
Site du gouvernement (intégration) :
www.industrie.gouv.fr/energie/electric/pdf/guide-integration.pdf
-
Site du CLER : http://www.cler.org
Espace Info Energie : 0 810 060 050
100
111/58
05 décembre 2007
101
Les évolutions futures : Autres pistes
• Capteurs à concentration, à tubes sous vide,…
• Production d’électricité thermodynamique
• Stockage intersaisonnier (souterrain), réseaux de chaleur
solaires
• Froid solaire
• …
42
112/58

Présentation des technologies solaires

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