EREC 2002
« ENERGIES RENOUVELABLES ET COGENERATION POUR LE DEVELOPPEMENT DURABLE EN AFRIQUE »
SEMINAIRE ATELIER
SESSION COGENERATION
Sous le haut patronage de : • Ministère de l’Enseignement Supérieur du Cameroun
• Ministère des Mines, de l’Eau et de l’Energie, Cameroun
1
Introduction à la cogénération
• Principe thermodynamique
• Intérêt énergétique
• Technologies
• Cogénération biomasse
• Etude de cas
O. Squilbin 19/12/2002 EREC 2002, Yaoundé
Le second principe de la thermodynamique
Source chaude
Tchaud
Source froide
T froid
CYCLE Energie mécanique
Cycle idéal (Carnot)
froid
chaud
TTmax 1η = −
2
Une économie potentielle en énergie primaire
35
50100
COGEN moteur
Gaz Naturel
35
50
TGV G.N.55 %
CHAUD G.N.90%
Economie en énergie primaire : 1 - 100 / 120 = 17 %
64
56
120
En pratique, dépend également :
- du dimensionnement de l'installation
- du mode d'exploitation de l'installation
Nature des besoins en chaleur
• Besoins saisonniers :
Climatique (chauffage / froid ) :
hôpitaux, piscines,centres sportifs, bureaux,écoles, centres commerciaux….
Cas particulier : sucrerie (betteraves)
• Besoins continus :
industries chimiques, pétrolières, cimenteries, métallurgie
brasseries, agro-alimentaire, textile, papeteries, séchage
horticulture (serres)
3
Type de chaleur cogénérée
• Eau chaude ( ..30……90… °C)
• Eau chaude sous pression (….150…180 °C)
• Vapeur saturée humide ou légèrement surchauffée BP (…1..3..bar)
• Vapeur saturée humide ou légèrement surchauffée MP (…5…10…bar)
• Vapeur HP surchauffée ( ex: 110 bar, 525 °C)
• Huiles minérales
Technologies disponibles
• A partir d'une turbine à vapeur
• A partir d'une turbine à gaz
• A partir d'un moteur à combustion interne
• A partir d'un moteur Stirling
• A partir d'une pile à combustible
Puissance de 1 kWe à …..500 MWe….. limite = besoins de chaleur
4
Production d'électricitéà partir d'une turbine à vapeur
EXTRACTION - CONDENSING CHP
pmax= 180 bar ηsitmax= 540 °C 0,9
pextr= 8 bar
pcond= 0,06 bar
FUEL
POWER
HEAT
Y
X Y-X
1 2 3
4
COLD END
TURBINE A CONDENSATION
Y
Rendement électrique : 20….45 %
Performance des centrales au bois
Electrical efficiency of wood power plants based on steam cycles
0%
10%
20%
30%
40%
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Electrical power - MWel
Elec
tric
al e
ffici
ency
- %
New power plants (after 1990)
Old power plants (before 1985)
Source : Woodsustain, 2000, UCL-GEB
5
Cogénération à partir d'une turbine à vapeur
EXTRACTION - CONDENSING CHP
pmax= 180 bar ηsitmax= 540 °C 0,9
pextr= 8 bar
pcond= 0,06 bar
FUEL
POWER
HEAT
Y
X Y-X
1 2 3
4
COLD END
TURBINE A CONTRE-PRESSION
Centrales à bois :
Rendement chaudière : 80%Rendement électrique : 10…20%
Cogénération à partir d'une turbine à vapeur
EXTRACTION - CONDENSING CHP
pmax= 180 bar ηsitmax= 540 °C 0,9
pextr= 8 bar
pcond= 0,06 bar
FUEL
POWER
HEAT
Y
X Y-X
1 2 3
4
COLD END
TURBINE A PRELEVEMENT ET CONDENSATION
Centrales à bois :
Rendement chaudière : 80 %Rendement électrique : 20…30 %
6
Plage de fonctionnement
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
HEAT OUTPUT
ELEC
TRIC
ITY
OU
TPU
T
zone Izone IIzone IIIzone I'zone I''
Cogénération à partir d'une turbine à gaz
Source : COGENSUD, 2000
7
Performance des turbines à gaz
15
20
25
30
35
40
45
0 50 100 150 200 250 300 350GT net plant output (MW)
Effic
ienc
y (%
LH
V)
Industrial
Aeroderivatives
Heavy Duty
Source : Gas Turbine World Handbook, 2002
Production de vapeur
8
9
10
11
12
13
14
15
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100p vap [bar]
m v
ap [k
g/s]
250 °C 300 °C 350 °C 400 °C 450 °C 500 °C 525 °C
8
Cycle combiné gaz - vapeur
Source : SPE Rendement électrique : 40..45%
Cogénération par turbine à gaz
AMOCOAMOCOAMYLUMAMYLUMBayerBayerDegussaDegussaEssoEssoKNPKNPLangerbrugge Langerbrugge 20 + 3020 + 30MonsantoMonsantoPetrofinaPetrofinaPhenolchemiePhenolchemieSolvaySolvayVandemoorteleVandemoorteleV.P.K.V.P.K.Zeebrugge Zeebrugge DistrigazDistrigaz
Total :Total :
45 45 MWeMWe454542424242363638385858424212612623239090222212123939
660 660 MWeMWe
LM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDLM 6000 PDFrameFrame 66LM 6000 PDLM 6000 PDFrameFrame 66LM 6000 PDLM 6000 PD3 LM 6000 PD3 LM 6000 PDGT 10GT 102 LM 6000 PD2 LM 6000 PDLM 2500LM 25002 2 TempestTempestLM 6000 PBLM 6000 PB
50 50 MWthMWth40405050505060604747434350501501503838120120252517174747
787 787 MWthMWth
Source Electrabel 2000
9
Cogénération à partir de moteur
Sources de chaleur Températures[°C]
IntercoolerHuileEau Echappement
30 - 8075 - 9575 - 120
400 - 550
Récupération de chaleur sur un moteur : principe
10
Rendement électrique des moteurs à gaz
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000Elektrisch vermogen [kWe]
Elek
tris
ch re
ndem
ent [
%]
Source : VITO, 2001
Rendement thermique des moteurs à gazTempérature retour = 70 °C
Source : VITO, 2001
0 .0
1 0 .0
2 0 .0
3 0 .0
4 0 .0
5 0 .0
6 0 .0
7 0 .0
8 0 .0
9 0 .0
10 0 .0
0 .0 10 .0 20 .0 30 .0 40 .0 50 .0 60 .0 70 .0 80 .0 9 0 .0 1 0 0 .0
E lek tris c h re n d e m e n t [% ]
Ther
mis
ch re
ndem
ent [
%]
11
Source : VITO, 2001
Rendement thermique des moteurs à gazTempérature retour = 90 °C
0 .0
1 0 .0
2 0 .0
3 0 .0
4 0 .0
5 0 .0
6 0 .0
7 0 .0
8 0 .0
9 0 .0
1 0 0 .0
0 .0 1 0 .0 2 0 .0 3 0 .0 4 0 .0 5 0 .0 6 0 .0 7 0 .0 8 0 .0 9 0 .0 1 0 0 .0
E le k t r is c h re n d e m e n t [% ]
Ther
mis
ch re
ndem
ent [
%]
Source : VITO, 2001
Rendement thermique des moteurs à gazTempérature retour = 110 °C
0 .0
1 0 .0
2 0 .0
3 0 .0
4 0 .0
5 0 .0
6 0 .0
7 0 .0
8 0 .0
9 0 .0
1 0 0 .0
0 5 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0
E le k tr is c h v e rm o g e n [k W e ]
Ther
mis
ch re
ndem
ent [
%]
12
Rendement électrique des moteurs diesel
Source : VITO, 2001
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Elektrisch vermogen [kWe]
Elek
tris
ch re
ndem
ent [
%]
BUWal / GCBUWal / GC
En service77 moteurs ou 103,5 MWe
En construction25 moteurs et 1 turbine ou 24,7 MWe
BressouxBressoux
SpanoluxSpanolux
SwedeponicSwedeponicMinerveMinerve IREIRE
VésaleVésale
UCLUCL
MontzenMontzenLaboThissenLaboThissenParadisioParadisio
CHRCHR--NamurNamur
Source Electrabel 2000
Cogénération par moteurs
13
BUWal / GCBUWal / GC
EDU + R&D15%
INDUSTRIE14%
SERRISTES52%
AUTRES10%
SANTE7%
LOISIRS1%
BUREAUX1%80 MWe
Avril 2000
Source Electrabel 2000
Cogénération en distribution
Pour aller plus loin• Région wallone : www.cogensud.be
http://energie.wallonie.becD-ROM "La cogénération : Guide pour les petites et moyennes installations"Guide de pré-faisabilité "Installer une cogénération dans votre établissement"COGENsim"Un logiciel de simulation technico-économique de votre cogénération
• COGEN Europe www.cogen.orgEDUCOGEN - An Educational Tool for CogenerationPROSMACO – Promotion of small-scale cogeneration in rural areas through a number of pilot actions
• Nations-Unies www.unescap.org/enrd/energy/co-gen
1
La cogénération à partir de moteurs à LLN
RD&D - Unité de thermodynamique et Groupe Energie Biomasse
• MICRO G.N. 5 kWe 12,5 kWth
• MINICOGEN BOIS BOIS 20 kWe 50 kWth
• REGAL BOIS 300 kWe 540 kWth
Chauffage urbain de LLN
• Electrabel / Sedilec G.N. 9,5 MWe 10 MWth
Moteur SENERTEC "DACHS" (D)
Installation KULeuven -TME
Dimensions : L 106 x l 72 x H 100 cm / Poids : 520 kg
2
Moteur SENERTEC "DACHS" (D)Fuel gaz naturel (Low NOx) / LPG, fioul, biodieselPuissance électrique 5 kWePuissance thermique 12.3 kWthRendement 26 % él. + 63 % th.
Monocylindre 579 cm3
Emissions Catalyseur d'oxydation5%O2 NOx < 135 mg/Nm3 (Low Nox) 350 mg/Nm3
CO < 22..24 mg/Nm3NMHC < 150 mg/Nm3
Echappement 140 °C60 °C si option condensation
T retour max 70 °CT aller max 83 °C
Moteur ECOPOWER (CH) - Valentin (D)
Dimensions : L 137 x l 76 x H 108 cm / Poids : 390 kg
Echangeur de chaleur à plaques Génératrice Bloc moteur
Eau chaude
Eau froide
Echangeur de chaleur gaz d'échappement
3
Moteur ECOPOWER (CH) - Valentin (D)
Fuel gaz naturel / propanePuissance électrique 2.0 – 4.7 kWePuissance thermique 6.0 – 12.5 kWthRendement 25% él. + 65% th.
Monocylindre 270 cm3 (Briggs & Stratton)Excès d'air λ = 1Vitesse 1700 – 3600 rpm
Emissions Catalyseur 3-voies5%O2 NOx < 70 mg/Nm3
CO < 400 mg/Nm3
Echappement 90… 120 °C (condensation)T retour max 60 °CT aller max 75 °C
Moteur Stirling idéal
AB
BC
DA
CD
Diagramme pV du cycle idéal de Stirling [Stouffs, 1997]
Phases correspondantes
4
Moteurs Stirling cinématiques
SOLO 161 : Electricité : 9 kWe rdt 25 % Chaleur : 24 kWth rdt 65 %
Solo 161
Refroidisseur
Réchauffeur
Chambre d’expansion
Cylindre d’expansion
Générateur
Regénérateur
Entrée de fluideréfrigérant
Chambre decompression
Cylindre decompression
5
Moteurs Stirling cinématiques
Whispergen (NZ) Electricite 1 kWe rdt = 15%Chaleur 5 kWth rdt = 75%
Sigma (SE)Electricite 3 kWe rdt 20..25%Chaleur 9 kWth
Piles à combustible
FC-Stack
Control-unit
Interface
Reformer
Additional heating
appliance
Vaillant
Electricité : 4,6 kWerdt = 35 %
Chaleur : 7 kWth rdt = 45 %
Appoint : 25-50 kWthrdt ?
6
20 kWe – 55 kWth Mini-CHP testing unit
Besoins énergétiques de l’UCL à LLN
Chaleur• Réseau de chauffage urbain• 52.2 MWth• 210 000 GJth/an• 50 MBEF/an
Electricité• 30 GWh/an• 7.3 MWe• 90 MBEF/an
7
Réseau de chauffage de LLN
Chaufferie
Chaufferie
Réseau de chauffage de LLN
8
Chaufferie UCL avant cogénération
Réseau de chauffage urbain LLN
Collecteur départ Collecteur retour
5.8 MW 11.6 MW 11.6 MW23.2 MW
52.2 MWth
210 000 GJth/an
1100m3/h
3 bar
3800 m
3000 m3 H2O
70 - 90 °C90 - 103 °C
Chaudières d’appoint au G.N.
9
0
5
10
15
20
25
-10 -5 0 5 10 15 20 25
Température extérieure (°C)
Puis
sanc
e fo
urni
e (M
Wth
)
Source Electrabel 2000
Normalisation des besoins en chaleur
0
5
10
15
20
25
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Fréquence cumulée (h/an)
Bes
oins
ther
miq
ue u
tile
MW
th
Source Electrabel 2000
Etablissement de la courbe monotone de chaleur
10
0
5
10
15
20
25
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Fréquence cumulée (h/an)
Bes
oins
ther
miq
ue u
tile
MW
th
COGENERATION
Source Electrabel 2000
Etablissement de la courbe monotone de chaleur
Pélectrique = 9,254 MwePthermique = 8,2 .... 9,9 MWth
U = 3.150 h / an
Consommation G.N. : 291.500 GJ / an
Rendement électrique net : 39 %
Rendement chaleur net : 39 %
CO : 175 ... 205 ... 265 mg/Nm3 dry 5%O2
NOx : 325 ... 379 ... 432 mg/Nm3 dry 5% 02
Bruit : 82 dBA (int.) 72 dBA (ext.)
Source Electrabel 2000
Centrale de cogénération de LLN
11
Chaufferie UCL avec cogénération
Réseau de chauffage urbain LLN
Collecteur départ Collecteur retour
5.8 MW 11.6 MW 11.6 MW
3 x 3.3 MW
90 - 103 °C70 - 90 °C
70 - 73 - 83 °C
90 - 93 - 103 °C
MAG : Wärtsilä 18 V 220 SG genset
P electrique : 3.140 kWP thermique : 3.300 kWPression G.N. : 4 barAlternateur : 11,8 kVAlésage / Course : 220 mm / 240 mmTaux de compression : 11:1Vitesse de rotation : 1.500 rpmTurbo compresseur
Puissance par cylindre : 182 kWPme : 16 bar
Mélange pauvre (λ = 2,1)Préchambres d ’allumageGestion électronique (injection G.N. par cylindre, contrôle du cliquetis,...)
12
MAG : Wärtsilä 18 V 220 SG genset
Excès d’air
Moteur CW - 18V220 - 3140 kWe - 3300 kWth
13
Moteur CW - 18V220 - 3140 kWe - 3300 kWth
Récupération de chaleur sur le moteur
70 °CHuile
Eau HT
73 °C
80 °C
91 °CFumées
390 °C 120 °C
Eau BT
CW 18V220 SGCW 18V220 SG
75 °C
90 °C40 °C 42 °C
46 °C
100 °C 87 °C3 140 kWe
3 300 kWth
14
Récupération de chaleur sur le moteur
83…93 °C
Huile
Eau HT
Fumées390 °C 120 °C
Eau BT
CW 18V220 SGCW 18V220 SG
75 °C
90 °C40 °C 42 °C
46 °C
100 °C 87 °C3 140 kWe
2 731 kWth
90 °C
93…103 °C
Echangeurs de chaleur : fumées
15
Echangeurs de chaleur : eau HT – Huile - eau BT
Aéroréfrigérants : eau BT - Huile
16
Bilan groupe de cogénération Pe = 3.2 MWe Pth = 3.3 MWth
Electrical41,0%
Exhaust recovery24,2%
Generator losses1,5%
Water LT4,4%
Exhaust losses + unburnt
6,5%
Engine radiation3,1%
Water HT13,1%
Lube Oil6,2%
Intérêt cogénération ? Une économie en énergie primaire
121
43CHAUD
UCL
94 %3
46
100
41
43
COGEN
16
7541
TGV
55 %
34
ECONOMIE = 1 - 100 / 121 = 17 %
17
Bilan groupe de cogénération Pe = 3.2 MWe Pth = 2.7 MWth
Electrical41,0%
Exhaust recovery24,2%
Generator losses1,5%
Water LT4,4%
Exhaust losses + unburnt
6,5%
Engine radiation3,1%
Water HT13,1%
Lube Oil6,2%
Intérêt cogénération ? Une économie en énergie primaire
113
36CHAUD
UCL
94 %2
38
100
41
36
COGEN
23
7541
TGV
55 %
34
ECONOMIE = 1 - 100 / 113 = 11 %
18
Bilan installation de LLN
Sans cogen :
Chaudières 250 000 GJ 210 000 GJth 0 GWhCentrale TGV 202 000 GJ - 28 GWhTotal 452 000 GJ 210 000 GJth 28 GWh
Avec cogen :
Moteurs 291 000 GJ 112 000 GJth 28 GWhChaudières 117 000 GJ 98 000 GJth 0 GWhTotal 408 000 GJ 210 000 GJth 28 GWh
Economie Combustible 44 000 GJ/anEmissions de CO2 évitées 2 245 tonnes/anEconomie UCL 20 MBEF/anInvestissement EBL 160 MBEF
Gaz Naturel Chaleur Electricite
1
La cogénérationà partir de biomasse
Etude de cas
Utilisation rationnelle de la ressource renouvelable
35
50100
COGEN moteur
Gaz Naturel
35
50
TGV G.N.55 %
CHAUD G.N.90%
Economie en énergie primaire : 1 - 100 / 120 = 17 %
64
56120
10025
50COGEN
BOIS63
12663
50 CHAUD BOIS80%
25CO-COMB
CHARBON/BOIS40 %
Economie en énergie primaire : 1 - 100 / 126 = 21 %
2
Une réduction maximale des émissions de CO2
Economie en CO2 : 1 - 100 / 698 = 86 %
100694
1388COGEN
BOISkgCO2
384698
314kgCO2
1388 CHAUD G.N.90%
694TGV G.N.
55 %kWhe
kWhth
Economie en CO2 : 1 - 100 / 120 = 17 %
141
201100
COGEN moteur
Gas NaturelkgCO2
64
56120 kgCO2
141
201
TGV G.N.55 %
CHAUD G.N.90%
kWhe
kWhth
FLUE GAS
T=520°C
Bilan énergétique de l'installation REGAL
•Pwood = 1300 kW ηgasifier = 75 %
•Pel = 320 kWe ηelectricity = 25 %
•Pth = 570 kWth ηheat = 44 %
RAW GAS
T=500°C
257 kg/h wood
CLEAN
GAS
T=30°C
P=115 kW
STACK
T=120°C
P=183 kW
P=211 kW P=61 kW
90 / 70 °C
3
WENVAL
Valorisation de résidus de bois par gazéification
pour la production combinée d’électricité et de chaleursur le site de la menuiserie
«Escaliers Michel PREUD’HOMME»
SITUATION EN 1997
4
Filières Valorisation résidus bois
Electricité Chaleur Séchage
Gazogène +
groupe électrogène
-
Gazogène +
groupe cogénération
Chaudière bois -
Cogénération G.N. -
Solutions envisagées
Caractéristiques des résidus de bois
CHUTES COPEAUX SCIURES
440 tonne/an 165 tonne/an 165 tonne/an
longeur ≤ 2...3 m
épaisseur = 42 mm
φ > 5 mm φ < 5 mm
• Propres: exempts de composés chimiques de traitement(colles, vernis, peintures,...) ou d’autres matériaux(clous, fixations, plastiques,...)
• Humidité: 12%
• Classification:
• Récolte
Chutes: manuelleCopeaux et sciures : centrale d’aspiration
5
CONDITIONNEMENT DU BOIS
HUMIDITÉ = 12 %
⇒ séchage inutile
GRANULOMÉTRIE = SCIURES, COPEAUX, CHUTES
⇒ broyage des chutes⇒ criblage des sciures et copeaux⇒ densification des sciures
UCL- Groupe Energie Biomasse
6
Projet WENVAL
Stratégie énergétique pour la cogénération ?
Choix orientation autonomie en électricité
1. Suivi de la demande en électricité
optimisation du diagramme de charge
2. Inadéquation entre production et besoin en chaleur
gestion des séchoirs
stockage de la chaleur cogénérée
Orientation chaleur valorisation de 70% des déchets
Orientation électricité valorisation de 100% des déchets
7
Optimisation du diagramme de charge
0
50
100
150
200
250
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
heures
kW
Réserve pointe
1997
broyeurdensifieuse
séchoirs
soufflante gazogène
Stratégie énergétique pour la cogénération
Autonomie en électricité
1. Suivi de la demande en électricité
optimisation du diagramme de charge
Puissance installée 300 kWe
Puissance minimale 75 kWe
8
Fonctionnement du groupe gazo-électrogène
0
50
100
150
200
250
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
heures
kW
COGEN-WENVAL
0
50
100
150
200
250
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
heures
kW
COGEN-WENVAL
J o u r -s e m J o u r -W E6 h e u r e s 1 2 h e u r e s
Périodes de faible activité (P < 75 kWe)
Modes de fonctionnement en périodes de faible activité1. Arrêt groupe de cogénération
91 % besoins électriques sont satisfaits
88 % résidus de bois sont valorisés
2. Suivi de la charge avec groupe de cogénération (P < 75 kW)
98 % besoins électriques sont satisfaits par lacogénération100 % résidus de bois sont valorisés
3. Vente du surplus au réseau (P = 75....300 kW)95 % besoins électriques satisfaits par lacogénération100 % résidus de bois sont valorisés8 % électricité produite est vendue au réseau
9
SECHAGE DU BOIS
Besoin en séchage : 2500 m3 anhydre /an (42 mm, Hêtre / Movingui)H : 65% 12%
Séchoirs : air chaud climatisé - moyenne temp. - à caseCATHILD INDUSTRIE 2 x 75 m3 cap. utile
Cycle de séchage : 488 heures (16 cycles / an)25 tonnes H2O /cycle
Besoin en chaleur : Eau surchauffée 95/75 °C (air chaud 65 °C)5 kWth / m3 cap. utile (355 kWth par séchoir)4180 kJ/kg eau évaporée3600 GJ/an
Besoin en ventilation : 0,24 kW / m3 cap. utile (18 kW par séchoir)0,25 kWh/kg eau évaporée200 000 kWh /an
E/Q 0,2
SECHAGE PAR AIR CHAUD CLIMATISESECHOIR « A CASE »
10
ETUDE DE CAS : CYCLE DE SECHAGE
0
50
100
150
200
250kWth
jours
PHASE1
Préchauffage
PHASE 2 > saturation fibres
PHASE 3 < saturation fibres
5 10 15 20
ETUDE DE CAS : DECALAGE DES CYCLES DE SECHAGE
0
50
100
150
200
250
300
350
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
hours
kWth
Séchoir 2Séchoir 1Séchoir 1+2
11
ETUDE DE CAS : MONOTONE DE DEMANDE EN CHALEURSéchage par air chaud climatisé à moyenne température - Séchoirs à case (discontinu)
0
50
100
150
200
250
300
350
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000hours
kWth
Pmax = 302 kWth
Q = 3553 GJ/an
U = 3265 heures
Inadéquation entre production et besoin de chaleur
0123456789
10111213141516171819202122232425
0 7 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 84 91 98 105 112 119 126 133 140
jours
GJ
demande chaleur séchoirsproduction de chaleur cogen
12
Inadéquation entre production et besoin de chaleur
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
heures
GJ
chaleur COGENSéchage phase 1Séchage phase 2Séchage phase 3
Stratégie énergétique pour la cogénération
Inadéquation entre production et besoin en chaleur
A. Décalage sur un cycle de séchage (Phase 1 et WE)
Chaudière d’appoint G.N.Sans stockage 12%Avec stockage 6% (capacité 50 000 litre)
Réservoir d’accumulation d’eau chaude (95°C)de 100 000 litre
B. Décalage sur une journée
Avec stockage 0% (capacité 50 000 litre)
13
Bilan énergétique filière WENVAL
Utilisationdu potentiel
Autonomie%
ηglobal%
Electricité 100 % 91 22
Chaleur 68 %(85 %)
94 28(35)
Emissions de CO2 évitées
450...550 tonnes CO2 /an
RENTABILITEDurée de vie ans 15
Investissement sans subsides kBEF 55 016Subsides % 37,5Investissement avec subsides kBEF 34 385Frais de remplacement total kBEF 1 900Investissement total kBEF 36 285
Facture Elec antérieure kBEF/an 2 169Besoin futur en Elec kWh/an 730 419Consomm. Elec réelle sur réseau kWh/an 146 814Elec produite par cogen kWh/an 583 605Coût appel Elec sur réseau kBEF/an 644Gain vente Elec au réseau kBEF/an 0Gain annuel sur facture Elec kBEF/an 1526
Quantité de bois séchée m2/an 2 500Coût antérieur du séchage BEF/m3 2 500Coût évité de séchage kBEF/an 6 250Coût charges perdues kBEF/an 1 045Besoin en chaleur Gjutile/an 3 620Production de chaleur via chaudière G.N. minimale GJutile/an 210Production chaleur via chaudière G.N. GJutile/an 619Production de chaleur via cogénérateur / chaudière bois GJutile/an 3001Rendement chaudière % 90Coût en G.N. pour chaudière kBEF/an 206Gain annuel sur le séchage kBEF/an 4999
Coût O&M COGEN-GAZEL BEF/kWh ou GJ 0,6Frais variables annuels kBEF/an 350Frais fixes annuels kBEF/an 827
Résultat annuel kBEF/an 5347Temps de retour an 6,8
14
Comparaison avec les autres filièresDurée de vie (15 ans) WENVAL CHAUDIERE-BOIS COGEN-G.N
ELECCOGEN-G.N.
CHALEURInvestissement sans subsides (MBEF) 55 25 22 18
Subsides (%) 47,5 15 15 15
Investissement (MBEF) 29 21 19 15
Electricité auto-produite (kWh/an) 590 000 0 560 000 540 000
Coût G.N. cogen (kBEF/an) 0 0 1500 1275
Coût ELEC réseau (kBEF/an) 600 3200 600 1600
Gain vente ELEC réseau (kBEF/an) 0 0 0 330
Coût évité facture ELEC (kBEF/an) 1600 -1000 100 900
Chaleur auto-produite (GJ/an) 3000 3300 3000 3000
Coût évité de séchage (kBEF/an) 5000 5100 5000 3800
Coût évité annuel (kBEF/an) 5400 3250 4200 3750
Temps de retour (an) 5,7 6,5 4,8 4,4
Valorisation de résidus de bois par gazéification pour la production combinée
d'électricité et de chaleur sur le site d'une menuiserie pratiquant le séchage
du bois.
PROJET WENVAL, EC-LIFE 98 ENV/B/000271
O. SQUILBIN, F. BOURGOIS, Prof. J. MARTIN
UCL-GEB
I - CONTEXTE DU PROJET
Le présent projet propose de valoriser les déchets de bois de l’entreprise « Escaliers
Michel PREUD’HOMME » sous forme d’énergie électrique et thermique utilisables sur
place. Il s’agit de récupérer les chutes, sciures et copeaux de bois produits lors de la
fabrication d’escaliers et de portes. L’intérêt du projet est de transformer ces déchets en
énergie sur le lieu de leur production. La technique proposée se base sur la gazéification
du bois pour la production combinée de chaleur et d’électricité (cogénération).
Les avantages environnementaux sont principalement l’élimination directe des déchets
industriels de l’entreprise ainsi que l’utilisation d’une source d’énergie renouvelable
permettant de diminuer fortement les émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère.
Le contexte du projet présenté ci-après comprend (1) une introduction à la problématique
des déchets de bois, (3) un état de l’art de la valorisation énergétique des déchets de bois
et (4) la présentation générale des aspects environnementaux du projet.
I.1. Problématique des déchets de bois
I.1.1. Cas de l’entreprise PREUD’HOMME
Comme producteur d’escaliers et de portes en bois, l’entreprise PREUD’HOMME
effectue diverses opérations de traitement mécanique du bois de hêtre et de movingui. Le
sciage, le défonçage, le rabotage et le ponçage des 3000 m3 (2000 tonnes) de bois traités
chaque année génèrent 770 tonnes de déchets de bois par an. Ces déchets sont classés en
trois catégories suivant leur granulométrie (chutes, copeaux et sciures). Les sciures et les
copeaux sont récoltés par une centrale d’aspiration. Quant aux chutes, elles sont récoltées
aux différents postes de travail et sont stockées dans un conteneur. Tous les déchets de
107
bois sont propres, c’est-à-dire qu’ils sont exempts de composés chimiques de traitement
(colles, vernis, peintures) ou d’autres matériaux (clous, fixations, plastiques, etc.).
I.1.2. Aspects généraux du secteur des déchets de bois
Les déchets de bois occupent une place particulière dans la problématique générale des
déchets. Parfois ignorés ou sous-estimés dans les statistiques, leur valorisation pourrait
participer de manière importante à l’amélioration de notre environnement en stockant du
CO2 (valorisation matière) ou en évitant les pollutions causées par l’utilisation de
combustibles fossiles (valorisation énergie).
Parmi les déchets de bois non dangereux, on distingue principalement les produits
connexes de l’exploitation forestière (houppiers et premières éclaircies), de l’industrie de
la transformation (écorces, plaquettes, dosses et délignures, sciures, copeaux et chutes),
de l’emballage (palettes, cadres et caisses usagées) ainsi que de l’aménagement des
espaces verts et de l’agriculture. A ces déchets s’ajoutent les bois contaminés par des
métaux lourds et/ou des composés chlorés issus des secteurs de
la trituration, de la construction et de la démolition (poutres, panneaux, châssis, lambris,
billes de chemin de fer, poteaux, etc.).
En Belgique, la biomasse (le bois, les déchets verts, les effluents d’élevages, etc.) est une
ressource importante. Avec 11 PJ/an d’énergie primaire récupérée, le bois et les déchets
ligneux représentent déjà 90% des énergies renouvelables en Belgique6. Mais le potentiel
disponible estimé est de 3 à 5 fois plus important. Ailleurs en Europe, les déchets de bois
sont aussi largement sous-exploités.
Suivant les nouvelles directives en matière de déchets, la mise en décharge, bien
qu’encore pratiquée, doit être évitée. De même, les brûlis forestiers et agricoles ainsi que
les dépôts en forêt de déchets de bois devraient disparaître. Par contre, la valorisation
sous forme de matière et/ou sous forme d’énergie sont deux solutions qui permettent de
gérer durablement les ressources naturelles.
Actuellement, il apparaît que les déchets de meilleure qualité sont récupérés par
l’industrie de la trituration comme matière première des papeteries et des fabricants de
panneaux d’aggloméré. Seul le bois propre et bien trié peut être utilisé pour la production
de panneaux et de papier. De plus, le secteur de la trituration ne s’intéresse qu’aux stocks
6 Inventaire des énergies renouvelables en Belgique, Institut Wallon, 1996
108
de déchets importants, délaissant les plus petits producteurs. La valorisation matière ne
s’applique donc qu’à une partie des déchets ce qui explique la nécessité de développer
des technologies performantes pour la valorisation énergétique des déchets de bois.
Malheureusement, la récupération de l’énergie du bois est encore peu développée et
souvent peu efficace. Les rendements de conversion utiles sont faibles du fait de la
mauvaise gestion du potentiel et de l’inadéquation des technologies utilisées avec les
besoins en énergie.
I.2. Etat de l’art de la valorisation énergétique des déchets de bois
Malgré son intérêt socio-économique et environnemental, la valorisation énergétique des
déchets de bois est encore marginale en Belgique. Les technologies existantes ne sont pas
adaptées à une utilisation locale des déchets de bois visant à satisfaire les besoins
énergétiques de l’entreprise.
Parfois, les déchets sont transportés vers des lieux de traitement centralisés comme les
fours de cimenterie ou les incinérateurs de déchets. Cette dernière technique n’est pas très
intéressante que ce soit du point de vue économique ou environnemental du fait du faible
rendement de production électrique (≈10%) et du coût élevé de traitement. En outre, ces
deux solutions impliquent le transport de déchets peu denses sur de grandes distances.
Les techniques décentralisées permettent d’utiliser les déchets sur le lieu de production et
de récupérer l’énergie sur place. La difficulté inhérente à la valorisation locale des
déchets de bois réside dans l’adaptation de l’offre et de la demande d‘énergie. En effet, la
plupart des industries ont des besoins électriques importants et une demande de chaleur
plus réduite. Or les systèmes classiques de chaudières à bois couplées à un cycle à vapeur
produisent au mieux 5 fois plus de chaleur que d’électricité. Ces cycles à vapeur se sont
développés dans les industries à forte demande en chaleur comme les papeteries. Par
contre les systèmes émergents, basés sur la gazéification et la combustion du gaz produit
dans un groupe électrogène, génèrent seulement 1,8 fois plus de chaleur que d’électricité.
Ce qui signifie qu’ils peuvent s’intégrer dans la plupart des industries de transformation
du bois en satisfaisant la demande locale d’électricité sans produire trop de chaleur non
valorisable.
Bien conçus et adaptés, les systèmes décentralisés peuvent contribuer significativement à
augmenter l’efficacité énergétique globale de la valorisation des déchets de bois. A cet
égard, la production combinée d’électricité et de chaleur est absolument nécessaire à
l’échelle locale. Elle permet de valoriser jusqu'à 90% de l’énergie contenue dans les
109
déchets. Bien que ces systèmes existent ça et là, le développement de ces technologies
doit encore passer par des installations de démonstration et de monitoring complet. Ces
exemples sont essentiels pour favoriser un développement durable du secteur.
I.3. Aspects environnementaux
La gazéification des sous-produits de l’industrie du bois sur le site de production est une
solution élégante pour réduire la part des déchets non valorisés, diminuer les émissions
atmosphériques de gaz à effet de serre et assurer un approvisionnement énergétique
durable. De plus, en combinant la production d’électricité et de chaleur, on augmente
fortement l’efficacité énergétique des systèmes de production.
• Résolution de la problématique des déchets de bois de l’entreprise
La gazéification des déchets sur le site de production éliminera
l’exportation actuelle des déchets de bois. Le transport de ces déchets
vers le lieu de traitement pourra être évité. Lorsque la ligne de
valorisation énergétique sera mise au point, on réduira la production de
déchets de 97%. Seules les cendres de gazéification devront être évacuées
comme amendement agricole, forestier ou déposées en décharge.
• Réduire les émissions de CO2 par substitution d’un combustible fossile
Dans le but de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de diminuer
leurs impacts sur le climat, la plupart des pays européens ont adopté des
politiques de réduction de la consommation des combustibles fossiles. Le
développement des énergies renouvelables est une solution de premier
choix pour réduire drastiquement les émissions de CO2. Contrairement
aux combustibles classiques, la biomasse est une source d’énergie
renouvelable. L’énergie de combustion de la biomasse provient
principalement du cycle naturel du carbone, échangé par les plantes et
l’atmosphère. Lors de la photosynthèse, sous l’effet du soleil, les plantes
captent du CO2 atmosphérique. Le carbone ainsi stocké constitue la base
des molécules ligno-cellulosiques des plantes. A la fin de son cycle de
vie, la décomposition naturelle de la biomasse relâche le carbone stocké
préalablement. En brûlant les déchets de bois, on récupère l’énergie
d’oxydation du carbone avant la restitution du CO2 à l’atmosphère. C’est
110
la raison pour laquelle, on dit que le bois est un combustible neutre du
point de vue du cycle du carbone. Par contre, l’utilisation des
combustibles fossiles est responsable de l’augmentation critique de la
concentration en gaz à effet de serre dans l’atmosphère. La substitution
des combustibles actuels par de la biomasse diminue donc fortement les
émissions de CO2.
• Réduire la pollution atmosphérique en augmentant l’efficacité énergétique
Comme toutes les ressources naturelles, les déchets de bois sont
disponibles en quantités limitées. Il convient donc d’optimiser le
rendement de conversion énergétique de manière à ne pas gaspiller les
ressources renouvelables dont nous disposons. A cet égard, la production
combinée de chaleur et d’électricité (cogénération) apparaît comme la
solution la plus efficace. Les pertes thermiques liées à la production
d’électricité sont récupérées pour produire de la chaleur. Au contraire des
centrales électriques classiques où la chaleur est rarement récupérée par
manque de débouchés pour la chaleur centralisée, les systèmes de
cogénération décentralisés permettent de délivrer la chaleur directement
chez le consommateur. Alors qu’une centrale électrique classique rejette
plus de 50% de l’énergie dans le milieu naturel, une petite centrale de
cogénération adaptée à la demande locale limite les pertes thermiques à
moins de 25%.
II - DESCRIPTION GENERALE
II.1. Nature du projet
Près de 800 tonnes de déchets de bois sont générés annuellement par l’entreprise
« Escaliers PREUD’HOMME ». La consommation électrique annuelle de l’entreprise
s’élève à près de 500 000 kWh et le séchage des 3000 m3 de bois utilisés par les ateliers
nécessite, chez le fournisseur, 240 000 kWh électriques et 4300 GJ de chaleur.
Ce projet a pour objectif la valorisation énergétique de ces déchets pour la production
combinée d’électricité et de chaleur. Outre la satisfaction de la quasi totalité des besoins
111
de l’atelier, l’électricité générée associée à la chaleur produite permettra à l’entreprise de
sécher 2500 m3 de bois d’oeuvre qu’elle achetait jusqu’alors déjà séchés.
Pour le niveau de puissance (300 kWe) et le rapport des besoins électricité/chaleur
considérés, la solution conventionnelle chaudière à vapeur - turbine de détente ne
convient pas. La technologie de valorisation proposée pour ce projet est basée sur la
gazéification des déchets de bois dans un gazogène à co-courant et l’utilisation du gaz
produit dans un groupe de cogénération.
Le gazogène permet de convertir le combustible solide (déchets de bois) en un
combustible gazeux. Les réactions qui y sont mises en jeu peuvent être assimilées à une
combustion conduite en défaut d’oxygène, de façon à ce que les produits d’oxydation
partielle soient encore combustibles. Le gazogène à co-courant et à lit fixe est le plus
approprié pour le créneau envisagé. Cependant, il exige un combustible de granulométrie
et de forme adéquates. Les sciures et fines particules doivent donc être agglomérées pour
être gazéifiées. Cette opération est effectuée par la densifieuse : par compression et
échauffement des sciures, la lignine contenue naturellement dans le bois fond et assure la
cohésion entre les particules. Pour autant qu’ils soient correctement densifiés, les produits
de la densification sont un bon combustible pour le gazogène.
Le gaz produit convient parfaitement aux moteurs à combustion pour autant que le
rapport air-gaz et le turbocompresseur soient adaptés. Outre le moteur et l’alternateur, le
groupe de cogénération comprend des récupérateurs de chaleur sur l’eau de
refroidissement du moteur et les gaz d’échappement pour la production d’eau chaude.
Le groupe de cogénération sera géré de façon à satisfaire les besoins en électricité de
l’entreprise. Dans ce cas, la production de chaleur du groupe n’est pas en concordance
avec les besoins en chaleur des séchoirs. Pour valoriser au mieux la chaleur, un réservoir
de stockage thermique a été dimensionné de façon à satisfaire la plus grande partie des
besoins.
II.2. Analyse énergétique
Pour optimiser l’efficacité énergétique et environnementale de l’installation, une bonne
connaissance des besoins énergétiques de l’entreprise, des flux de déchets - devenus
ressources - combinée à une gestion de la demande énergétique s’avèrent essentielles.
112
II.2.1. Ressources en énergie primaire
L’entreprise utilise principalement deux essences de bois: le hêtre et le movingui. Leur
consommation actuelle pour la production est de 3000 m3/an. De par ses activités de
transformation, l’entreprise génère annuellement 770 tonnes de résidus de bois de
dimensions variables : chutes, copeaux et sciures.
Les quantités ainsi que les propriétés physiques de ces différents types de résidus sont
reprises dans le tableau suivant :
Chutes Copeaux Sciures
Production (T/an) 440 165 165
Dimension longueur ≤ 2..3m
épaisseur = 42 mm
granulométrie
> 5 mm
granulométrie
< 5 mm
Les valeurs données pour la quantification des résidus dans l’entreprise sont les plus
vraisemblables mais peuvent toutefois présenter certaines incertitudes.
Pour être utilisées dans le gazogène, les chutes doivent être broyées. Les fines produites
par le broyage, estimées à 15 %, seront densifiées afin d’améliorer la qualité de la
gazéification. Les sciures et copeaux seront séparés en aval des lignes d’aspiration. Les
copeaux pourront être gazéifiés tels quels tandis que les sciures devront être
préalablement densifiées. La répartition en masse entre copeaux et sciures est estimée
actuellement à 50%.
Le rendement électrique moyen7 tenant compte des rendements du gazogène, du groupe
électrogène, de l’alternateur ainsi que la consommation des auxiliaires (soufflante du
gazogène) est de 22 %. Le rendement thermique moyen2 du groupe électrogène est de 55
%. Sur base de ces valeurs, les quantités annuelles d’électricité et de chaleur disponibles à
partir des résidus de bois sont :
7 Ce rendement tient compte du fonctionnement de l’unité à différents régimes. Ceux -ci ont été déterminés sur base du dossier d’analyse de charge de l’entreprise par le distributeur local d’électricité (Association Liégoise d’Electricité) en 1997.
113
Résidus Energie primaire Potentiel d’électricité Potentiel de chaleur
T/an GJ/an kWh/an GJ/an
770 12 370 755 000 5 050
II.2.2. Besoins énergétiques et degré d’autonomie
Besoins en électricité
La consommation d’électricité en 1997 fut de 494 700 kWh, facturée à 53 793 EUR.
La mise en place de la filière de valorisation des résidus de bois entraînera un
accroissement des besoins en électricité. On distingue essentiellement trois postes
supplémentaires :
• le broyage des 440 tonnes par an de chutes,
• la densification des 165 tonnes par an de sciures et des 66 tonnes par an de fines,
• la ventilation pour le séchage des 2500 m3 annuels de bois destinés à la fabrication des
escaliers8 .
Les consommations électriques relatives à ces trois postes sont reprises ci-dessous :
Broyage Densification Séchage
17 600 kWh/an 15 300 kWh/an 203 000 kWh/an
A moyen terme, l’entreprise prévoit d’investir dans de nouveaux équipements. La
puissance électrique installée de ceux-ci est estimée à 20 kW.
La valorisation de l’entièreté des résidus de bois par la filière envisagée permet a priori à
l’entreprise d’être autonome en électricité comme le montre le tableau suivant :
8 Pour des raisons propres à l’entreprise, sur les 3000 m3 par an de bois utilisés, 500 m3 seront achetés préalablement séchés.
114
Besoin en électricité Potentiel d’électricité Degré d’autonomie
730 400 kWh/an 755 000 kWh/an 103 %
L’électricité excédentaire produite pourra être vendue sur le réseau. La production de
résidus de bois étant liée au niveau d’activité de l’entreprise, un accroissement de celui-ci
ne modifie pas le degré d’autonomie.
Besoins en chaleur
Le seul besoin actuel en chaleur concerne le chauffage des bâtiments. La consommation
de gaz naturel en 1997 fut de 500 GJ et correspond à une facture de 3 718 EUR. A moyen
terme, le besoin en chaleur devrait augmenter en raison de l’extension de certains
bâtiments (salle d’exposition,...).
Dans le cadre du projet, les 2500 m3 de bois (movingui et hêtre) d’humidité initiale de
65% doivent être séchés jusqu'à une humidité finale de 12%. Ce séchage sera réalisé au
moyen de deux séchoirs à air chaud climatisé (65°C) de capacité utile de 76 m3. Le cycle
de séchage a une durée de 20 jours. La chaleur nécessaire est de 3620 GJ/an. Comme le
montre le tableau ci après, la valorisation de l’entièreté des résidus de bois par la filière
envisagée permet a priori de satisfaire les besoins en chaleur pour le séchage des 2500 m3
de bois.
L’entreprise ayant récemment investi dans une installation de chauffage des bâtiments au
gaz naturel, celle-ci n’est pas encore amortie. Pour cette raison, à court terme, il n’est pas
prévu d’utiliser une part de la chaleur cogénérée pour le chauffage des bâtiments. A
moyen terme, cette solution pourra cependant être mise en place. Toujours à moyen
terme, l’entreprise envisage d’investir dans un four de vernissage d’une puissance
thermique d’environ 50 kW, dont la consommation calorifique annuelle est estimée à
400 GJ/an. Cette chaleur pourra être fournie par l’unité de cogénération.
Besoin en
chaleur
Potentiel de
chaleur
Degré
d’autonomie
A court terme (séchage) 3620 GJ/an 5050 GJ/an 140 %
A moyen terme
(séchage + chauffage + four)
4500 GJ/an 5050 GJ/an 112 %
115
II.2.3. Stratégie énergétique
La valorisation des résidus de bois disponibles permet a priori de satisfaire à la fois les
besoins en électricité et en chaleur. L’écart entre le rapport chaleur/électricité produites
par le groupe électrogène accouplé au gazogène (1,8) et le rapport besoins
chaleur/électricité de l’entreprise (1,4) étant faible contrairement aux filières
traditionnelles (cfr I.3.), l’unité de cogénération sera dimensionnée et pilotée de manière à
rendre l’entreprise autonome en électricité. A ce stade, il est important de remarquer que
le groupe électrogène ne pourra toutefois fonctionner en dessous d’un certain seuil de
puissance. Pour les puissances appelées inférieures à ce seuil, les besoins en électricité
devront être couvert par le réseau du distributeur local. En contrepartie, la quantité de
résidus épargnée pourra être valorisée en faisant fonctionner le groupe à une puissance
supérieure à la puissance demandée par l’entreprise. Le surplus d’électricité ainsi produit
pourra donc être vendu au réseau.
Une deuxième remarque importante concerne l’autonomie réelle en chaleur cette fois.
Comme on le verra plus loin, l’inadéquation dans le temps entre la chaleur fournie par la
cogénération et celle requise par les séchoirs nécessite, malgré l’installation d’un
réservoir de stockage de chaleur, de faire appel à une chaudière d’appoint au gaz naturel
permettant de couvrir les pointes et les déficits (dans le temps) les plus importants
pendant les phases de préchauffage des séchoirs et pendant les week-end où l’activité du
groupe de cogénération est fortement réduite.
116
II.2.4. Dimensionnement et pilotage de l’installation de cogénération
Afin de permettre à l’entreprise d’être autonome en électricité, la puissance électrique
nominale du groupe électrogène est fixée par la puissance maximale appelée. Pour des
raisons de coûts, il convient de limiter le plus possible cette dernière. La puissance
maximale appelée dépendra du diagramme de charge électrique futur. Sur base du
diagramme de charge actuel, celui-ci peut être optimisé de manière à limiter la puissance
maximale appelée par un choix judicieux des modes d’utilisation du broyeur, de la
densifieuse et des séchoirs.
L’analyse de charge réalisée en 1997 par le distributeur d’électricité local a permis de
déterminer des diagrammes de charge journalier type pour un jour de semaine et pour un
jour de week-end. Les diagrammes repris ci-dessous correspondent à des journées
d’activité importante.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 6 12 18 24heures
kW
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 6 12 18 24
heures
kW
Diagramme de charge en 1997
Jour de semaine (2170 kWh)
Diagramme de charge en 1997
Jour de week-end (480 kWh)
Sur base de ces diagrammes, nous pouvons scinder une journée type (semaine ou week-
end) en trois périodes se distinguant par la plage de puissance électrique appelée :
heures pleine activité heures faible activité heures arrêt
Puissance (kW) 100...210* 30...100 < 30
heures jour-sem 10 8 6
heures jour-we 0 12 12
117
* la puissance quart-horaire maximale enregistrée en 1997 est de 220 kW.
Optimisation du diagramme de charge électrique futur
Gestion des séchoirs : la puissance électrique installée de chacun des séchoirs est de 18
kW. Ceux-ci fonctionneront en continu sur des cycles de 20 jours. Cependant la
puissance de ventilation varie au cours du cycle de séchage de la manière suivante :
Cycle Nbre heures Puissance (kW)
phase 1 160 17
phase 2 120 12
phase 3 160 10
phase 4 40 8
Total 480
Les deux séchoirs fonctionneront en décalage l’un par rapport à l’autre afin de limiter les
pointes de chaleur (voir II.2.5. ). Ceci a pour conséquence de limiter également la
puissance globale appelée par les deux séchoirs. Ainsi, suivant l’avancement du séchage
dans les deux séchoirs, la puissance électrique variera entre 20 et 30 kW.
Gestion du broyeur : l’utilisation du broyeur doit se faire pendant les heures de travail
afin de permettre son chargement ainsi que d’éventuelles interventions. Sur base des
données présentées au point II.2.1., on estime la quantité de chutes à broyer à 9 tonnes par
semaine.
La puissance nécessaire pour le broyage est de l’ordre de 30 kW ce qui est non
négligeable. Pour optimiser le diagramme de charge et ainsi réduire la puissance
maximale appelée, le broyage se réalisera, en semaine, pendant les heures de faible
activité de l’après-midi, soit sur une plage horaire de 6 heures au maximum (voir supra).
Etant donné ce choix de mode de fonctionnement, le débit minimum à satisfaire par le
broyeur sera de 300 kg/h.
118
Ce choix, visant à remplir les zones de faible activité, a également comme objectif
d’éviter le fonctionnement du groupe électrogène à des charges trop faibles pour
lesquelles le rendement électrique diminue fortement.
Gestion de la densifieuse : l’utilisation de la densifieuse doit également se faire pendant
les heures de travail afin de permettre d’éventuelles interventions. Les quantités de
sciures et de fines à densifier sont d’environ 5 tonnes par semaine.
La puissance installée d’une densifieuse est relativement faible, de l’ordre de 5 kW. Dès
lors, son impact sur le diagramme de charge et sur la puissance maximale appelée est
relativement limité. Par contre, son coût d’investissement augmente fortement avec sa
capacité (kg densifiés par heure).
Le choix s’est donc porté sur une densifieuse de faible capacité fonctionnant quasiment
en continu pendant les heures de travail (12 heures maximum). Les heures de
fonctionnement préférentielles seront celles de faible activité de nouveau pour limiter le
fonctionnement du groupe électrogène à des charges trop faibles. Ceci nous permet de
déterminer le débit minimum que doit assurer la densifieuse, soit 80 kg/h.
Le diagramme de charge futur résultant de ces choix en matière d’utilisation des séchoirs,
du broyeur et de la densifieuse est présenté à la figure suivante.
0
50
100
150
200
250
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
heures
kW
réserve capacité
broyeur
densifieuse
séchoirs
soufflante gazogène
charge 1997
Sur base de ce diagramme, on peut finalement déterminer la puissance installée du groupe
électrogène :
119
puissance installée actuelle 220 kW
ventilation des séchoirs 30 kW
densifieuse 5 kW
soufflante gazogène 11 kW
réserves nouvelles capacités 30 kW
puissance installée du groupe électrogène 300
kW
Nous pouvons de nouveau identifier pour une journée type (semaine ou week-end) trois
périodes distinctes :
heures pleine activité heures faible activité heures arrêt
Puissance (kW) 150...300 70...150 < 70
heures jour-sem 8 10 6
heures jour-we 12 12 0
Pilotage du groupe électrogène
Un groupe électrogène ne fonctionne généralement pas en dessous du ¼ de la puissance
installée en raison de la forte dégradation du rendement électrique en dessous de ce seuil.
Pour un groupe de 300 kWe, ce seuil est donc de 75 kWe. Cependant, pour une unité de
cogénération, cette chute de rendement électrique est compensée par une augmentation du
rendement thermique.
Pendant les heures d’arrêt d’activité (6 heures en semaine et 12 le week-end), la puissance
appelée se situe en dessous de ce seuil de 75 kWe. En effet, seul les séchoirs continuent à
fonctionner ainsi que la soufflante du gazogène. La puissance appelée est donc faible et se
situe entre 30 et 40 kWe. La demande en chaleur pour le séchage reste cependant
importante.
Pour ces raisons, trois modes de fonctionnement du groupe pendant ces heures d’arrêt
d’activité seront envisagés :
120
1. Arrêt du groupe électrogène pendant ces périodes. La consommation électrique sur le
réseau résultant de l’arrêt de l’unité pendant ces plages horaires est d’environ 60 000
kWh/an, soit 8% des besoins en électricité.
2. Fonctionnement du groupe électrogène suivant le diagramme de charge pour ces
périodes (puissance entre 30 et 40 kWe). Cette solution permet de diminuer les
appoints de chaleur et la taille du réservoir de stockage de chaleur nécessaires pour le
séchage.
3. Fonctionnement partiel du groupe électrogène pendant ces périodes mais à une
puissance supérieure à 70 kW. Dans ce cas, l’électricité produite en surplus pendant
ces périodes de fonctionnement sera vendue au réseau.
II.2.5. Gestion de la chaleur
Deux séchoirs sont nécessaires pour le séchage du movingui et du hêtre. L’évolution du
besoin en chaleur en fonction du cycle de séchage (durée de 20 jours) est reprise ci-
dessous :
Préchauffage Séchage au dessus du
point de saturation
des fibres
Séchage en dessous
du point de saturation
des fibres
Total
(pour 1 séchoir)
durée (h) GJ durée (h) GJ durée (h) GJ durée (h) GJ/cycle
14 12 272 61 194 31 480 104
Afin de limiter les pointes de demande de chaleur, le décalage temporel de
fonctionnement des deux séchoirs a été optimalisé. Ceci est illustré par les figures ci-
dessous :
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0 20 40 60 80 100 120 140jours
GJ
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100 120 140
jours
GJ
Décalage des cycles des 2 séchoirs Demande de chaleur résultante
121
L’unité de cogénération étant pilotée de manière à satisfaire les besoins en électricité, la
production de chaleur cogénérée diminuera fortement pendant les week-end. Ainsi la
production journalière moyenne de chaleur passe de 18 GJ/jour en semaine à 7 GJ/jour le
week-end. En comparant l’évolution de la production et du besoin de chaleur sur un cycle
de séchage (figures ci-dessous), on constate l’inadéquation entre production et besoin de
chaleur sur un cycle de séchage. Pour des raisons d’efficacité énergétique et
environnementales nous estimons nécessaire de disposer d’un réservoir de stockage de
chaleur afin d’accumuler la chaleur produite en surplus quotidiennement et de diminuer
l’appoint nécessaire lors des phases de préchauffage et lors des week-end. La température
de l’eau à la sortie de l’unité de cogénération étant limitée à 95°C, un réservoir du type
cuve atmosphérique stratifiée à fond plat pourra convenir.
0123456789
10111213141516171819202122232425
0 7 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 84 91 98 105 112 119 126 133 140
jours
GJbesoin en chaleurChaleur cogen
-15-14-13-12-11-10
-9-8-7-6-5-4-3-2-10123456789
10
jours
GJ
Comparaison entre production et besoin de
chaleur sur un cycle de séchage
Evolution du surplus et des besoins en appoint
sur un cycle de séchage
Sans système de stockage de chaleur, l’appoint à fournir est de 420 GJ/an, soit 12 % du
besoin de chaleur pour le séchage. En installant un stock tampon de 50 000 litres, on peut
réduire l’appoint à 210 GJ/an soit la moitié de l’appoint initial. Cet appoint sera fourni par
la chaudière au gaz naturel. Cette dernière étant de toute façon nécessaire afin de prévenir
tout dommage de la charge à sécher en cas d’indisponibilité de l’unité de cogénération.
Un réservoir de stockage de chaleur est lui aussi indispensable en raison du décalage
horaire sur une journée entre la production de chaleur via l’unité de cogénération et les
besoins en chaleur des séchoirs. Sur une journée, la demande en chaleur reste constante
mais à des niveaux différents suivant les phases de séchage en cours. Par contre la
production de chaleur suit le diagramme de charge électrique avec en outre des arrêts
possibles de son fonctionnement pour les plages horaires de
puissance appelée inférieure à 70 kW (voir II.2.4.).
122
On estime la capacité nécessaire au stockage journalier à 50 000 litres. Pour tenir compte
à la fois du besoin en stockage journalier et du besoin sur un cycle de séchage, la taille du
réservoir sera par conséquent de 100 000 litres.
III - DESCRIPTION DE L’INSTALLATION
III.1. Aperçu général de l’installation
Deux sources de résidus sont générés par l’atelier de production : les sciures et les
copeaux d’une part, les chutes d’autre part. Le schéma de principe et les plans qui sont
joints décrivent les différentes étapes conduisant à leur transformation en électricité et en
chaleur.
Les sciures et copeaux sont récoltés par le système d’aspiration centralisé de l’atelier et
envoyés dans un filtre. De là, ils sont transférés dans un silo de stockage tampon (S1) via
un ventilateur de reprise. De ce silo, ils sont repris par un extracteur à vis et conduits au
crible rotatif. Les sciures y sont séparées des copeaux. Elles sont envoyées à la
densifieuse. Quant aux copeaux, ils sont acheminés vers le silo d’alimentation du
gazogène (S2).
Les chutes de bois provenant du débitage et de l’entailleuse sont récoltées dans des petits
conteneurs près des postes de travail. En fin de journée, ces conteneurs sont déchargés
dans le broyeur au moyen d’un « clark ». Le produit du broyage est recueilli sur la bande
transporteuse qui les achemine vers le crible rotatif.
Le silo d’alimentation du gazogène (S2) est muni de poussoirs hydrauliques qui assurent
l’extraction du combustible. Ils alimentent un convoyeur à bande qui conduit le produit
vers le sas d’entrée du gazogène dans lequel le bois est converti en gaz.
Avant d’être transformé en électricité et chaleur par le groupe de cogénération, le gaz de
gazogène est épuré par le cyclone et le laveur. L’électricité alimente l’atelier. L’eau
chaude est stockée dans le réservoir de stockage thermique qui sert de tampon entre la
production de chaleur et son utilisation dans les séchoirs à bois.
123
III.2. Description précise des équipements
III.2.1. Equipements de stockage, de conditionnement et de convoyage
Silo de stockage des sciures et copeaux (S1)
Ce silo est destiné à recevoir les sciures et copeaux en provenance du filtre de la centrale
d’aspiration. Il joue le rôle de tampon entre la production des résidus de bois et leur
utilisation. La capacité de stockage du silo est de 60 m3, ce qui correspond environ à la
production d’une semaine. Ainsi, l’atelier de production ne sera pas entravé par un
éventuel incident de l’unité de conversion bois-énergie.
Le silo étant alimenté par un convoyeur pneumatique, toute émission de poussière est
éliminée en raccordant l’évent de décompression du silo au filtre de la centrale
d’aspiration des sciures et copeaux. Le produit est extrait du silo au moyen d’une vis
fraiseuse à mouvement planétaire et est acheminé vers le crible rotatif par un convoyeur à
bande.
Broyeur
Dans le but de limiter les émissions sonores et obtenir un broyat de qualité, nous avons
opté pour un broyeur à rotation lente.
Pour optimiser le diagramme de charge de l’entreprise, le broyeur ne fonctionnera que
pendant les périodes de plus faible consommation, soit en moyenne seulement 3 à 4
heures par jour. La capacité du broyeur doit donc être adaptée en conséquence.
Le broyeur devra admettre des chutes pouvant atteindre 1 m de longueur. De plus, les
essences utilisées sont particulièrement dures, ce qui nécessite un broyeur de construction
robuste, disposant d’une réserve de puissance.
Densifieuse
Etant donné la quantité de fines particules, une densifieuse s’avère nécessaire. Pour
améliorer la qualité du produit densifié, la densifieuse n’est alimentée qu’avec des sciures
et particules de granulométrie inférieure à 5 mm. Une attention particulière sera accordée
à la qualité de production des briquettes. Une batterie de tests sera mise en œuvre pour
124
caractériser le comportement des briquettes dans les équipements de convoyage-stockage
et dans le gazogène.
La densifieuse est surmontée d’une trémie de 1.5 m3. Pour éviter tout débordement, la
trémie est équipée d’un détecteur de niveau et d’une tuyauterie de reprise raccordée à la
centrale d’aspiration.
Crible tournant
Le crible reçoit les produits en provenance du silo S1 ainsi que du broyeur. Il sépare les
particules inférieures à 5 mm qui sont envoyées à la densification, des particules de plus
grandes dimensions qui
sont directement envoyées au gazogène. La séparation des particules améliore à la fois la
qualité des briquettes densifiées et la gazéification.
Silo d’alimentation du gazogène (S2)
Ce silo reçoit les briquettes de sciure densifiée ainsi que les produits criblés de
granulométrie > 5 mm. Sa capacité est de 40 m3 de façon à assurer un stock tampon de 2
jours pour le gazogène. Le silo est de type parallélépipédique. Il est muni d’un système
d’extraction par poussoirs hydrauliques.
Convoyeurs
L’installation est pourvue de cinq convoyeurs spécifiques permettant d’acheminer les
différents produits (copeaux, sciures et chutes) depuis la chaîne de production vers le
gazogène.
III.2.2. Unité de gazéification
Gazogène
Le gazogène envisagé est du type co-courant à alimentation continue. Ses principales
caractéristiques technologiques sont :
• foyer en céramique réfractaire muni de tuyères en carbure de silicium
• préchauffage de l’air par récupération de la chaleur du gaz produit
125
• grille de décendrage rotative
• chaudronnerie en acier carbone, inox et inox réfractaire
L’alimentation du gazogène s’effectue par un sas muni de 2 vannes guillotines. Une
fraction de l’air de gazéification est utilisée pour balayer ce sas afin d’éviter tout
problème d’émanation de CO.
Toutefois, par mesure de sécurité, le bâtiment du gazogène sera équipé de détecteurs de
CO. Le gazogène est équipé de sondes qui permettent son automatisation et un
fonctionnement autonome.
Soufflante
L’air de gazéification est insufflé dans le gazogène par une soufflante.
Torchère
Au cours des premières minutes de démarrage du gazogène, le gaz produit n’est pas de
qualité suffisante pour être utilisé par le moteur. Afin d’éviter tout rejet de gaz à
l’atmosphère, le gaz produit est incinéré dans une torchère.
III.2.3. Unité de lavage du gaz
Avant d’être envoyé au moteur, le gaz produit doit être épuré. Les particules et goudrons
qu’il contient doivent être extraits. Le lavage du gaz est effectué en 2 phases :
Extraction sèche : à la sortie du gazogène, lorsque la température du gaz est encore
supérieure à 300°C, un cyclone extrait la plus grande partie des poussières et des fines.
Extraction humide : l’extraction des plus fines particules et des goudrons est effectuée
dans un laveur humide de type « venturi-scrubber ». L’eau nécessaire au lavage est
décantée puis recyclée de façon à
former une boucle fermée. Les résidus solides décantés sont renvoyés dans le gazogène
où ils subissent un nouveau cycle de gazéification.
Un filtre final de sécurité est placé en aval du laveur.
126
III.2.4. Unité de cogénération
Groupe électrogène
Deux technologies peuvent être utilisées pour brûler le gaz de gazogène :
Le moteur dual-fuel, dérivé d’un moteur diesel, dans lequel l’ignition du mélange carburé
air-gaz est effectuée par une injection pilote de diesel. Ce type moteur présente
l’inconvénient d’une consommation permanente de 5 à 15 % de gasoil.
Le moteur à allumage commandé, où l’ignition du mélange est effectuée par l’étincelle
d’une bougie. Les moteurs à allumage commandé pour des applications stationnaires sont
principalement développés pour le gaz naturel. Les modifications à apporter pour le gaz
de gazogène concerne la carburation du mélange ainsi qu’éventuellement le degré de
suralimentation pour remédier au plus faible pouvoir calorifique.
Pour des raisons environnementales, nous avons opté pour un moteur à allumage
commandé. Au niveau de puissance considéré, le moteur sera équipé d’un
turbocompresseur ainsi que d’un intercooler air.
Le groupe fournit l’électricité sur le réseau en aval de la cabine moyenne tension de
l’atelier. Ce mode de raccordement garantit plus de fiabilité et de souplesse qu’un
fonctionnement en îlotage : il permet soit de livrer l’excédent d’électricité au réseau, soit
de consommer de l’électricité provenant du réseau.
La récupération de chaleur s’effectuera au niveau de l’eau de refroidissement des
cylindres, du radiateur d’huile et des gaz d’échappement, comme cela se pratique
classiquement pour les groupes de cogénération.
Réservoir de stockage thermique
Le groupe de cogénération étant asservi à la demande en électricité, la production de
chaleur n’est pas toujours en concordance avec les besoins. Il est donc prévu de stocker
l’eau chaude dans un réservoir d’accumulation qui assurera la quasi autonomie des
besoins en chaleur. Ce réservoir est une cuve de 100 m3 (7 m de diamètre et 2,5 m de
127
hauteur) revêtue intérieurement d’une protection anti-corrosion et extérieurement d’une
isolation thermique de 20 cm d’épaisseur.
Chaudière d’appoint au gaz naturel
Le séchage du bois est une opération délicate qui doit se dérouler dans des conditions de
température et d’humidité précises. Certaines phases de ce processus ne peuvent pas être
interrompues, faute de quoi le chargement de bois risque d’être perdu. Il est donc
essentiel de disposer d’une chaudière d’appoint qui, en cas d’indisponibilité du groupe,
pourrait produire la chaleur nécessaire au bon déroulement du séchage. Le gaz naturel
étant disponible dans l’entreprise, nous avons opté pour une chaudière au gaz naturel.
Cette chaudière assurera également les pointes de demande en chaleur lors de la montée
en température de la charge de bois et lors des week-end.
III.2.5. Unité de contrôle et de gestion
L’installation peut être subdivisée en 5 unités :
• unité de stockage-convoyage-conditionnement du combustible
• unité de gazéification + laveur
• groupe électrogène
• unité de production et de stockage d’eau chaude
• séchoirs à bois
Chacune de ces unités est gérée de façon autonome par une armoire cablée ou un
automate. L’ensemble de ces entités est commandée par un PC qui assure la gestion de
l’ensemble de l’installation en fonction de :
• la demande en électricité
• la demande en chaleur
• des alarmes éventuelles
128
IV - RESULTATS ATTENDUS
IV.1. Impacts environnementaux
L’installation de valorisation des déchets aura plusieurs impacts favorables sur
l’environnement :
• La valorisation quasi complète des déchets (production de 3% de cendres) permettra
d’éviter leur transport. Les cendres peuvent être utilisées comme amendement agricole
ou forestier.
• La production de l’énergie nécessaire à la fabrication des escaliers permettra d’éviter
de consommer de l’électricité non renouvelable et du gaz naturel ou du fuel, avec pour
conséquence une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 550 tCO2/an. Ce
chiffre devrait atteindre 608 tCO2/an à moyen terme, lorsque les débouchés en chaleur
auront augmenté. L’utilisation d’une chaudière à bois ou l’incinération des déchets
permettrait seulement de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 390 tCO2/an
(voir tableau).
• L’efficacité de la valorisation énergétique sera fortement améliorée par rapport à toute
autre solution de valorisation des déchets. L’installation permettra de récupérer au
moins 49% de l’énergie contenue dans les déchets de bois (à moyen terme, 56%).
L’incinération ou l’utilisation d’une chaudière à bois permettrait de récupérer
respectivement 9% et 38% de l'énergie, eu égard à la demande de chaleur de
l’entreprise.
129
Réduction des émissions de CO2 (entre parenthèses, à moyen terme)
cogénération sur le site valorisation
centralisée gazéification + groupe
électrogène chaudière à bois + turbine à vapeur
incinérateur
électricité utile valorisée (MWh/an)
730 343 343
chaleur utile valorisée (GJ/an)
3410 (4240) 3410 (4240) 0
efficacité énergétique (%) 49% (56%) 38% (44%) 9%
émissions de CO2 (t CO2/an)
15 173 182
émissions sans valorisation (tCO2/an)
564 (626) 564 (626) 564 (626)
émissions totales évitées (tCO2/an)
550 (608)) 392 (453) 382
IV.2. Analyse économique
Objectif
L’objectif de cette étude est de déterminer le temps de retour de l’investissement, c’est-à-
dire le nombre d’années de fonctionnement nécessaire avant de récupérer
l’investissement initial. La rentabilité sera déterminée pour une durée de vie de
l’installation fixée à 15 ans. On considère que l’ensemble des investissements sont
réalisés à un même moment coïncidant avec le démarrage de l’installation au début de la
troisième année du présent projet.
Comme mentionné précédemment, le projet pourrait bénéficier de différents subsides :
Subsides Région wallonne :
prime pour le développement des énergies renouvelables 15 %
prime d’aide à l’investissement 15 %
total 30 %
Programme LIFE : 20 %
Total 50 %
Par conséquent, la rentabilité du projet sera déterminée pour trois niveaux de
subsidiation : 0%, 30 % et 50%. La rentabilité future de la filière est quant à elle
130
déterminée sur base d’une estimation du potentiel de réduction de l’investissement dû aux
acquis du présent projet.
Les deux principales incertitudes ayant une influence sur la rentabilité du projet sont
− d’une part, l’incertitude concernant le taux de disponibilité effectif du groupe
gazo-électrogène.
− d’autre part, l’incertitude concernant le bon fonctionnement des installations
de séchage.
L’incertitude concernant l’évolution du prix des énergies (électricité et gaz naturel) n’a
pas été analysée. Les prix actuels étant bas, ceux-ci ne pourraient à l’avenir
qu’augmenter, ce qui ne peut qu’améliorer la rentabilité de ce projet.
Investissements
Le montant global de l’investissement est de 1 363 kEUR. Les montants à charge de
l’entreprise pour les différents niveaux de subsidiation envisagés sont repris ci-dessous :
Subsides: 0 % Subsides: 30 % Subsides: 50 %
1 363 kEUR 954 kEUR 682 kEUR
Pour une installation d’une durée de vie de 15 ans, il y a lieu de tenir compte, outre
l’investissement initial, des frais supplémentaires dus au remplacement des pièces usées
au niveau du gazogène et du groupe électrogène. Le montant global sur 15 ans de ces
remplacements est de 47 kEUR. Le détail de ces frais est repris ci-après :
Postes Après 5 ans Après 10 ans
Gazogène (foyer) 4958 EUR 4958 EUR
Groupe Electrogène - 37 184 EUR
Coût évité en électricité
En optant pour l’installation d’un groupe électrogène, l’entreprise verra sa facture
électrique diminuer fortement. Pour les raisons expliquées précédemment, une part des
besoins en électricité sera toutefois satisfaite par le réseau. La consommation minimale
sur le réseau envisagée est de 60 000 kWh/an soit environ 8% du besoin annuel.
131
Outre ces arrêts programmés du groupe gazo-électrogène pendant les heures de faible
activité, on tient compte de l’influence des arrêts non programmés sur la quantité
d’électricité effectivement produite par le groupe gazo-électrogène en définissant une
disponibilité équivalente - rapport entre la quantité d’électricité produite effectivement
par le groupe pendant l’année et la quantité d’électricité programmée. Cette dernière est
de 670 000 kWh.
On estime la disponibilité équivalente moyenne sur la durée de vie du projet de la
manière suivante :
Période Disponibilité équivalente
0-6 mois (tâche 17) 50 %
6-12 mois 75 %
12 mois - 15 ans 90 %
moyenne 88 %
La quantité d’électricité consommée sur le réseau considérée dans l’analyse est donc de
140 000 kWh/an soit 20 % des besoins électriques de l’entreprise.
En cas d’indisponibilité du groupe gazo-électrogène, les besoins en électricité de
l’entreprise sont supposés être assurés par le réseau tandis que les besoins en chaleur pour
le séchage sont supposés être assurés par la chaudière de secours au gaz naturel. Une
alternative plus favorable aurait été de considérer la possibilité de fonctionnement du
groupe électrogène au gaz naturel en cas d’indisponibilité de la chaîne bois-combustible.
La possibilité pour l’entreprise de vendre au réseau son surplus d’électricité n’est pas
prise en compte. En effet, la quantité d’électricité qui pourra être effectivement vendue
dépendra essentiellement de l’optimisation du fonctionnement du groupe électrogène,
optimisation prévue dans la tâche 17 du présent projet.
Par conséquent, le coût évité en électricité se détermine de la manières suivante:
Coût évité en électricité = facture actuelle - coût consommation sur le réseau
[EUR/an]
132
Coût évité de séchage
Le coût actuel du séchage du bois acheté par l’entreprise - différence entre le prix d’achat
du bois à 65% d’humidité et celui du bois à 12% d’humidité - est de 62 EUR/m3.
L’entreprise projetant de sécher par elle-même 2500 m3 de bois par an, cela correspond à
un coût évité de 155 kEUR/an. Il faut cependant soustraire de ce dernier les frais de gaz
naturel de la chaudière de secours.
Le besoin minimum en chaleur d’appoint est de 210 GJ/an. La consommation effective en
gaz naturel tiendra compte en outre de la disponibilité moyenne du groupe gazo-
électrogène (88%). La valeur de référence pour le besoin en chaleur d’appoint est par
conséquent de 620 GJ/an. Pour le calcul du coût en gaz naturel, on se base sur un
rendement de chaudière de 90% ainsi qu’un prix du gaz naturel de 7,44 EUR/GJ.
Le séchage du bois pouvant présenter un certain taux d’échec, nous considérons qu’en
moyenne, l’équivalent d’une charge (76 m3) est perdue tous les deux ans. Le prix moyen
d’achat de bois non séché est de 620 EUR/m3.
Le coût évité annuel de séchage s’exprime finalement :
Coût évité de séchage = coût actuel - coût appoint gaz naturel - pertes en bois séché
[EUR/an]
Frais d’exploitation
• Frais fixes
Ceux-ci tiennent compte des frais de personnel (6 ouvrier-mois et 1 contre-maître-mois
par an) ainsi que le coût d’intervention sur différents postes :
Postes Coûts
Broyeur 868 EUR/an
Densifieuse 1983 EUR/an
Personnel 17 650 EUR/an
• Frais variables
133
Ces frais correspondent aux frais de maintenance du gazogène et du groupe électrogène.
Ceux-ci dépendent de la quantité d’électricité effectivement produite par le groupe sur
l’année.
Gazogène et du groupe électrogène 14,87 EUR/MWh
Résultats
Le tableau repris ci-dessous donne les temps de retour pour les trois niveaux de
subsidiation. On constate qu’étant donné le coût actuel de la filière, il est nécessaire de
bénéficier d’une aide à l’investissement de 50% si l’on veut un temps de retour
compatible avec les exigences économiques de l’entreprise.
0% 30% (avec Région wallonne) 50% (avec RW et LIFE)
10,6 ans 7,5 ans 5,5 ans
Dans le cadre d’un développement futur de la filière, le montant global de
l’investissement pourrait se réduire à 868 kEUR en raison des acquis du présent projet.
Le tableau ci-dessous donne les résultats obtenus dans ce cas :
0% 30 % (Région wallonne)
6,9 ans 4,9 ans
On constate que le temps de retour ne constituera pas une barrière au développement
futur de cette filière pour autant que les aides à l’investissement provenant des instances
nationales soient maintenues. En première approximation, on peut estimer qu’un taux
équivalent de subsidiation existe dans les autres pays européens. Le potentiel de
dissémination n’est donc pas limité au seul cas de la Région wallonne.
V - CONCLUSIONS
En Belgique comme ailleurs, les déchets de bois sont nombreux et leur valorisation
énergétique encore peu développée. Plusieurs études européennes indiquent que le
gisement de déchets de bois disponible est très important. Un calcul récent9 estime
9 Biomass for Energy in Europe - status and prospects, M. Kaltschmitt & L. Dinkelbach, 1997
134
l’énergie primaire contenue dans les déchets de bois européens non encore valorisés à
1050 PJ/an. Dont 48% de déchets forestiers, 40% de déchets industriels et 12% d’autres
déchets. Cette énergie équivaut à 2,3% de la consommation totale de combustibles
fossiles en Europe en 1995.
Cette étude indique que la valorisation des déchets de bois sur le site de leur production a
un fort potentiel de développement en offrant une solution rentable et respectueuse de
l'environnement qui peut s’appliquer dans d’autres secteurs ayant le même problème de
valorisation des déchets de bois. Répété plusieurs fois dans des applications similaires ou
différentes, les impacts favorables à l’environnement seront d’autant multipliés.
Un tel projet permet de rencontrer les objectifs suivants :
• augmenter l’efficacité de la valorisation énergétique des déchets,
• diminuer les transports de déchets,
• réduire les émissions de gaz à effet de serre,
• développer un approvisionnement énergétique renouvelable,
• augmenter l’intégration des activités industrielles au niveau local,
• améliorer l’efficacité énergétique des systèmes de production.
Les régions les plus susceptibles d’être intéressées par ce type d’installation sont celles où
l’industrie du bois et/ou l’activité forestière sont assez développées. Là où ces systèmes
décentralisés seront mis en place, l’économie locale s’enrichira en valorisant sous forme
d’électricité et de chaleur des déchets actuellement sans valeur. Partout où les résidus
forestiers et les autres déchets de bois sont faiblement valorisés, leur récupération
dynamisera l’économie locale en apportant plus de revenus aux acteurs du secteur du bois
et en créant de l’emploi pour la récolte des résidus.
135
Introduction à la trigénération
Le texte ci-dessous est tiré d’une publication des auteurs à paraître dans le International Journal of Thermal Sciences.
Economie d'énergie en trigénération
Pépin Magloire TCHOUATE HETEU∗, Ingénieur de recherche Léon BOLLE, Professeur, Responsable d’unité
Unité de thermodynamique et turbomachines, Département de mécanique, Université catholique de Louvain.
Résumé – La trigénération est définie comme la production simultanée d’électricité, de chaleur et de froid à partir d’une installation alimentée par une même source d’énergie primaire telle le gaz naturel ou le gazole. L’électricité est produite via des moteurs ou turbines à gaz et la chaleur est récupérée au moyen d’une série d’échangeurs sur les circuits de refroidissement des fluides et des fumées d’échappement, dans le but d’optimaliser la consommation d’énergie primaire. Tout ou partie de la chaleur récupérée, sous forme d’eau chaude ou de vapeur basse pression, sert à alimenter les réfrigérateurs à absorption ou à adsorption pour la production de froid. Cet article développe un modèle de caractérisation de la trigénération en définissant en particulier les conditions et l'index d'économie d'énergie par rapport à la production séparée. Cette étude souligne l'importance du choix de la référence en production séparée sur l’évaluation de l'économie d'énergie et des émissions évitées que peuvent procurer les systèmes de trigénération.
Abréviations
URA unité de réfrigération par absorption
TGV turbine Gaz Vapeur (cycles combinés)
COGEN-URA groupe de cogénération couplé à une URA
∗ correspondant
136
Nomenclature
Coefficient de performance du groupe à absorptionCoefficient de performance du groupe à compression de référence -puissance électrique requiseindex d'économie d'énergie primairepuissance perdue par ir
C
r
UnitésCOPCOPE WII
−
−réversibilité
consommation en combustible du cogénérateurpuissance frigorifique requisepuissance thermique demandée
' puissance thermique du cogénérateurpuissance thermique fournie au réfrigérateur à absorpti
f
f
WP WP WQ WQ WQ on
rendement exergétique de la combustiontempérature
; facteur de conversion par le cogénérateur du combustible en électricité resp. chaleurrendement de la centrale électrique de référence
E Q
E
Q
WRT K
Lettres grecques
α α
ηη
−
rendement de la chaudière de référence
fraction de chaleur utilisée pour la réfrigération'
facteur de Carnotrendement exergétique de l'installation
0 ambianceélectricitéfroidperteschaleur
fQQ
Indices
EfpQ
λ λ
τψ
=
1. Introduction
Dans plusieurs secteurs industriels et dans le secteur tertiaire, les applications des
systèmes de cogénération se multiplient à un rythme significatif. La production
simultanée d'électricité et de chaleur (eau chaude ou vapeur) par cogénération se
137
trouve en effet soutenue par un certain nombre de motivations convergentes. Le
consommateur bénéficie d'économies financière et d'énergie; les entreprises de
services énergétiques (y compris les producteurs et les distributeurs d'électricité) y
voient un moyen de développer leurs marchés dans de nouveaux créneaux qui
s'inscrivent bien dans le processus de libéralisation du marché des énergies et qui
bénéficient d'un soutien politique; la collectivité y trouve un triple avantage
environnemental, de préservation des stocks d'énergie fossile et d'émergence de
nouveaux emplois.
L'avantage énergétique est maximal lorsque ce sont les besoins thermiques qui
pilotent le dimensionnement et le régime de fonctionnement des systèmes de
cogénération. L'électricité produite est alors fatale et doit impérativement être
reprise par le réseau local à des conditions correctes, si les besoins locaux
d'électricité sont insuffisants. Un paramètre crucial conditionnant la faisabilité et
la rentabilité des systèmes est donc le devoir d'utilisation de la puissance
thermique disponible en cogénération.
Bon nombre de consommateurs - industriels et tertiaires - ont également des
besoins de froid, soit répartis uniformément sur l'année, soit liés à l'évolution
cyclique des conditions climatiques. Certaines de ces entreprises et presque toute
en Afrique ont des besoins en froid satisfaits par des groupes frigorifiques à
compression alimentés par de l'électricité. Les unités de réfrigération par
absorption (URA) ou par adsorption produisent du froid en consommant de la
chaleur. Leur combinaison avec des unités de cogénération permet de produire du
froid en plus des deux formes d'énergie finale de la cogénération classique : c'est
la trigénération. Etant donné le développement futur du marché de la
trigénération [1,2] aussi bien dans les industries du Nord que dans les pays en
138
développement, appelés à accroître la fiabilité de leur approvisionnement
électrique et à des prix raisonnables, aussi bien en zones rurales qu’urbaines, une
méthodologie d’analyse de ces systèmes s’avère être un instrument
particulièrement utile.
Cet article développe un modèle de caractérisation de la trigénération en
définissant en particulier les conditions et l'index d'économie d'énergie par rapport
à la production séparée.
2. Principe des unités de réfrigération par absorption
L'absorption est un mécanisme qui permet à un élément liquide de capter de
grandes quantités de vapeur des substances disposant d'une affinité moléculaire
avec lui. Le cycle à absorption (figure 2) diffère du cycle classique (figure 1) par
la présence dans la branche de droite d'un ensemble générateur-absorbeur au
lieu d’un compresseur.
Fig. 1 : Schéma d’un cycle frigorifique à compression
139
������� ��� ����
������� ��� �� ��������� ���
���������
����������
��� ���������������
��� �������� � �������
���������� ������
����������
������� ��� �� ��������� ���
�
��������
������ ������
������ �����
�
Fig. 2 : Schéma du cycle frigorifique à absortion
Le fonctionnement d'un cycle idéalisé peut être décrit comme suit.
Le réfrigérant pur sortant de l'évaporateur rentre dans l'absorbeur où il est mis en
contact avec une solution liquide absorbante. Il se condense alors et libère sa
chaleur de vaporisation. Une quantité importante de chaleur devra être extraite
pour conserver une température suffisamment faible, nécessaire pour entretenir le
mécanisme. La solution composée de l'absorbant et du réfrigérant ainsi formée
est pressurisée au moyen d'une pompe. Elle est ensuite envoyée au générateur, où
l'absorbant et le réfrigérant sont séparés par distillation, le second étant nettement
plus volatil. Cette opération s'effectue à haute température et permet, moyennant
apport de chaleur, l'évaporation du réfrigérant qui continue alors comme dans le
cycle classique. L'absorbant, resté sous forme liquide, est détendu au moyen
d'une vanne et injecté dans l'absorbeur, et le cycle peut recommencer.
En pratique, il est impossible de séparer totalement le réfrigérant et l'absorbant par
distillation. La solution pauvre sortant du générateur sera alors composée d'un
140
mélange d'absorbant et de réfrigérant dont la concentration en ce dernier sera
inférieure à celle de la solution riche quittant l'absorbeur.
2.1 Technologies et applications
Les URA sont techniquement maîtrisées et disponibles commercialement dans la
gamme de puissance 10-6000kW. Les technologies se distinguent par le couple
absorbant-réfrigérant utilisé. Les plus usuels sont :
- le couple eau-ammoniac (H2O/NH3): utilisé pour les températures de
refroidissement inférieures à 5°C, l'ammoniac pouvant s'évaporer jusqu'à -
60°C. Les systèmes de réfrigération utilisant ce couple sont de type industriel
et commercial.
- le couple bromure de lithium-eau (LiBr/H2O): utilisé pour le conditionnement
d’air (T>5°C) dans les bâtiments, l'eau ne pouvant jouer son rôle de réfrigérant
à des températures inférieures à zéro.
3. La cogénération et la réfrigération par absorption
Le couplage de l’unité de cogénération et de l’unité de réfrigération par absorption
(URA) permet de valoriser la chaleur cogénérée pour la production de froid,
évitant l’utilisation des groupes frigorifiques à compression dont l’énergie
mécanique requise pour comprimer le fluide réfrigérant est environ 50 fois plus
élevée [3]. Ce couplage peut se faire de deux manières :
- Indirecte : la chaleur cogénérée utile (eau chaude ou vapeur) est disponible
aussi bien pour l’URA que pour d’autres applications éventuelles.
141
- Directe : l’URA est seule bénéficiaire de la chaleur cogénérée (fumées). Ce
système, plus compact et économique, est moins flexible.
Dans cette étude, seule la cogénération par moteur est considérée. La plupart des
moteurs (à gaz ou diesel) disponibles sur le marché présentent des capacités de
récupération de chaleur aux sources et niveaux de température suivants: fumées
d’échappement (400 - 550°C), intercooler (30 – 80°C), bloc moteur et lubrifiants
(75 - 120°C). Le choix des sources de récupération dépendra du niveau de
température requis par l’application et de la température d’entrée du cycle à
absorption, idéalement supérieure à 85°C [3]. La figure 3 représente le schéma
d'intégration d'une unité de trigénération dans le réseau interne d'une entreprise.
Fig. 3 : Schéma d’intégration d’une installation de trigénération dans une entreprise
4 Les machines frigorifiques à adsorption
4.1 Principe
Les machines frigorifiques à adsorption fonctionnent selon le principe
d'adsorption, un phénomène physique bien connu en technique des procédés. Un
142
élément hygroscopique, l'adsorbant (par exemple le charbon actif, le gel de silice,
la zéolithe) peut soustraire de la vapeur d'eau (ou tout autre gaz) de son
environnement et l'accumuler sous forme liquide (l'adsorbat) dans sa structure,
sans modifier le volume de l'adsorbant. Un apport de chaleur peut régénérer
l'adsorbant par dessiccation qui peut ensuite être réutilisé (Slejko, 1985; Suzuki,
1990).
Si l'eau est pulvérisée dans un récipient sous vide, elle s'évapore et prélève dans ce
processus de la chaleur de son environnement (échangeur à tube à ailettes dans un
récipient). Sous pression atmosphérique (760 mmHg ou 1,013 bar), l'eau s'évapore
à 100°C. Cette température d'ébullition baisse avec la pression : Elle est de 0°C
sous vide (4,58 mmHg ou 6,11 mbar) et pour l'application dont il est question ici
une pression de 7,510 mmHg ou 10,01 mbar est suffisante, ce qui correspond à
une température d'ébullition située entre 4 et 7°C.
Les machines à adsorption fonctionnent avec le couple Gel de silice/eau. Dans un
circuit sous vide, l'eau (réfrigérant) s'évapore du gel de silice sous l'effet de la
chaleur, se condense s'évapore de nouveau en prélevant de la chaleur du circuit
d'eau froide. Ensuite, elle est encore adsorbée par le gel de silice desséché.
La machine à adsorption est composée d'un boîtier divisé en 4
compartiments (Fig. 4) :
- le condenseur
- le générateur
- l'accumulateur
- l'évaporateur
143
Circuit eau de refroidissement
Pompe eau de refroidissement
Condenseur
Circuit eau chaude
�Pompe rØfrigØrant
Evaporateur
Circuit eau froide
Echangeur de chaleur1+2
couvert d’adsorbant (gel de silice)
Fig. 4 : Schéma d'une unité de réfrigération par adsorption
Les 2 compartiments générateur/accumulateur sont reliés au condenseur et à
l'évaporateur par des valves commandées. Chaque compartiment contient un
échangeur de chaleur. Les 2 échangeurs des compartiments
générateur/accumulateur sont enroulés autour des faisceaux de tubes entre
lesquels est empaqueté le gel de silice. Dans l'un des compartiments, le gel de
silice contient une quantité définie d'eau (distillat = réfrigérant). Dans l'autre, le
gel est sec (régénéré). Dans le compartiment fermé - sous vide- l'eau est évaporée
du gel de silice sous l'effet de la chaleur (phénomène de désorption). La
température d'eau chaude nécessaire pour le fonctionnement de la machine à
adsorption varie de 55°C à maximum 90°C.
La vapeur circule dans le condenseur, se condense et est aspirée continuellement
par la pompe à réfrigérant et pulvérisée via un gicleur sur l'échangeur de
144
l'évaporateur. Elle s'y évapore de nouveau sous l'effet de la dépression et de
l'énergie calorifique provenant du circuit d'eau froide, qui circule à travers le
faisceau de tubes.
La petite pompe à réfrigérant aspire la proportion d'eau non évaporée au fond du
compartiment de l'évaporateur et la renvoie dans le circuit menant aux buses de
l'évaporateur.
La vapeur d'eau circule, du fait de la différence de pression entre les
compartiments, dans le compartiment "accumulateur" voisin où elle est condensée
et adsorbée par le gel de silice sec.
La machine frigorifique à adsorption fonctionne en une succession de cycles
alternés, chaque cycle durant 10 minutes (Fig. 5). Pendant le chauffage de l'un
des "générateurs", l'accumulateur correspondant est refroidi par le circuit d'eau de
refroidissement, afin d'évacuer la chaleur due à l'adsorption. A la fin d'un cycle,
les circuits d'eau chaude et d'eau glacée sont intervertis automatiquement grâce à
des vannes électro-pneumatiques. Cette commutation dure 40 secondes. Pendant
cette phase, les circuits d'eau chaude et d'eau de refroidissement by-passent
l'adsorbeur et la pompe du circuit d'eau de refroidissement mélange les quantités
d'eau restant dans les 2 échangeurs des compartiments contenant le gel de silice.
Ce mélange permet d'éviter une charge thermique trop élevée entre les échangeurs
chaud et froid qui pourrait être enregistrée après le processus de commutation.
L'accumulateur (EC2) joue dès ce moment la fonction de générateur et le
générateur (EC1) la fonction d'accumulateur jusqu'à la deuxième phase de
commutation qui dure aussi 40 secondes.
145
Fig. 5 : Schéma du cycle de fonctionnement d'une unité de réfrigération par adsorption
146
La régulation de la machine se fait par la mesure des températures d'eau froide à
l'entrée et à la sortie de l'évaporateur. Dès que la température à l'entrée devient
inférieure à la température de consigne, la machine dévie l'eau chaude du
désorbeur vers le bypass. Il s'en suit une baisse de production de vapeur d'eau qui
entraîne une baisse de la puissance frigorifique à l'évaporateur. La température de
l'eau froide à la sortie augmente. Si elle dépasse une température de consigne
donnée, la machine revient à la position initiale et un nouveau cycle commence.
La température de l'eau froide à la sortie de l'évaporateur atteint sa température
initiale environ une minute après le processus de commutation.
La machine à adsorption fonctionne sans problème entre 0 et 100% de sa capacité
nominale. Elle comporte une petite pompe à vide qui est nécessaire à la première
mise en service. Après, elle est actionnée en cas de besoin par un capteur de
dépression afin de maintenir le vide. Un fonctionnement en continu de la pompe à
vide n'est pas nécessaire.
La machine à adsorption est dite à un étage quand toute la chaleur requise pour
chauffer l'adsorbeur est fournie par une seule source. Dans les cycles à double
étage ou dans les cycles avec régénération de la chaleur, une partie de la chaleur
est récupérée entre les adsorbeurs, ce qui améliore la performance du cycle.
4.2 Avantages de la machine frigorifique à adsorption
Selon les constructeurs, la machine frigorifique à adsorption présente une série
d'avantages :
- une construction simple et compacte, sans partie mobile
- une durée de vie (>20 ans) au moins comparable à la machine frigorifique au
LiBr
- le couple gel de silice (adsorbant) et eau (réfrigérant ou adsorbat) est
recyclable sans difficulté puisqu'il s'agit de substances naturelles
- la contribution du gel de silice à la destruction de la couche d'ozone et à l'effet
de serre est nulle
147
- faibles coûts d'exploitation par rapport aux unités conventionnelles à
compression du fait d'une réduction de la consommation d'électricité de près
de 75%, de la non nécessité d'un contrat de maintenance
- la température d'eau chaude à l'entrée peut atteindre 95°C avec une différence
maximale de 12°C en moyenne, dépendant du débit
- un rendement élevé à de faibles température d'eau chaude à l'entrée
- le débit d'eau chaude peut être réduit à la moitié du débit nominal afin
d'atteindre une différence de température élevée sans que la puissance
frigorifique baisse en dessous de 93% de sa valeur nominale
- la température d'eau froide à la sortie peut atteindre 3°C
- pas de limitation inférieure de la température d'eau glacée dans le circuit
retour d'eau glacée
- la température d'eau froide souhaitée est atteinte 1-2 minutes après le
démarrage (Standby) et 5-6 minutes (démarrage à température ambiante)
- l'arrêt accidentel - suite à une coupure d'électricité) n'endommage pas la
machine; le redémarrage ne pose aucun problème.
Une tour de refroidissement est nécessaire pour le fonctionnement d'une machine
à adsorption. La construction d'un circuit d'eau de refroidissement fermé permet
d'éviter la contamination des circuits d'eau chaude et d'eau de refroidissement.
Une tour de refroidissement combinée à un échangeur de chaleur intermédiaire
permet de remplir cette condition à frais réduit. Alternativement, une tour de
refroidissement fermée peut être utilisée si un refroidissement à sec est en partie
souhaitée.
La machine frigorifique à adsorption peut être implantée partout où l'eau froide
jusqu'à 3°C est nécessaire pour le refroidissement, dans un réseau existant et
remplacer une machine conventionnelle à compression. Elle représente une
alternative intéressante aux compresseurs dans les nouvelles constructions où les
besoins en électricité doivent être limités.
Sa combinaison avec les groupes de cogénération permet une alimentation
économique en eau froide sans nécessiter des groupes avec moteurs refroidis à eau
chaude qui permettent d'obtenir des températures d'eau chaude très élevées
148
comme c'est le cas avec certaines machines à absorption. En cas de nécessité, les
machines à adsorption peuvent être branchées en série avec des machines
frigorifiques au LiBr afin d'améliorer la différence de température entrée sortie
(20 - 30°C) au niveau du générateur.
4.3 Evolution du COP en fonction des paramètres
Le coefficient de performance des machines à adsorption dépend fortement des
températures entrée/sortie (TES) de l'eau froide, de l'eau du circuit de
refroidissement et de l'eau chaude. Les graphiques ci-après (Fig. 6) représentent
son évolution en fonction de ces paramètres. La légende indique la température
d'eau froide souhaitée et TER désigne la température d'entrée de l'eau du circuit de
refroidissement. A chaque TER (25°C, 28°C et 30°C) correspond un graphique.
Plus la température d'eau de refroidissement augmente, le COP diminue dans les
même conditions de travail. Par contre, il augmente avec la température d'eau
chaude (TEC) et la température d'eau froide (TEF), les 2 autres paramètres restant
à chaque fois constants.
COP en fonction de la temp. eau froide (TER =25°C)
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
50 55 60 65 70 75 80 85 90
température eau chaude [°C]
cop
3°C6°C9°C12°C15°C18°C
149
COP vs température eau froide (TER =28°C)
0,40,450,5
0,550,6
0,650,7
50 55 60 65 70 75 80 85 90
température eau chaude [°C]
CO
P3°C6°C9°C12°C15°C18°C
COP vs température eau chaude (TER = 30°C)
0,40,450,5
0,550,6
0,650,7
50 55 60 65 70 75 80 85 90
température eau chaude [°C]
CO
P
3°C6°C9°C12°C15°C18°C
Fig. 6 : Variation du COP en fonction des paramètres TEC, TEF et TER.
4.4.1 Comparaison des machines frigorifiques à adsorption et à absorption
Au point de vue énergétique, si l'eau chaude disponible a une température
supérieure à 85°C, il est préférable d'utiliser une machine frigorifique à
absorption. En dessous de 75°C, la machine à adsorption a encore un rendement
acceptable alors que la machine à absorption ne peut être utilisée. Le graphique
(Fig. 7) permet de visualiser la comparaison des COP des machines à adsorption
et à absorption (à un étage).
150
Com parais on du COP (e au de re froidis s e m e nt (29°C) ; e au glacé e (14/9°C)
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0,7
0,75
0,8
60 65 70 75 80 85 90 95te m pé rature e au chaude [°C]
CO
P A bsorption
A dsorption
régime nominal
Fig. 7 : Comparaison des COP des machines frigorifiques à adsorption et à absorption
5. Quelques modes de comparaison des cycles frigorifiques
Pour comparer la réfrigération par absorption et le cycle classique à compression,
Ziegler et al. [4] introduisent la notion d’index de consommation d’énergie
primaire (primary energy rate, PER) et le définissent comme la quantité d’énergie
primaire consommée pour répondre à une demande unitaire en froid. Les auteurs
calculent cet index pour différents systèmes, le système ayant le plus petit PER
étant le meilleur.
En conclusion, Ziegler et al. constatent que l’intérêt des machines à absorption
dépend de l’application et de l’origine de la chaleur. L’économie d’énergie est
assurée lorsque la chaleur provient de la récupération sur effluents chauds des
moteurs qui seraient, autrement, soit perdus, soit mal valorisés. C’est aussi parfois
le cas lorsque la chaleur est extraite d’une unité de cogénération existante. Par
contre, lorsque la chaleur est produite à seule fin d’alimenter directement l’URA,
le PER est alors plus élevé que pour un cycle à compression classique. Ce résultat
est confirmé par l’étude ponctuelle [5] qui présente les résultats du monitoring
d’une installation dans un immeuble de 8000 m².
151
Une autre analyse (Fortuin et al.) [6] menée aux Pays-Bas vise à déterminer dans
quelle mesure les machines à absorption couplées à une unité de cogénération sont
économiquement plus intéressantes que les machines à compression pour les
applications de conditionnement d'air à l'aide d'un circuit d'eau glacée 6°C/12°C.
Elle conclut que pour les besoins en froid de puissance supérieure à 1000 kW et
lorsque la chaleur fournie au générateur doit être supérieure à 100°C, le seuil de
rentabilité est atteint pour un coût de la chaleur se situant entre 1,34 et
3,57 EUR/GJ lorsque le prix de l'électricité est compris entre 6 et
9 Eurocent/kWh. Ceci permet un délai de récupération du surcoût
d'investissement de moins de 5 ans pour une production de 300 à 400 heures/an si
la chaleur provient d'un réseau de chaleur résiduelle d'une centrale TGV et de 1 à
2 ans si l'URA fait partie d'une unité de cogénération locale à moteur à gaz. Par
rapport à la production séparée de froid et d'électricité, la cogénération électricité
et froid par cycle à absorption permet selon les auteurs les gains suivants:
COGEN locale COGEN réseau chaleur (TGV)
Energie primaire 10-25% 30%
NOx - Env. 50%
CO2 Env. 30% Env. 45%
6. Caractérisation de la trigénération
L’objectif est ici de caractériser plus généralement par des équations simples les
conditions d’économie d’énergie primaire dans une trigénération. Cette approche
présente l’avantage de favoriser l’évaluation énergétique des systèmes de
trigénération en fonction de leurs paramètres et performances techniques, du
152
mode opératoire et constitue une aide à la décision lors du choix des systèmes à
implémenter. Cette caractérisation se limite au fonctionnement des installations de
trigénération en régime nominal et ne tient donc pas compte des variations de
rendements et du coefficient de performance à charge partielle.
Cogénération froid et électricité
C’est le type d’applications envisageable dans les pays chauds notamment dans
les bâtiments publics et privés, les ambassades, partout où la climatisation des
locaux est nécessaire. Elle contribue à diminuer la pointe électrique liée à la
consommation des groupes frigorifiques actuellement en usage.
La puissance thermique nécessaire à la production de la puissance frigorifique Pf
par l'URA est : COP
PQ f
f = (1)
Le besoin correspondant en énergie primaire pour le cogénérateur vaut :
f f
Q Q
Q PP
COPα α= =
⋅ (2)
Mais simultanément, le cogénérateur produit aussi une certaine quantité
d’électricité EE Pα= ⋅ .
La production simultanée des puissances frigorifique et électrique E requiert
donc une puissance sous forme de combustible valant P (figure 8).
fP
153
Energie primaire
TRIGENERATION
P �
�
E
Q�Q
Pertes
P�E �E
Pertes 2
PRODUCTION SEPAREE
COP
URA
COPc
URC
Goupe de cogØnØration
�Q
�Q�E COPCOPc
P�
E
+
PCOP
�E
P
Fig. 8 : Comparaison statique de la cogénération froid-électricité et de la production séparée
Par comparaison, la production séparée de ces mêmes puissances et E requiert
une puissance P' donnée par :
fP
1' f
E C E E
P PEPCOP COPη η η
= + = +⋅
f
C
E (3)
Il y aura économie d’énergie primaire si 'P P< , ce qui se traduit par la
condition :
E E QC
COPCOP
α η α> − (4)
Cas d’une trigénération simultanée
La trigénération simultanée traduit le mode opératoire où les trois formes
d’énergie utile, l’électricité, le froid et la chaleur, sont produites simultanément.
Dans ce cas, une partie de la chaleur produite par le cogénérateur alimente l’unité
de réfrigération pour la production de froid. Les applications sont les industries
154
agroalimentaires, les hôtels, etc., qui nécessitent en même temps le froid et la
chaleur, qu’elle soit sous forme d’eau chaude ou de vapeur. Désignons par Q la
puissance thermique requise, par Q’ la puissance thermique produite par le
cogénérateur, et par λ la fraction de Q' utilisée par l'URA :
'fQ Qλ= (5)
'(1 ) '
1
f
ff
Q Q QQ Q
PQ Q
COP
λ
λλ
+ =
= −
= =−
(6)
Dans le cas présent, la puissance P requise pour l'alimentation du cogénérateur
(figure 9) vaut :
1 1( )1
f
Q Q
P Q EP QCOP Eα λ α α
= + = =−
(7)
Fig. 9 : Comparaison statique de la trigénération et de la production séparée
Par comparaison, la puissance P' consommée sous forme d'énergie primaire pour
produire de manière séparée les puissances vaut : EetQPf ,
155
'
11 1
f
E C E Q
E
Q E C E
PE QPCOPQ COP Q
COP
η η η
α λ
Q
Qα λ η λ η η
= + +⋅
= +− −
+ (8)
Il y aura économie d'énergie primaire si P<P’ , ce qui conduit à la condition :
(1 )EE E
C Q
COPCOP
ηQα η λ λ α
η
> − + −
(9)
Dans le cas extrême où 1,λ = c’est-à-dire que toute la chaleur produite par le
cogénérateur est valorisée dans la machine frigorifique, on retrouve évidemment
le résultat précédent, relatif à la cogénération froid et électricité.
A l'opposé, si 0,λ = on retrouve la condition classique pour la cogénération
chaleur-électricité :
1 QE E
Q
αα η
η
> −
(10)
-0,2
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2
αQ
αE
λ=0 λ=0,4 λ=1 droite limite
Fig. 10 : Représentation des droites d'équilibre entre la production séparée et la trigénération
Le graphique de la figure 10 représente pour différentes valeurs de λ l'ensemble
des caractéristiques des moteurs pour lesquelles la consommation d’énergie
156
primaire est la même tant pour la production séparée que pour la production
simultanée. Au dessus de chaque droite est située la surface des points pour
lesquels la trigénération permettrait d’économiser de l’énergie. Cette surface est
limitée vers le haut par la droite limite puisque la somme des facteurs et E Qα α
ne peut dans la majorité des cas être supérieure à 0,9 si l'on tient compte des
pertes. Notons que la référence est ici une TGV( 0,55Eη = ) combinée à un groupe
à compression (COPC = 5) ; la chaleur est produite dans une chaudière
( 0,Q 9η = ).
'P PI
P−
0,90
0,90
0,38Eα
10,383λ−
10,454λ−
5. Index d'économie d'énergie
Nous définissons un index d’économie d’énergie primaire (I) pour la trigénération
qui représente le gain relatif d’énergie primaire par rapport à la production
séparée. Il est donné par la relation :
' 11( )Q Q QE
E Q Q E
COPCOPc
α α αα λη η η η
= = −+ − −
(11)
Considérons deux références de production séparée pour le calcul de l’index
d’économie énergétique:
- référence I :
moteur à mazout 0,36Eη = chaudière à mazout Qη =
- référence II :
centrale TGV 0,55Eη = chaudière à gaz Qη =
Si nous supposons d’une part le COP du groupe à compression égal à 5, celui du
groupe à absorption égal à 0,7 et un moteur à gaz dont les caractéristiques sont
et 0,53Qα= = , nous pouvons écrire les relations suivantes :
- par rapport à la référence I : ( ) 11,644
I λ = − (12)
- par rapport à la référence II : ( ) 11,280
I λ = − (13)
157
Pour le cas ainsi calculé, le graphique de la figure 11 montre qu’il y a économie
d’énergie dans une trigénération par rapport à la référence TGV si moins de la
moitié de la chaleur produite par le cogénérateur est utilisée pour la production de
froid.
Par contre, si la référence est le groupe électrogène au diesel, l’index de qualité est
supérieur à 20% pour toutes les valeurs de .λ
-0,3-0,2
-0,10
0,10,2
0,30,4
0,5
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
λ
Inde
x d'
écon
omie
d'é
nerg
ie
index(TGV) index (cent. Charbon)
Fig. 11 : Index d'économie d'énergie en fonction de .λ
L’étude de sensibilité par rapport au COP du cycle à absorption est illustrée pour
la référence TGV par la figure 12. Le COP y varie de 0,5 à 1,2.
On en déduit que pour le cycle LiBr/H2O à double effet dont le COP se situe entre
1,0 et 1,2 une économie d’énergie primaire peut être réalisée jusqu’à une valeur
de λ égale à 0,7.
Pour un cycle H2O/NH3 à un effet dont le COP varie entre 0,5 et 0,7, une
économie d'énergie primaire est envisageable tant que moins de la moitié de la
chaleur produite par l'unité de cogénération est utilisée pour la production de
froid.
158
-0,4
-0,3
-0,2
-0,1
0
0,1
0,2
0,3
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
λ
inde
x d'
écon
omie
d'é
nerg
ie
0,5 0,7 0,9 1 1,1 1,2
COP
Fig. 12 : Sensibilité de l'index par rapport au COP du cycle à absorption (référence II)
Les deux graphiques de la figure 13 présentent l'évolution de l'index pour le cas
d'une température de froid supérieure à 5°C (COPc = 3,8) et pour la production de
froid à température inférieure à 0°C (COPc = 2). Les COP de l’URA sont
respectivement 1,05 et 0,7.
Index d'économie d'énergie (froid à T>5°C, COPc=3,8)
-0,1
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
λ
Inde
x d'
écon
omie
d'é
nerg
ie index(TGV) index (cent. Charbon)
159
Index d'économie d'énergie (froid à T<0°, COPc=2)
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1λ
Inde
x d'
écon
omie
d'é
nerg
ie index(TGV) index (cent. Charbon)
Fig. 13 : Evolution de l'index d’économie d’énergie en fonction de l'application.
160
6. Influence de la qualité de la chaleur
Les équations précédentes montrent bien que l’économie d’énergie dépend du rendement
électrique Eα et du rendement thermique Qα du groupe de cogénération. La qualité de la
chaleur disponible pour l’utilisateur final ou pour la machine frigorifique à absorption
influence fortement les caractéristiques de l’installation. Pour les moteurs, où la chaleur est
disponible à plusieurs niveaux de température ( voir paragraphe 2), la température de l’eau de
retour du circuit de chauffage est un facteur de grande importance. Si elle est trop élevée, une
partie de la chaleur disponible au niveau du moteur n’est pas valorisable et doit être évacuée
par le circuit de refroidissement par l’ambiance. Les valeurs usuelles de Qα pour les moteurs
de grande puissance se situent généralement entre 45% et 55% pour une température de retour
de 70°C. Elles sont entre 40 et 50% pour une température de retour de 90°C et diminuent
jusqu’à 30% pour une température de retour de 110°C. Pour des valeurs aussi basses,
l’économie d’énergie devient très faible ou même négative (figure 10). Dès lors, une analyse
exergétique doit être faite en vue de mesurer l’efficacité des systèmes de trigénération, étant
donné que les unités de réfrigération par absorption, selon qu’elles sont à un seul ou à double
effet, nécessitent pour leur alimentation de l’eau chaude ou de la vapeur basse pression, donc
à des températures différentes. Des études de cas réalisées ponctuellement par Rosen et Le
[7,8] ont permis d’évaluer différents systèmes d’approvisionnement d’un réseau urbain de
froid.
L’analyse exergétique d’un système découle de l’application de la seconde loi de la
thermodynamique et complète l’analyse énergétique par la prise en compte des températures
de l’ambiance (T ), de la source de chaleur (T ) et du niveau de froid (0 Q fT ) requis. Le bilan
exergétique d’une installation de trigénération simultanée (figure 9) peut s’écrire comme suit :
0 0(1 ) (1 ) ( )f rpf Q
T TP Q E I QT T
τ− − + − + + + =∑ p p RP (1.14)
où R est le rendement exergétique de la combustion (généralement compris entre 0,9 et 1) et
01pp
TT
τ = − (1.15)
Qp désigne le flux des pertes thermiques, Tp la température à laquelle ces pertes ont lieu et Ir
les irréversibilités.
161
Il s’ensuit l’expression du rendement exergétique ψ de l’installation:
0 0(1 ) (1 )
( )
ff Q
T TP QT T
RP
Eψ
− − + − += (1.16)
Pour les résultats représentés aux figures 10, 11, et 12, le froid est produit à 6°C, l’eau chaude
à la sortie du cogénérateur est à 90°C. Le tableau I illustre l’influence du choix de l’URA et
par conséquent du niveau de température de l’eau à l’entrée du générateur sur l’efficacité d’un
système de trigénération. Nous avons choisi comme exemple le groupe de cogénération de
SOKRATHERM avec les données nominales suivantes (E = 225 kW, Qfumées = 134 kW, Qbloc
moteur = 216 kW). L’eau à 70°C est chauffée à 82°C (refroidissement du bloc moteur), puis à
90°C (refroidissement des fumées). Trois cas d’exploitation en trigénération sont envisagés et
les résultats sont synthétisés dans le tableau I :
Cas 1 : URA alimentée par un circuit d’eau chaude 90°C/70°C, le COP est 0,7
Cas 2 : URA alimentée par un circuit de vapeur 120°C/2bar, le COP étant égal à 1,2, la
puissance calorifique nécessaire à la production de la même puissance frigorifique
qu’au cas 1 est plus petit, ce qui entraîne une valorisation partielle de la chaleur
disponible sur les fumées
Cas 3 : même URA qu’au cas 2 mais on valorise toute la chaleur disponible sur les fumées,
ce qui implique une augmentation de la puissance frigorifique produite.
162
Tableau I : Analyse exergétique et énergétique de trois modes d’exploitation
d’une installation de trigénération
Cas 1 :URA
simple effet, eau chaude 90°C/70°C
Cas 2 : URA double effet, vapeur 120°C/2bar valorisation partielle de Qfumées
Cas 3 : même URA qu’au cas 2 mais avec valorisation totale de Qfumées, donc augmentation de la puissance frigorifique
E 225 kW 225 kW 225 kW Pf 70 kW 70 kW 161 kW
fT 6°C 6°C 6°C
fQ 100 kW 58 kW 134 kW
fτ -0.05 -0.05 -0.05 Q 250 kW 216 kW 216 kW
QT 90°C 82°C 82°C
Qτ 0,193 0,175 0,254
Eα 0,36 0,36 0,36
Qα 0,56 0,44 0,56
λ 0,286 0,213 0,383 ψ 0,467 0,449 0,457 I 0,143 0,097 0,163
Ces résultats, en montrant que le cas de l’exploitation la plus efficiente exergétiquement n’est
pas toujours celui qui procure la meilleure économie d’énergie primaire, confirme
l’importance de l’analyse exergétique lors de l’évaluation des systèmes de trigénération.
Néanmoins, le poids extrême que prend le flux d’exergie pure sous forme d’électricité dans
l’expression de ψ atténue très fortement l’impact des variations des températures Tf et TQ
caractéristiques des besoins de froid et de chaleur.
Conclusions
La production de froid par les cycles à absorption est a priori intéressante dans le souci de
consommer de l'énergie calorifique, moins noble que l'électricité. Des études de cas ont été
réalisées sur ce sujet. La caractérisation de la trigénération par des équations simples nous a
permis de cerner plus généralement les possibilités d'économie d'énergie primaire. Il en
ressort qu'une cogénération de froid et d'électricité ne permet pas lorsque la référence de
163
production d’électricité est une centrale TGV à 55% de rendement comme c’est le cas dans
les pays industrialisés, d'économiser systématiquement de l'énergie mais permet dans
certaines conditions une économie financière. Par contre, l’utilisation d’un groupe de
cogénération au diesel combiné à une réfrigération par absorption ou à adsorption procure une
économie d’énergie primaire lorsque la comparaison est faite en supposant en production
séparée une production d’électricité à partir des groupes électrogènes au diesel. Dans tous les
cas, la production simultanée de froid, de chaleur et d'électricité (trigénération) permet une
économie d'énergie primaire en fonction de la fraction de chaleur utilisée pour la production
de froid. C'est le cas des hôtels, des entreprises agroalimentaires, pharmaceutiques et
chimiques.
Le frein au développement de cette filière de production décentralisée est surtout lié au coût
élevé des groupes frigorifiques valorisant de la chaleur. Cette barrière peut être levée si les
mécanismes institutionnels sont mis en place afin d’améliorer la rentabilité des projets via des
recettes supplémentaires qui viendraient de l’octroi des « Crédits d’émissions » tel que prévu
par le Mécanisme de Développement Propre ou toute autre fond environnemental. En effet,
l’économie d’énergie primaire réalisée par une installation de trigénération entraîne une
réduction des émissions de gaz à effet de serre.
10. Bibliographie
[1] Dotiwalla W., Pruiskma E., Extending the market of cogeneration with absorption
refrigeration, Modern Power System (1999) 41-42.
[2] Hufford E., Absorption chiller improve cogeneration energy efficiency, ASHRAE Journal
(march 1992) 46-53.
[3] Langreck J., Cogen-Absorption plants for refrigeration purposes and turbine air inlet
cooling, Cogeneration and On-Site power production, 1 (2) (2000) 46-49.
[4] Ziegler F., Riesch P., Absorption cycles : a review with regard to energetic efficiency,
Heat recovery Systems CHP 13 (2) (1993) 147-159.
[5] Desprets M., Gasgestookte absorptiemachines, Energie & Milieu 1(1998) 8-15.
164
[6] Fortuin J. B., Darmoutomo A., Corneth E.J.P., Absorption cooling and cogeneration,
Klima beheersing 20 (11) (1991) 339-344.
[7] Rosen M. A., Le M. N., Efficiency measures for process integrating combined heat and
power and district cooling, Thermodynamics and the Design, Analysis, and Improvement of
Energy Systems, 1995, AES-Vol. 35, pp 423-434.
[8] Rosen M. A., Le M. N., Thermodynamic assessment of the components comprising an
integrated system for cogeneration and district heating and cooling, Proceedings of the ASME
Advanced Energy Systems Division, 1998, AES-Vol. 38, pp 3-11.
[9] Tchouate Héteu P., Bolle L., Squilbin O., Potentiel de cogénération dans les applications
industrielles de séchage et de production de froid par des cycles à absorption-Évaluation des
performances des unités de cogénération, Rapport projet CO2-Phase 2, ELECTRABEL-SPE,
Université catholique de Louvain, 1999.
[10] Tchouate Héteu P. M., Mini-cogeneration/trigeneration : technical and economic aspects,
Proceedings of the AIM International Conference on power generation and sustainable
development, Liège, Belgium, 2001, pp 73-77.
165
ANNEXE
COP en fonction de la température d'eau chaude(température eau de refroidissement : 24°C)
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15température d'eau glacée [°C]
CO
P
75°C
80°C
85°C
88°C
95°C
Fig. 8 : Variation du COP d’une URA LiBr/H2O à un seul effet en fonction des températures d’eau chaude et
d’eau glacée (réalisée à partir des données recueillies chez un fournisseur)
166
Dimensionnement d'une installation de trigénération : le cas d'un hôtel
Pépin Tchouate Héteu Léon Bolle
Unité de Thermodynamique et Turbomachines, Université catholique de Louvain, Belgique Introduction Le secteur hôtelier et les immeubles de bureaux dans les pays chauds sont particulièrement
consommateurs de froid sous forme de climatisation des locaux et la demande est assez
constante. L’objectif de cet article est de présenter la méthodologie de dimensionnement
d’une installation de trigénération et de l’appliquer au cas particulier d’un hôtel, de calculer
les économies d’énergie primaire et les émissions évitées qui en découlent.
Méthodologie
Les études de cas ont pour objectifs :
- la compréhension des conditions d'intégration des systèmes de cogénération et de
trigénération dans les secteurs concernés, principalement le tertiaire
- le dimensionnement d'une installation de cogénération ou trigénération
- et la détermination des gains énergétique et financier et des émissions de CO2 évitées qui
en découlent si l'on compare à la production séparée. Le gain financier n’est pas analysé
ici.
Le gain d'énergie est principalement dû à l'économie du combustible qui aurait servi à
produire l'électricité co-produite par le groupe de cogénération.
En cas de trigénération, il résulte aussi d'une économie liée à l'énergie primaire qui aurait
compensé l'électricité consommée par le groupe frigorifique à compression.
Le gain financier résulte de :
- la diminution du coût de la puissance de pointe puisqu'elle est diminuée de la puissance
fournie par le cogénérateur,
- la rétribution de l'électricité produite ou du coût évité par elle si elle est auto-consommée,
- la réduction des frais d'exploitation sur les chaudières et réfrigérateurs classiques qui ne
servent plus que d'appoint.
167
Mais ce gain est pénalisé par des investissements nettement élevés pour le groupe de
cogénération et le réfrigérateur alternatif et par les frais de maintenance qui y sont liés.
Elles se basent sur :
- le profil type de consommation de chaleur
- le profil type de consommation de froid
- les factures d'électricité et de gaz naturel lorsqu'elles sont disponibles.
Le choix de la puissance installée du groupe de cogénération et du réfrigérateur à absorption
ou à adsorption est orienté par les principes suivants :
- couverture maximale des besoins de chaleur et/ou de froid
- fonctionnement à puissance nominale
- fonctionnement aux heures de pointe du fait de la meilleure valorisation de l'électricité
produite
Etude de cas
Les besoins en froid de l’hôtel ont été simulés par un modèle qui tient compte des moyennes
mensuelles de température en zones tropicale et équatoriale, des jours ouvrables et des week-
ends. La courbe résultante de la demande en froid est représentée à la figure 1, heure par
heure sur une année.
Hourly Cooling demand [hotel]
04080
120160200
0 2000 4000 6000 8000time [hours]
capa
city
[kW
f]
Fig. 1 : Profil horaire de la consommation en froid de l’hôtel
168
Le profil de consommation est caractérisé par une baisse de la demande entre Août et
Octobre, période correspondant à la saison des pluies et une température moyenne mensuelle
d’environ 27°C. La période entre Novembre et Avril correspond à la saison sèche et très
chaude avec une pointe en février. La demande globale annuelle en froid est de 640 199 kWh
soit 2305 GJ. Elle est satisfaite par un groupe frigorifique à compression prélevant son
électricité du réseau électrique local, alimenté par des groupes électrogènes ayant un
rendement moyen de 30%. Le Coefficient de Performance (COP) du groupe frigorifique étant
supposé égal à 3, la consommation de diesel pour couvrir les besoins en froid de l’hôtel est
2561 GJ.
Production combinée
Deux stratégies de cogénération sont envisageables pour cet établissement :
- dimensionnement selon la courbe de consommation d’électricité
- dimensionnement selon la courbe de froid.
La courbe de la consommation d’électricité pour les besoins autres que le froid n’étant pas
disponible, seule la deuxième stratégie sera analysée dans la présente étude. Nous posons en
outre les hypothèses suivantes :
- l’unité de réfrigération par absorption ne sera exploités que lorsque la puissance demande
est comprise entre 50 et 100% de sa puissance nominale,
- l’unité de réfrigération et le groupe de cogénération fonctionnent tous les jours de 5h30 à
minuit et demi,
- un groupe frigorifique à compression supplémentaire est alors nécessaire pour les nuits et
couvrir les pointes.
En tenant compte de ces hypothèses et de la monotone de froid, le choix s’oriente vers un
groupe frigorifique de puissance nominale 100 kWf. La figure 2 représente la dite monotone
et la production de froid assurée par le groupe. Elle est de 527 407 kWhf (1897 GJf), soit 85%
des besoins annuels de l’hôtel.
169
Cooling load duration curve
050
100150200
0 2000 4000 6000 8000
time [hours]
capa
city
[kW
f]
Fig. 2 : Monotone de froid et production assurée par l’URA.
Le groupe frigorifique (LiBr-H2O) dans les conditions d’exploitation a un COP moyen de 0,7.
On en déduit la courbe de chaleur à assurer par le groupe de cogénération (figure 3).
Heat production duration curve
0
100
200
300
0 2000 4000 6000 8000
time [hours]
capa
city
[kW
th]
Fig. 3 : Monotone de chaleur et production de l’unité de cogénération
Le cogénérateur a une puissance nominale de 140 kWth, un facteur de conversion électrique
(respectivement thermique) de 30% (respectivement 58%). Il fonctionne 6920 heures par an et
la quantité de chaleur produite est 753 438 kWhth (soit 2712 GJth). La consommation
170
d’énergie primaire est alors 4676 GJ. Simultanément, le cogénérateur produit 390 MWh, soit
1403 GJ d’électricité qui est injectée dans le réseau local ou consommée par l’hôtel.
En production séparée, cette électricité entraînerait une consommation de 4678 GJ de diesel,
soit 6854 GJ au total si l’on tient compte de l’électricité consommée par le groupe frigorifique
à compression. Il résulte que la trigénération réduit la consommation de diesel de 2178 GJ.
Si on considère que le réseau électrique local est alimenté par les meilleurs groupes
électrogènes du moment, donc avec un rendement de 40%, l’économie d’énergie primaire se
réduit à 1008 GJ, soit 28 000 litres de diesel.
Emissions évitées
Le calcul d’émissions évitées prend en compte les valeurs spécifiques d’émissions liées au à
la combustion du diesel. Elles sont de 77 kg pour le CO2 et de 3 kg pour le SO2 par GJ de
diesel. Il vient que
- 77 tCO2 et 3 tSO2 sont évitées par an par la trigénération si la référence électrique a un
rendement de 40%,
- 168 tCO2 et 6,5 tSO2 sont évitées par an par la trigénération si la référence électrique a un
rendement de 30%.
Ces valeurs seraient plus élevées si nous considérions les pertes des réseaux de transport et
distribution qui s’élèvent à plus de 10%.
Conclusions
L’étude de cas ci-dessus montre qu’il a un potentiel de réduction des émissions de GES et
d’autres polluants dans le secteur hôtelier des pays tropicaux. Il en est de même pour les
immeubles de bureaux comme l’a montré une autre étude de l’auteur. Les applications
industrielles en Afrique sont certainement nombreuses, surtout dans l’agroindustrie. Il est
impératif d’accentuer des études plus larges au niveau des pays ou régions afin d’estimer avec
plus de précision les potentiels théorique, technique et économique.
171
pourraient constituer dans le futur une incitation à participer au MDP pour les PED
préoccupés par la satisfaction de leurs besoins économiques et sociaux.
Critères d’éligibilité au MDP
Pour participer au MDP, tous les pays doivent satisfaire à trois conditions :
- une participation volontaire
- la création d’un organisme national responsable du MDP
- la ratification du protocole de Kyoto.
En plus de ces 3 critères, les pays industrialisés doivent mettre en place :
- un système national d’évaluation des gaz à effet de serre,
- un registre national,
- un inventaire national,
- un système comptable pour la commercialisation des réductions d’émissions,
- un objectif de réduction tel que stipulé à l’article 3 du protocole de Kyoto.
Projets éligibles
Les projets éligibles au MDP couvrent les domaines suivants :
- amélioration de l’efficacité des utilisations finales d’énergie,
- amélioration de l’efficacité de l’approvisionnement/distribution d’énergie,
- énergies renouvelables,
- substitution de combustibles,
- agriculture (réduction des émissions de CH4 et NH3),
- réduction des émissions dans les procédés industriels (CO2 dans les cimenteries, HFC,
PFC et SF6),
- séquestration de CO2 (seulement projets de boisement et reboisement)
Pour la période d’engagement 2008-2012, les seuls projets de séquestration de CO2
envisageables seront relatifs au reboisement ou boisement des terres et les pays de l’annexe I
174