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Cogénération et stockage saisonnier de la chaleur pour habitat-tertiaire

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L’usage de chaleur de cogénération  en réponse à la demande de chaleur  pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire (ECS) de l’habitat et du tertiaire à une échelle significative  semble possible  sur le plan quantitatif mais très peu de grandes réalisations existent de par le monde. 
 Au vu de cette «bizarrerie», alors que la réduction des émissions de CO2 est une urgence et que le coût des énergies fossiles est élevé, il apparait que le profil temporel de la demande de chaleur, demande fortement concentrée en hiver et soumise à d’importantes fluctuations rapides,  rend cette option peu attractive. Les principaux inconvénients associés à cette forte saisonnalité de la demande semblent  être  les suivants :
-sans stockage saisonnier de chaleur, la cogénération ne serait exploitable que pendant cinq mois de l’année obligeant à changer de mode de fonctionnement de la centrale de production électrique deux  fois l’an ;
- la perte d’électricité associée à la cogénération, perte de 1MWhe pour 6 MWh de chaleur cogénérée à 135°C, serait concentrée en hiver, alors qu’à cette saison  la production d’électricité est soumise à de très fortes contraintes ;
- les conditions de transport de chaleur sur des distances de l’ordre de 100 Km   sont  durcies  par cette forte saisonnalité, car le caloduc nécessaire au transport de chaleur ne serait utilisé qu’environ  cinq mois par an ;
- il semble enfin difficile de moduler la puissance  pour s’adapter précisément à une  demande fortement variable.
Un stockage saisonnier de chaleur (SSC) dimensionné  et utilisé de façon optimale,  pour une consommation donnée,  permettrait-il  de rendre constante durant l’année, la fourniture  de chaleur de cogénération, de diminuer ainsi  de façon sensible la baisse de production  électrique pendant la période la plus critique de l’hiver, d’utiliser au mieux  les investissements liés au transport de chaleur sur de longues distances ?  Si un SSC  peut être réalisé à un prix raisonnable   pourrait-il rendre attractif  un usage massif de chaleur de cogénération? Cette problématique  est discutée et analysée dans l’optique d’un usage potentiel très important à l’échelle de 100  à 200 TWh/an en France.
 

1.Mix énergétique,  fonction et capacité  d’un SSC 

 

 Fig. 1 : Demande annuelle de chaleur, chauffage et ECS (Etot-1an), un exemple concret.

Le profil annuel de la demande de chaleur met en évidence de fortes fluctuations au niveau de quelques heures   ou de quelques jours (figure 1). Répondre aux variations rapides de  ces demandes de chaleur s’avère très difficile   avec de la chaleur de cogénération. Ceci conduit à proposer, dans un premier temps, que  30 % de la chaleur annuelle soient fournis par des chaudières à combustible, ce qui constitue aussi un élément de sécurité d’approvisionnement.

 
 
                                                                 

Fig. 2 : Illustration de la fonction SSC et de l’usage des chaleurs de cogénération et issues de chaudières, au cours de l’année.

Sur la figure 2 ci-dessous, le profil de la demande  de chaleur a été lissé et apparait en épais tirets rouges. On peut observer  comment un stockage saisonnier de chaleur permet une fourniture de chaleur cogénérée à puissance constante  durant toute l’année.

 
 
On observe que la chaleur de cogénération est livrée sur le site de l’agglomération à puissance constante (aire hachurée en grands losanges à traits noirs).  L’excédent de chaleur, après  ponction de la consommation pour l’ECS   de mai à octobre, est  à stocker. Cette chaleur est déstockée et réutilisée  en début de période de chauffe. L’usage de la chaleur produite par les chaudières vient compléter  les besoins de chaleur durant cette même période de chauffe.  La capacité de stockage du SSC qui est déterminée à partir du profil de consommation est ici de 20% de Etot-1an. On notera sur cette figure 2, que  le déstockage est accéléré autant que possible  pour avoir un «stockage  complètement vidé de sa chaleur»  fin mars, condition nécessaire pour la reproductibilité des caractéristiques du stockage (voir plus loin).                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               

2.Dimensionnement d’un équipement pour 500 000 habitants (0,5 E6 habitants)

 
La quantité de chaleur consommée annuellement en France, pour le chauffage et l’ECS de l’habitat et du tertiaire, qui est actuellement d’environ 500 TWh (chauffage) et 80 TWh (ECS), est supposée être réduite à 333 TWh pour le chauffage grâce à une isolation modérée (facteur moyen de réduction de 1,5), la consommation pour l’ECS restant inchangée. La quantité de chaleur totale consommée annuellement au niveau national, pour le chauffage et l’ECS, devient donc égale à 413 TWh.
 
Dans ce contexte, on a choisi de dimensionner une installation pour 500 000 habitants dont 70 % des besoins en chaleur seront fournis par de la chaleur de cogénération, le reste provenant de chaudières. Ses caractéristiques peuvent être résumées ainsi :
 
- une chaleur consommée totale pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire : Etot-1an  = 3,17 E6 MWh/an (= 413 E6 * 0,5 E6/65 E6) composée de  70% de chaleur cogénérée (2,22 106 MWh /an à puissance constante) et 30 % de chaleur issue de chaudières (0,95 106 MWh/an pour  faire face aux fluctuations rapides) ;
- un transport de chaleur «cogénérée» par caloduc sur 100 km, soit une puissance de 250 MW sur 12 mois via 2 tubes  Φ≠1 m veau = 1m/s  ΔT=85°C, pertes thermiques ≤ 5% ;
- une quantité de chaleur à stocker sur 5 mois : (20% de Etot-1an) → 0,634 106 MWh/an à des températures de T-chaud = 135°C et T-retour = 50°C ;
- des capacités de stockage de ≠ 0,07 MWh utilisable/m3 d’eau ou de ≠ 0,03 MWh utilisable par m3 de sol, soit  ≠ 10 millions m3 d’eau ou ≠ 20 millions m3 de sol (granit).
Le réseau de distribution  de chaleur aux bâtiments de l’agglomération, appelé aussi réseau de chaleur, est une installation classique  qu’il n’est pas nécessaire de décrire de même que le caloduc qui doit transporter la chaleur de cogénération  de la centrale électrique de production au lieu de consommation de chaleur, ce qui est parfaitement possible sans pertes thermiques  excessives.   Reste donc le problème du SSC.                                                                                                  
La très grande quantité de chaleur  à stocker ne peut pas relever de solutions utilisant un matériau spécial même à grande capacité calorifique, pour des raisons de coût ou de nuisances potentielles. L’eau ne convient pas non plus comme matériau de stockage de masse,  eu égard  au danger potentiel  que constitue une eau surchauffée à 135°C (et  P>3bars) qui peut  se déplacer «naturellement» et représenter alors une menace importante. D’où le choix d’un stockage de chaleur dans le sol, sol qui est supposé  ici avoir des  propriétés thermiques identiques à un sol granitique.
 

3.Principe du stockage dans le sol et description de son utilisation

 

Fig. 3 : Principe de circulation du caloporteur dans une série de  puits  pour le déstockage (et le stockage de chaleur avec flèches inversées) dans le sol

En vue de stocker une grande quantité de chaleur dans un grand volume de sol, et ce, de façon économiquement viable, il est proposé que le  stockage saisonnier  fonctionner de la façon suivante :  la chaleur est transférée au sol par l’intermédiaire de puits forés sur une profondeur utile de 100 m avec un diamètre de l’ordre de 30 cm  et selon une maille telle que  1000 m3 soient associés à chaque puits ce qui correspond à un entraxe entre  puits de l’ordre de 3,6 m.  Au cours de la phase de stockage, l’eau chaude à refroidir est  injectée à 135°C  en haut et en périphérie du puits. Celle-ci descend lentement vers le fonds du puits  cédant sa chaleur au sol environnant le puits. Cette eau remonte rapidement  par un tube de faible diamètre (# 0,06m) vers le sommet du puits. La chaleur est ainsi transférée au sol environnant  par la surface externe du puits. Il parait  préférable que le transfert de chaleur entre le tube central et l’eau périphérique soit rendu aussi faible que possible.  L’étude a été conduite en supposant que  le fluide caloporteur est refroidi par passage dans une série de 40 puits avec un branchement entre puits comme indiqué sur la figure 3.

 

Fig. 4 : Vue de dessus d’un ensemble de séries de puits dans lesquelles circule un liquide caloporteur (eau)

Pour le déstockage de chaleur, le   caloporteur injecté à 50°C au fond du puits par le tube central, remonte lentement en périphérie et ce dans une série de 10 à 40 puits pendant  les 5 mois  de déstockage. Le liquide caloporteur ressort «réchauffé» à 135°C  maximum. Lorsque la température  en sortie du déstockage devient inférieure à 135°C, alors le caloporteur est  « réchauffé » à 135°C grâce aux chaudières avant d’être envoyé dans le réseau de chaleur (figures 3 et 4).

 
Les puits sont répartis selon un pavage hexagonal et extraient (ou transfèrent) la chaleur de (ou vers)  chacun des volumes  hexagonaux dont ils sont les axes. 
 

4. La thermique du SSC : étude par simulation numérique des phases de déstockage et stockage.

 
Plusieurs conditions  et approximations sont à la base de la simulation numérique.  Une série de 40 puits a été considérée comme un seul  tube  de 4000 m, les échanges thermiques  entre tube central et reste du puits ont donc été négligés. Il en est allé de même des transferts  de chaleur entre les  volumes hexagonaux de sol associés à chaque puits, ce qui parait justifié.  Les calculs ont été faits avec différentes valeurs pour le diamètre des  puits  de 200 à 500 mm et  pour la distance  entraxe entre puits d’un réseau hexagonal  de 2 à 3,6 m.                                  
 
La simulation, dont les principaux résultats sont présentés ci-dessous,  a pour but :
- de   visualiser et comprendre la progression du stockage au cours des 5 mois dédiés au stockage,
- de quantifier le remplissage du stockage par rapport à sa capacité théorique,
 - d’observer comment  s’opère le déstockage   dit  «accéléré»,
- d’obtenir une estimation  du pourcentage de l’énergie récupérée,
- d’observer la reproductibilité   des  cycles de stockage déstockage.
 

4.1.Energie en stock (kWh) dans 40 puits, variation sur 2 années  et résultats de simulation

 
Les 40 puits sont exploités en série (cf. figure 3) sur deux ans pour différents diamètres de puits et différentes vitesses de circulation d’eau.  La figure 5 illustre la variation de l’énergie stockée  au cours de 2 années de fonctionnement du SSC  en partant d’une situation initiale où le stockage est rempli à 100 % de sa capacité théorique. Les vitesses de l’eau circulant dans les puits dépendent du diamètre des puits. Pour le déstockage, cette vitesse est pilotée par la demande chaleur : lorsque  le caloporteur sortant du stockage n’est plus à 135°C, il est réchauffé à 135°C par les chaudières avant d’être injecté dans le réseau de chaleur. On notera que d’une année sur l’autre, la quantité effectivement stockée ne varie pas  et qu’en fin de déstockage, la quantité de chaleur restante dans le  volume de stockage est négligeable. Le système revient donc à Estockée=0 chaque année en fin de déstockage.
 
 

Fig. 5 : Energie en stock dans 40 puits exploités en série sur 2 ans

Plusieurs propriétés  et particularités   importantes sont  observées sur la figure 5 :                                                                        

- la quantité stockée  maximale est de l’ordre de 80% de la capacité théorique et dépend assez peu de la section des puits ;
- le  déstockage est accéléré   autant que possible pour que le puits et son environnement  de 10 à 20 m2 de sol  soit refroidi rapidement ; le profil de la vitesse d’extraction de chaleur,  ou déstockage, est régulé par la demande de chaleur du réseau ;
- le stockage (vitesses négatives) se fait essentiellement à puissance constante.
 

4.2.Visualisation de la thermique d’une série de 40 puits en fin de période de stockage.

 

Fig. 6 : Résultats de simulation numérique  et visualisation de la répartition axiale et longitudinale des  températures par code de couleur dans le puits de h= 4000 m et son volume de sol associé, 1 mois avant la fin du stockage et en fin de stockage.

La simulation a été faite avec une capacité de stockage théorique  égale à la quantité de chaleur à stocker. Dans la réalité, la capacité de stockage réelle sera de 20 à 30 % supérieure  pour éviter qu’une trop grande partie de la chaleur à stocker ressorte   du volume de stockage. 

Il apparait qu’une partie de l’eau à 135°C,  envoyée dans le stockage, ressort  des  40 puits   non encore complètement  refroidie (voir  code couleur dans le puits en bas de la figure)     ce qui  au total, correspond à environ 20% de l’énergie stockée. En augmentant la capacité de stockage de 20 %, cette proportion diminue à environ 8 %. On peut penser que cette eau non complètement refroidie pourra être envoyée à la centrale de production, sinon elle devra  être refroidie. Ce problème ne parait  cependant pas d’une importance majeure. A ce point, il semble  important de mentionner que la vitesse de déstockage peut être modulée  de plus ou moins 25% à l’échelle de 10 ou 20 h sans impact sur les propriétés thermiques du stockage, ce qui établit la possibilité d’une  contribution notable du SSC à la satisfaction d’une demande rapidement variable.
 

4.3.Points sur la technologie du stockage restant à étudier

 

Fig. 7 : Coupe horizontale d’un puits et coupe verticale selon un diamètre.

Sans encore d’études significatives sur ce sujet, une idée peut être avancée : elle consisterait à partir de la technologie de la géothermie semi profonde. Cette technologie utilise 2 tubes en U qui assurent l’échange entre eau et sol. Ces 2 tubes en U sont introduits dans le forage par gravité. Un ciment spécial est ensuite coulé dans le puits, ciment qui assure le contact thermique sol-tubes. Pour l’application SSC  on ajouterait dans chaque puits, un tube central pour injection d’eau froide   ou extraction d’eau refroidie au fond du puits (figure 7).  Une vérification expérimentale des propriétés thermiques d’un tel système  serait requise.  Il conviendrait alors de développer des matériaux  adaptés aux températures  utilisées  de façon cyclique entre 50 à 135 °C.

 
Mais d’autres développements  seraient aussi  nécessaires :
-  optimisation de la thermique  par simulation, choix de l’entraxe  et diamètres des puits et enfin vérification expérimentale des caractéristiques thermiques  avec un assemblage qui pourrait compter 7 puits par exemple ;
- conception des  dispositifs de forages, fabrication des éléments  du puits et dispositifs de mise en place ;
- conception  d’éléments pour circulation du fluide caloporteur,  entretien, connexion entre puits ;
- choix d’un schéma d’exploitation (nombre de puits en série),  de réchauffement à 135°C de l’eau du déstockage quand elle sort  à T< 135°C ;
- pour les  différentes natures de sols, il faudrait examiner avec le Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM)  comment se prémunir des circulations d’eau au travers du volume de stockage ; 
- expérimenter  un  SSC  couplé à un réseau de chaleur proche d’une source de chaleur fatale telle qu’un incinérateur d’ordures ménagères par exemple.
 

4.4.Résumé et conclusions sur la thermique du SSC proposé

 
S’agissant du fonctionnement du SSC, le stockage est vidé complètement chaque année  et les opérations  de stockage ou déstockage sont alors reproductibles année après année.  Ce point est très important pour le fonctionnement pérenne du SSC. Pour cela il est nécessaire  d’utiliser,  lors de la phase de déstockage,  une  vitesse  maximale  de déstockage,  compatible avec la demande de chaleur. En fin de déstockage, l’eau qui sort du stockage  est à une température inférieure à la température de référence (choisie ici à 135°C) mais elle peut être réchauffée à 135°C par les chaudières.
 
S’agissant des efficacités de stockage d’un SSC, on conclut que le stockage est efficace :
- à environ   80 % de sa capacité nominale pour un entre-axe puits  de 3,6 m, soit pour 500 000 hab.  # 18 000  puits  de  h=100m ;            
- à environ 70 % de sa capacité nominale  pour un  entre-axe puits  = 4,8 m, soit pour 500 000 hab.  #  10 000  puits h=100m 0,5 E6 hab ;
- les nombres de puits ci-dessus  tiennent  compte de cet effet d’efficacité.
S’agissant de l’emprise au sol  du  SSC pour un demi-million d’habitants,  environ 20 hectares  ou 200 000 m2  pour une profondeur utile  de puits de  100 m.
                                       20 ha = 447m x 447m  à  0,4 m2 / habitant* 500 0000 habitants
Enfin les pertes thermiques annuelles  par les parois du volume de stockage dépendent de la taille de ce volume. Elles sont inférieures à 5% après quelques années si le volume de stockage  est tel qu’il dépasse la capacité nécessaire à 50 000 habitants.
 
Cette étude par simulation  parait  très encourageante pour la faisabilité d’un SSC bien qu’ une vérification expérimentale  s’impose car les mécanismes de transfert de chaleur s’avèrent complexes à prendre en compte de façon complète et précise  dans la simulation.
Il apparait cependant assez clairement  que la faisabilité   d’un SCC  dans un sol granitique homogène est hautement probable. Les matériaux  assurant   le confinement de l’eau  ou du caloporteur qui circule dans les puits doivent cependant être bien choisis notamment pour leur tenue  mécanique dans le temps car ils sont soumis à de fortes  variations cycliques  de température. Pour les terrains, sédimentaires en particulier, il y a lieu aussi  de se prémunir  des nappes d’eau souterraines qui pourraient traverser le volume du stockage, ce qui  est réalisé  notamment  lors de la construction de  tunnels routiers ou ferroviaires. 
 

5.Conclusion générale

 
Un  usage intensif de la cogénération de chaleur-électricité pour le chauffage et ECS  de l’habitat- tertiaire grâce à un  SSC,  apparait clairement possible pour ce qui concerne la thermique. Cette assertion repose sur le fait que la thermique du procédé  utilisé  pour le SSC  apparait comme  étant bien comprise et sous contrôle. Le dimensionnement  du SSC  est clairement explicité et sa taille, qui est  impressionnante, est cependant à mettre en relation avec l’importance de l’agglomération choisie ou le nombre d’habitants desservis.                                                                                                                                        
Son mode d’utilisation apparait aussi  comme bien optimisé  notamment   pour ce qui concerne la pérennité de fonctionnement d’une telle installation avec les idées importantes d’extraire toute la chaleur stockée  et  d’utiliser la chaleur issue de chaudières pour réchauffer  jusqu’à 135°C le caloporteur   qui sort du volume de stockage à T< 135°C  en fin de déstockage.
Une estimation du coût d’un tel stockage, basée sur le cout unitaire d’un puits équipé et raccordé,  donne une valeur de  l’investissement de 10 000 €/ puits raccordé. Si on considère que l’amortissement annuel sur 30 ans, augmenté du coût de fonctionnement, est de 1000 €/an-puits, le coût du stockage est estimé à 33€/MWh-effectivement stocké.  Si on repartit ce coût du stockage sur l’ensemble des MWh issus de cogénération, le coût de stockage devient 9,5 €/MWh-chal.cog.  Ce  coût  est  plutôt  modeste eu égard aux optimisations qu’il permet en termes d’investissements et de fonctionnement de la centrale électrique et en termes de transport  par caloduc. S’il s’avère que la valeur de l’entraxe des puits peut être porté  de 3,6 m à 4,8 m  alors le même calcul conduit à un coût de stockage  proche de 5 € / MWh-chal. cog. On voit donc que le coût d’un SSC   est loin d’être dissuasif et qu’il est envisageable de faire un usage intensif de chaleur de cogénération au niveau national et de réduire ainsi de façon significative  la facture énergétique et les émissions de CO2.
Une toute première estimation des coûts  (achat de chaleur de cogénération, investissement et fonctionnement  pour le transport sur 100 Km par caloduc et pour le  réseau de chaleur avec SSC) montre que  cette démarche  est économiquement attractive. Elle peut donc constituer une alternative intéressante à la réduction par 4 des consommations pour le chauffage de tout l’habitat. Ce facteur 4, qui parait difficile à garantir, va en effet réduire le confort de l’habitat  (moins de surfaces vitrées) et  renchérir notablement  le coût des logements  et de leur d’entretien. 
Enfin on remarquera que le choix d’un mix énergétique  de 70% de chaleur de cogénération et 30 % de chaleur issue de chaudières n’est pas forcément optimal. En effet la possibilité de moduler rapidement la vitesse de déstockage  pour faire face à des pointes de consommations pourrait conduire à choisir que seulement  20 % de chaleur soient issus de chaudières contre  80% de chaleur issus de cogénération. Il serait alors nécessaire de stocker 30% de la chaleur consommée annuellement. 
In fine, il parait  possible de conclure que le stockage saisonnier de chaleur est  techniquement réalisable et qu’il permet un usage bien optimisé de la chaleur de cogénération pour un coût abordable en remarquant par ailleurs que pour les centrales électriques avec cogénération, le rendement énergétique approche les 100%. On peut estimer qu’au niveau national, 200 TWh de chaleur de cogénération pourraient être utilisés.
 
 

Bibliographie complémentaire

 
Etude réalisée par un groupe d’ingénieurs  et physiciens: J-L. Belmont, M Fruneau, M. Lieuvin, J-C. Ravel  et JM Loiseaux ayant exercé au  LPSC CNRS Grenoble  et avec le concours  de S. Xin, R. Knikker  du Cethyl  de Lyon et le support du Programme Energie du CNRS. Contact:     jeanmarie.loiseaux@numericable.fr
 
 
Loiseaux Jean-Marie (2013). Comment rendre utilisables les chaleurs fatales ou de cogénération? Communication au meeting  « Sobriété et efficacité énergétiques ». Université de Technologie de Belfort-Montbéliard et Académie des Technologies,  28 Novembre 2013                                                                              
                       
                                            
Electrical Power and Energy Systems 42 (2012) pp. 553–559   par   H. Safa CEA, DEN, Scientific Direction, CEA Saclay, 91191 Gif-sur-Yvette