La cogénération

haufferie), le gain est de 30 à 35 % pour la cogénération. Exemples : 1- Avec une cogénération, 100 kW de combustible produisent : • 35 kW d’électricité, • 55 kW de chaleur, soit un rendement de 90 %. 2 - Pour avoir les mêmes productions avec une centrale classique, il faut • pour 35 kW d’électricité 100 kW de combustible, • pour 55 kW de chaleur 60 kW de combustible, soit un rendement de 90/160 = 56 %. La différence de rendement entre les 2 types de centrales est de 34 % et l’économie d’énergie primaire est de (160 –100)/160 = 37 %.

Les avantages de la cogénération

Cette production simultanée permet d’optimiser le rendement global d’une installation en minimisant la consommation d’énergies primaires par rapport à des productions distinctes (figure 3, page 3). En effet, quel que soit le type de la propulsion, le rendement électrique dépasse rarement 35 % : • pour les turbines, ce rendement varie fortement avec la charge, • si l’on compare le rendement d’une centrale de cogénération avec le rendement d’un

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Centrale de cogénération.

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Bilan d’une centrale de cogénération.

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De plus la cogénération permet de : • vendre partiellement ou en totalité l’énergie électrique produite à EDF, • réduire la facture EDF, • assurer une énergie électrique de bonne qualité, • disposer d’un secours lors d’incidents sur le réseau public. Enfin les centrales de cogénération fonctionnant au gaz naturel préservent l’environnement, car lors de sa combustion le gaz libère moins de dioxyde de carbone (CO2) et d’oxyde d’azote (NOx) que le pétrole ou le charbon.

Les contraintes liées à la cogénération

La contrainte majeure de la cogénération est qu’il est impératif d’avoir un ou plusieurs consommateurs de la chaleur ou de la vapeur produite, à proximité de la centrale de production. Cette condition étant remplie, on peut classer les contraintes rencontrées par la cogénération en deux groupes : les impositions législatives et les impositions techniques.

Les impositions législatives

Décret n° 941110 du 20 décembre 1994 Ce décret autorise le ministre chargé de l’énergie à suspendre l’obligation d’achat du courant par EDF. Par contre, cette obligation est maintenue pour : • les installations existantes, • les installations de cogénération qui ont un certain rendement énergétique, voir arrêté du 23 janvier 1999 (ci-après), • les installations utilisant des énergies renouvelables.

.Arrêté du 23 janvier 1995 Cet arrêté précise : • que le directeur régional de l’industrie, de la recherche et de l’environnement (DRIRE) délivre un certificat de conformité pour chaque installation de cogénération, • la valeur minimale du rendement énergétique global annuel : 65 % = énergies électriques + thermiques fournies / énergie consommée, • la valeur minimale du rapport des énergies produites : énergie thermique / énergie électrique supérieure ou égale à 0,5, • l’énergie thermique produite devra faire l’objet d’une utilisation justifiable, soit pour les besoins propres du producteur, soit pour des besoins de tiers, • si l’installation n’a pas de certificat de conformité, EDF n’est plus tenue d’acheter l’électricité. En cours d’exploitation, si le rendement n’est plus respecté, le contrat d’achat de l’énergie électrique est rompu.

figure 3

Bilan d’un système conventionnel.

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A noter que le contrat d’achat EDF est un document complexe incluant un nombre important de dispositions destinées à : • inciter le fonctionnement et le dimensionnement des centrales en fonction des besoins de chaleur et non en fonction des opportunités tarifaires EDF, • refléter les coûts de développement évités du système de distribution et de production, • assurer aux cogénérateurs une visibilité sur l’évolution de leur rémunération, • limiter les risques des évolutions tarifaires (électricité et gaz).

Les impositions techniques

Protection des réseaux Guide EDF B61-4 : Protection des sources autonomes (évoqué plus loin). Arrêté du 21 juillet 1997 Conditions techniques de raccordement au réseau public des installations de production autonome d’énergie électrique de moins de 1 MW.

Arrêté du 3 juin 1998 Conditions techniques de raccordement au réseau public HTA des installations de production autonome de puissance installée supérieure à 1 MW (les plus répandues). Cet arrêté fixe principalement : • les intensités admissibles dans les lignes HTA, • la puissance maximale raccordable au réseau HTA ; suivant les caractéristiques du réseau cette puissance peut être de plusieurs dizaines de MW, • la puissance réactive minimale, • les conditions de fluctuation lente et rapide de la tension. En général ± 5 % pour les fluctuations lentes, • le fonctionnement de la transmission des signaux 175 Hz ou 188 Hz (pour les changements de tarif par exemple), en général, les taux des signaux ne doivent pas varier de + 0,03 % pour le taux amont et de – 0,03 % pour le taux aval, taux normal amont 0,4 % et taux normal aval 1,4 % (voir figure 12, page 9),

• les caractéristiques d’un filtre actif et ses conditions d’exploitation, • les caractéristiques d’un filtre passif et les conditions de découplage et de recouplage d’une centrale équipée de ce type de circuit, en fonction des taux émis qu’il ne doit pas dépasser, • les protections de découplage à utiliser et également les cas où il faut utiliser une protection directionnelle, • les conditions de couplage, • les conditions de comptage.

Les applications de la cogénération

Où trouve-t-on ces applications ? • sur les grands sites industriels qui consomment de la chaleur. Des cogénérations de plusieurs dizaines à plusieurs centaines de MW sont intégrées dans le procédé (Rhône-Poulenc 40 MW, Pechiney 90 MW, Total 400 MW…), • dans les établissements du gros

tertiaire (besoin de chaleur pour le chauffage, nécessité d’un secours électrique) : hôpitaux, aéroports, centres commerciaux, réseaux de chaleur… intégrant des cogénérations moyennes (1 MW à 10 MW), • dans les implantations ou les établissements du petit et moyen tertiaire (besoin de chaleur et revente possible à EDF) : chaufferies d’immeubles, hôtels, cliniques, lycées… intégrant des petites cogénérations (quelques dizaines de kW à 1 MW). A noter que divers éléments concourent à élargir le champ de la cogénération dans notre pays : • la volonté de réduire l’impact du nucléaire de 85 à 70 % de l’énergie produite. Or les nouveaux types de productions sont peu développés. Parmi ceux-ci : - le charbon propre utilisant des chaudières à lit fluidisé, - les énergies nouvelles telles que : éoliennes, piles à combustible, • la libéralisation de l’énergie, au 19 février 1999,

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qui devrait amener de la production locale, • la baisse du prix du gaz. D’autant que comparativement à ses voisins européens la France est très en retrait sur ce type de production de l’énergie électrique (voir tableau ci-dessous). Energie produite par cogénération (en pourcentage de l’énergie globale) • Pays-Bas • Finlande • Allemagne • Italie • Royaume-Uni • France • Espagne environ environ environ environ environ environ 29 27 10 9 4 % % % % %

figure 4

Moteur à combustion interne.

2,3 % 2 %

De la cogénération à la trigénération

La trigénération est une cogénération dans laquelle une partie de la chaleurénergie produite est utilisée pour faire du froid. Peu de réalisations sont en service actuellement, mais il est permis de penser que les besoins importants de climatisation dans certains secteurs tertiaires (hôpitaux, aéroports…) souvent supérieurs aux besoins de chauffage, conduiront à son développement.

Les différents types de centrales de cogénération

Les moteurs à combustion interne au fuel ou au gaz Avec ces moteurs on produit de l’eau chaude et très rarement de la vapeur. Leur puissance unitaire va de quelques dizaines de kW à 4 000 kW. Le schéma de principe est développé en figure 4.

figure 5

Turbine à gaz.

Les turbines à gaz Elles utilisent le même combustible que les moteurs fuel ou gaz. La température d’échappement des gaz étant de l’ordre de 500 °C, il y a production de vapeur. Leur puissance unitaire généralement utilisée