Base de Plein Air et de Loisirs Île de Vairesahzp.e-monsite.com/medias/files/6-vaires-etude-de... · 2015. 1. 19. · Base nautique Ile de Vaires Etude de faisabilité des approvisionnements

BASE DE PLEIN AIR ET DE LOISIRS MEMOIRE PRO ÎLE DE VAIRES

RFR éléments PHASE PRO

Base de Plein Air et de Loisirs Île de Vaires

Phase PRO –31.10.2013

HQE ANNEXE C1 ETUDE DE FAISABILITE DES

APPROVISIONNEMENTS EN ENERGIE-V1

Maîtrise d‘Ouvrage : Conseil Régional de l’Île de France

Mandataire du Maître d’Ouvrage :

SAERP

Groupement de Maîtrise d‘Œuvre: Auer+Weber+Assoziierte GmbH / OCTANT Architecture / AgenceTER /

Tractebel Engineering SA / SARL Soja Ingénierie / RFRéléments / Vanguard / Bâbak Amir-Tahmasseb

T + 33 1 44 79 37 10

www.rfr-elements.com

47 rue de Paradis

75010 Paris - France

Oct. 2013 FOURNIER S Validation : Y.BENNOUNA Observations :

DEVELOPPEMENT DU SITE DE L ’ÎLE DE VAIRES

ETUDE DE FAISABILITE DES APPROVISIONNEMENTS EN ENERGIE PHASE PRO

OCTOBRE 2013

Base nautique Ile de Vaires

Etude de faisabilité des approvisionnements en énergie

Oct. 2013 2 / 33

Sommaire

1. SOLUTION PRESSENTIE ET VARIANTES ETUDIEES .......................................................................................................4

2. ESTIMATION DES BESOINS EN ENERGIE DU BATIMENT ...............................................................................................5

3. COMPARAISON DES VARIANTES A LA SOLUTION PRESSENTIE .....................................................................................6

3.1. DONNEES COMMUNES .................................................................................................................................................................. 6

3.2. CHAUDIERE GAZ A CONDENSATION DECENTRALISEE (SOLUTION PRESSENTIE) ................................................................. 7

3.2.1. Description de la solution ................................................................................................................................................. 7

3.2.2. Faisabilité technique ........................................................................................................................................................... 7

3.2.3. Caractéristiques .................................................................................................................................................................... 7

3.2.4. Comparaison énergétique, environnementale et économique ......................................................................... 7

3.3. CHAUDIERE GAZ A CONDENSATION COLLECTIVE CENTRALISEE ............................................................................................ 8

3.3.1. Description de la solution, avantages et inconvénients ....................................................................................... 8

3.3.2. Caractéristiques .................................................................................................................................................................... 8

3.3.3. Faisabilité technique ........................................................................................................................................................... 8

3.3.4. Comparaison énergétique, environnementale et économique ......................................................................... 9

3.4. BIOMASSE + 1/3 GAZ CENTRALISEE .......................................................................................................................................... 9

3.4.1. Description de la solution ................................................................................................................................................. 9

3.4.2. Faisabilité technique ........................................................................................................................................................ 11

3.4.3. Caractéristiques ................................................................................................................................................................. 13

3.4.4. Comparaison énergétique, environnementale et économique ...................................................................... 13

3.5. COGENERATION GAZ CENTRALISEE ......................................................................................................................................... 13

3.5.1. Description de la solution .............................................................................................................................................. 13




3.6. COGENERATION BIOMASSE + 1/3 GAZ CENTRALISEE .......................................................................................................... 14





3.7. PAC AIR / EAU ............................................................................................................................................................................ 15





3.8. PAC EAU DE NAPPE / EAU ........................................................................................................................................................ 16





4. TABLEAU DE SYNTHESE .............................................................................................................................................. 20

5. AIDE A LA DECISION : GRAPHES COMPARATIFS DES RESULTATS ............................................................................ 22

5.1. POSTES DE CONSOMMATION SELON LES SOLUTIONS ............................................................................................................ 22

5.2. CRITERE ENVIRONNEMENTAL ET CONSOMMATION TOTALE EN ENERGIE PRIMAIRE ...................................................... 23

5.3. INVESTISSEMENT, COUT D’EXPLOITATION ET RETOUR SUR INVESTISSEMENT ................................................................ 23



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6. PRODUCTIONS COMPLEMENTAIRES A PARTIR DE SOURCES RENOUVELABLES ....................................................... 24

6.1. SOLUTION EOLIENNE ................................................................................................................................................................. 24

6.1.1. Intérêt de la solution ........................................................................................................................................................ 24

6.1.2. Première étude : 35kW, 24m de haut, 12,8m de diamètre .............................................................................. 25

6.1.3. Seconde étude : 50kW, 29m de haut, 20m de diamètre .................................................................................... 27

6.2. SOLUTION PHOTOVOLTAÏQUE .................................................................................................................................................. 30

6.3. SOLUTION SOLAIRE THERMIQUE (REALISE PAR SOJA INGENIERIE) ................................................................................. 32



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1. SOLUTION PRESSENTIE ET VARIANTES ETUDIEES

La solution pressentie pour répondre aux besoins en ECS et en chauffage de l’ensemble des pôles du projet de Base nautique de l’île de Vaires, est, à ce jour, une production par chaudières gaz décentralisées à condensation, associée à des panneaux solaires thermiques.

Ces chaudières se situeraient au sein des différents pôles réparties de la façon suivante :

• 1 chaudières pour le pôle 4 logements • 2 chaudières pour le pôle 4 loisirs secs • 2 chaudières pour les pôles 1,2 et 3

Les panneaux solaires thermiques se situeraient en toiture du pôle 3 (club UCPA), en toiture du restaurant panoramique, en toiture du pôle 4 loisirs secs et enfin en toiture du pôle 4 logements et fourniraient une partie des besoins en eau chaude des pôles 1-2-3-4.

Cette solution a le mérite de limiter les pertes par rapport à une solution chaudière à gaz à condensation centralisée, et avantageuse du point de vue du coût de l’investissement, mais elle présente un certain nombre d’inconvénients :

• Plus coûteuse en termes d’entretien et plus complexe à mettre en œuvre que la solution chaudière à gaz à condensation centralisée

• Ce n’est a priori pas la plus économe en énergie ni la plus faiblement émettrice de CO2, comme nous allons le vérifier dans cette étude. Le gaz, combustible de la chaufferie, n’est pas une énergie renouvelable.

• Elle apparaît peu innovante, surtout si le potentiel géothermique du site est confirmé (en attente du retour de l’étude sur site).

• Les panneaux solaires se trouvent relativement excentrés par rapport à la localisation des besoins en ECS les plus importants sur le projet, à savoir l’hébergement.

• Cette solution impose au préalable la création de la desserte du site en gaz de ville, non existante à ce jour.

Cette étude a pour objectif de poursuivre et de finaliser le travail mené en phase conception sur le choix de l’approvisionnement en énergie du projet en comparant la solution pressentie à d’autres solutions, sur une liste exhaustive de paramètres environnementaux, économiques et techniques.

Cette étude se veut également l’étude de faisabilité des approvisionnements en énergie réglementaire, en présentant l’ensemble des données exigées d’une étude de ce type, par l’arrêté du 18 Décembre 2007 :

• Faisabilité technique et avantages et inconvénients

• Consommation et classe d’énergie

• Emissions de CO2 et classe climat

• Coût d’exploitation et temps de retour brut sur investissement

Les variantes d’approvisionnement en énergie pour la production d’eau chaude pour le chauffage et l’ECS, sont donc listées ci-dessous.

En complément de l’étude comparative de ces solutions, sont présentées en fin de document, les productions complémentaires à partir de sources renouvelables :

• production locale d’énergie électrique par éolien, • production locale d’énergie électrique par panneaux photovoltaïques, • production d’eau chaude sanitaire par panneaux solaires thermiques.

Ces trois solutions sont indépendantes et n’interagissent pas avec le système de production d’eau chaude pour le chauffage et l’ECS. Elles peuvent de ce fait être ajoutées ou non à chaque solution étudiée.



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Enfin, le fait que le projet ne soit pas aujourd’hui relié au gaz de ville, implique que les variantes soient « tout gaz » ou « sans gaz », hormis pour la variante biomasse.

L’étude se structure donc comme suit :

Solution pressentie :

Chaudières gaz à condensation décentralisées

Variantes :

1) Chaudière gaz à condensation centralisée et sous stations dans chaque pôle

2) Chaudière cogénération gaz à condensation centra lisée et sous-stations dans chaque pôle

3) Biomasse + 1/3 gaz et sous-stations dans chaque pôle

4) Pompe à chaleur air/eau collective pour la produ ction du chauffage et de l’ECS

5) Pompe à chaleur géothermique sur nappe collectiv e pour le chauffage

2. ESTIMATION DES BESOINS EN ENERGIE DU BATIMENT

Le projet sera constitué de quatre pôles, trois constituant un seul et même bâtiment et un quatrième pôle servant d’extension à des locaux de sport déjà existants au nord-ouest du site. L’ensemble représente environ 14 600 m² de surface utile et 18 300 m² de SHON. Le bâtiment principal (pôle 1-2-3) ne rassemble pas que des locaux chauffés et tous les locaux chauffés n’ont pas la même température de consigne. A partir du tableau des surfaces et des plans, nous avons estimé les surfaces à chauffer du projet (pôles 1-2-3-4).

Un peu plus de 12 400 m² SU (environ 13 700 m²SHON), comprenant les halles tennis et badminton, ne comprenant pas la tour d’arrivée, seront chauffés. On estime que l’ensemble de ces espaces présentera des besoins de chauffage moyens annuels d’environs 19.5 kWh/m²SHON.an.

L’estimation des besoins en Eau Chaude Sanitaires est quant à elle moins évidente car les scénarii d’occupation du centre d’hébergement et du restaurant sont mal connus (nombre de repas, nombre de services, nombre de douches, fréquence, occupation annuelle). Nous sommes partis sur une hypothèse de besoins de 15.6kWh/m²SHON.an.

L’estimation des besoins de ventilation est basée sur des retours d’expérience : 6.2kWh/m²SHON.an.

De même pour les besoins d’éclairage : Le projet étant largement vitré, ne subissant pas d’effets de masque de bâtiments environnants, et doté pour une partie de ces locaux de systèmes de régulation et de gradation de l’éclairement en fonction de l’éclairement naturel, les besoins ont été estimés en première approximation à 2.3kWh/m²SHON.an.

Enfin, les besoins des auxiliaires sont estimés à 1.5kWh/m²SHON.an, vu la taille et l’étalement du projet (équivaut à une consommation d’environ 4kWhep/m².an). Ce poste de besoins particulier sera par ailleurs réévalué à la hausse pour la variante chaudière centralisée.



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Ces valeurs de consommations par poste sont synthétisées dans le tableau ci-après :

Enfin, la puissance installée en chauffage sera d’environ 720kW, soit 53W/m², et la puissance installée pour la production ECS de 665kW, soit 1385kW au total.

NB : les consommations exposées ci-dessous qui ont été estimées avant la phase APD (en l’absence de calcul RT) s’avèrent être très proches du calcul RT réalisé à la phase PRO, les conclusions de la présente étude ne sont donc pas remises en cause.

3. COMPARAISON DES VARIANTES A LA SOLUTION PRESSENTIE

3.1. Données communes

• Prix du gaz : 0,05679€ TTC/kWh (source : tarif réglementé €TTC « B2S-hiver niveau de prix 1 », au 29 Septembre 2012)

• Prix de l’électricité : 0,050 € TTC/kWh (source : EDF tarif vert A5 moyen)

• Prix du combustible bois : 0,037 € TTC/kWh (source : www.ofme.org : 170€/tonne, prix de granulés bois en vrac ; et seconde source : « Filière bois en IdF », Juin 2010, ADEME)

• Abonnement pour l’électricité de 30 €/kW.an installé (source : EDF abonnement moyen tarif vert A5)

• Abonnement pour le gaz : 1000 €/an (source : arrêté du 29 Septembre 2012)

• 234 gCO2 par kWhef de gaz consommé (source : référentiel HQE 2012)

• 180 gCO2 par kWhef d’électricité consommée pour le chauffage (source : référentiel HQE 2012)

• 52 gCO2 par kWhef d’électricité consommé par la ventilation (source : référentiel HQE 2012)

• 80 gCO2 par kWhef d’électricité consommé par l’éclairage (source : référentiel HQE 2012)

• 0 gCO2 par kWhef de bois consommé (source : référentiel HQE 2012)

• Augmentation du gaz : +7%/an

• Augmentation de l’électricité : +2,4%/an

• Augmentation du bois-énergie : +4%/an

• Inflation : +3%/an

Besoins de chauffage kWh/m².an 19.5Besoins d'ECS kWh/m².an 15.6

Besoins de Ventilation kWh/m².an 6.2Besoins d'Eclairage kWh/m².an 2.3

Besoins Aux. kWh/m².an 1.5



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3.2. Chaudière gaz à condensation décentralisée (so lution pressentie)

3.2.1. Description de la solution Les chaudières gaz à condensation sont des chaudières dont le combustible est le gaz et ayant la particularité de tirer profit de la chaleur latente de la vapeur d'eau contenue dans les gaz d'échappement. Cette solution pressentie (voir CCTP CVC plomberie) consiste à répartir 5 chaudières gaz dans les différentes zones du projet, dont la puissance est fonction de la surface de locaux couverte. Chacune de ces chaudières sera gérée indépendamment des autres par l’exploitant qui en aura la charge. Cette organisation de la production d’eau chaude supprime l’inconvénient des pertes en ligne entre chaufferie et émissions (réseau inter-bâtiment et sous-station), supprime le coût d’investissement en se passant d’un réseau inter-bâtiment et de sous-stations, augmente cependant les coûts d’exploitation, par un passage de 1 à plusieurs locaux chaufferie. Le nombre de chaudières augmentant de 2 à 5, le coût de maintenance augmentera proportionnellement, car celui-ci dépend moins de la puissance installée que du nombre de chaudières. Mais celui-ci est compensé par le coût d’entretien des sous stations dans le cas d’une solution centralisée.

3.2.2. Faisabilité technique

Cette solution est tout à fait possible techniquement sur le projet à condition que le site puisse être relié au gaz de ville, ce qui est a priori acquis, et à condition également que plusieurs locaux techniques chaufferie soient prévus dans les pôles du projet, ce qui est le cas dans le PRO architecte

3.2.3. Caractéristiques

• Rendement de régulation : 90% • Rendement de distribution-émission : 95% • Rendement de production de chauffage : 96% • Rendement de production d’ECS : 96% • Consommation auxiliaire de génération prise inférieure de 1kWhep/m²SHON.an par rapport aux

autres solutions. • Coût d’investissement de la chaudière gaz à condensation : 35€ par kW installé • Maintenance : Nous fixons le prix de maintenance égale à celui pour la solution centralisée. Le

surcoût lié au fait que les chaudières soient disséminées sur le projet, ce qui augmente le temps de maintenance, est compensé par le surcoût lié aux sous-stations à entretenir pour la solution centralisée

3.2.4. Comparaison énergétique, environnementale et économique

Classe énergie Classe climat Economie

investissement : 10 860 € coût d’exploitation-maintenance actualisé 88 639€



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3.3. Chaudière gaz à condensation collective centra lisée

3.3.1. Description de la solution, avantages et inc onvénients Cette solution repose sur le même mode de production que pour la solution pressentie. La seule différence repose sur l’organisation du système de génération. La solution consiste à installer deux chaudières gaz à condensation dont la puissance totale d’environ 1200kW permettra de répondre à tous les pics d’appels de puissance des différentes zones du projet. Ces dernières seront reliées à ces chaudières via des sous-stations, situées en locaux chauffés. Ces sous-stations (sous-station = ensemble constitué d’un échangeur et de pompes de circulations) permettent d’affiner la régulation de la production d’eau chaude en fonction des besoins de chaque zone. Elles permettent également de faciliter l’entretien en laissant la possibilité de n’arrêter la fourniture en eau chaude que pour une partie du projet.

Une chaudière par exploitant est plus pertinente car les différentes zones d’exploitation (les pôles) sont de taille suffisamment importante pour disposer de leur propre système de chauffage. Les pertes en ligne seraient à priori moindres avec une solution décentralisée, car ni sous-station, ni réseau inter-bâtiment. Cela nécessiterait en contrepartie de ménager des locaux chaufferie dans les différents pôles. Enfin, des systèmes décentralisés risquent certes de bien départager les coûts de maintenance entre exploitants mais de les augmenter par la même occasion mais celui-ci sera compensé par le surcout lié à l’entretien des sous stations.

Une solution centralisée paraîtrait plus intéressante si cela permettait de mutualiser un système de production innovant et de puissance importante, tel qu’une cogénération biomasse ou gaz ou encore une chaufferie bois.


• Rendement d’émission : 90% • Rendement de distribution-émission : 95% • Rendement de sous-stations (échangeur) : 95% • Rendement de production de chauffage : 96% • Rendement de production d’ECS : 96% • Couts indicatifs permettant la comparaison des différentes solutions • Coût d’investissement de la chaudière gaz à condensation (solution pressentie) : 35 € par kW installé1

• Coût des sous-stations : 7000 € / sous-station (3 sous-stations) • Coût du réseau inter-bâtiment : 30 000 € • Coût total rapporté au kW installé : 81.5 €/kW • Maintenance : 3% du coût d’investissement pour la chaudière et les sous-stations. Cela

correspond à un changement de 30% du matériel tous les 15ans et une visite tous les ans au forfait de 500€.

• NB : ces coûts sont donnés à titre indicatifs et ne peuvent donc être comparés avec les coûts estimés dans le cadre de la phase pro


Cette solution est tout à fait possible techniquement sur le projet à condition que le site puisse être relié au gaz de ville, ce qui est a priori acquis.

1 Comprend uniquement le prix de la chaudière et sa mise en œuvre, ne comprend pas les réseaux de distribution secondaire des sous-stations aux terminaux, ni le prix des terminaux (plancher chauffant, radiateurs) car présent sur toutes les solutions



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Surinvestissement : 78 464 € Surcoût d’exploitation-maintenance actualisé : 4284 € Cette solution est moins avantageuse que la solution pressentie jusqu’à la fin de la durée de vie du bâtiment NON RENTABLE

3.4. Biomasse + 1/3 gaz centralisée

3.4.1. Description de la solution

Le recours à une chaufferie bois permet de satisfaire les besoins de chauffage et en eau chaude sanitaire, tout en minimisant le bilan carbone (dégagement de CO2 préalablement absorbé par la croissance de l’arbre) et en économisant l’énergie primaire (on admet en effet réglementairement que 1 kWh d’énergie finale délivrée pour le chauffage par combustible bois équivaut à 0.6 kWh d’énergie primaire).

Le rendement de production d’une chaudière bois de bonne facture et de dernière génération est par ailleurs estimé à 85%, signe d’une très bonne performance. Mais ce rendement varie en fonction du taux de charge de la chaufferie. Il est optimal lorsque cette dernière fonctionne à taux de charge maximal. En outre, une chaufferie bois gère mal les variations d’appel de puissance, et à bas régime la combustion est mauvaise. L’ADEME conseille un nombre d’heures égal à 1500 à taux de charge maximal.

Aussi, est-il préférable de la sous-dimensionner par rapport à l’appel de puissance maximal du projet, afin qu’elle fonctionne le plus longtemps possible durant la période de chauffage à plein régime, et de la combiner à une chaudière gaz (plus réactive et plus flexible) qui répondra aux appels de puissance trop importants ou trop faibles.

Pour ce projet, on choisit une chaudière bois de puissance 350kW et une chaudière gaz de puissance 850kW. On estime que la chaudière bois couvrira alors les deux tiers des besoins annuels de chaud et ECS et la chaudière gaz le tiers restant.

Ce pré-dimensionnement doit être corroboré par l’établissement de la monotone des besoins de chauffage pour estimer alors la puissance nécessaire maximale et la répartition exacte biomasse/gaz.

Dans l’exemple ci-dessous de groupe scolaire au Sud de l’Ile-de-France, la chaudière gaz et la chaudière biomasse sont de même puissance. On voit que la chaudière fonctionne environ 1500heures entre 80% et



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100% de sa puissance max absorbée. La chaudière biomasse couvre 80% des besoins et la chaudière gaz les 20% restants.

A noter que la filière biomasse se développe peu à peu depuis une dizaine d’années avec l’amélioration significative des performances des chaudières bois. On ne compte pas moins de 10 exemples en Ile de France de chaufferies collectives et beaucoup plus dans d’autres régions françaises.

Le choix du combustible sera multicritères. Il faudra en effet mettre en balance le combustible permettant le meilleur rendement pour la chaudière, le combustible obtenu au meilleur prix, le combustible en provenance de la filière la plus proche. Il existe plusieurs types de combustibles : bûches, plaquettes, sciures, granulés, écorces, bois de rebut, pailles, etc… Les différentes filières bois locale pouvant fournir la quantité de combustible nécessaire au projet sont disponibles sur le site de l’ARENE Ile de France (Agence Régionale pour l’Environnement et les Energies Renouvelables) ou de l’ADEME. Une chaudière bois nécessite un système complet de traitement de fumées. Les chaudières sont déjà équipées d’un filtre cyclonique pour les particules les plus grosses. L’épuration des fumées sera complétée par un électro filtre ou par un filtre céramique. L’objectif de performance à atteindre sera de < 20mg/Nm3.

Le schéma suivant présente le fonctionnement d’un tel générateur. Un tel système demande une superficie supplémentaire par rapport à une chaudière classique correspondant à la surface nécessaire au silo, comme nous allons le voir au paragraphe suivant. Ce silo peut être enterré ou prendre place dans un vide sanitaire.

Le silo d’alimentation doit être approvisionné en combustible en début de période de chauffage puis à intervalles plus ou moins resserrées en fonction de la taille du silo, de la taille du projet et selon le mois de la saison de chauffage. Ce ravitaillement se fait par camion-souffleur et se réalise aussi simplement que pour un



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ravitaillement en fioul par exemple, à condition d’avoir prévu un accès poids-lourd à la chaufferie et une aire de manœuvre bien dimensionnée (giration). L’autonomie du silo de stockage recommandée par l’ADEME est une période de trois semaines. Ce camion ira se ravitailler directement au lieu de production ou dans le meilleur des cas (et si possible) à la gare de fret de Vaires-sur-Marne, situé à proximité du site.

L’exploitant paye ces ravitaillements mais ne paye pas d’abonnement pour un raccordement à un réseau d’énergie (gaz, électricité, réseau de chaleur), ce qui représente un certain avantage. Les coûts de maintenance sont maîtrisés, simples à répartir aux différents locataires et prévisibles d’avance.

Enfin, la chaudière bois doit être choisie avec le label « Flamme-verte » pour s’assurer d’une bonne qualité de mise en œuvre et bénéficier des aides financières (aides de l’ADEME notamment).

En ce qui concerne la réglementation, les chaudières de puissance inférieure à 2MW ne sont pas soumises à l’arrêté relatif aux « prescriptions générales applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration sous la rubrique n° 2910 : Combustion », ce qui est le cas de l’installation du projet (≈1,2MW).

Pour une simplicité d’installation et du fait d’une production locale d’électricité, la chaufferie bois serait installée dans un unique local.


Cette solution est tout à fait possible techniquement sur le projet, à condition que le site puisse être relié au gaz de ville, ce qui est a priori acquis, et à condition qu’un volume de stockage soit prévu et qu’une aire de manœuvre soit spécialement étudiée pour les poids-lourds et pour faciliter leur manœuvre.

En outre, une filière d’approvisionnement en combustible biomasse doit être trouvée dans un rayon de moins de cent kilomètres du site. Dans sa notice APS, le BET SOJA propose le fournisseur SICSA, dont l’usine de production est basée à Chartres. La distance entre Chartes et Vaires-sur-Marne est de 116 kilomètres.

Une petite étude de faisabilité technique permet d’évaluer en première approximation le volume de stockage nécessaire, le nombre de livraisons, les émissions dues aux transports de combustible, etc :



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Les émissions de CO2 dues aux transports (296kgCO2) seront intégrées dans la comparaison environnementale des solutions.

Exemple d’une chaufferie bois à Vaires-sur-Marne :

estimation de la consommation annuelle en biomasse

entrée unité données résultats

consos de chauffage et d'ECS MWhef/an PCI 481

consos de chauffage et d'ECS couverte par biomasse MWhef/an 320,7

consos de chauffage et d'ECS couverte par gaz MWhef/an 160,3

kWhPCI par tonne de bois kWhPCI/tonne 4600

kWhef de gaz (couverture : 1/3) kWhef/an 160,3

tonne de bois (couverture : 2/3) tonne/an 69,7

masse volumique biomasse tonne/m3 0,700

volume de biomasse annuel (pri se en compte 10% volume mort) m3 110

estimation du nombre de livraisons par an :

cubage camion tonne 15

nombre de livraisons par an / 5

masse volumique biomasse tonne/m3 0,700

volume de stockage nécessaire (1m3 de réserve) m3 22

estimation émissions CO2 par transport :

kilomètres parcourue par PL (vaires - chartres) km 116

gCO2 par km pour un PL gCO2/km 500

CO2 émis pour le transport gCO2 296500

CO2 émis par combustion gCO2/kWh PCI 13

CO2 émis par le projet gCO2 6253

estimation autonomie minimale :

puissance installé kW 350

chaudière utilisée à 80% pendant une semaine 24/7 (conservatif) kWhef/semaine 47040

kWhPCI par tonne de bois kWhPCI/tonne 4600

semaine d'autonomie à pleine charge semaines 1,5



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Source : http://www.ademe.fr/collectivites/bois-energie/pages/chauff/fchauff.htm

Pour trouver un fournisseur : http://www.energie-biomasse.fr


• Rendement de régulation : 90% • Rendement de la distribution-émission : 95% • Rendement de sous-stations (échangeur) : 95% • Rendement de production de chauffage : 85% • Rendement de production d’ECS : 85% • Coût d’investissement de la chaudière mixte biomasse-gaz : 430€ par kW installé de biomasse, 35€

par kW installé de gaz, donc 161 € par kW installé sur le projet (350/746) • Coût des sous-stations : 7000 € / sous-station (3 sous-stations) • Coût du réseau inter-bâtiment : 30 000 € • Coût rapporté au kW installé : 210 € / kW • Maintenance : 4% du coût d’investissement pour la chaudière et les sous-stations.

NB : ces coûts sont donnés à titre indicatifs et ne peuvent donc être comparés avec les coûts estimés dans le cadre de la phase pro



Surinvestissement : +219 300 € Surcoût d’exploitation-maintenance actualisé : - 13 782 € (lié à l’augmentation du gaz plus importante que celle du bois énergie) Cette solution est plus avantageuse que la solution pressentie au bout de près de 16 années.

3.5. Cogénération gaz centralisée


La cogénération produit à la fois de la chaleur et de l’électricité. Le combustible peut être de tout type d’énergie fossile ou issu de la biomasse. Le rendement de production thermique est de 60% et celui de production électrique est de 0,3 kWh d’électricité pour 1 kWh de chaud produit en général.

La taille du projet fait apparaître la solution cogénération comme pertinente. La micro-génération n’est en effet pas encore très développée ce qui fait que la taille d’un projet est un facteur discriminant pour la mise en œuvre ou non d’un système à cogénération.

Pour une simplicité d’installation et du fait d’une production locale d’électricité, la cogénération gaz serait centralisée dans un unique local. Elle présenterait donc les inconvénients de la solution gaz centralisée, présentés en première partie (longueur de réseau et sous-stations = pertes en ligne et surcoûts).



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3.5.2. Faisabilité technique Cette solution est tout à fait possible techniquement sur le projet, à condition que le site puisse être relié au gaz de ville, ce qui est a priori acquis. Cette solution serait d’ailleurs une très bonne alternative à l’installation d’une centrale éolienne ou photovoltaïque.


• Rendement de régulation : 95% • Rendement de distribution-émission : 95% • Rendement de sous-stations (échangeur) : 95% • Rendement de production de chauffage : 60% • Rendement de production d’ECS : 60% • Rendement de production électricité : pour 1 kWh de chaud produit, 0,3 kWh d’électricité produit • Coût d’investissement de la centrale de cogénération au gaz : 1000€ par kW installé • Coût des sous-stations : 7000 € / sous-station (3 sous-stations) • Coût du réseau inter-bâtiment : 30 000 € • Coût total rapporté au kW installé : 1046.5 € / kW • Maintenance : 3% du coût d’investissement



Surinvestissement : + 1 136 104€ Surcoût d’exploitation-maintenance : +76 149 € (surcoût important lié à la maintenance sur 20ans) Non rentable

3.6. Cogénération biomasse + 1/3 gaz centralisée

3.6.1. Description de la solution Combinaison de la solution cogénération précédente et de la solution biomasse. Avantage de la biomasse et de la cogénération, inconvénients de toute solution centralisée (pertes en ligne).

3.6.2. Faisabilité technique Idem variante précédente.


• Rendement de régulation : 90% • Rendement de la distribution-émission : 95% • Rendement de sous-stations (échangeur) : 95% • Rendement de production de chauffage : 55% • Rendement de production d’ECS : 55,4% • Rendement de production électricité : pour 1 kWh de chaud produit, 0,3 kWh d’électricité produit • Coût d’investissement de la chaudière mixte biomasse-gaz : 1200 € par kW installé • Coût des sous-stations : 7000 € / sous-station (3 sous-stations)



Oct. 2013 15 / 33

• Coût du réseau inter-bâtiment : 30 000 € • Coût rapporté au kW installé : 1246 € / kW • Maintenance : 4% du coût d’investissement pour la chaudière et les sous-stations




Surinvestissement : + 1 354 756€ Surcoût d’exploitation maintenance : 58 507+ € (surcoût important lié à la maintenance sur 20ans) Non rentable

3.7. PAC air / eau

3.7.1. Description de la solution Les PAC sur air offrent un faible rendement à cause de la température extérieure (source de chaleur) très basse en hiver en Île-de-France (COP de 3 en moyenne, pour un coefficient de conversion en énergie primaire de 2.58). En outre, ce COP est dégradé pour la production d’eau chaude sanitaire, qu’il faut monter davantage en température. Ce type de système de production pourra éventuellement être mis en place si l’impossibilité de relier le site au gaz et des économies financières nécessaires se combinent. Les PAC air / eau devront être associées à des émetteurs ‘basse température’.

3.7.2. Faisabilité technique Cette solution est possible techniquement à condition que l’ensemble du système (seulement des PAC) suffise à couvrir les besoins et à répondre à tous les pics de puissance, ce qui impose une surconsommation électrique l’hiver.


• Rendement de régulation : 90% • Rendement de la distribution-émission : 95% • Coefficient de performance moyen annuel (COP) pour le chauffage = 3 • Coefficient de performance moyen annuel (COP) pour l’ECS = 2 • Coût d’investissement de la pompe à chaleur : 500€ par kW installé (source : projet de puissance

similaire en exécution) • Maintenance : 1% du coût d’investissement




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Surinvestissement : +537 140 € Surcoût d’exploitation-maintenance : -13 334 € (lié au faible coût de maintenance à l’augmentation du prix du gaz plus importante que celle de l’électricité) Non rentable car le temps de retour sur investissement dépasse la durée de vie de la PAC

3.8. PAC eau de nappe / eau


L’eau d’une nappe aquifère située entre 5 et 100 mètres de profondeur est pompée (en quantité limitée), de manière à profiter de sa température constante (10-15°C selon la géographie et la profondeur) toute l’ année et est rejetée (boucle fermée) au sein de la même nappe un peu plus loin (puits d’exhaure), après un passage au sein d’un échangeur thermique ou d’une pompe à chaleur (selon la température de l’eau). Ce système peut fonctionner de manière réversible, produit du chaud et/ou du froid selon la saison et la demande en énergie.

Le COP d’une PAC eau/eau fonctionnant sur nappe est de 4 à 6. Les émetteurs de chauffage doivent être de type basse température « 35°C / Delta 15°C » pour ê tre compatibles avec la PAC géothermique (aquifère ou à pieux/sondes). Ce COP sera dégradé pour la production ECS.

La contrainte de ce système est le risque de recyclage thermique entre le puits de rejet et le puits de captage. Ce risque dépend de la distance entre les deux puits, le débit et le sens d’écoulement de nappe, le débit pompé, etc. Il faut donc toujours écarter au maximum 2 puits et positionner le puits de rejet en aval du puits de captage, il faut de plus prendre en compte les installations voisines lorsqu’elles existent.



Oct. 2013 17 / 33


Le BRGM, établissement public de référence dans le domaine des sciences de la Terre met à disposition de nombreuses informations sur le sous-sol du site (commune de Vaires-sur-Marne) :

Positionnement et potentiel du point sélectionné X (Lambert 2 étendu) : 622192 m Y (Lambert 2 étendu) : 2429300 m Potentiel géothermique du meilleur aquifère : Fort. Température hivernale moyenne des eaux (chauffage) considérée en Ile-de-France pour tous les aquifères : 12°C (à titre indicatif) Température estivale moyenne des eaux (rafraîchissement) considérée en Ile-de-France : 16°C (à titre indicatif) Nappe de l’éocène moyen et inférieur : Potentiel : fort Profondeur < 10m Débit : 50 – 100 m3/h Epaisseur : 75 – 150m Transmissivité : 0,001 à 0,01 m3/s Peu minéralisée

La nappe aquifère (éocène moyen et inférieur) se situe à seulement une dizaine de mètres sous le site (sous réserve d’études hydrogéologiques approfondies) et présente un débit potentiel très important dans la mesure où son épaisseur atteint plus de cent mètres. La géothermie directe très basse température (< 30°C) su r nappe par pompe à chaleur avec puits d’exhaure/puits de réinjection, représente donc un très grand intérêt pour la production de chaud/froid pour le projet. Il faut savoir que la géothermie est très valorisée et soutenue dans le département de Seine-et-Marne et déjà utilisée sur de nombreux projets ou pour des réseaux de chaleur.

A partir de ces données, il est possible de réaliser une première étude de faisabilité pour évaluer la production potentielle grâce à la géothermie, et le coût d’une telle solution :


entrée unité données résultats commentaires

SHON m² 13700

puissance de chauffage unitaire W/m² 53

puissance ECS unitaire W/m² 49

puissance chauffage nécessaire kW 720

puissance ECS nécessaire kW 665

puissance chaud et ECS kW 1200 665

COP 5.25

Qin kW 971

rendement circuit (pertes le long des sondes) 0.95

Qextt kW 1023

DeltaT K 6

masse volumique kg/m3 1000

capacité thermique massique J/kg.K 4185

débit nécessaire m3/h 134

on pourra difficilement couvrir les besoins ECS et chaud car le débit

maximal de la nappe est de 100m3/h

cout des études € 16000

profondeur de forage (2 puits) ml 30

cout du forage unitaire €/ml 1400

cout du forage € 42000

cout équipement unitaire €/kW 550

cout équipement € 100000

investissement TOTAL € 158000

extrêmement cher, mais pratiquement deux fois moins cher qu'une

PAC sur sonde

maintenance PAC €/an.kW 20000

éocène moyen et inférieur (relevé piézométrique)



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Les résultats essentiels de notre étude sont les suivants :

- La géothermie très basse température avec pompe à chaleur doit être combinée à un système d’émission basse température. Elle n’est pas forcément adaptée pour fournir l’ECS (COP dégradé).

- Les besoins en eau chaude pour le chauffage uniquement (60W/m², ne comprend pas l’ECS, ratio à préciser ultérieurement), peuvent à peu près être couverts par la géothermie sur nappe seule. Le débit nécessaire a été estimé à environ 103m3/h, or la nappe semble présenter un débit compris entre 50 et 100m3/h (à confirmer : en attente du retour de l’étude sur site) . La géothermie sur nappe devra forcément être combinée à une autre source de chaud pour l’ECS. Les panneaux solaires thermiques peuvent déjà diminuer les besoins en source complémentaire.

- Le coût des forages s’avèrera peu élevé compte-tenu de la faible profondeur de la nappe. On a estimé de manière grossière le coût des études, des forages et des équipements en sous-sol et en surface (pompes) autour de 160 000 € HT sans déduction de subvention pour un débit de 100m3/h. Les subventions de la part de l’ADEME et du Conseil Régional permettent de diminuer sensiblement le coût d’investissement (voir comparaison économique).

Les installations géothermiques sur nappe étant considérées comme des ICPE, un dossier de déclaration relativement fourni devra être transmis aux autorités compétentes (DRIEE Île-de-France, ex-DRIRE) afin de respecter la Loi sur l’eau, le code minier, le code de l’environnement, le code de la santé publique, et tout texte concernant les ICPE.

Il faut savoir qu’une procédure de garantie sur la « ressource en eau souterraine à faible profondeur », dénommée AquaPAC, a été mise en œuvre par le trio BRGM-ADEME-EDF pour limiter les risques d’investissement en faveur de la géothermie très basse température sur nappe. D’un point de vue environnemental, toutes les précautions devront être prise lors du chantier et en exploitation pour ne pas contaminer la nappe le long des forages (interstices entre forages et sol colmatés par un mélange bentonite+ciment). Pour ce faire, le forage sera réalisé par une entreprise de forage certifiée par l’ADEME. Il faut noter enfin que la consommation en électricité sera limitée dans la mesure où la température de la nappe est très stable et lissée dans le temps, et sans comparaison avec la consommation d’électricité qu’utiliserait des pompes à chaleur sur air, dont la température varie énormément au cours d’une journée.


• Rendement de régulation : 90% • Rendement de la distribution-émission : 95% • Coefficient de performance moyen annuel (COP) pour le chauffage = 6 • Coefficient de performance moyen annuel (COP) pour l’ECS = 3 • Coût d’investissement de la pompe à chaleur / échangeur de séparation / forage des puits / pompes :

700€ par kW installé • Maintenance : 1% du coût d’investissement




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Surinvestissement : +756 340 € Surcoût d’exploitation maintenance : - 17 140€ (lié à l’économie d’énergie grâce à la PAC de COP élevé, et à l’augmentation du prix de l’électricité moins importante que celle du gaz) Non rentable car le temps de retour dépasse la durée de vie de la PAC


Etude de faisabilité énergétique

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4. TABLEAU DE SYNTHESE

Descriptif UnitéChaudière gaz à

condensation décentralisée

Chaudière gaz à condensation

centralisée + sous-stations

PAC air/eauPAC eau de nappe /

eau

2/3 biomasse + 1/3 gaz centralisée +

sous-stations

Cogénération 2/3 biomasse + 1/3 gaz centralisée + sous-

stations

Cogénération au gaz centralisée + sous-

stations

Rendement régulation - 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9Rendement distribution émission - 0.95 0.9025 0.9025 0.9025 0.9025 0.9025 0.9025

Rendement prod.chaud - 0.96 0.96 3 6 0.886666 0.55417 0.6Rendement prod. ECS - 0.96 0.96 2 3 0.886666 0.55417 0.6

Rendement chaud - 0.82 0.78 2.44 4.87 0.72 0.45 0.49Rendement ECS - 0.82 0.78 1.62 2.44 0.72 0.45 0.49Conso EF chaud kWhEF/m².an 23.8 25.0 8.0 4.0 27.1 43.3 40.0Conso EF froid kWhEF/m².an 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Conso EF ECS kWhEF/m².an 19.0 20.0 9.6 6.4 21.7 34.6 32.0Conso EF Ventilation kWhEF/m².an 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2Conso EF Eclairage kWhEF/m².an 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3Conso EF auxiliaires de génération kWhEF/m².an 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9Gains ECS kWhEF/m².an 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Gain cogénération ou gain poste auxilaire décentralisé kWhEF/m².an -0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 -19.0 -17.5Conversion EP chaud - 1 1 2.58 2.58 1 1 1Conversion EP ECS - 1 1 1 1 1 1 1Conversion EP Electricité - 2.58 2.58 2.58 2.58 2.58 2.58 2.58

kWhEP/m².an 68.8 72.0 57.2 43.7 75.7 55.9 53.7MWhEP/an 941.9 986.4 784.2 599.0 1037.4 766.5 736.2

kWhEP/m².an 3.3 -11.5 -25.0 7.0 -12.8 -15.0MWhEP/an 44.5 -157.7 -342.9 95.5 -175.4 -205.7

Classe energie - B B B A B B B

Ratio CO2 chaud kgCO2/kWhef 0.234 0.234 0.180 0.180 0.078 0.078 0.234Ratio CO2 ECS kgCO2/kWhef 0.234 0.234 0.180 0.180 0.078 0.078 0.234Ratio CO2 Ventilation kgCO2/kWhef 0.052 0.052 0.052 0.052 0.052 0.052 0.052Ratio CO2 Eclairage kgCO2/kWhef 0.080 0.080 0.080 0.080 0.080 0.080 0.080Ratio CO2 Aux. kgCO2/kWhef 0.180 0.180 0.180 0.180 0.180 0.180 0.180Ratio CO2 économisé par production locale élec. kgCO2/kWhef 0.052 0.052 0.052 0.052 0.052 0.052 0.052kgCO2 émis par le transport du combustible bois kgCO2 0.0 0.0 0.0 0.0 296.5 296.5 0.0

kgCO2/m².an 10.8 11.4 4.0 2.7 4.7 6.0 16.8TCO2/an 148.5 156.0 55.1 37.4 64.1 81.8 230.1

kgCO2/m².an - - -6.8 -8.1 -6.2 -4.9 6.0TCO2/an -7.5 -93.4 -111.1 -84.4 -66.7 81.5

Classe CO2 - C C A A A B C

Energie

CO2

CO2 Total

Conso EP TOTALE

Variations

Variation CO2 Total



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Descriptif UnitéChaudière gaz à

condensation décentralisée

Chaudière gaz à condensation

centralisée + sous-stations

PAC air/eauPAC eau de nappe /

eau

2/3 biomasse + 1/3 gaz centralisée +

sous-stations

Cogénération 2/3 biomasse + 1/3 gaz centralisée + sous-

stations

Cogénération au gaz centralisée + sous-

stations

Ratio coût investissement chaud et ECS

Production chaud €/kW installé 35 € 81.5 € 500 € 700 € 210 € 1 246 € 1 047 €Production ECS €/kW installé 35 € 81.5 € 500 € 700 € 210 € 1 246 € 1 047 €Investissement € 38 360 € 89 324 € 548 000 € 767 200 € 230 160 € 1 365 616 € 1 146 964 € Aides financières - 27500 0 0 - € - € - € - € Investissement -aides € 10 860 € 89 324 € 548 000 € 767 200 € 230 160 € 1 365 616 € 1 146 964 € Variation investissement € - 78 464 € 537 140 € 756 340 € 219 300 € 1 354 756 € 1 136 104 €

Ratios coûts de l'energie chaud et ECS

Chaud €/MWhef 56.8 € 56.8 € 50.0 € 50.0 € 43.7 € 43.7 € 56.8 €ECS €/MWhef 56.8 € 56.8 € 50.0 € 50.0 € 43.7 € 43.7 € 56.8 €

Electricité achat €/MWhef 50.0 € 50.0 € 50.0 € 50.0 € 50.0 € 50.0 € 50.0 €Electricité vente €/MWhef 90.0 € 90.0 € 90.0 € 90.0 € 90.0 € 90.0 € 90.0 €

Coûts de l'énergie pour chaud et ECS brut €/an 39 951 € 42 180 € 19 225 € 14 293 € 36 318 € 30 386 € 41 554 €Variation coûts de l'énergie brut (1) €/an -2 228 € -20 727 € -25 659 € -3 633 € -9 566 € 1 603 €

Ratios coûts de maintenance

Production chaud et ECS % investissement 3% 1% 1% 4% 4% 3%Coûts de maintenance chaud et ECS brut €/an 2 680 € 2 680 € 5 480 € 7 672 € 9 206 € 54 625 € 34 409 €Variation coûts de maintenance brut (2) €/an 0 € - 2 800 € 4 992 € 6 527 € 51 945 € 31 729 €

Ratios coûts d'abonnement

Production chaud €/an 750 € 750 € 24 660 € 24 660 € 750 € 750 € 750 €Production ECS €/an 250 € 250 € 8 220 € 8 220 € 250 € 250 € 250 €

Coûts d'abonnement chaud et ECS brut €/an 1 000 € 1 000 € 32 880 € 32 880 € 1 000 € 1 000 € 1 000 €Variation coûts d'abonnement brut (3) €/an 0 € - 31 880 € 31 880 € 0 € 0 € 0 €

GLOBAL

Coûts d'exploitation bruts €/an 43 631 € 45 859 € 57 585 € 54 845 € 46 524 € 86 010 € 76 963 €

Coût d'exploitation sur 20 ans annualisé avec prise en compte augmentation +7% gaz, +2,4% électricité, +4% bois, inflation +2%

€/an 88 639 € 92 923 € 75 306 € 71 499 € 74 858 € 147 146 € 164 789 €

Variation coûts d'exploitation BRUT(1)+(2)+(3) €/an 2 228 € 13 953 € 11 213 € 2 893 € 42 379 € 33 332 €

Variation coûts d'exploitation ACTUALIS É €/an 4 284 € -13 334 € -17 140 € -13 782 € 58 507 € 76 149 €

TR

Temps de retour BRUT ans non rentable non rentable non rentable non rentable non rentable non rentableTemps de retour ACTUALISÉ ans non rentable 40.3 années 44.1 années 15.9 années non rentable non rentable

Finances en € TTC

(comparaison uniquement sur

chaud, et ECS, les seules postes variant d'une

solution à une autre)



22 / 33

5. AIDE A LA DECISION : GRAPHES COMPARATIFS DES RESULTATS

5.1. Postes de consommation selon les solutions



23 / 33

5.2. Critère environnemental et consommation totale en énergie primaire

5.3. Investissement, coût d’exploitation et retour sur investissement



24 / 33

0%

2%

4%

6%

8%

N

NNE

NE

ENE

E

ESE

SE

SSE

S

SSO

SO

OSO

O

ONO

NO

NNO

Rose des vents à Aéroport Roissy

Fréquence d'apparition par vitesse

Entre 0 et 5m/s

Entre 5 et 10m/s

Entre 10 et 15m/s

Supérieur à 15m/s

6. PRODUCTIONS COMPLEMENTAIRES A PARTIR DE SOURCES RENOUVELABLES

6.1. Solution éolienne

6.1.1. Intérêt de la solution Comme on peut l’observer sur l’extrait de l’atlas des vents d’Ile-de-France, le site bénéficie d’un potentiel d’énergie éolienne moyen avec une densité de vent centrée autour de 130W/m² à 30m de hauteur. Mais le site ne connait pas de forte rugosité immédiate (relief, bâti), en particulier dans la direction Ouest, direction dominante du vent.

L’installation d’une ou plusieurs éoliennes s’avère alors pertinente sur le site du projet. Plus ces éoliennes seront de grande taille et plus la vitesse de vent sera élevée et la production à fortiori importante. En dessous de 12m de hauteur de mât une déclaration auprès des services déconcentrés de l’Etat suffit (Préfecture, DRIEE). Au-dessus de 12m, une demande de permis de construire + étude d’impact s’avère nécessaire. Au-dessus de 50m, une demande de permis de construire + notice d’impact + enquête publique s’avère nécessaire, conformément à l’article L-553-2 du Code de l’Environnement. L’installation d’une éolienne sur le projet ne sera que peu financée car le site n’est pas inclus dans une Zone de Développement Eolien.

Source : Arene IdF – IGN

Le site est classé ZNIEFF de type I (secteurs de grand intérêt biologique ou écologique) à l’inventaire des Zones Naturelles d’Intérêt Ecologique Faunistique et Floristique, qui a pour objectif d’identifier et de décrire des secteurs présentant de fortes capacités biologiques et un bon état de conservation. Mais les espaces ZNIEFF de type I permettent l’implantation d’éoliennes (sous réserve d’étude approfondie).



25 / 33

Source : INPN (Muséum national d’histoire naturelle) Une étude de faisabilité a permis d’estimer, à partir des vitesses de vent mesurées à l’aéroport de Roissy Charles de Gaulles et adaptées à la rugosité du site et à la hauteur du mât de l’éolienne, la production que représenterait une éolienne de 35kW (24m de haut et 12.8m de diamètre), sur le site et celle que représenterait une éolienne de 50kW (29m et diamètre 20m). Ces estimations de production sont basées sur la Loi de probabilité de Weibull. Les résultats sont les suivants :

6.1.2. Première étude : 35kW, 24m de haut, 12,8m de diamètre Hypothèses saisies

Les données de vitesse de vent sont issues du fichier météo de la station Roissy. Elles sont rapportées à la hauteur du mât, soit 24m.



26 / 33

Modèle d’éolienne étudié

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1800,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

vitess en m/s

répartition annuelle du vent sur le site étudié

occurrence fonction de probabilité de WEIBULL f(x)



27 / 33

Densités de puissance du vent à 24m, densité de pui ssance Betz, densité de puissance récupérée théorique et de l’éolienne étudiée

Résultats de production et coûts

Production annuelle entre 30 000 et 32 000 kWhef/an

Coût de l’éolienne et mise en œuvre + génie civil 144 000 €HT

TCO2 évitées par an 1.56

kgCO2/m²SHON.an évités par an (fourchette basse)

0.11

Dans ce cas, la production annuelle n’est pas suffisante pour permettre de rentabiliser l’installation. L’installation est donc non rentable

6.1.3. Seconde étude : 50kW, 29m de haut, 20m de di amètre Hypothèses saisies

Les données de vitesse de vent sont issues du fichier météo de la station Le Bourget. Elles sont rapportées à la hauteur du mât, soit 29m.

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1800,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

pu

issa

nce

en

W d

e s

urf

ace

d'é

oli

en

ne

vitess du vent en m/s

densité de puissance sur le site étudié (W)

puissance du vent en fonction de la vitesse (W)

puissance récupérable théorique en fonction de la vitesse (limite de Betz, W)

puissance élec en sortie théorique en fonction de la vitesse (W)

puissance élec en sortie réelle en fonction de la vitesse (fabricant)



28 / 33

Modèle d’éolienne étudié

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

1600,00

1800,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

vitess en m/s

répartition annuelle du vent sur le site étudié

occurrence fonction de probabilité de WEIBULL f(x)



29 / 33

Densités de puissance du vent à 29m, densité de pui ssance Betz, densité de puissance récupérée théorique et de l’éolienne étud iée

Résultats de production et coûts

Production annuelle entre 73 000 et 78 000 kWhef/an

Coût de l’éolienne et mise en œuvre + génie civil 180 000 €HT

TCO2 évitées par an 3.7

kgCO2/m²SHON.an évités par an (fourchette basse) 0.28

Temps de retour sur investissement 49 ans (donc non rentable car supérieur à la durée de vie de l’installation)

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

4000,00

4500,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

pu

issa

nce

en

W d

e s

urf

ace

d'é

oli

en

ne

vitess du vent en m/s

densité de puissance sur le site étudié (W)

puissance du vent en fonction de la vitesse (W)

puissance récupérable théorique en fonction de la vitesse (limite de Betz, W)

puissance élec en sortie théorique en fonction de la vitesse (W)

puissance élec en sortie réelle en fonction de la vitesse (fabricant)



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6.2. Solution Photovoltaïque

Les grandes surfaces de toiture du projet apparaissent comme autant de supports à des panneaux photovoltaïques. Néanmoins ce type de solution coûte relativement cher et l’énergie produite est difficilement consommable sur site.

Une première étude de faisabilité a pu être réalisée pour une installation ne dépassant pas 100kWc.

Le choix de la technologie de panneaux photovoltaïques s’est porté sur le poly-cristallin, plus facile à mettre en œuvre et laissant une plus grandes palette de choix esthétique à l’architecte. L’inclinaison optimale des panneaux photovoltaïques à Paris est comprise entre 30° et 45°. Mais cette orientation impose une dist ance relativement importante entre les rangées de panneaux photovoltaïques et rend plus difficile l’intégration architecturale de l’installation. Des panneaux inclinés autour de 15° pourraient être intégrés aux toi tures du projet (toiture du préau inclinée de 18°). Attentio n toutefois à garder une lame d’air suffisamment épaisse entre les panneaux et le bâti pour le rafraîchissement passif des panneaux.

Nous avons réalisé une estimation de la production pour différentes valeurs d’inclinaison des panneaux.

• Gisement solaire (évalué sur Calsol, sans masques, pour un plan

horizontal) : 1110 kWh/m²panneaux.an

• Technologie poly-cristalline puissance crête : 150 Wc / m² de surface unitaire

• Rendement moyen PV poly-cristallin (pour inclinaison ≈15°) : 14%

• Rendement conversion électrique : 80%

• Inclinaison par rapport au Sud : 0°

On obtient alors les résultats suivants :

En conjecturant une production annuelle moyenne d’énergie de 130kWhEF/m²panneaux.an (inclinaison entre 10 et 20°, intégration architecturale plus aisée su r toiture inclinée et donc meilleur tarif de rachat), il est possible d’évaluer la production annuelle de différentes surfaces d’installation et du coût d’installation associé. Cependant, cette dernière donnée est à prendre avec du recul dans la mesure où le prix d’une installation photovoltaïque dépend en partie de sa taille. Il a tendance à décroître à mesure que la surface de panneaux est grande. A été pris ici un prix unitaire de 7.5 € TTC / Wc pour le matériel posé et raccordé (données issues de la Feuille de route « Photovoltaïque » de l’ADEME Juin 2010), valable pour des installations de grande envergure supérieures à 30kWc. Plus les années passeront, plus le prix de l’électricité augmentera et plus le coût du matériel devrait diminuer, ce qui rendra toujours plus rentable économiquement une centrale photovoltaïque.

orientation/Sud inclinaison/horizontale kWhEF/m²panneaux.an productivité kWhEF/kWc.an

0 0 121.3 846

0 10 128.1 894

0 20 131.5 917

0 30 133.0 928

0 40 131.9 920

0 45 130.4 910



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A partir des résultats ci-dessus, on peut conclure qu’une installation de grande envergure de 700m² de panneaux photovoltaïques de technologie poly-cristalline (101kWc) permettra un gain réglementaire de 12.7kWhEP/m²SHON.an pour la consommation en énergie primaire du projet, d’une surface SHON d’environ 18 500m², et coûterait environ 760 000 € TTC hors subvention et crédit d’impôt.

Les tarifs de rachat applicables jusqu’au 31 Décembre 2012 sont les suivants :

On estime que le tarif de rachat pourrait se situer autour de 16cts/kWh. Le temps de retour sur investissement brut peut alors être évalué :

Le temps de retour sur investissement reste très important même avec des aides financières. Il faudrait que le tarif de rachat soit de 37cts pour ramener le TRB à 20ans avec aides .

Ou encore, il faudrait que le montant de l’investissement ne dépasse pas 3,2€ / W c pour qu’avec un tarif de rachat de 16cts, le TRB avec aides soit ramené à 20ans.

surface installation production annuelle production annuelle gain RT prix de l'installation

m² kWc kWhEF/an kWhEP/an kWhEP/m²SHON.an € HT

200 29 26000 67080 3,6 217 000 €

300 43 39000 100620 5,4 325 500 €

400 58 52000 134160 7,3 434 000 €

500 72 65000 167700 9,1 542 500 €

600 87 78000 201240 10,9 651 000 €

700 101 91000 234780 12,7 759 500 €

800 116 104000 268320 14,5 868 000 €

900 130 117000 301860 16,3 976 500 €

1000 145 130000 335400 18,1 1 085 000 €

Coût de l'installation solaire par postes (€ HT)

Coût € HT

capteurs (€ HT) 416625onduleurs (€ HT) 98475autres (€ HT) 242400Total opération (€ HT) 757500Coût de l'opération au m² (€ HT/m²) 1082Production électrique annuelle (kWh/an) 91000

Prix de l'énergie substituée (€/kWh) 0,16Coût d'entretien/maintenance (€ HT/an) 7575montant de la revente (€ HT/an) 14560temps de retour brut (années) 108temps de retour avec 30% d'aides (années) 76



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6.3. Solution solaire thermique (réalisé par SOJA i ngénierie)

ETUDE SOLAIRE THERMIQUE

Production de chaleur par capteurs solaires thermiq ues pour Pôles 1-2-3-4

• Introduction :

La ressource solaire est disponible sans ombrage sur l’ensemble du site. Pour répondre à la demande du programme, nous allons fournir au minimum 50% de l’énergie nécessaire à la production d’eau chaude sanitaire via un système solaire thermique.

• Répartition du solaire thermique sur 3 zones :

Zone 1 : Sportif, Formation, Hébergement, Restauration, Salle panoramique (pole 1 + 1 partie du pôle 2)

La zone 1 comprenant :

- 32 douches collectives « sportif » - 42 douches individuelles pour 40 logements individuels, 2 douches du personnel - Restaurant 140 couverts

Consommation estimée Zone 1 7300 Litres/jour

Besoins estimés Zone 1 122 000 kWh/an

Zone 2 : Hébergement, Loisirs nautiques (pôle 3+ 1 du pôle 2)


- 22 douches collectives « sportif » - 45 douches individuelles pour 13 logements 1 personne, 21 logements 2 personnes , 1 logement 3personnes, 10 logements 4 personnes.



Zone 3 : Loisirs secs, logement loisirs secs (pôle 4)


- 14 douches collectives « sportif » - 3 douches individuelles pour 3 logements 1 personne.





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• Dimensionnement du solaire thermique « tubes sous vide » :

Zone 1 : Sportif, Formation, Hébergement, Restauration, Salle panoramique

Surface solaire

(brute) Ballon solaire Production Couverture

125 m2 4 000 Litres 61 000 kWh/an 50%

Zone 2 : Hébergement, Loisirs nautiques

Surface solaire (brute)

Ballon solaire Production Couverture

78 m2 3 000 Litres 32 000 kWh/an 49%

Zone 3 : Loisirs secs, logement loisirs secs

Surface solaire (brute)

Ballon solaire Production Couverture

25 m2 1 000 Litres 13 000 kWh/an 52%

• Régulation du solaire

Le retour du bouclage ECS et l’eau froide d’appoint seront préchauffés dans l’échangeur ECS « Solaire » en fonction de la réserve thermique solaire puis un complément sera effectué si nécessaire par l’échangeur alimenté par le réseau de chaleur depuis les chaudières.

- Economies d’énergie :

Les tronçons de raccordement entre les capteurs et les ballons seront particulièrement bien isolés. Les ballons seront également bien isolés. Ils seront situés dans les chaufferies les plus proches à l’aplomb de la toiture équipée de capteurs.

Documents

Base de Plein Air et de Loisirs Île de Vairesahzp.e-monsite.com/medias/files/6-vaires-etude-de... · 2015. 1. 19. · Base nautique Ile de Vaires Etude de faisabilité des approvisionnements