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Elève : Maxime Thoueille Optimisation énergétique d’une centrale de production de froid 1

Tuteur : C. BEAUMONT

Résumé

Optimisation énergétique d’une centrale de production de froid

Ce projet présente des solutions d’optimisation pour une centrale de production de froid destinée à alimenter un réseau urbain. La démarche passe par un audit énergétique de la centrale afin de cibler les pôles de consommations et de mettre en avant des solutions pour améliorer la performance énergétique globale. Les deux principales études retenues sont orientées autour de la consommation des auxiliaires. La première consiste à analyser le système de mutualisation des pompes eau glacée, en termes de gains énergétiques et économiques tout en analysant l’impact sur l’exploitation du réseau. La seconde étude porte sur les pertes de charge du réseau de distribution, dans le but de diminuer l’énergie de pompage. Enfin, la faisabilité d’un stockage frigorifique sera évaluée dans le cadre d’une nouvelle centrale.

Mots clés Réseau de froid, centrale de production frigorifique, pompes, mutualisation des auxiliaires, pertes de charge, stockage frigorifique.

Abstract

Cooling plant energy retrofit

This study deals with energy retrofit solutions for a district cooling plant. A global energy audit is achieved in order to analyze the energy consumption distribution and to foreground solutions to improve energy efficiency. The main studies are focus on pumping energy. The first one analyzes the primary-only pumping arrangement system, going further on economic and energy benefits, including impacts on operating and maintenance. The second one concerns district cooling pressure losses, as they are a decisive component when designing pumping system. Finally, as part of a new chilling plant project, ice storage is assesses to prove its ability to reduce electric peaks.

Key words District cooling, chilling plant, pumping system, primary-only arrangement, pressure loss, ice storage.



Sommaire

Contexte général et but de l’étude ..................................................................................................... 3

1. Enjeux et perspectives des Réseaux de froid .......................................................................... 4

1.1. Situation actuelle en France ............................................................................................... 4

1.2. Intérêts des Réseaux de froid ............................................................................................. 4

1.3. Perspectives et lois grenelles ............................................................................................. 5

2. BERCY : Une centrale de production indépendante ............................................................... 8

2.1. Caractéristiques techniques ................................................................................................ 8

2.2. Le réseau et ses clients ....................................................................................................... 9

2.3. Principe de fonctionnement ............................................................................................... 10

2.4. Optimisation et évolution depuis 1991 ............................................................................ 13

3. Audit énergétique du Réseau de froid de BERCY ................................................................ 13

3.1. Bilan énergétique ................................................................................................................ 13

3.2. Potentiel d’expansion ......................................................................................................... 16

3.3. Définition des solutions envisagées ................................................................................. 17

4. Mutualisation des pompes « eau glacée » ............................................................................. 18

4.1. Présentation de l’étude ...................................................................................................... 18

4.2. Analyse fonctionnelle ......................................................................................................... 18

4.3. Analyse technico-économique .......................................................................................... 23

4.4. Retour d’expérience : le réseau d’Austin ........................................................................ 28

4.5. Bilan de l’étude .................................................................................................................... 32

5. Optimisation hydraulique et répartition de l’énergie de pompage ....................................... 33

5.1. Objectifs de l’étude ............................................................................................................. 34

5.2. Récupération des données terrains ................................................................................. 34

5.3. Mise en place du module de calcul .................................................................................. 36

5.4. Résultats et convergence du modèle .............................................................................. 39

5.5. Perspectives d’optimisation ............................................................................................... 41

6. Stockage frigorifique ................................................................................................................... 44

6.1. Potentiel d’écrêtage de puissance ................................................................................... 44

6.2. Gains énergétique et économique ................................................................................... 46

7. Conclusion ................................................................................................................................... 49

Bibliographie : ...................................................................................................................................... 50

Sommaire des annexes ..................................................................................................................... 51



Contexte général et but de l’étude La densification de plus en plus forte des mégalopoles oriente les acteurs de l’énergie

frigorifique vers la prolifération des réseaux de froid. Encore peu développé en Europe, la ville de Paris fait partie des pionniers en la matière. L’entreprise CLIMESPACE est titulaire de la concession de la ville depuis 1991 et ce jusqu’en 2021. Fort de ces sept centrales de production de froid générant un total de plus de 300MW froids et alimentant plus de 500 clients, le réseau continue son expansion de jour en jour.

A l’échelle du réseau urbain, la notion d’efficacité énergétique prend alors tout son sens. Quand on parle d’économie d’énergie en méga watt, la crédibilité de futurs investissements se voit renforcée. Cependant, le champ des actions est à la fois vaste et restreint et ce en partie à cause de la complexité et de l’ampleur d’un tel réseau. La technique se doit d’être parfaitement maitrisée, afin de garantir l’alimentation en continue des clients. Le recours à des études technico-économique et de faisabilité où l’ensemble des services est sollicité devient indispensable et nécessite des délais plus grands pour prendre des décisions sur le long terme.

A l’échelle de la Direction du Développement Technique (DDT), les problématiques d’optimisation énergétique sont tournées à la fois sur les avantages techniques et économiques mais surtout sur la pérennité du système. Les études vont dans le sens de la performance énergétique, avec toujours pour but d’optimiser la dualité ‘expansion du réseau’ – ‘amélioration du COP global du système’.

Face aux enjeux énergétiques et environnementaux, le principal objectif de ce Projet de Fin d’Etude est de mettre en avant des solutions d’optimisation globale d’une centrale de production de froid indépendante. En appui et dans la continuité du Projet de Recherche Technologique « Efficacité énergétique des réseaux de froid : le développement du débit variable » réalisé en début d’année, plusieurs thèmes d’études ont été définis et approfondis. En particulier la notion de mutualisation des pompes « eau glacée » qui se développe surtout outre atlantique mais à l’échelle de l’installation autonome.

Plus généralement, les axes d’optimisation sont nombreux et classés en deux catégories : Ceux touchant la production et ceux affectant la distribution. Dans chacun des cas, le passage par un audit énergétique du réseau est nécessaire afin d’identifier et de chiffrer les pôles de consommations énergétiques de la centrale et du réseau.

La force de cette étude est d’avoir accès à une base de données importante et fiable, et ce grâce au suivi en continu des performances du réseau. Ceci passe essentiellement par l’instrumentation des paramètres du réseau couplé à une gestion automatisée de l’archivage des données via la gestion technique centralisée (GTC).

Plus à titre personnel et dans le cadre d’une analyse global du point de vue d’un futur ingénieur en génie climatique, il me parait important au travers de cette étude de comprendre les enjeux des réseaux de froid urbains et d’analyser leur potentiel énergétique et environnemental. Il s’agit de définir la place et la pertinence des réseaux de froid dans un monde qui se tourne vers le progrès environnemental.



1. Enjeux et perspectives des Réseaux de froid 1.1. Situation actuelle en France

En terme de puissance de froid installée, la France est le premier pays d’Europe avec 630 MW en 2009. Cette puissance est répartie sur 14 réseaux fournissant 925 GWh d’énergie finale consommée ce qui représente 85649 Equivalents logements livrés. [1]

Au niveau du marché global du froid, les réseaux de froid ne représentent que 1 à 2%. Ces chiffres sont relativement faibles et dus en partie au fait que les réseaux ne peuvent se développer qu’au niveau des zones urbaines très denses car l’investissement initial est fort et la quantité de froid délivré doit être importante pour être rentable.

Plusieurs techniques de livraison de froid sont présentes sur le marché français, classées en fonction de l’énergie consommée pour produire le froid. La plus utilisée étant ce qu’on appelle couramment « le froid des compresseurs » (95%). On entend par ce terme l’utilisation de groupes frigorifiques à compresseurs alimentés par électricité. Les énergies renouvelables et de récupération atteignent les 3% grâce à plusieurs projets valorisant la chaleur fatale d’été des usines d’incinération d’ordures ménagères (UIOM) afin d’alimenter des machines à absorptions. Enfin les énergies fossiles complètent le tableau avec 2% des projets utilisant du gaz naturel et des GPL.

Figure 1 : Bouquet énergétique global des réseaux d e froid

1.2. Intérêts des Réseaux de froid 1.2.1. Impact environnemental réduit

La centralisation des moyens de production met en avant des critères avantageux vis-à-vis des installations autonomes :

- Meilleurs rendements saisonniers - Réduction des émissions de gaz à effet de serre pour chaque kWh froid produit - Les installations centralisées sont plus faciles à contrôler

Les risques de légionellose au niveau des tours de refroidissement sont réduits, tout comme la dispersion des fluides frigorigènes grâce à un meilleur contrôle du confinement. L’utilisation des sites refroidis par eau de mer ou de rivière ne consomme pas d’eau par rapport aux sites avec tour aéro-réfrigérantes. Les problèmes d’ilot de chaleur urbain sont atténués. Globalement, les rejets hydriques dans l’environnement sont réduits.

1.2.2. Diminution des contraintes sur le bâti



Dans une ville comme Paris où le patrimoine culturel est présent à chaque coin de rue, l’impact visuel à son importance. Il est difficile d’implanter des tours de refroidissement sur le toit des immeubles haussmanniens. La centralisation permet alors de réduire l’impact visuel. De plus, la surface consommée au niveau des bâtiments est moindre puisque seul un échangeur en « sous-station » est nécessaire pour le client. Enfin, les études acoustiques de plus en plus contraignantes au niveau réglementaire posent des problèmes aux installations autonomes bruyantes et redondantes. La mise en place de piège à son n’est rentable que pour de gros projets ce qui renforce la crédibilité du réseau de froid.

1.2.3. Possibilité d’investissement dans les EnR&R

Le souci récurant des énergies renouvelables et de récupération porte sur l’investissement initial et le temps de retour sur investissement. Il est alors très difficile pour des clients individuels d’investir dans des équipements alimentés par EnR&R pour leur besoins de froid. Même si le rafraichissement passif tend à devenir obligatoire pour les bâtiments neufs, les besoins des bâtiments existants sont toujours excessifs. La mobilisation des gisements d’EnR&R devient intéressante à l’échelle du réseau. On dénombre alors plusieurs techniques dites de froid renouvelable :

- Le froid des eaux profondes - Le solaire et les machines à absorption - La chaleur fatale des UIOM - Le free cooling sur eau de rivière - Le free cooling sur air extérieur - La géothermie profonde et les thermofrigopompes

Plusieurs de ces techniques sont développées actuellement dans le cadre de projet de réseau de froid, comme le SWAC (Sea Water Air Conditioning) piloté par Climespace à la Réunion.

Figure 2 : SWAC et UIOM

1.3. Perspectives et lois grenelles

Face aux contraintes thermiques et énergétiques de plus en plus draconiennes, les réseaux de froid ont été laissés de côté. Même si leur développement est en plein essor, les interactions entre les réglementations techniques et les réseaux de froid restent brèves. Néanmoins, les efforts des acteurs du domaine pour la promotion des réseaux ont donné lieu à des directives au sein des lois Grenelles.



1.3.1. Lois Grenelles 1 et 2

Les directives des lois Grenelles 2 [2] relatives aux réseaux de froid sont organisées en trois points :

� Obligation d’étude d’opportunité de création au raccordement à un réseau alimenté par des EnR&R lors de nouvelles opérations d’aménagement.

� Obligation d’installer un dispositif de comptage en sous-station afin de connaître en

temps réel les consommations d’énergie des bâtiments.

� La révision de la procédure de classement d’un réseau de chaleur ou de froid quant à elle, permet à une collectivité de rendre obligatoire le raccordement aux réseaux (existants ou neufs), dans certaines zones préalablement définies. Cette révision a pour but de simplifier la précédente procédure (mise en place il y a 25 ans) jugée draconienne et dont seule la ville de Fresnes a rempli les conditions. Le détail de la procédure se traduit en trois points à respecter :

- Le réseau est alimenté à plus de 50% par des EnR&R - Un comptage des quantités d’énergie délivrées par point de livraison est assuré - L’équilibre financier de l’opération pendant la période d’amortissement des

installations est assuré au vu des besoins à satisfaire, de la pérennité de la ressource en énergie renouvelable et de récupération, et compte tenu des conditions tarifaires prévisibles.

Les réseaux existants doivent faire l’objet d’un audit énergétique examinant les possibilités d’amélioration de leur efficacité énergétique. Ces audits suivent la trame du document « élaboration du schéma d’évolution d’un réseau de chaleur » [3] et peuvent être appliqués aux réseaux de froid. Ils s’articulent sur les informations suivantes :

1) Contexte et historique du réseau 2) Grille d’indicateurs de performance du réseau 3) Contexte contractuel 4) Audit technique

-Des centrales de production -Du réseau de distribution et des sous-stations

5) Audit économique Une analyse des évolutions et perspectives du réseau doit être ensuite réalisée :

6) Expansion du réseau 7) Intégration des énergies renouvelables 8) Analyse économique des solutions envisagées

Ce classement oblige les bâtiments neufs ou à rénovation importante excédant un niveau de puissance de 30kW à se raccorder au réseau concerné. Le classement est prononcé par délibération de la collectivité ou du groupement de collectivités.



Dans le cas d’un nouveau réseau urbain désirant suivre la procédure de classement, le demandeur doit fournir obligatoirement :

- Un descriptif du réseau de chaleur ou de froid considéré accompagné des éléments permettant d’évaluer, initialement et dans la durée, ses performances énergétique et environnementale, notamment du fait de son approvisionnement en énergie, de la performance de ses générateurs, de la performance de sa distribution et de ses consommations d’auxiliaires

- une proposition de contenu en CO2 des kWh livrés aux sous-stations du réseau basée sur le même mode de calcul que celui utilisé pour réaliser l’annexe VII de l’arrêté du 15 septembre 2006 relatif au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants proposés à la vente en France métropolitaine [4]

1.3.2. Les inconvénients de la méthode TH BCE 2012

Les logiciels réglementaires agréés par le ministère de l’environnement intègrent le moteur de calcul TH BCE 2012 [5]. Il permet de calculer les différents éléments de la RT 2012 comme le Bbio, le Cep max et la Ticmax. Cependant, ce moteur de calcul est fourni au développeur de logiciel sous forme de boite noire, c'est-à-dire qu’il ne leur est pas possible de modifier les données internes de la méthode. La boite noire a besoin d’entrées pour appliquer les calculs et fournit des sorties à l’utilisateur. Le développeur de logiciel gère uniquement l’interface graphique des entrées/sorties. Il assure la facilité d’utilisation et l’ergonomie. Dans le cas des réseaux de froid, la TH BCE 2012 ne prend pas en compte le COP ou l’EER des machines frigorifiques mais le rendement de distribution de cette énergie depuis le générateur jusqu’à la sous station. Ce rendement est toujours de 1 puisque l’on estime que les pertes sur l’acheminement sont nulles. Ce rendement n’est alors pas comparable au coefficient de performance d’un groupe froid autonome. Les calculs sont alors en quelque sorte biasés.

1.3.3. La valorisation du contenu CO2 des réseaux

Avec la publication de l’arrêté du 11 octobre 2010 [6] concernant le contenu CO2 des réseaux de chaleur et de froid existants, il est maintenant possible de bénéficier d’un coefficient de modulation dans le calcul du Cep max de la RT 2012. Celui-ci, nommé McGES, valorise le raccordement des bâtiments neufs à un réseau urbain en accordant un bonus allant jusqu’à 30%. Le tableau ci-dessous récapitule les informations de l’arrêté:

Figure 3 : Valeurs du coefficient McGES en fonction du contenu CO2 des réseaux



Figure 4 : Contenu en CO2 des énergies

Même si ces actions vont dans le sens du développement des réseaux de froid, le combat reste assez solitaire et les contraintes de la méthode TH BCE 2012 favorisent encore les installations autonomes. C’est pourquoi l’acceptation des réseaux passera par l’optimisation énergétique continue et l’amélioration des performances avec des résultats concrets pour faire face au lobby des systèmes autonomes

2. BERCY : Une centrale de production indépendante 2.1. Caractéristiques techniques

La centrale de Bercy dispose d’une puissance de 44MWf installée, répartie sur sept groupes froids. Chaque groupe dispose d’une pompe évaporateur et condenseur qui lui sont dédiées. Production et distribution sont séparées par un bipasse, la bouteille de découplage existante ayant été scellée après avoir été mal dimensionnée. Quatre pompes de distribution assurent la distribution de l’énergie frigorifique sur le réseau. Côté condenseur, le refroidissement est assuré par l’eau de Seine, par l’intermédiaire de plusieurs échangeurs à plaques entre les boucles condenseur et eau de Seine (EDS).

Figure 5 : Schéma de principe général de la centrale

Le tableau des caractéristiques techniques complètes de la centrale Bercy est en annexe.

La majorité des pompes sont équipées de variateurs de vitesse. Cette variation permet d’économiser de l’énergie lorsque les charges sont faibles. La spécificité du modèle Climespace est de découpler la production de la distribution tout en ayant des pompes évaporateurs avec variateurs de fréquence. Ainsi, les nouveaux groupes fonctionnent pour deux régimes de températures, et pour deux débits nominaux.

Elève : Maxime Thoueille Optimisation énergétique d’une centrale de production de froid


L’intérêt de la centrale tourne autour du free cooling. En hiver, lorsque la température de la Seine descend en dessous des 6°C, il est possible d e bipassercircuit free cooling. L’eau de seine est directement utilisée pour les besoins de froid. Ce circuit permet aux pompes de distributionéchangeurs à plaques dédiées àquantité de froid distribuée est réduite, ce qui améliore considérablement les performances du système. Le COP global peut atteindre des valeurs

Figure

2.2. Le réseau et ses clients

La centrale de Bercy assure l’alimentation des clients de la zone Bercys’étend sur 2x7 km de part et d’autres de la Seine.installés dans des bâtiments modernes du nouveau quartier de la Bibliothèque nationale de France. Ces bâtiments récents sont néanmoins fortement vitrés, ce besoins de refroidissement importants.

Figure 7 : Interface du réseau Bercy sous APIC

Optimisation énergétique d’une centrale de production de froid

L’intérêt de la centrale tourne autour du free cooling. En hiver, lorsque la température de la Seine descend en dessous des 6°C, il est possible d e bipasser les groupes froids grâce au circuit free cooling. L’eau de seine est directement utilisée pour les besoins de froid. Ce

pompes de distribution de faire circuler l’eau directement depuis les dédiées à l’opération. Ainsi, l’énergie dépensée pour la même

quantité de froid distribuée est réduite, ce qui améliore considérablement les performances peut atteindre des valeurs comprises entre 10 et 15.

Figure 6 : Evolution du COP globale de Bercy depuis 2002

Le réseau et ses clients

La centrale de Bercy assure l’alimentation des clients de la zone Bercy-s’étend sur 2x7 km de part et d’autres de la Seine. L’essentiel des clients étant des bureaux

dans des bâtiments modernes du nouveau quartier de la Bibliothèque nationale de France. Ces bâtiments récents sont néanmoins fortement vitrés, ce qui donne lieu à des

refroidissement importants.

du réseau Bercy sous APIC

Optimisation énergétique d’une centrale de production de froid 9

L’intérêt de la centrale tourne autour du free cooling. En hiver, lorsque la température de la les groupes froids grâce au

circuit free cooling. L’eau de seine est directement utilisée pour les besoins de froid. Ce de faire circuler l’eau directement depuis les

’énergie dépensée pour la même quantité de froid distribuée est réduite, ce qui améliore considérablement les performances

entre 10 et 15.

-Tolbiac. Le réseau L’essentiel des clients étant des bureaux

dans des bâtiments modernes du nouveau quartier de la Bibliothèque nationale de qui donne lieu à des



Le client réceptionne l’énergie frigorifique grâce aux échangeurs à plaques installés dans son bâtiment en sous-station. Le nombre d’échangeurs varie entre un et trois selon les besoins. Un dispositif de comptage permet de déterminer l’énergie frigorifique et le volume d’eau consommés par le client sur une période d’utilisation. La prestation de Climespace s’arrête au niveau de l’échangeur.

2.3. Principe de fonctionnement 2.3.1. Un système Primaire/Secondaire

La centrale de BERCY adopte un schéma hydraulique dit primaire/secondaire. Production et distribution sont séparées par l’intermédiaire d’un bipasse.

Côté production, les évaporateurs des groupes froids sont alimentés par des pompes à vitesse constante ou à vitesse variable. Ces pompes sont dédiées à leurs groupes respectifs. Elles sont donc actionnées lorsque leurs groupes sont en marche uniquement. Les pompes à vitesse variable sont faites pour fonctionner pour deux points nominaux de régime d’eau de l’évaporateur. Ces valeurs sont déterminées pour un fonctionnement optimal. Le débit ne varie donc pas au niveau des groupes froids dès qu’un des régimes est choisi. Cependant, celui-ci peut-être ajusté sur quelques mètres cube pour affiner le point de fonctionnement. De plus, si une réelle dérive du delta T apparait, il est possible d’augmenter manuellement la vitesse des pompes évaporateurs pour ajuster le débit. Changer de régime de température réduit ou augmente le débit et donc à un impact non négligeable sur la consommation des pompes.

Côté distribution, les pompes de distribution sont elles aussi à vitesse variable. Connectées en parallèle, leurs vitesses sont régulées de manière à garder une pression différentielle minimum à respecter au niveau du client le plus défavorisé sur le réseau. Dès qu’une pompe attient ses limites de fonctionnement (débit et vitesse de rotation maximum), une deuxième pompe est lancée et le débit est réparti équitablement sur les deux pompes qui tournent alors à vitesse réduite.

Figure 8 : Schéma de principe de BERCY

2.3.2. Rôle et impact de la bouteille de découplage

Légende :

Pompe

Vanne de pression

Débitmètre

Groupe froid



La bouteille est alors aussi une bouteille de mélange. Dès qu’il y a un déséquilibre entre les débits production et distribution, un débit s’installe dans la bouteille. Dans les deux cas ceci a un effet néfaste sur les consommations et l’efficacité des groupes froids.

Si le débit côté primaire est supérieur au secondaire, alors l’eau glacée de départ se mélange avec l’eau de retour client plus chaude. Ceci a pour effet de diminuer la température de retour client et donc de diminuer le delta T production. De manière contractuelle, Climespace doit une eau glacée à 6°C à la majorité de ses clients et en contre partie ceux-ci doivent renvoyer 13°C. Il est rare q ue les clients renvoient 13°C sur le réseau. Ainsi, la température de retour client est d’autant plus faible que le mélange se fait au sein de la bouteille. Ceci a pour effet d’augmenter à la fois l’énergie de pompage côté production et de moins bien charger les groupes.

Si le débit côté primaire est inférieur au secondaire, alors l’effet inverse se produit. Un débit inverse s’installe dans la bouteille de découplage. L’eau de retour client se mélange alors avec l’eau glacée de départ. La température d’eau glacée dérive pendant un certain temps. Le delta T distribution est alors diminué et l’échange thermique en sous-station est moins performant. Les vannes client s’ouvrent alors de plus en plus afin de laisser passer le débit jusqu’à être ouverte au maximum. Les pompes secondaires doivent continuer à maintenir un delta P. Les « cahiers techniques » fournis aux bureaux d’études donnent des solutions pour maitriser le delta T en toute situation

2.3.3. Régulation du système

Chaque sous station est équipée à la fois d’une vanne de régulation de pression, et d’une vanne de débit. Lorsque le client ouvre son réseau, la vanne de débit est pilotée par la température de départ côté client afin d’assurer la température de consigne définie entre les deux parties. Elle est généralement de 6°C. Le clie nt doit renvoyer une eau à 13°C. Malheureusement, la fiabilité de l’installation du client (CTA et autres échangeurs) ne leur permet pas toujours de renvoyer une température aussi élevée. Cela contribue à la baisse de rendement de l’ensemble du système.

La vanne de pression absorbe la pression en créant une perte de charge plus ou moins importante selon que le client est proche ou éloigné de la centrale de production. Le delta P à respecter au niveau de l’échangeur est de 1,5 bar. L’ouverture des vannes de débit à pour effet de diminuer la pression au niveau de la sous-station, qui se traduit par une augmentation de la vitesse des pompes

Figure 9 : Schéma de principe d'une sous station



On a donc une régulation à la fois basée sur la température de départ client (ou retour client dans certain cas) qui, en relation maitre esclave, contrôle la pression différentielle et le débit au niveau des pompes de distribution.

En contre partie, les pompes évaporateurs ne sont là que pour maintenir un débit plus ou moins constant au niveau des évaporateurs et assurer que ceux-ci sont bien en pression pour garder un bon échange de chaleur. Il n’y a cependant pas de régulation automatisée sur le débit des évaporateurs.

2.3.4. Conduite du réseau

Le séquençage des groupes se fait de manière à être au plus proche de la demande. La mise en service d’un groupe ne se fait qu’après avoir laissé dériver la température dans le cas où la demande fluctue sur une plage de quelques mégawatts.

Il est courant sur le réseau BERCY d’avoir une puissance appelée inférieure à 5 MW la moitié de l’année. Les puissances nominales des groupes font qu’ils sont obligés de fonctionner à charges partielles en fin de journée et la nuit lorsque la demande est faible mais constante et de l’ordre de 3 MW. Les groupes fonctionnant en vitesse basse (de l’ordre de 1,6 m/s), il est difficile de descendre en débit tout en n’endommageant pas la machine. Ainsi, les groupes fonctionnent à delta T réduit.

Dès lors que la température de départ d’eau glacée dévie trop, il est nécessaire d’enclencher un nouveau groupe. Une deuxième pompe et un nouveau groupe sont sollicités côté production ce qui a pour effet d’augmenter le débit primaire et d’abaisser la température de production. Les chefs de conduite cherchent à ne pas déséquilibrer les machines et à les charger de manière équitable. On peut alors perdre en efficacité si celles-ci ne sont pas chargées à leur potentiel maximum.

La possibilité de changer de régime de température d’évaporateur permet aux groupes d’adapter leur puissance frigorifique et la consommation des pompes évaporateurs selon la saison. En été, lorsque la demande est forte, les groupes sont en régime 10/2°C et le débit évaporateur est alors réduit. Le changement de consigne permet d’augmenter le delta T pour avoir une production d’eau plus froide et ainsi gérer la demande accrue des clients. Ceci permet de garder une meilleure marge de sécurité lorsque la température dévie et d’assurer un bon taux de charge de la machine.

La performance des groupes 5 7 et 8 étant nettement supérieure, ils sont beaucoup plus sollicités tout au long de l’année. En demi-saison, les groupes 7 et 8 sont utilisés en alternance pour subvenir à la demande. Le régime 10/2°C est aussi judicieusement préconisé pour limiter la consommation des pompes.

Enfin, un nouveau modèle basée sur les statistiques de consommations des années précédentes permet de connaitre les prévisions au jour le jour. Cet outil permet alors aux chefs de conduite d’anticiper au mieux les variations de demande et d’optimiser en temps réel la performance du système.

2.3.5. Gestion de la maintenance

Les groupes froids et les pompes sont soumis à des contrôles annuels de bon fonctionnement. Une révision mécanique, une analyse vibratoire, des vérifications de niveau



d’huile et de refroidissement etc. Ces contrôles obligent les machines à être à l’arrêt pour une certaine durée. La redondance des pompes de distribution, ainsi que des groupes froids permet d’assurer un roulement des interventions en hiver ou en demi-saison.

Le problème peut survenir en été. Si tous les groupes froids sont en marche, la perte d’une pompe évaporateur ou d’une pompe réseau peut entrainer des conséquences graves sur la production et la distribution de l’eau glacée. Une pompe de secours sur le réseau de distribution peut être connectée. Mais les pompes évaporateurs étant dédiées, l’arrêt d’une pompe arrête aussi son groupe froid.

Les coûts de maintenance sont élevés pour une installation de cette ampleur. Tous les 15000h de fonctionnement, les groupes froids doivent être révisés pour un coût de 80000€ par unité. De plus, les analyses vibratoires des pompes et des variateurs tout comme les réparations successives ou le remplacement de pièces pèsent lourd dans les coûts de vie d’une installation. Garantir une continuité de service impose un surdimensionnement des centrales et des coûts de maintenance supplémentaire.

2.4. Optimisation et évolution depuis 1991

L’historique ci-dessous retrace les évolutions majeures de la centrale de Bercy depuis 2000 :

- Ajout des Groupes 7 et 8 (date) : 2004 - Ajout du Groupe 5/Pompe de distribution 4 : 2008 - Mise en place du Free cooling : 2008 - Etude des variateurs de fréquence pour Groupe froid : 2010/2011

3. Audit énergétique du Réseau de froid de BERCY 3.1. Bilan énergétique

La procédure du bilan énergétique a pour objectif d’identifier et de quantifier les pôles de consommations énergétiques. Tout appareil au sein de la centrale consommant de l’énergie électrique ou des énergies fossiles est à prendre en compte.

� Identification des pôles de consommation

A l’issu du recensement des données disponibles en GTC, 8 pôles ont été mis en évidence :

- Les groupes froids - Les pompes de distribution - Les pompes condenseurs - Les pompes Eau de Seine (EDS) - Les pompes évaporateurs - La ventilation (système de refroidissement) - Les groupes électrogènes - Les auxiliaires (éclairage, ordinateurs…)

Seuls les groupes électrogènes consomment de l’énergie fossile, en l’occurrence du fioul.

� Hypothèses pour le calcul • Groupes Froids



Les COP sont tirés des données fournisseurs obtenues auprès de Friotherm sous forme de courbe [7] (voir Annexes). Elles ont été traduites dans un tableau en fonction de la température EDS et du taux de charge des groupes par Martin Geib.

Une pénalité de COP est appliquée aux groupes 1 et 2 (- 1,5 sur la valeur finale), 3 et 6 (-1 sur la valeur finale), car ils sont moins performant et pas de la marque Friotherm. Cela représente plus ou moins bien la différence de performance entre les machines du fait de leur ancienneté et de leur technologie.

• Pompes

Dans l’optique de simplifier les calculs relatifs aux pompes, les hypothèses communes sur les rendements ont été appliquées à toute les pompes :

• Le rendement hydraulique est considéré constant (variateurs de vitesse) • Le rendement du variateur varie en fonction de la vitesse et suivant un

polynôme défini dans l’article tiré de l’ASHRAE Journal : « Pumping energy and variable frequency drives » [8]

• Le rendement moteur varie suivant un polynôme tiré du même article valable pour les moteurs à haute performance

Les consommations des pompes non instrumentées sont calculées par un modèle basée sur la théorie de la mécanique des fluides et les lois des similitudes.

Le temps de fonctionnement de certaines pompes étant connu, leurs caractéristiques nominales sont utilisées pour le calcul des consommations.

• Ventilation

La puissance du ventilateur est donnée par la formule :

� =0,34 × � × 1

�

Avec : Qv : Débit volumique de l’air [m3/h]

0,34 : Cpair x �

1 : Delta T d’échauffement de l’air

� : Rendement du ventilateur, estimé à 0,7 pour des ventilateurs axiaux

Lorsque deux vitesses sont disponibles, il y a répartition équitable du temps de fonctionnement à grande et petite vitesse sur l’année.

• Groupes électrogènes

1L de fioul = 10 [kWh]



� Résultats

Consommations ETE de BERCY

Groupes Froids76,2%

Distribution9,3%

Condenseur6,4%

Groupes électrogènes

0,1%EDS4,1%

Evaporateur3,1%

Ventilation0,8%

Auxiliaires0,0%

Groupes FroidsDistributionCondenseurEDSEvaporateurVentilationGroupes électrogènesAuxiliaires

Consommations MI-SAISON de BERCY

Groupes Froids76,5%

Auxiliaires0,1%

Ventilation0,3%Evaporateur

3,4%EDS4,7%


0,3%

Condenseur7,1%

Distribution7,6%

Groupes Froids

Distribution

Condenseur

EDS

Evaporateur

Ventilation

Groupes électrogènesAuxiliaires

Consommations HIVER de BERCY

Groupes Froids49,5%

Auxiliaires0,2%

Ventilation0,2%

Evaporateur0,3%

EDS17,9%


0,7%

Condenseur0,8%

Distribution30,4%

Groupes Froids

Distribution

Condenseur

EDS

Evaporateur

Ventilation


Auxiliaires



Le bilan énergétique montre la part prépondérante des groupes froids sur la consommation totale d’énergie. Ils consomment ¾ de l’énergie électrique annuelle. A l’échelle du réseau urbain, les proportions sont plus déséquilibrées. Cela vient du fait que le dimensionnement des pompes s’effectue à 50% vis-à-vis des pertes de charges et donc de la longueur du réseau. Une augmentation de la puissance du réseau jouera sur le débit à fournir aux clients mais n’augmentera pas forcément le delta P. En résumé, plus la puissance installée sera élevée, plus l’écart de consommation annuelle entre groupes froids et auxiliaires sera important.

Néanmoins, le profil hiver montre que les pompes de distribution ne sont pas à négliger. L’utilisation du free cooling en bipassant les groupes permet de réduire leur consommation à 49,5% sur 3 mois. Avec 30,4%, on ne peut pas dire que la distribution consomme plus en hiver puisqu’il y a moins de demande en hiver. Mais ce pourcentage élevé est une source d’optimisation globale. Il ne faut pas non plus oublier que le prix de l’électricité est au plus haut en hiver, lorsque la demande est au maximum sur l’ensemble du territoire.

Ensuite, le groupement ‘pompes eau glacée’ (pompes évaporateurs et de distribution) s’élève à 13,9% de la facture globale annuelle. C’est le deuxième plus gros consommateur si l’on sépare les entités eau glacée et eau de refroidissement. Encore une fois, nous sommes à l’échelle du réseau urbain, où l’économie de MWh électrique s’avère toujours intéressante économiquement parlant. D’autant plus avec le statut d’exploitant que revêt Climespace.

Enfin, la consommation élevée des groupes froids en été signifie pic de puissance électrique et donc coût supplémentaire. L’électricité est toujours moins chère la nuit en période creuse là où les besoins sont toujours les plus faibles. Cela reste un point potentiellement valorisable.

3.2. Potentiel d’expansion

De nouveaux clients se raccordent chaque année sur le réseau Bercy. La figure ci-dessous présente les prévisions de nouvelles souscriptions depuis 2008 :

Figure 10 : Prévision de croissance des souscriptions de nouveaux clients depuis 2008

Même si la demande augmente chaque année, les locaux de la centrale de BERCY commencent à être saturés. Il reste un emplacement possible pour un nouveau groupe froid, mais qui pourrait être occupé par des variateurs de fréquence pour un des groupes performants (étude en cours). Le compromis entre expansion et performance suscite des interrogations. Cependant l’arrivée de client comme l’hôpital de la Pitié Salpêtrière et la présence de la Bibliothèque Nationale de France (BNF) toujours considérée comme un potentiel client, obligera un ajout de puissance ou la création d’une nouvelle centrale. L’essor économique que connait le 13ème arrondissement est une source d’expansion intéressante.

Croissance souscriptions réseau

BERCY entre 2008/096%







Au niveau des pompes de distribution, une attente a été posée à l’arrivée du groupe froid 5, afin d’anticiper la demande. Il sera donc facile de raccorder une 5ème pompe de distribution si cela s’avère nécessaire.

3.3. Définition des solutions envisagées

Ces considérations mettent en avant plusieurs axes d’optimisation :

• Mutualiser les pompes eau glacée

L’énergie de pompage globale n’est pas à négliger. Sachant que l’optimisation sur les groupes ne peut se faire qu’en améliorant le COP des machines, Le pôle pompage se perçoit comme l’entité sur laquelle des économies d’énergie peuvent être réalisées.

L’étude de la mutualisation des pompes eau glacée a pour objectif de dégager les arguments technico-économiques d’un tel système à l’échelle du réseau urbain. L’impact sur la conduite du réseau devra tout aussi être privilégié, puisque c’est un des piliers du bon fonctionnement de l’entreprise.

• Optimiser l’énergie de pompage liée à la distribution

Le réseau de distribution de 14km n’a jamais été audité de manière globale. Les raccordements clients de la zone Tolbiac ainsi que les passages étroits en égout sont susceptibles de créer des pertes de charge non négligeables.

L’étude a pour but d’évaluer la part des pertes de charges singulières sur les pertes totales afin d’identifier où l’énergie de pompage est dissipée. Un modèle de calcul doit être mis en place en se basant sur les données réelles des plans du réseau. Dans un second temps, l’étude doit dégager des préconisations vis-à-vis des points singuliers dans le but de minimiser l’énergie de pompage.

• Développer un stockage de glace

Un nouveau projet de centrale indépendante dans le quartier de BALARD est en étude. La similitude entre BERCY et BALARD vis-à-vis du refroidissement à eau de Seine et de l’indépendance permet d’utiliser des données existantes de BERCY pour les études.

Pour ce dernier cas, le but est de simuler un stockage de glace pour BALARD en utilisant la courbe de charge de BERCY adaptée aux nouveaux besoins. Le potentiel d’écrêtage de puissance est un des indicateurs de performance et pertinence et doit être déterminé. Le débit eau de Seine doit lui aussi être connu car le réseau d’eau de la ville de Paris pourrait se voir en céder une partie pour leurs installations.



4. Mutualisation des pompes « eau glacée » 4.1. Présentation de l’étude

Depuis le début des années 90, Trane et York ont lancé plusieurs modèles de groupes froids capables de fonctionner sur une plage de débit d’eau côté évaporateur. Auparavant impensable, le développement des micro-processeurs a renforcé la qualité et la performance des régulateurs. Stabilité, rapidité et précision, les trois piliers de la régulation contribuent au bon fonctionnement des machines. Les problèmes de déclenchement intempestifs des sécurités basse pression et haute pression ainsi que de prise en glace de l’évaporateur sont désormais limités. Couplé à cette innovation, l’arrivée sur le marché des variateurs de fréquence a conduit la recherche vers l’optimisation de la boucle d’eau glacée en développant un système entièrement à débit variable.

De nombreuses études publiées dans l’ASHRAE Journal ont analysé et remis en question le système classique primaire/secondaire. Ceci est dû essentiellement au problème du syndrome du faible delta T, amplifié par la bouteille de mélange, qui touche la majorité des réseaux. De plus la consommation constante des pompes évaporateurs fait débat dans un contexte énergétique visant à limiter les dépenses électriques.

Les groupes froids ayant atteint une certaine limite de performance, les économies d’énergie se sont tournées vers les auxiliaires. Deux jeux de pompes surdimensionnés consommeront toujours plus qu’un seul. Mutualiser les pompes eau glacée est alors apparu envisageable, grâce notamment aux avancées techniques en matière de vitesse variable.

Cependant, le développement et l’intérêt médiatique d’une telle boucle d’eau glacée pose un problème d’objectivité vis-à-vis des résultats obtenus. En effet, beaucoup de chiffres concernant les économies d’énergie proviennent des constructeurs York, Trane et Carrier. Or ces acteurs ont des intérêts dans l’implantation du système. Plus les coûts baissent, meilleures seront les ventes. Il faut donc rester prudent en interprétant ces résultats.

Les publications dans l’ASHRAE sont plus objectives, mais elles sont souvent le résultat de simulation de comportement via des logiciels. Les recommandations et l’analyse des avantages et inconvénients sont néanmoins des sources d’informations à prendre en compte, notamment celle de Taylor [9], celle de Hyman et Bockmiller [10] et celle de Bahnfleth et Peyer [11].

A l’échelle du réseau urbain, la littérature quant au mérite du système n’est pas exhaustive. L’intérêt de l’étude est d’évaluer les gains énergétiques et économiques afin d’envisager une possible adaptation des centrales existantes, ou définir un nouveau modèle pour les centrales naissantes. Grâce à l’instrumentation permanente du réseau Climespace, un modèle numérique basé sur les mesures archivées peut donner des informations précises quant à la performance du système.

4.2. Analyse fonctionnelle 4.2.1. Schéma de principe

Le schéma de principe de la centrale de Bercy est modifié selon les points suivants :

• Les pompes évaporateurs sont retirées de la boucle de production • Le bipasse actuel est supprimé



• Un nouveau bipasse doit être installé en aval des pompes de distribution, muni d’une vanne de modulation de débit

• Chaque groupe doit être équipé d’un débit mètre, d’une vanne d’isolation/modulation de débit motorisée et d’une vanne casse pression pour encaisser les différences de perte de charge entre les évaporateurs (sauf les groupes 7 et 8 pris comme référence)

Le schéma ci-dessous récapitule les modifications apportées :

Figure 11 : Modification du schéma de principe de la centrale Bercy

4.2.1.1. Logique de fonctionnement :

La régulation du système se base sur 3 points essentiels :

• Maintien du delta P • Correspondance du débit avec la variation de charge • Séquençage des groupes

Maintien du delta P :

C’est le rôle des pompes qui sont automatisées sur le différentiel de pression à maintenir soit au niveau du client le plus défavorisé, soit au niveau de la centrale. D’après les informations vis-à-vis de la conduite actuelle, le fait de supprimer le découplage hydraulique a pour effet d’augmenter le delta P à maintenir de 1 à 1.5 bars, tenant compte de la perte de charge côté production (évaporateurs, vannes et tuyauteries).

Augmentation de la charge

Lors d’une augmentation de la charge, les clients ouvrent leurs vannes, le delta P à tendance à chuter et le débit à augmenter. La réponse de(s) pompe(s) en marche sera



d’augmenter leur vitesse pour à la fois augmenter le débit et atteindre le delta P limite à respecter. Si le nombre de pompe en marche ne suffit plus pour garantir le débit (vitesse maximum atteinte), une nouvelle pompe doit être lancée. Les pompes doivent ensuite se caler sur la même vitesse et fonctionner de manière complémentaire.

En parallèle, la température départ centrale doit être contrôlée pour garantir un delta T au niveau des échangeurs en sous station. Nous verrons cela avec le séquençage des groupes.

Diminution de la charge

Lors d’une diminution de la charge, les clients ferment leurs vannes, le delta P à tendance à augmenter et le débit à diminuer. Les pompes en marche répondent en diminuant leur vitesse ce qui tend à ramener le delta P vers la limite et diminue le débit.

Correspondance du débit avec la variation de charge :

Delta P limite atteint et charge décroissante

Bercy est soumis à des variations de charge importantes sur l’année, qui peuvent descendre jusqu’à 2-3MW en hiver et en demi-saison. Pendant cette période, le delta P limite doit toujours être maintenu même si la charge varie au cours de la journée.

C’est ici que le bipasse joue son rôle. Il permet de recycler le débit sortant de la production pour garder un débit minimum au niveau des groupes et diminuer l’alimentation du réseau. Ceci tout en maintenant le delta P limite à respecter.

Le bipasse est amené à se fermer dès que la charge augmente et que le débit demandé côté réseau est suffisamment élevé.

Encore une fois ici, la température sortie de production à son rôle à jouer et le contrôle à la fois du débit, de la pression et de la température doit se faire de manière complémentaire par les acteurs de la régulation (automate/opérateur).

Séquençage des groupes :

Limitation de débit

On rappelle que les groupes ont une plage de fonctionnement en débit, limitée par une valeur haute et basse. La limite haute est ici pour limiter les phénomènes d’érosion des tubes. La limite basse pour garantir un bon échange de chaleur et ne pas déclencher les sécurités du groupe.

Atteinte de la limite haute de débit d’un groupe

Les pompes maintenant le delta P de la centrale, dès lors que la charge augmente, le débit au niveau des groupes en marche est amené à augmenter. En parallèle, la température de sortie de centrale à tendance à dévier de son point de consigne quand la charge augmente, réclamant plus de froid (ceci peut être aussi due au fait que les groupes actifs sont complètement chargés). La limite haute étant atteinte, une nouvelle machine doit être mise en marche. Pour garantir la pérennité du système, le séquençage doit se faire de la manière suivante :



• Rehausser la consigne de température des groupes actifs • Ouvrir progressivement la vanne d’isolation du nouveau groupe • Attendre la détection d’une preuve de débit minimum • Lancer la production de froid du nouveau groupe • Rétablir la consigne de température des groupes actifs

Pendant ce séquençage, de l’eau plus chaude est amenée à être distribuée sur le réseau. D’une part à cause du changement de consigne de température, et d’autre part à cause de l’eau non refroidie traversant le nouveau groupe avant son démarrage. Reste à évaluer le temps de séquençage, et l’impact sur la déviation de la température d’eau glacée.

Il est nécessaire de rehausser la consigne de température pour ne pas déclencher les sécurités des groupes actifs lorsque le débit va se répartir entre eux et le nouveau groupe. Cependant, le fait d’avoir les groupes 5, 7 et 8 fonctionnant pour deux régimes de température actuellement est intéressant. En effet, en limite haute de débit, le régime est 10°C/4°C et donc loin assez éloigné de la températu re de déclenchement de la sécurité BP (1,8°C). Une marge de 2°C est suffisante et la ques tion du changement de température de consigne peut être évitée.

L’ouverture progressive de la vanne d’isolation du nouveau groupe permet de limiter la chute de débit brusque au sein des autres groupes.

La preuve du débit minimum est assurée par le débitmètre du groupe et/ou par une mesure interne à la machine (mesure de delta P corrélée avec le débit), selon la technologie du groupe.

Il faut rappeler qu’avec ce système, il est primordial que chacun des groupes soit chargé de manière équitable, et qu’il n’y ait pas de déséquilibre de débit entre les groupes.

Atteinte de la limite basse de débit d’un groupe

Dans le cas d’une fin de journée où la charge va avoir tendance à diminuer, certains groupes vont être amenés à s’arrêter. Le delta P augmente lorsque les vannes des clients se ferment, et ainsi les pompes vont diminuer leurs vitesses pour diminuer à la fois le débit et le delta P. Dès lors il est possible que les groupes en marche atteignent leurs limites basses de débit.

Il faut alors comparer la puissance appelée par les clients ainsi que le débit pour déterminer quelle machine il est possible d’arrêter. Le fait d’arrêter une machine augmentera le débit au sein des autres et le taux de charge sera amélioré, valorisant le COP de l’installation.

Lors de l’arrêt d’un groupe, la vanne d’isolation doit se fermer progressivement comme dans le cas inverse, pour éviter une arrivée brusque de débit dans les autres groupes.

De plus, il faut être prudent vis-à-vis des courts cycles de fonctionnement et ne pas arrêter une machine que l’on redémarrera quelques minutes plus tard. On doit alors anticiper les variations de charge. Mais ceci est déjà une problématique bien connue de la conduite actuelle.



DP DP

VFD Opérateur

Schéma de régulation Bercy :



4.3. Analyse technico-économique

L’intérêt technique d’une solution est souvent complémentaire de l’intérêt économique. La mutualisation des pompes eau glacée ayant pour objectifs la diminution de la consommation des auxiliaires et l’augmentation du COP global de la centrale, il est important de quantifier ce gain par rapport au système actuel.

Côté technique, deux points seront essentiels à déterminer :

• La différence de consommation globale/auxiliaires • Le gain de COP

Côté économique, les 3 pôles de coûts sont :

• L’exploitation • La maintenance • L’investissement initial

4.3.1. Définition du modèle de calcul

L’étude la conduite actuelle du réseau (logique de séquençage) et la récupération des données de la GTC définissent la base du modèle. Pour comparer les deux systèmes, il est nécessaire d’avoir la même approche pour le séquençage des groupes froids. Ici, la logique est définie par une étude à taux de charge optimum des groupes froids. On définit le taux de charge optimum d’un groupe froid comme le taux de charge pour lequel, à une température d’entrée condenseur donnée, on a le meilleur COP. Grâce aux données fournies par Friotherm pour les groupes 7 et 8, on obtient le graphique ci-dessous :

Figure 12 : Evolution du COP pour différentes température d'eau de Seine

Variation du COP en fonction du taux de charge du g roupe froid

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

6,35,675,044,413,783,152,521,891,260,630

Puissance MW

CO

P

27°C26°C25,0°C24,023,0°C22,0°C21,0°C20,019,0°C18,0°C17,0°C16,015,0°C14,0°C13,0°C12,011,0°C10,0°C

Zone de COP optimum



Pour chaque heure de fonctionnement du réseau, une puissance frigorifique est appelée par les clients. Le séquençage des machines se fait en fonction de cela suivant une logique définie dans le modèle. A chaque mise en route d’un groupe, la puissance à fournir restante est recalculée. Il est alors possible de définir un seuil à partir duquel on ne lance plus de groupes (<1 MW par exemple).

Si la puissance appelée a été dépassée ou presque atteinte, on rééquilibre la différence sur chaque machine. On obtient alors le COP puis la puissance électrique absorbée de chaque machines en fonction de la température entrée condenseur.

4.3.2. Hypothèses générales

On applique la même pénalité de COP aux machines moins performantes que dans le bilan énergétique.

Compte tenu du fait que nous nous intéressons aux économies réalisées par la mutualisation des pompes évaporateurs et réseaux, nous n’avons pas pris en compte le free cooling en hiver, puisque seules les pompes de distribution marchent pendant cette période. On fait alors l’hypothèse que les groupes assurent la puissance frigorifique pendant cette période. Le delta T réseau a été corrigé et ramené à 8°C sur cette période. Le mélange des eaux glacées (départ et retour) ai sein de la bouteille n’est modélisé que par les deltas T extraits en GTC. Pour la conduite actuelle, on ne prend pas en compte le fait que la puissance frigorifique produite par les groupes peut dépasser la valeur nominale en demi-saison et en hiver si la température entrée condenseur est plus faible. En revanche, on le fait pour la conduite mutualisée. C’est ici la modélisation pour simuler le fait que l’on puisse dépasser le débit nominal en se rapprochant de la limite haute de débit et profiter d’un excès de puissance avant de lancer un nouveau groupe. Le coût de l’électricité est défini comme suit :

• 80€ / MWh en hiver • 60€ / MWh en demi-saison • 40€ / MWh en été

4.3.3. Résultats et conclusions

Gain de COP et consommations :

Conduite mutualisée

Conduite mutualisée

COP 5,84

COP 5,07

Conduite

actuelle 5,79 +0,05

Conduite

actuelle 4,77 +0,3

Groupes froids seuls Groupes froids + Pompes eau glacée



Le gain de COP n’est pas significatif au niveau des groupes froids, cela est dû au fait que la mutualisation ne diminue que très peu la consommation des groupes. En revanche, en incluant les pompes, le gain de COP de 0,3 n’est pas négligeable. On rappelle que le free-cooling n’étant pas comptabilisé, le COP est plus bas que la normale.

Figure 13 : Consommation électrique globale/Consommation électrique des pompes eau glacée

On observe une baisse de 33% de la consommation du système de pompage avec le système de mutualisation des pompes eau glacée. Cette baisse significative doit être relativisée par la modélisation et les hypothèses mises en place. Réellement, il est vraisemblable que le gain soit plus de l’ordre de 20%.

Coûts d’exploitation :

Figure 14 : Coûts d'exploitation du système (Pompes eau glacée +GF)

Consommation globale

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Bercy actuel Mutualisé

Con

som

mat

ion

éner

gie

final

e [M

Whé

l]

Pompes réseaux

Pompes évaporateurs

Groupes froids

Consommation du système de pompage

0

500

1000

1500

2000

2500

Bercy actuel MutualiséC

onso

mm

atio

n én

ergi

e fin

ale

[MW

hél]

Pompes réseaux

Pompes évaporateurs

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

Bercy mutualisé Bercy actuel

Prix en EurosCoûts d'exploitation globaux

Eté

Mi-saison

Hiver



Figure 15 : Coûts d'exploitation des pompes eau glacée

L’économie sur les coûts d’exploitation s’élève à 41 k€, soit une baise de 8% du coût global et une baisse 36% sur le coût lié uniquement aux pompes eau glacée.

Coûts de maintenance :

L’évaluation des coûts de maintenance des pompes eau glacée sort du cadre du modèle de calcul Excel. Ils sont calculés ici sur la base du réseau Climespace global et ramenés au prorata du nombre de pompes dans chacun des cas. Les différents contrôles effectués sur une pompe annuellement sont les suivants :

• 2 contrôles thermographiques • 2 contrôles vibratoires • 2 contrôles par ultrason • 2 contrôles mécaniques des pompes et moteurs • 1 contrôle des variateurs

Figure 16 : Coûts de maintenance des pompes eau glacée

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

Bercy mutualisé Bercy actuel

Prix en Euros Coûts d'exploitation des pompes eau glacée

Eté

Mi-saison

Hiver

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Bercy actuel [€] Bercy Mutualisé [€]

Prix en EurosCoûts de maintenance

Contrôle thermographique

Contrôle variateur de

fréquence

Contrôle pompes et moteurs

Contrôle par ultrason

Contrôle vibratoire



On observe une baisse de 60% des coûts de maintenance sur les pompes eau glacée, soit une économie de 21k€.

Coûts d’investissement :

Il est intéressant de comparer le coût d’investissement initial pour une centrale neuve « type ». En effet, la diminution du nombre de pompes fait du coût d’investissement un des premiers avantages du système de mutualisation des pompes eau glacée. Pour comparer ces coûts, on se base sur les données de la dernière centrale en date : la centrale AUBER.

AUBER est une base pour les futures centrales de Climespace. Elle est composée de :

• 4 groupes froids (2 par 2 en série) • 2 pompes évaporateurs avec variateurs de fréquence • 2 pompes de distribution avec variateurs de fréquence

La robinetterie prend en compte la tuyauterie, les vannes, les clapets, les manchons anti-vibratiles, les sondes et les capteurs.

Pour le cas de la centrale mutualisée, il faut prendre en compte la vanne de modulation de débit du bipasse et de chacun des groupes.

Les résultats donnent le graphique suivant :

Figure 17 : Coûts d'investissement initial des pompes eau glacée

La suppression des pompes de distribution diminue significativement le coût d’investissement initial de la centrale (de plus de 40%) ce qui génère une économie de 240 k€. Les pompes évaporateurs sont dimensionnées de façon à assurer la distribution et la

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

AUBER Mutualisation

Coûts en €

Comparaison des coûts d'investissement du système avec la centrale AUBER

Variateurs de fréquence Pompes

Réseaux

Robinetteries Pompes Réseaux

Pompes Réseaux

Vanne de modulation de débit -

Groupe Froid

Vanne de modulation de débit -

Bipasse

Variateurs de fréquence Pompes

Evaporateurs

Robinetteries Pompes

Evaporateurs

Pompes Evaporateurs



circulation au niveau de la production. L’ajout des vannes de modulation de débit n’augmente que très peu le coût, ce qui est dû à l’effet d’échelle du réseau. Sur des plus petits projets, ces vannes peuvent représenter un coût non négligeable sur le global.

4.4. Retour d’expérience : le réseau d’Austin

La mise en place d’un tel système sans retour d’expérience préalable représente un investissement risqué sur le plan de l’exploitation. Une recherche approfondie des systèmes existants dans le monde a conduit notre intérêt pour le réseau de froid du campus d’Austin au Texas. Ce réseau a pour particularité d’être maillé comme le réseau centre de Climespace, et sa dernière centrale (la 6ème en date) est une centrale dédiée à la performance énergétique. Equipée à 100% par de la vitesse variable, elle incorpore le système de mutualisation des pompes eau glacée.

La prise de contact avec Mr Kevin Kuretich, Associate Director in Charge of Operations and Maintenance for the chilling plants, m’a permis de comprendre les enjeux d’un tel système ainsi que les gains en termes de performance énergétique. Au cours de notre correspondance par mail, Mr Kuretich m’a fait parvenir des documents clés pour la réalisation d’une telle centrale :

• Les plans de l’ensemble du process • La logique de fonctionnement de la régulation • Les courbes caractéristiques des pompes sélectionnées • Le suivi GTC des performances sur plusieurs semaines

Caractéristiques techniques

• 3 groupes froids Titan de la marque York d’une capacité de 17 MW chacun • 3 pompes eau glacée montées en parallèle en amont des groupes

Débit nominal : 2270 mCE Hauteur manométrique : 75 mCE

Les groupes sont identiques et possèdent donc la même perte de charge au niveau de leur évaporateur. Les vannes de régulation de pression n’ont donc pas été nécessaires. Les groupes sont néanmoins isolés les uns des groupes par des vannes automatisées. Le débit au sein des groupes est contrôlé exclusivement par la variation de vitesse des pompes mutualisées. Les groupes en marche fonctionnent tous au même taux de charge.

Figure 18 : Groupe froid Titan et Pompes eau glacée



La centrale est pilotée par une interface de contrôle à distance analogue au logiciel Cimview utilisé chez Climespace. Une équipe de conduite gère le réseau 24h/24. Les groupes sont enclenchés/déclenchés manuellement.

Le logiciel de conduite utilise un algorithme de calcul appelé « The Hartman Loop Algorithm » qui permet d’automatiser les pompes tout comme les vannes d’isolation des groupes. Les mesures de débit et des différentiels de pression lui permettent de séquencer les pompes. L’interface indique à l’utilisateur le besoin d’ajouter ou de retirer un groupe en calculant le nombre idéal à la fois de groupes (optimisation de la charge) et de pompes. De base, un groupe fonctionne avec deux pompes, deux groupes fonctionnent avec trois pompes, et trois groupes fonctionnent avec trois pompes.

Retour d’expérience :

Plusieurs problématiques ont été abordées, notamment celles ayant un impact fort sur la conduite du système :

• La pression dans les groupes due à la mutualisation • La variation de débit au sein des groupes • La conduite et la régulation des pompes • Le syndrome du faible delta T et le bipasse • Le temps de séquençage des groupes

Pression dans les groupes due à la mutualisation : La forte hauteur manométrique des pompes mutualisées pose des problèmes au niveau de la pression acceptable par les évaporateurs des différents groupes. Tout d’abord, les pompes mutualisées sont montées en amont des groupes comme dans une installation classique primaire/secondaire. Les pompes poussent donc dans les évaporateurs. Elles sont dimensionnées à 75mCE ce qui correspond à 7,26 bars de pression. Chaque groupe froid



est équipé à l’entrée de son évaporateur d’un « réservoir d’eau » (en anglais water box) d’une pression de 300psig soit 20 bars relatif. Ils ont néanmoins des réservoirs d’eau de 200psig soit 13 bars.

La pression en sortie de pompe ne dépasse normalement pas cette valeur mais par sécurité, l’algorithme de régulation des pompes prend en compte cette possibilité. Ainsi, lorsque la pression en sortie dépasse 160psig (11bars, bien en dessous des 200psig), les pompes passent en mode « maintien d’une pression de refoulement de 160psig » et ne sont plus contrôlées pour maintenir un débit ou un différentiel de pression.

L’utilisateur est alerté que les pompes ont changé de mode de contrôle ce qui lui permet d’avoir du temps ensuite pour déterminer la cause de cette anomalie de pression.

Enfin, une soupape de sécurité est installée au niveau de l’évaporateur qui permet en cas d’isolation du groupe de part et d’autre, de ne pas avoir une augmentation de la pression soudainement.

Ce qu’il faut retenir de cela est qu’il y a des solutions techniques pour pallier le problème de pression dans les évaporateurs. Tout dépend cependant de la hauteur manométrique de dimensionnement et donc de la dispersion du réseau. Il faut rappeler que le réseau ne s’étend pas plus loin que le campus d’Austin, et n’est pas dans une logique de développement car exploité par l’université elle-même. L’objectif actuel de l’exploitation est d’optimiser la pression en essayant de la réduire (car elle est relativement élevée en certain point du réseau) tout en garantissant la livraison du delta P minimum aux bâtiments les plus défavorisés.

Variation de débit au sein des groupes : Les Titans autorisent une plage de fonctionnement comprise en 1900 et 3000 m3/h. Tant que le groupe fonctionne entre ces deux valeurs de débit, l’évaporateur et ses tubes ne sont pas soumis à des effets néfastes.

Selon Mr Kuretich, la sélection du groupe est vraiment importante et il est impératif de demander les caractéristiques de débit des groupes installés. Obtenir ces informations est parfois délicat auprès des constructeurs mais il faut les pousser à le faire avant de se lancer dans la spécification d’un tel système.

Concernant les plus vieilles centrales du réseau (centrales 4 et 5), la variation de débit sur des groupes à priori à débit constant n’a jamais posé de problème particulier. D’après un exemple tiré d’un des groupes à débit constant (5000tons, 17MW), celui-ci est alimenté entre 2100 et 2300 m3/h en été lorsque le delta T est de 7°C. En hiver, il est alimenté à 3200 m3/h lorsque le delta T est de 4,5°C.

Conduite et régulation des pompes : Les pompes requièrent une attention particulière car elles deviennent ici le centre du système. Elles doivent à la fois alimenter le réseau et les groupes en débit tout en maintenant le différentiel de pression aux points les plus défavorisés.

Une première précaution à prendre et qui doit s’avérer obligatoire est que toutes les pompes en marche fonctionnent à la même vitesse. Si celles-ci fonctionnent à vitesse différente,



alors cela peut engendrer de sérieux problèmes en termes de rendement, pression et débit. Dès qu’une nouvelle pompe est lancée, la vitesse de la première doit diminuer et se caler sur la vitesse de la seconde déterminée pour que groupes et réseau soient alimentés correctement en débit et pression.

Ensuite, les pompes de la centrale 6 sont montées en parallèle. Cela permet de les séparer des groupes et donc de les séquencer de manière indépendante pour maintenir pression et débit. Cela offre aussi de la redondance et permet de ne pas perdre à la fois un groupe et une pompe dans le cas d’une panne. La mise en parallèle impose d’installer des vannes d’isolation au niveau des groupes. Celles-ci sont du même DN que le tuyau de sortie d’évaporateur et ne causent que très peu de pertes de charge à 100% d’ouverture. Elles sont automatisées sur le lancement et l’arrêt des groupes. Elles s’ouvrent et se ferment lentement et progressivement pour ne pas déséquilibrer les groupes déjà en marche.

Concernant la conduite du campus d’Austin, le réseau est maillé. La centrale n°6 est lancée en premier car c’est la plus performante. Ensuite les autres centrales viennent en appoint (avec en priorité la centrale 3 car elle est aussi mutualisée). Afin de garantir débit et pression, la stratégie utilisée par l’exploitation est de réguler le delta P réseau avec les pompes de la centrale 6, et de réguler les autres centrales sur le débit. Les groupes en appoint des autres centrales doivent s’enclencher dès lors que les pompes de la centrale 6 poussent au maximum quand la demande augmente. Car l’ajout d’un groupe et de pompes dans une autre centrale amène un surplus de débit et de pression ce qui permet de réduire la vitesse des pompes de la centrale 6 (elles reçoivent alors un signal comme quoi le delta P a dépassé la consigne). Le système s’équilibre alors. Le schéma est analogue dans le cas où les pompes de la centrale 6 tournent à leur vitesse minimum. Un groupe sera retiré et donc du débit aussi, ce qui aura tendance à diminuer le delta P en dessous de sa valeur de consigne et donc obligera les pompes 6 d’augmenter leur vitesse.

Figure 19 : Logique de fonctionnement de la régulation des pompes mutualisées



Le système peut alors encaisser des variations de charges sans préoccupations particulières pour les groupes.

Syndrome du faible delta T et bipasse : Le campus d’Austin expérience clairement le syndrome du faible delta T. En effet, les bâtiments sont à la fois vieux et mal conçus. De plus, les échangeurs de chaleur ont perdu de leur capacité à transférer la chaleur par leur encrassement et leur âge. Enfin, certains échangeurs sont régulés par l’utilisation de vannes 3 voies qui bipassent l’eau glacée à faible charge. La somme de tous ces problèmes contribuent à la diminution continuelle du delta T.

Dans leur cas, la variation de débit au niveau de l’évaporateur leur a permis de résoudre en partie ce problème. Grâce à la plage de fonctionnement de débit, les groupes peuvent se charger de façon optimale même lorsque le delta T est faible, donc le système gagne en performance et réduit ses consommations énergétiques. Moins de groupe sont lancés pour répondre à la puissance appelée.

Temps de séquençage : Les groupes sont mis en marche et arrêtés en fonction de la charge. Les pompes maintiennent le débit et le delta P. Si la charge continue d’augmenter, deux situation peuvent apparaître :

- la température de sortie de production ne peut plus être maintenue car les groupes sont chargés au maximum sans atteindre leur débit maximum

- les groupes actifs se rapprochent de leur débit maximum Si une de ces deux situations arrivent et que le delta P n’est toujours pas maintenue (nécessité d’augmenter encore la vitesse des pompes) alors il est temps de lancer un nouveau groupe.

Selon Mr Kuretich, après quelques jours d’expérience de conduite du système, les opérateurs seront capables d’anticiper plus rapidement ces deux situations.

Le réseau d’Austin représente un volume de 8000 m3 d’eau, avec bien entendu la moitié dans le circuit aller. Il y a donc une certaine inertie du réseau de distribution qui leur permet pendant le séquençage de limiter l’impact d’un mélange entre l’eau non refroidie et l’eau glacée. Le temps de séquençage d’un nouveau groupe est de l’ordre de 5 min, et nécessite l’apport de 185 m3 d’eau (37 m3 * 5 min) pour lancer le groupe et prendre la charge. Encore une fois la maitrise du séquençage dépend de l’expérience quotidienne vis-à-vis du système.

4.5. Bilan de l’étude

L’étude de la mutualisation des pompes eau glacée permet de tirer les conclusions suivantes, récapitulées dans ce tableau comparatif avec le système actuel de Bercy :



Système primaire/secondaire actuel Système mutualisé

- Simplicité de la conduite en phase de

séquençage.

- Protection des groupes froids contre les

variations de débit

- Possibilité de changer de régime de

température pour diminuer l’énergie de

pompage de la production

- Variété de scénarios de séquençage,

meilleure adaptation à la demande

- Groupes indépendants les uns des autres

et pompes dimensionnées pour un débit et

une HMT.

Avantages

- Investissement initial réduit

- Coûts d’exploitation réduits

- Coûts de maintenance réduits

- Réduit la taille et la puissance des pompes

par élimination des éléments de

robinetterie des pompes de distribution.

- Requiert moins de place

- Tend à réduite les problèmes de faibles

deltas T

- L’arrangement des évaporateurs en série

limite les problèmes de transition de débit

- Pas de redondance des pompes en

production, qui peut entrainer l’arrêt du

groupe si sa pompe tombe en panne.

- Mélange des eaux à températures

différentes dans la bouteille.

- Energie de pompage accrue

- Coûts de maintenance élevés

- Possibilité de débit « fantôme » dans les

groupes (pas isolés les uns des autres)

- Nécessite de la place pour deux séries de

variateurs de fréquence.

- Pompes de refroidissement

supplémentaires.

Inconvénients

- Système plus complexe à conduire face aux

transitions de débit lors du séquençage des

groupes froids.

- Nécessité d’ajouter des vannes motorisées

pour isoler les groupes froids à l’arrêt.

- Dimensionnement et fonctionnement de la

vanne de modulation du bipasse

compliqués.

- Nécessité de bien comprendre les enjeux du

système

- par les opérateurs, surtout en ce qui

concerne les limites de fonctionnement des

machines et le séquençage.

- Nécessité d’avoir des de tailles équivalentes

et de pertes de charges équivalentes, sinon

séquençage des pompes plus complexe.

Conversion du

système actuel

- Si les groupes sont de même taille et pertes de charges.

- Si les charges sont relativement élevées toute l’année et que le bipasse peut être

supprimé

- Si les pompes arrivent en fin de vie et que le système voit ses performances dégradés

- Si l’énergie de pompage représente plus de 20% de l’énergie totale.

- Si les opérateurs sont bien formés et comprennent parfaitement les enjeux du système

Techniquement, l’avantage majeur du système est l’optimisation de l’énergie de pompage. La réduction du nombre de pompe limite le surdimensionnement global. La conséquence économique est la réduction du coût global annuel du système. Malgré sa complexité, la mutualisation peut être maitrisée comme le réseau d’Austin a pu le montrer.



5. Optimisation hydraulique et répartition de l’énergie de pompage 5.1. Objectifs de l’étude

Depuis sa création en 1991, le réseau de Bercy s’est développé de part et d’autre de la Seine, en multipliant les tronçons et raccordements côté Tolbiac. L’énergie de pompage nécessaire à la distribution du froid est importante (plus de 30% en hiver avec le free cooling, et plus de 10% sur l’année).

La dissipation de cette énergie s’effectue dans les sous-stations, dans les conduites linéaires et au niveau des points singuliers où le fluide change de direction. Normalement, les pertes de charge linéaires représentent la majeure partie des pertes.

Le dimensionnement des pompes s’effectue sur une base de 15 mmCE/m, et ceci pour combattre toutes les pertes. Cela reste une estimation, mais qui n’a jamais été vérifiée à l’échelle du réseau urbain. Le surdimensionnement des pompes donne lieu à un excès de consommation inutile.

Afin de minimiser la consommation des pompes de distribution, il est impératif de connaître la répartition de l’énergie de pompage. Le premier objectif de l’étude est donc d’auditer le réseau complet, à partir des plans et des DOE (Dossier des Ouvrages Exécutés). La présence de nombreux points singuliers sur le réseau peut être responsable des excès de pression en été. Il faut alors évaluer la part des pertes de charges singulières par rapport aux pertes totales.

Un module de calcul Excel sera alors la base pour répertorier les caractéristiques des tronçons puis calculer les pertes de charges.

Si les résultats mettent en relief des points singuliers causant de fortes pertes, des préconisations de raccordements seront à prévoir. Le but étant d’élaborer des fiches techniques permettant aux futurs branchements de minimiser les pertes.

5.2. Récupération des données terrains

Les données du réseau BERCY utilisées pour l’étude suivante sont liées aux pertes de charge, elles comprennent :

• La longueur des canalisations • Le diamètre nominal de chaque tronçon • Le débit dans chaque tronçon • Les singularités (coudes/bifurcations/clapets/convergents) • Les informations sur les sous-stations des clients (coefficient de

charge/ouverture) Ces données sont issues de plusieurs ressources :

• APIC (diamètre nominal, longueurs, clients ouverts) • Frigolo (débit, coefficient de charge) • Plans et DOE (singularités, longueurs)



APIC est le logiciel de référence donnant les caractéristiques des conduites du réseau, les clients raccordés ainsi que les prospects. Il est mis à jour en permanence et suit l’évolution des nouveaux raccordements.

Frigolo est le logiciel de simulation des réseaux de froid qui permet de calculer les débits et vitesses dans chaque tronçon. Il détermine en fonction de l’appel de puissance des clients et des coefficients de charge, le débit que doivent fournir les pompes de distribution. Il équilibre le réseau et les débits en cas de maillage.

Figure 20 : Interface Frigolo du réseau de Bercy

Les plans et DOE quant à eux, sont utilisés pour réaliser les travaux. Ils sont censés représenter la réalité du réseau. Les schémas isométriques et plan CAD donnent les singularités sur le réseau.

Figure 21 : Schéma isométrique d'un des DOE de la zone Tolbiac



Pertes de charge linéaires : Le régime d’écoulement est toujours turbulent car les DN restent grands même si la vitesse a tendance à être faible en bout de réseau. Le calcul des pertes de charges linéaires seront basées sur les équations de Colebrook. Les calculs seront faits pour plusieurs rugosités (hauteur des aspérités de la conduite) de l’acier. En effet, l’acier neuf a une rugosité de 0.05 mm mais il se détériore au fil du temps du fait de la corrosion. Même si celle-ci n’est pas très importante à la vue des traitements de l’eau du réseau, on calculera les pertes de charges pour trois valeurs de rugosité : 0.1, 0.4 et 1. Dans les tronçons à fort débit donc en sortie de production, la turbulence fait que la rugosité reste assez faible (moins de dépôt sur les bords).

Pertes de charge singulières Le recensement de l’ensemble des singularités sur le réseau permet de calculer la perte de pression en chacun de ces points. Plusieurs ouvrages ont servi de référence, « le mémento des pertes de charge » de I.E. Idel’cik [12], ainsi que « Principe de la mécanique des fluides » de l’université de Liège [13]. Chaque configuration donne lieu à des calculs complémentaires pour évaluer la perte de charge. Le plus souvent ce sont des valeurs de rapport des vitesses au niveau de l’embranchement, ou le calcul des rayons de courbures dans le cas des coudes.

5.3. Mise en place du module de calcul

Le calcul des pertes de charges linéaires et singulières passe par la réalisation d’un module de calcul sous Excel qui pourra être réutilisé pour d’autres réseaux. C’est un modèle théorique basé sur des données réelles du réseau mais sans mesures directes sur le réseau. Le calcul est effectué depuis la centrale jusqu’au tronçon de la sous-station la plus défavorisée, à savoir le client rue de Watt .

5.3.1. Les entrées

Chaque tronçon est divisé en plusieurs sous tronçons dès que le débit se divise avec les piquages des clients. Chaque sous tronçon possède un diamètre nominal, une longueur et un débit. Ils constituent les trois entrées du module de calcul.

5.3.2. L’interface 5.3.2.1. Pertes de charge linéaires

Le module se décompose en deux parties, d’un côté le moteur de calcul des pertes de charges linéaires, de l’autre l’interface entrées/sorties.



Figure 22 : Interface entrées/sorties du modèle

Figure 23 : Module de calcul des pertes de charge linéaires



L’entrée des 3 nouvelles caractéristiques du sous- tronçon (Débit, longueur, diamètre) est repérée par le module de calcul qui renvoie ensuite la perte de charge à l’interface entrées/sorties.

On rappelle la formule de calcul de la perte de charge linéaire ainsi que la formule de Coolebroke-White :

g

V

D

LH

2

²(Re) ××=∆ λ

)Re

51.2

7.3log(2

1

λλ+−=

D

k

5.3.2.2. Pertes de charge singulières

Chaque tronçon est caractérisé par une fiche Excel, récapitulant les singularités :

Figure 24 : Feuille de calcul des singularités

L’entrée du débit dans l’interface entrée/sortie est repérée par chaque feuille Excel tronçon, qui calcule ensuite la vitesse, le rapport des vitesses dans le cas de certaines singularités, puis renvoie la perte de charge singulière totale du tronçon. Pour les coudes et les



changements de direction, Les rayons de courbures doivent être entrés avant. Les coefficients k de pertes de charge sont donnés par les ouvrages cités plus haut. On rappelle la formule du calcul de la perte de charge singulière sur un sous-tronçon.

g

VknH

2

²××=∆

5.3.3. Les sorties

Les deux types de pertes de charge sont récapitulés dans la feuille de calcul ‘Résultats Tableaux’ ci-dessous :

Figure 25 : Interface des résultats

Il existe deux chemins possibles, du fat du maillage zone Tolbiac, le passage par le quai François Mauriac ou le passage par l’Avenue de France. Les couleurs rouge, orange et verte permettent de cibler les tronçons où les pertes singulières sont les plus importantes.

5.4. Résultats et convergence du modèle

Répartition des Pdc : Rugosité = 0,1 [mm]

11,6 12,1

26,2 25,2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Chemin 1 (Quai FrancoisM auriac)

Chemin 2 (Avenue deFrance)

Pdc Linéaires

Pdc Singulières



Figure 26 : Répartition des pertes de charges linéaires et singulières pour différentes rugosités

Les résultats sont obtenus à partir du scénario 2 intitulé « Puissance de foisonnement », à savoir pour la puissance max fournie par la centrale de BERCY lorsque tous les clients sont ouverts à leur coefficient de charge. Sur les différents graphiques, la répartition en pourcentage ainsi que la valeur de la perte de charge en [mCE] sont données. Plus la rugosité est grande, plus les pertes de charge linéaire prennent le dessus sur les singulières. Pour une rugosité de 0.1 [mm], la part des singulières s’élève à 30% pour les deux chemins empruntés pour rallier la sous-station la plus défavorisée, rue de Watt.

Ces résultats sont donnés pour la situation la plus défavorisée, à savoir pour la puissance de foisonnement, qui ne survient que quelques jours dans l’année (moins d’une semaine).

Dès que la vitesse chute, les pertes de charges singulières deviennent négligeables, tout comme les linéaires. Le passage de la rive droite à la rive gauche marque une séparation dans l’importance des pertes de charge.

Quant aux sous-stations, les échangeurs sont conçus de telle sorte à créer une perte de charge de 15 mCE. Il faut dont rajouter cette perte pour avoir la perte globale lors du calage du modèle avec la GTC par la suite.

Calage du modèle avec les données GTC :

Le graphique ci-dessous donne les valeurs du débit et du delta P pour deux journées types d’été (caractérisant les charges maximales obtenues sur le réseau). La pointe de puissance s’élevant à 32MWf à 17h le 02/07/09. A cette heure-ci, le débit sur le réseau était de 2736 m3/h pour un delta P de 5.51 bars.

Répartition des Pdc : Rugosité = 0,4 [mm]

11,6 12,1

30,8 31,8

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Chemin 1 (Quai Francois

Mauriac)

Chemin 2 (Avenue de France)

Pdc Linéaires

Pdc Singulières

Répartition des Pdc : Rugosité = 1 [mm]

11,6 12,1

38,0 39,2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Chemin 1 (Quai Francois

Mauriac)

Chemin 2 (Avenue de France)

Pdc Linéaires

Pdc Singulières



Figure 27 : Courbe de débit et delta P sur Bercy pour 2 journées chaudes d'été

En comparant les données GTC avec le modèle, on se rend compte dans un premier temps que les données réelles sont beaucoup plus proches du calcul pour une rugosité de 0.1mm. Ceci est tout à fait justifiable à la vue des vitesses d’écoulement et des études préalablement menées par le Département Recherches Air & Eau sur des tronçons du Réseau Centre.

Le modèle estime qu’à la puissance de foisonnement (35 MWf), les pertes de charges réseau pour un débit de 3046 m3/h s’élevaient à 5.29 bars (3.76 bar pour les pertes du réseau et 1.53 bar pour la sous-station).

On peut alors penser que la rugosité est légèrement plus importante en certains endroits du réseau. L’hypothèse de la rugosité uniforme est acceptable. Par conséquent, les résultats montrent que le modèle donne une bonne représentation des phénomènes réels observés sur le réseau.

5.5. Perspectives d’optimisation

Les pertes de charge singulières en centrale sont les plus importantes, le débit étant le plus élevé. Les 3 Tés de diamètre identique causent une perte de pression de 1 [mCE] et peuvent être le siège d’une optimisation. Il serait intéressant de mettre en place un dispositif de mesure de delta P en ces endroits pour connaître la valeur réelle de la perte de charge en continu sur l’année. Le passage de Tés à des coudes à 90° de rapport D/2R = 0.3 modifierait la perte de charge de 1 à 0.1 [mCE].

Afin de déterminer si cette optimisation peut s’avérer intéressante économiquement pour Bercy ou pour des futures centrales, nous avons quantifié l’écart de perte de charge pour la plage de débit [1500-3000 m3/h]. En effet, pour des débits inférieurs, les courbes de perte de charge sont quasiment superposables.

Delta P et débit 01/07/09 - 02/07/09

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

01:0

0:00

.00

04:0

0:00

.00

07:0

0:00

.00

10:0

0:00

.00

13:0

0:00

.00

16:0

0:00

.00

19:0

0:00

.00

22:0

0:00

.00

01:0

0:00

.00

04:0

0:00

.00

07:0

0:00

.00

10:0

0:00

.00

13:0

0:00

.00

16:0

0:00

.00

19:0

0:00

.00

22:0

0:00

.00

Déb

it [m

3/h]

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

Del

ta P

[bar

s]

débit delta P



Figure 28 : comparaison de la perte de charge en centrale dans les deux cas

La formule de la puissance absorbée économisée est donnée par :

mothyd

HHgQPabs

ηηρ

×−××=∆ )( 21

En approximant les courbes par des courbes de tendance linéaires, on peut facilement connaitre les valeurs de H1 et H2 pour tous les débits sur la plage 1500-3000 m3/h.

Enfin, la formule de l’énergie économisée est donnée par :

tHHgtQ

tPabsmothyd

××

−××=×∆ηη

ρ )()( 21

Il existe un nombre d’heure de fonctionnement pour chaque débit, et ainsi une économie d’énergie pour chaque débit. Pour simplifier le calcul, on a calculé le nombre d’heures durant lequel le débit varie de 10 m3/h, et ce sur la plage 1500-3000 m3/h.

On obtient alors l’énergie totale économisée sur la plage 1500-3000 m3/h pour cette optimisation :

Total economisé [MWh] 1,93

Ce qui représente en pourcentage économisé sur l’année :

% d'énergie économisé 0,12

Ce gain vis-à-vis des travaux n’est pas un investissement rentable rapidement. De plus, cela entrainerait l’arrêt du réseau pendant les travaux et la vidange du système.

Comparaison Pdc et Débit tronçon CENTRALE

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1500 2000 2500 3000

Débit [m3/h]

Pd

c [m

CE

]

Série1

Série2



Les piquages pour les raccordements des clients n’influencent que très peu l’énergie de pompage. En effet, les piquages sont souvent dans un DN 3 à 4 fois plus petit et où le débit et la vitesse sont faibles comparés à la branche principale. Les pertes de charge singulières sont alors très faible, car basées sur le rapport de vitesse branche rectiligne/vitesse branche principale, généralement proche de 1.

Une deuxième perspective d’optimisation est de toujours privilégier la branche principale sur un réseau indépendant. Ainsi, pour les singularités causant des pertes relativement importantes, il faut favoriser le chemin menant à la sous-station la plus défavorisée. Par exemple, dans le cas d’une séparation des courants symétrique, l’angle du piquage est souvent de 90° (rue de BERCY par exemple). Or si l’ angle de piquage est plus petit, la perte de charge singulière vers la branche principale sera réduite. Au contraire, celle vers la branche secondaire sera majorée, mais cela n’influencera pas l’énergie de pompage. La littérature ne permet malheureusement pas de quantifier le phénomène, cela découle plus du bon sens qu’autre chose. Néanmoins, une étude réalisée en Grande Bretagne par des universitaires a montré une diminution du coefficient k avec une diminution de l’angle de piquage dans le cas de la séparation des courants [14]

Figure 29 : calcul du coefficent de perte de charge en fonction de l'angle de séparation des courants

Enfin, plusieurs configurations sont à éviter en centrale ou proche de la centrale (soit les zones à forts débits) :

• Les Tés en réunion des courants de diamètres différents • Les Tés en séparation des courants de même diamètres avec comme

branche principale la branche latérale (c’est souvent le cas au niveau des bras morts).



Le réseau est globalement déjà bien optimisé. Même si les pertes singulières représentent effectivement 30% des pertes de charge, la majorité des configurations sont déjà optimisées pour limiter celles-ci. L’étude permet néanmoins de pouvoir auditer les nouveaux réseaux grâce au modèle Excel et limiter de futurs surdimensionnements. 6. Stockage frigorifique

6.1. Potentiel d’écrêtage de puissance

Le stockage de glace ou d’eau glacée a pour principal avantage d’écrêter la puissance de froid et donc la puissance électrique, en journée. Les groupes froids chargent les accumulateurs de glace la nuit et l’énergie est déchargée en journée, lorsque les besoins sont importants. Ainsi, l’appel de puissance électrique en journée est diminué.

Le choix d’un stockage sur BERCY n’est pas réalisable. La centrale est déjà surchargée et les besoins en été n’atteignent jamais la puissance de foisonnement. Néanmoins, sur le projet de la future centrale BALARD, la mise en place d’un stockage de glace est l’objet d’une faisabilité. De plus, il est question de céder une partie du débit d’eau de refroidissement du condenseur à la ville de Paris. Ainsi, il faut déterminer la puissance à évacuer dans le cas d’une centrale avec stockage frigorifique pour obtenir le débit d’eau.

Afin d’évaluer le potentiel d’écrêtage d’un tel système sur BALARD, et grâce à l’analogie avec la centrale de BERCY, les données de puissance appelée de cette dernière peuvent être utilisées. En choisissant plusieurs profils de charge quotidiens sur l’été 2009 et 2010 pour BERCY (issus de la GTC), et en appliquant un ratio sur la puissance max de BERCY, on obtient une courbe de charge théorique sur BALARD :

Figure 30 : Exemple d'un profil de charge théorique sur Balard

Pour chaque profil, on dimensionne le stockage froid et ses groupes froids qui alimenteront l’accumulateur. On utilise alors un module de calcul de l’entreprise FAFCO, permettant de concevoir l’installation et d’obtenir les données relatives au stockage comme :

• La puissance des groupes positifs • La puissance des groupes positifs/négatifs • La durée de charge de l’accumulateur • La durée de décharge de l’accumulateur • Le nombre d’heure de fonctionnement pleine charge des GF +/-



• La puissance max écrêtée

Les puissances des groupes positifs et positifs/négatifs sont les variables du système. La durée de charge et de décharge, ainsi que le nombre d’heure de fonctionnement pleine charge des GF+/- sont à contrôler comme suit :

• La charge et la décharge doivent durer moins de 21h tout en maximisant la puissance écrêtée. En effet, les GF+/- fonctionnent en positif en la journée pour assurer les besoins et en négatif la nuit pour charger l’accumulateur. La période de basculement positif/négatif est contraignante pour le groupe si elle se fait de manière rapide. Ainsi, il faut laisser une marge de sécurité aux groupes froids et autoriser un battement de 3h avant la nouvelle charge

Le graphique ci-dessous présente le diagramme de charge pour le profil 1 choisi :

Figure 31 : Diagramme de charge du profil 1

La puissance max écrêtée est alors déterminée pour chaque profil (à noter que les profils 2 et 4 ont été éliminés car ils ne représentaient pas un besoin type même si la puissance appelée était élevée) :



Figure 32 : Puissance écrêtée pour chaque profil sélectionné

La puissance écrêtée en moyenne est de 9 000 kWf. Le graphique ci-dessous donne le résultat en pourcentage, afin de donner une représentation de cette puissance écrêtée par rapport à la puissance totale requise :

Figure 33 : % de puissance écrêtée pour chaque profil

Le pourcentage moyen écrêté s’élève à 25%, ce qui veut dire qu’en été, la puissance électrique appelée sera en moyenne ¼ inférieure en journée. C’est un pourcentage très bon qui permettra de diminuer considérablement le pic électrique en journée.

6.2. Gains énergétique et économique

Même si le COP est moins bon lors de la charge des accumulateurs, celui-ci peut avoisiner les 4 en plein été grâce à la décharge en journée. Le COP étant dépendant de la température entrée condenseur, il est important de regarder l’impact des variations de la température de l’eau de Seine sur une journée :



Figure 34 : Evoultuion du COP en fonction de la puissance à évacuer et de la température eau de Seine

Le COP reste relativement constant car la température de l’eau de Seine reste elle aussi constante, les écarts étant essentiellement dû à la variation de la puissance à évacuer.

On rappelle le calcul de la puissance chaud :

� = �� +��

Avec �� =��

��

On obtient alors le débit d’eau de refroidissement :

�� =��

� ∙ � ∙ ∆��

Le graphique ci-dessous donne le débit pour chaque profil :



Figure 35 : Débit condenseur de chaque profil

L’intérêt est alors double. Du point de vue énergétique, le potentiel d’écrêtage permet d’économiser de l’énergie en journée, là où la demande est la plus forte. Du point de vue économique, la limitation des pics de puissance électrique donne lieu à des économies. Le fait de céder une partie du débit valorise la crédibilité du projet.



7. Conclusion

Ces différentes études ont permis d’aborder les solutions d’optimisation globales d’une centrale de production de froid indépendante : auditer un réseau, mutualiser les auxiliaires d’eau glacée, traiter les points singuliers d’un réseau de distribution et évaluer les gains d’un stockage froid.

De plus, l’analogie de la centrale de BERCY avec les futures centrales à eau de Seine favorisera la réutilisation des modules de calcul Excel, notamment pour le dimensionnement des pompes (étude à venir sur la centrale Paris Nord Est en réutilisant la feuille de calcul des pertes de charge). Le surdimensionnement pourra alors être évité.

La mutualisation des pompes eau glacée est quant à elle au centre des débats sur un projet en cours (centrale de Levallois). L’étude a été menée et approfondie en partie grâce à la montée de ce projet. Les gains énergétiques et le manque de place dans la centrale ont été les éléments décisifs aux choix de ce système. Néanmoins, la validation des groupes froids utilisés n’est pas faite, et cela jouera beaucoup sur la décision finale du schéma de principe.

Le travail sur les réglementations thermiques a mené à des réflexions plus globales sur l’obtention des labels (BBC, HQE, BREEAM) pour des bâtiments raccordés au réseau de froid. Encore mal incorporé dans les mœurs et les textes de lois, les réseaux de froid commencent à se démarquer grâce à la communication des acteurs en faveur de cette technologie. Il est impératif de travailler d’avantage avec les organismes de certification comme le CSTB ou l’ADEME.

Enfin, ce projet de fin d’étude montre clairement l’intérêt énergétique et environnemental des réseaux de froid vis-à-vis des installations autonomes (meilleur COP, diminution de l’impact sur le bâti, diminution des consommations). Cependant, il existe un paradoxe avec l’arrivée des bâtiments performants et la prise de conscience des gens de réduire les consommations liées à la climatisation. D’un côté les centrales et les raccordements des clients se multiplient, de l’autre des études montrent que les consommations annuelles diminuent. Sur le long terme, la performance énergétique pourrait être responsable de la perte des réseaux de froid.



Bibliographie :

[1] Enquête nationale sur les réseaux de chaleur et de froid – Rapport provisoire, SNCU pour le SOeS (Service statistique du Ministère de l’écologie, de l’énergie, du développement durable et de la mer), Année 2009

[2] Article 85 lois Grenelles 2

[3] Association ARC/BIEN GERER, Elaboration du schéma d’évolution d’un réseau de chaleur, Série Technique, RCT30, Octobre 2009.

[4] Arrêté du 15 septembre 2006, Diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants proposés à la vente en France métropolitaine.

[5] Arrêté du 26 octobre 2010, Méthode de calcul Th-B-C-E

[6] Arrêté du 11 octobre 2010, Contenu CO2 des réseaux de chaleur et froid

[7] Rapport Friotherm, Etude sur les performances des groups froids en série.

[8] Michel Bernier et Bernard Bourret, Pumping energy and variable frequency drives, ASHRAE Journal, Décembre 1999.

[9] Steven Taylor, P.E, Member ASHRAE, Primary-only vs. Primary/Secondary variable flow systems, ASHRAE Journal, Février 2002

[10] Lucas B.Hyman & Fred R. Bockmiller, Primary Chilled Water Loop Retrofit, ASHRAE Journal, Décembre 2000

[11] W. P. Bahnfleth & E. Peyer, Variable primary flow chilled water systems: Potential benefits and applications issues, Final report Volume 1, Mars 2004.

[12] I.E. Idel’cik, Le mémento des pertes de charge, 1986.

[13] Lejeune. A, Principe de la mécanique des fluides (Hydraulique-Aérodynamique), Université de Liège

[14] M D Bassett, D E Winterbone, R J Pearson, Calculation of steady flow pressure loss coefficients for pipe junctions, IMechE 2001, Vol 215 Part C.



Sommaire des annexes

Annexe 1 : Caractéristiques techniques de la centrale BERCY

Annexe 2 : Caractéristiques des groupes froids 7 et 8, étude Friotherm

Annexe 3 : Courbe de COP des groupes froids Friotherm de la centrale CANADA

Annexe 4 : Coûts de maintenance du réseau Climespace

Annexe 5 : Budget du système de pompage de la centrale AUBER

Documents

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