Soutenance mémoire
Contexte économique : marché solaire et réglementation thermique du bâtiment
L’intégration de l’énergie solaire devient incontournable dans les bâtiments, cette tendance est doublement tirée :
– d’une part par la compétitivité du photovoltaïque comme matériaux de couverture
– d’autre part par la généralisation du bâtiment responsable (E+/C-) à horizon 2020
Face au défi majeur du changement climatique, la France a pris des engagements ambitieux d’abord avec les lois Grenelle de 2009, puis avec la loi de Transition Energétique de 2015 :
– Réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 et diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 (facteur 4).
– Réduire la consommation énergétique finale de 50 % en 2050 par rapport à la référence 2012 en visant un objectif intermédiaire de 20 % en 2030 ;
– Porter la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2020 et à 32 % en 2030
Ces objectifs sont cohérents d’abord avec le paquet climat énergie de l’Europe de 2007 qui vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 20 % (référence : 1990); porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation d’énergie et améliorer l’efficacité énergétique de 20%. Ensuite avec l’Accord de Paris (COP21) adopté en 2015 qui prévoit de contenir d’ici à 2100 le réchauffement climatique ‘‘ bien en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels ’’ avec une étape en dessous de 40 Gigatonnes d’émission en 2030 et une neutralité carbone dans la deuxième moitié du siècle. En France, le bâtiment représente près de 45% de la consommation énergétique nationale et de plus 25 % des émissions de gaz à effet de serre. Un des leviers d’action est la construction neuve, cadrée par la Réglementation Thermique (RT). Avec la RT2012, qui s’applique depuis le 1 er janvier 2013 aux maisons individuelles, la réglementation a généralisé le concept de bâtiment à basse consommation (BBC) et limite l’autorisation de consommation d’énergie primaire à 50 kWh/m²/an en moyenne. Pour les maisons individuelles s’ajoutent l’obligation de recours aux énergies renouvelables. On remarque dans la pratique que le droit à surconsommer des logements collectifs (57,5kWh/m²/an) ne rend plus nécessaire l’intégration d’un poste eau chaude efficace. Dans les maisons individuelles, c’est majoritairement le ballon thermodynamique qui est retenu comme source d’énergie renouvelable. Ainsi à court terme, le solaire semble évincé du neuf. Cependant, cette tendance du solaire dans les bâtiments deviendra inéluctable avec la généralisation du bâtiment à énergie positive à horizon 2020. Cette fois, la réflexion sur les besoins d’électricité spécifiques (et non plus seulement l’éclairage et la climatisation), incite à compléter la production locale de chaleur pour l’eau sanitaire, par la production d’électricité pour le bâtiment. Le label Energie RE2020 a été promulgué fin 2016, et est le support officiel pour l’exemplarité des bâtiments publics (décret n° 2016-1821 du 21 décembre 2016) qui a été inscrite dans la loi de transition énergétique de 2015 et le bonus de constructibilité (décret n° 2016-856 du 28 juin 2016). Les arrêtés précisent qu’il s’agit de ne pas dépasser le niveau Energie 3 du label (RT2012 réduit de 20% à laquelle s’ajoutent les consommations autres usages réduit de 20kWhep/an). Dans ce contexte où l’énergie du bâtiment et le solaire seront de plus en plus intrinsèquement liés, le solaire hybride est prometteur. La technologie permet d’utiliser la même surface pour fournir à la fois de l’électricité ET de l’eau chaude au bâtiment, grâce à l’énergie solaire. En guise d’exemple on citera l’étude du bureau d’étude TRIBU ENERGIE, pour un bâtiment neuf de 40 logements (R+5) d’une surface SHAB de 2103m² en zone H3 dont l’altitude est inférieure à 400m avec un BBio égal à BBioMax-20%, équipé d’une pompe à chaleur (PAC) air-eau double service en appoint, une perméabilité de un, et une ventilation simple flux Hygro B. L’analyse a montré que le module hybride DualSun est sous le seuil Energie 3 de 94,02kWhep/m²SHON/an, pour 70m² de module, là où il faudrait 198m² de modules photovoltaïques et 116m² pour du solaire thermique et photovoltaïque (76m² PV et 40m² ST) (Figure 1).
Conclusion sur le modèle 3D
Une modélisation d’une maille élémentaire a permis de déterminer les paramètres pour un poreux équivalent dans la zone d’échange. Le coefficient de frottement visqueux est proche du coefficient calculé à partir des tabulations de Kays & London et la conductivité apparente est dans l’ordre de grandeur d’une pondération surfacique métal/ fluide. Le poreux équivalent a été inséré dans un modèle 3D avec des zones d’entrée sortie et les bords modélisés en simulations directe avec une hypothèse de corps thermiquement minces. Le rendement thermique obtenu par la modélisation par changement d’échelle est cohérent avec le bilan énergétique sur l’échangeur. Les champs de vitesse montrent un écoulement préférentiel dans la diagonal, les zones mortes dans les angles opposés aux entrées/sorties sont d’autant plus grandes que le débit est faible, on ne préconise pas de débit inférieur à 120L/h. Les champs de température montrent des températures entre l’entrée et la sortie de l’ordre de grandeur d’un bilan énergétique sans pertes. Ils confirment par ailleurs des zones chaudes dans ces angles mal irrigués, cependant, les températures les plus chaudes sont le plus souvent au niveau des bords car la température y est quasiment conditionnée par les conditions limites, le couplage au fluide étant faible. C’est pourquoi, les préconisations d’amélioration du guidage du fluide qui complexifiait la production n’ont pas été retenues, il est simplement acté de ne pas isoler les bords. Ces champs de température ont pu être rapprochés de mesures infra-rouges qui ont conforté les résultats numériques. Des études devront être menées pour analyser l’impact de ce gradient entre la zone refroidie et la zone non refroidie sur la durée de vie du module photovoltaïque. Les pertes de charge sont localisées à 80% au niveau de l’entrée et de la sortie, la zone d’échanges ayant des pertes de charge très faible, ce résultat est conforté par un modèle de perte de charge simplifié sur la base de tabulation et cohérent avec des mesures de pertes de charge réalisées sur des prototypes proches. Des pompes standards pour le solaire thermique peuvent être utilisée et leurs consommations annuelles est faibles – de l’ordre de 0,5% de la production thermique, c’est pourquoi il n’a pas été jugé utile de complexifier l’industrialisation des modules pour réduire la perte de charge en entrée et sortie. Il a été fait le choix dans cette thèse de présenter le modèle 3D sur la géométrie finale, en réalité, si la zone emboutis a été principalement déterminée par une étude mécanique, la distance entre deux entretoises a bien été le résultat d’étude fluidique sur itération de design – avec pour objectif de répartir au mieux le débit sur chaque des six cellules photovoltaïques en vis-à-vis de cette zone d’entrée. On ne présentera pas ici cette ingénierie d’optimisation sur la base de ce modèle 3D. Enfin ce modèle 3D a permis de déterminer un coefficient d’échange entre le fluide et la paroi de l’échangeur de l’ordre de 800W/m²/K, ce coefficient sera utilisé pour un modèle simplifié. En effet, ce modèle 3D est limité. D’abord, il ne modélise que l’échangeur thermique, et la partie photovoltaïque n’est pas prise en compte. Ensuite, les temps de calcul sont de l’ordre d’une heure, il n’est donc pas envisageable de l’utiliser pour des calculs de performance annuelle de systèmes au pas de temps de 30mn !
Mesures normative au laboratoire TUV (Allemagne)
Le module final a été mesuré au TUV selon la norme ISO9806 en ambiance intérieure. Le débit au travers du module est de 150L/h, et est soumis à un ensoleillement artificiel supérieur à 700W/m². Le capteur est protégé pendant la phase du début du test de l’irradiation solaire au moyen d’une couverture réfléchissante et la température du fluide caloporteur au niveau de l’entrée du capteur est réglée approximativement à la température de l’air ambiant. Une fois les conditions d’état stationnaire atteintes, la couverture est retirée et les mesurages poursuivis jusqu’à l’obtention de nouvelles conditions d’état stationnaire. Conformément à la norme, les températures ont une incertitude inférieure à 0,1K, le débitmètre est à 1% près et l’ensoleillement varie de moins de 50W/m² pendant la mesure. Les données sont enregistrées tous les 5s. Pour les besoins du présent essai, des conditions d’état stationnaire sont supposées effectives lorsque la variation de la température de sortie du fluide est inférieure à 0,5 K par minute. La constante de temps du capteur est définie par la norme comme le temps écoulé entre le retrait de la couverture et le point où la température de sortie atteint 63,2 % de l’augmentation totale.
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Table des matières
I. Etat de l’art et problématique
1.1. Contexte économique : marché solaire et réglementation thermique du bâtiment
1.2. Recherche sur le module hybride
1.3. Les limites technologiques de l’état de l’art
1.4. Design échangeur inox « en nappe »
1.5. Etat de l’art de la recherche sur les systèmes hybrides
1.6. Démarche pour la thèse
Partie I – à l’échelle du module
II. Modèle 3D
2.1. Géométrie
2.2. Conditions aux limites
2.3. Présentations des différentes méthodes de modélisation numérique
2.3.1. Simulation numérique directe
2.3.2. Simulation numérique directe simplifiée : Modèle de Conduction Coque
2.3.3. Changement d’échelle
2.3.4. Stratégie de modélisation
2.4. Simulations directes d’un motif élémentaire
2.4.1. Géométrie
2.4.2. Maillage
2.4.3. Champs de vitesses et de températures
2.4.4. Coefficients d’échange de chaleur
2.4.5. Propriétés effectives
2.5. Résultats du modèle global
2.5.1. Géométrie du modèle poreux
2.5.2. Rendement thermique
2.5.3. Profils de vitesse en fonction du débit
2.5.4. Pertes de charges
2.5.5. Profil de température
2.6. Conclusion sur le modèle 3D
III. Modèles simplifiés
3.1. Modèle photovoltaïque dans les modèles simplifiés
3.2. Modèle énergétique unidirectionnel (1D)
3.3. Lien avec le modèle linéaire normatif (ISO9806)
3.4. Hypothèses pour HRAD
3.5. Hypothèses pour HFLUID
3.6. Hypothèses pour HWIND (=HTOP)
3.7. Synthèse du modèle avec les hypothèses sur les coefficients
3.8. Mesures de performances et température de stagnation sur le module
3.9. Mesures de performance de 9 prototypes
Partie II – à l’échelle du système
IV. Analyse de chauffe-eaux solaires individuels hybrides
4.1. Présentation de la démarche
4.2. Validité de l’approche quasi-statique, mesure du temps de réponse
4.2.1. Choc d’eau froide sous ensoleillement
4.2.2. Mesures normative au laboratoire TUV (Allemagne)
4.3. Introduction au Chauffe-Eau Solaire Individuel (CESI) hybride
4.4. Présentation des logiciels de prédiction
4.4.1. Modèles électriques
4.4.2. Modèles thermiques
4.5. Présentation des 28 installations CESI pilotes
4.6. Analyse du biais des statistiques d’ensoleillement
4.6.1. Production photovoltaïque (EPV)
4.6.2. Maximum mensuel et absolu des températures des panneaux solaires
4.6.3. Moyenne des maximums des températures journalières des panneaux solaires
4.7. Analyse du biais des statistiques de comportement
4.7.1. Volume de consommation journalier et la température de consigne
4.7.2. Profil de puisage
4.7.3. Température d’eau froide
4.7.4. Besoin net (Becs)
4.7.5. Pertes ballon et besoin total
4.8. Impact de ces biais sur les performances thermiques
4.8.1. Température de bas de ballon
4.8.2. Critère de bon fonctionnement
4.8.3. Production de chaleur solaire (Eth)
4.8.4. Couverture solaire des besoins
4.9. Conclusion sur les performances globales
4.10. Synthèse de l’analyse pour les CESI
V. Autres systèmes
5.1. HP+ : Couplage à une pompe à chaleur eau-eau
5.2. SP : Chauffage d’une piscine intérieure
VI. Conclusions et perspectives
Bibliographie
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