2.4.1 Profils annuels
La chaleur injectée sur les réseaux durant l’année analysée a représenté 399 GWh. En appliquant la correction climatique (facteur 1.136) sur la partie dédiée au chauffage (cf. annexe C, p.213), la pro-duction aurait été d’environ 430 GWh, et même d’environ 460 GWh si les chaufferies décentralisées n’avaient pas été découplées en l’hiver (cf. section 2.8, p.81).
Sur les 399 GWh fournis, 155 GWh ont été produits pour CADIOM et 244 GWh pour CADSIG. Sur CADSIG, 69% de la chaleur a été produite pour alimenter la branche Avanchets, 18% la branche Lignon et 13% la branche Gd-Pré. Les profils annuels en valeurs horaires des réseaux CADIOM et CADSIG (somme des trois branches) illustrent la dynamique saisonnière de la demande (figure 2.5).
Comme les réseaux sont désormais connectés, il est pertinent de considérer ces réseaux comme un grand réseau dont le profil est présenté dans la figure 2.6. La figure 2.7 illustre la double dynamique
−saisonnière et journalière−de la demande de l’ensemble du réseau (CADIOM + CADSIG).
0
FIGURE2.5 – Profils des réseaux CADSIG (avec ses 3 branches) et CADIOM. Données horaires du 04.06.13 au 04.06.14
0
FIGURE2.6 – Profil de l’ensemble du réseau (CADIOM + CADSIG). Données horaires du 04.06.13 au 04.06.14
2.4.2 Signatures énergétiques
La signature énergétique en puissance moyenne journalière permet de mettre en relation la chaleur fournie aux réseaux et la température externe moyenne journalière. Cette signature est présentée pour les trois branches du réseau CADSIG (figure 2.8), pour le réseau CADSIG dans son ensemble, pour CADIOM et enfin pour le réseau entier (figure 2.9). On remarque que la demande en période de chauffe dépend linéairement de la température externe. Sur la signature de la branche "Gd-Pré", on distingue l’effet de la mise en îlotage de deux chaufferies importantes durant l’hiver (cf. section 2.8, p.81). Sur l’ensemble du réseau, la consommation durant la journée la plus froide (le 12.12.2013) a été de 2’546 MWh, soit près de 9 fois supérieure à la consommation de chaleur durant la journée la plus chaude (295 MWh le 27.07.13).
0
Temp. externe moyenne journalière [°C]
(a) CADSIG : Branche Avanchets
0
Temp. externe moyenne journalière [°C]
(b) CADSIG : Branche Lignon
0
Temp. externe moyenne journalière [°C]
(c) CADSIG : Branche Gd-Pré FIGURE2.8 – Signatures énergétiques des branches Avanchets, Lignon et Gd-Pré. Données journalières du 04.06.13 au 04.06.14
Temp. externe moyenne journalière [°C]
(a) CADSIG
Temp. externe moyenne journalière [°C]
(b) CADIOM
Temp. externe moyenne journalière [°C]
(c) Réseau entier
FIGURE 2.9 – Signatures énergétiques des réseaux CADSIG, CADIOM et du réseau entier. Données journalières du 04.06.13 au 04.06.14
La signature énergétique des deux réseaux (CADSIG et CADIOM) et de l’ensemble du réseau (CAD-SIG + CADIOM) en valeurs horaires permet de mettre en évidence la dynamique jour/nuit de la de-mande (figures 2.10, 2.11 et 2.12). La puissance moyenne horaire maximale observée sur l’ensemble
du réseau a été de 126 MW. Par extrapolation, la puissance thermique appelée par l’ensemble du réseau pour une température externe de -10˚C avoisinerait les 155-160 MW. Cette puissance corres-pond environ à la puissance thermique installée à la chaufferie du Lignon. Cela signifie que si une panne majeure survient à l’UVTD alors qu’il fait très froid, la capacité de la chaufferie du Lignon à ré-pondre à la demande de l’ensemble du réseau serait tout juste suffisante. D’où l’intérêt de récupérer des chaudières décentralisées permettant de découpler certains consommateurs ou de réinjecter de la chaleur sur le réseau.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
-5 0 5 10 15 20 25 30 35
Puissance thermique [MW]
Température externe [°C]
CADIOM NUIT CADIOM JOUR
FIGURE2.10 – Signature énergétique du réseau CADIOM. Données horaires du 04.06.13 au 04.06.14
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
-5 0 5 10 15 20 25 30 35
Puissance thermique [MW]
Température externe [°C]
CADSIG NUIT CADSIG JOUR
FIGURE2.11 – Signature énergétique du réseau CADSIG. Données horaires du 04.06.13 au 04.06.14
0
SOMME DEUX RESEAUX NUIT SOMME DEUX RESEAUX JOUR
FIGURE2.12 – Signature énergétique de l’ensemble du réseau (CADIOM+CADSIG). Données horaires du 04.06.13 au 04.06.14
2.4.3 Courbes de charge classées et relation puissance / énergie
La figure 2.13 présente la demande thermique classée des réseaux CADIOM et CADSIG et du ré-seau entier, en puissances moyenne horaire et en puissances relatives (puissances horaires/demande annuelle). Il est intéressant de remarquer que les profils relatifs des deux réseaux sont quasiment identiques, ce qui s’explique par une typologie de bâtiments raccordés relativement similaire (cf. sec-tion 1.4.6, p.21). Ces graphiques permettent d’estimer la durée de la période de chauffage à environ 5600-5700 heures, soit près de deux tiers de l’année.
0
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Puissnace thermique horaire [MW]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Puissnace thermique horaire [‰]
FIGURE2.13 – Demande classée des réseaux thermiques en MW (gauche) et en pour mille (à droite). Données horaires du 04.06.13 au 04.06.14
La relation entre puissance et énergie est explicitée sur la figure 2.14, pour l’ensemble du réseau thermique (CADIOM+CADSIG) ainsi que pour chacun des deux réseaux. Ce graphique représente
l’énergie appelée à chaque niveau de puissance. En ordonnée, le 100% correspond à la demande de chaleur annuelle, en abscisse il représente la puissance horaire maximale observée. On peut lire sur cette courbe qu’à 20% de la puissance maximale correspond 50% de l’énergie, à 50% respec-tivement 90%. La proportion d’énergie difficile à produire (pointe) est ainsi relarespec-tivement faible, mais nécessite des puissances importantes. A l’inverse, une part importante de l’énergie peut être pro-duite avec de faibles puissances (ruban). Ce graphique illustre l’importance de pouvoir jouer sur la complémentarité des ressources pour optimiser énergétiquement et économiquement les systèmes :
• Energies difficilement stockables, nécessitant des investissements importants dans les infra-structures et dont la ressource est "gratuite" (typiquement les ressources renouvelables et les rejets thermiques) :→utilisation pour la production en ruban
• Energies denses, nécessitant peu d’investissements dans les infrastructures mais dont la res-source a un coût (typiquement les resres-sources fossiles) : → utilisation pour la production de pointe
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Energie [%]
Puissance [%]
CADIOM+CADSIG CADSIG CADIOM
FIGURE2.14 – Relation puissance/énergie en valeurs relatives sur l’année 2013-14
Le nombre d’heures équivalent à la puissance maximale sur le réseau entier, calculé en divisant la production de chaleur annuelle par la puissance maximale observée, s’est élevé à 3’167 heures (tableau 2.3). Cette valeur relativement élevée peut s’expliquer par les raisons suivantes :
• Une température externe minimale pas très froide : -3.2˚C
• Le découplage des chaufferies décentralisées en hiver
Unité CADIOM CADSIG Réseau entier
Energie GWh/an 155 244 399
Pmax mesurée MW 52 78 126
Taux de charge h équiv. Pmax 2’981 3’128 3’167
TABLE2.3 – Energies, puissances maximales et taux de charge des réseaux sur l’année 2013-14
2.4.4 Dynamique journalière
Alors que la dynamique saisonnière de la demande du réseau s’explique principalement par la va-riation de la température externe (climat), la dynamique journalière est en plus déterminée par des aspects sociétaux liés aux comportements des consommateurs (abaissement de la température du-rant la nuit, consommation d’eau chaude sanitaire). D’autres variables climatiques autres que la tem-pérature externe induisent également des variations de la demande durant la journée, en particulier l’ensoleillement (cf. section 2.4.6, p.56).
Une analyse a été effectuée pour essayer de s’affranchir de la variation liée à la température externe et ainsi mettre en évidence les facteurs énoncés ci-dessus.
Pour la période de chauffe (octobre 2013 à mai 2014), toutes les puissances thermiques horaires ont été regroupées en fonction de la température externe (+/−1˚C) et l’heure à laquelle elles ont été appelées. Les distributions pour chaque heure et pour des températures de 0, 5 et 10˚C ont ensuite été représentées sous forme de boxplots, dans lesquels sont indiqués les premiers et troisièmes quartiles, les médianes, ainsi que les valeurs minimales et maximales (figure 2.15, graphiques a, b et c).
En période estivale (juin à septembre 2013), l’influence de la température externe sur la demande est faible puisqu’il n’y a pas de chauffage. La distribution des puissances horaires durant cette période a donc été représentée en fonction des heures auxquelles elles ont été appelées, mais cette fois sans filtre lié à la température externe (figure 2.15, graphique d).
Les résultats montrent qu’en période de chauffe, la dynamique intra-journalière sur l’ensemble du réseau se caractérise par les régime nocturne et diurne et par une double bosse le matin et en fin d’après-midi. La relance matinale commence vers 4-5h du matin (la puissance moyenne horaire de 5h correspondant à la puissance moyenne entre 4 et 5h), avec un pic entre 5 et 8h. La deuxième bosse, en fin d’après-midi, intervient entre 16 et 18h. La consommation est nettement plus faible durant la nuit, entre 21h et 4h. L’effet de l’abaissement nocturne peut être estimé en comparant la puissance médiane de 1h du matin et celle de 12h. La réduction se chiffre ainsi à 23, 28 et 26% pour des températures externes de 0, 5 et 10˚C respectivement.
En période estivale, la demande est également marquée par une double bosse le matin et en fin d’après-midi. On remarque aussi qu’il y a une baisse de la consommation en journée entre 12 et 15h.
0
(a) Période de chauffe, Text=0˚C
0
(b) Période de chauffe, Text=5˚C
0
(c) Période de chauffe, Text=10˚C
0
FIGURE2.15 – Distributions des puissances thermiques pour chaque heure de la journée, filtrées selon la température externe durant la période de chauffe (données horaires du 01.10.13 au 25.05.14) et sans filtre pour la période estivale (données horaires du 04.06.13 au 30.09.13). Boxplots indiquant les 1er et 3`emequartiles, les médianes et les min et max
2.4.5 Indicateurs relatifs aux dynamiques saisonnière et journalière de la demande Plusieurs méthodes permettent de mettre en évidence et de quantifier la dynamique journalière de la charge thermique fournie aux réseaux. Gadd et Werner (2013) proposent trois indicateurs :
• La variation journalière annuelle (Ga)
• La variation journalière (Gj)
• La variation horaire (Gh)
Ceux-ci peuvent être comparés à un quatrième indicateur qui lui quantifie la dynamique saisonnière :
• La variation saisonnière annuelle (Da)
La variation journalière annuelle (Ga) représente la somme annuelle des charges thermiques horaires produites en dessus des puissances moyennes journalières (une seule valeur annuelle). Elle se calcule en cumulant sur l’année les différences positives entre les puissances moyennes horaires et les puissances moyennes journalières.
La variation journalière (Gj) est la somme journalière des charges thermiques horaires produites en dessus des puissances moyennes journalières. Elle est déterminée en cumulant sur 24 heures les différences positives entre les puissances moyennes horaires et les puissances moyennes journa-lières (365 valeurs sur une année). La valeur maximale observée sur une année équivaut à la quantité de chaleur qui devrait pouvoir être stockée afin d’éliminer complètement la variation journalière de la demande (illustration sur la figure 2.16).
La variation horaire (Gh) représente la différence absolue entre les puissances moyennes horaires et les puissances moyennes journalières (une valeur pour chaque heure). La valeur maximale observée sur une année correspond à la puissance de stockage/déstockage nécessaire pour être en mesure de charger/décharger un stock qui permettrait d’éliminer intégralement la variation journalière de la demande.
La variation saisonnière annuelle (Da) correspond à la somme annuelle des charges thermiques journalières produites en dessus de la puissance moyenne annuelle. Elle se calcule comme la diffé-rence positive cumulée sur une année entre les puissances moyennes journalières et la puissance moyenne annuelle, multipliée par 24 heures (illustration sur la figure 2.17).
Afin de pouvoir effectuer des comparaisons entre différents systèmes indépendamment de leurs tailles, ces quatre indicateurs peuvent également être exprimés en valeurs relatives, en les rapportant à la puissance moyenne annuelle du réseau multipliée par le nombre d’heures lié à la variable : soit 8760h pour la variation journalière annuelle et la variation saisonnière annuelle, 24h pour la variation journalière et 1h pour la variation horaire.
Ces indicateurs se calculent à partir des puissances moyennes horaires (Ph), journalières (Pj) et annuelles (Pa) de la façon suivante :
Variation journalière annuelle relative (Ga) :
Ga= 1 2
365,24
X
j=1,h=1
|Ph−Pj|
Pa·8760 · 100 [%]
Variation journalière relative (Gj) :
Gj = 1 2
24
X
h=1
|Ph−Pj|
Pa·24 ·100 [%]
Variation horaire relative (Gh) :
Gh= |Ph−Pj|
Pa · 100 [%]
Variation saisonnière annuelle relative (Da) :
Da =
Variation journalière = 17.8 MWh Variation horaire max = 2.2 MW
(a) Eté (05.07.13)
Variation journalière = 94.3 MWh Variation horaire max = 24 MW
(b) Mi-saison (09.04.14)
Variation journalière = 127.6 MWh Variation horaire max = 18.2 MW
(c) Hiver (23.01.13) FIGURE2.16 – Variation journalière de la demande de l’ensemble du réseau. Illustration sur 3 journées typiques
0
Variation saisonnière annuelle = 102 GWh
FIGURE2.17 – Variation saisonnière de la demande de l’ensemble du réseau. Données du 04.06.13 au 04.06.14
Ces indicateurs ont été calculés pour les deux réseaux et pour l’ensemble du réseau. La variation journalière annuelle pour l’ensemble du réseau correspond 28.9 GWh, ce qui représente 7.2% de la consommation annuelle (tableau 2.4). Les valeurs relatives obtenues pour chacun des réseaux sont assez proches : 7.3% sur CADIOM et 7.6% sur CADSIG. A titre de comparaison, cet indicateur
a également été calculé sur la courbe de charge électrique du canton de Genève pour les années 2008, 2009 et 2010. En moyenne, la variation journalière relative est de 8.3%, pour une demande électrique totale d’environ 2’900 GWh/an.
La variation journalière annuelle est nettement moins importante que la variation saisonnière an-nuelle qui se chiffre, pour le réseau entier, à 102 GWh, soit 25.7% de la consommation totale. Les valeurs relatives pour les réseaux CADIOM et CADSIG représentent respectivement 26.7 et 25.2%
de leurs consommations totales. La valeur légèrement inférieure pour CADSIG s’explique probable-ment par le découplage, en hiver, des bâtiprobable-ments aliprobable-mentés par les chaufferies décentralisées (cf.
section 2.8, p.81). Pour la comparaison, la variation saisonnière relative de la courbe de charge électrique du canton est de 4.5% (moyenne des valeurs en 2008, 2009 et 2010).
Indicateurs Unité CADIOM CADSIG Réseau entier
Energie annuelle fournie GWh/an 155 244 399
Puissance moyenne annuelle MW 17.7 27.9 45.5
Variation saisonnière annuelle GWh/an 41.4 60.1 102.0
Variation saisonnière annuelle relative % 26.7 25.2 25.7
Variation journalière annuelle GWh/an 11.3 18.5 28.9
Variation journalière annuelle relative % 7.3 7.6 7.2
Variation journalière : valeur max MWh/jour 71.5 115.4 182.9 Variation journalière relative : valeur max % 16.8 17.4 16.8 Variation journalière : 99`eme percentile MWh/jour 68.4 102.5 157.8 Variation journalière relative : 99`eme percentile % 16.1 15.5 14.5
Variation horaire : valeur max MW 18.6 32.5 40.7
Variation horaire relative : valeur max % 104.9 116.5 89.4 Variation horaire : 99eme` percentile MW 10.7 16.1 25.8 Variation horaire relative : 99`eme percentile % 60.4 57.9 57.6
TABLE2.4 – Indicateurs liés à la variation saisonnière et journalière de la demande sur les réseaux durant l’année 2013-14
Les variations journalières en valeurs absolues et relatives sur les réseaux thermiques sont repré-sentées sur la figure 2.18 pour les 365 jours de l’année, classés en fonction de la magnitude de la variation. On remarque que les distributions des valeurs relatives sur les deux réseaux se res-semblent. La valeur maximale observée pour l’ensemble du réseau est de 16.8%, ce qui représente 183 MWh, soit 0.05% de la consommation de chaleur totale sur l’année. Cette énergie correspond à la taille d’un stockage pour permettre d’éliminer totalement les fluctuations journalières. Selon Gadd et Werner (2013), utiliser le 99`eme percentile (exclusion des valeurs extrêmes, correspondant à 3.65 jours) permet de déterminer un pré-dimensionnement pour un stockage dont le but serait de lisser les pointes journalières. Celui-ci devrait alors être en mesure d’emmagasiner 158 MWh. En considérant une densité de stockage de 50 kWh/m3, le volume d’eau nécessaire pour stocker cette chaleur serait d’environ 3’100 m3.
0 FIGURE2.18 – Variations journalières classées sur les réseaux. Données du 04.06.13 au 04.06.14
Les jours caractérisés par une forte variation journalière ne sont pas forcément ceux durant lesquels la consommation a été la plus importante (figure 2.19). Rapportées aux quantités de chaleur fournies quotidiennement, c’est en mi-saison que les variations journalières sont proportionnellement plus importantes (forte amplitude des températures externes).
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Variation journalière [MWh]
Demande journalière [MWh]
CADIOM+CADSIG
FIGURE2.19 – Variation journalière en fonction de la demande journalière. Données du 04.06.13 au 04.06.14
La figure 2.20 représente les variations horaires classées sur une année en valeurs absolues et relatives. Là aussi, les valeurs sont très proches pour les deux réseaux. La valeur maximale pour le réseau entier est de 41 MW, soit 89% de la puissance moyenne annuelle (46 MW). Cette puissance correspond à la capacité théorique nécessaire d’un stockage (puissance) pour lisser la variation horaire la plus extrême. Pour le pré-dimensionnement d’un stockage journalier, la valeur du 99`eme percentile est également préconisée, et réduirait cette puissance à 26 MW.
0
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Variation horaire [MW]
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Variation horaire relative [%]
Heure
CADSIG CADIOM CADIOM+CADSIG
(b) Variations horaires relatives FIGURE2.20 – Variations horaires classées sur les réseaux. Données du 04.06.13 au 04.06.14
Les rôles du stockage et son influence sur la récupération de chaleur fatale sont analysés plus en détail dans le chapitre 5.
2.4.6 Influence des gains solaires
L’ensoleillement constitue également un facteur météorologique qui influence la demande thermique des réseaux. Une analyse a été effectuée afin de mettre en évidence cette influence durant la période de chauffe. Afin de s’affranchir de la variabilité liée à la température externe et à la relance matinale, les puissances appelées entre 10 et 15h pour une certaine température externe (+/−1˚C) ont été mises en relation avec le rayonnement solaire global mesuré (figure 2.21). L’analyse a été effectuée en utilisant le rayonnement solaire global sur plan horizontal et le rayonnement solaire global sur plan vertical déterminé en effectuant la moyenne des valeurs mesurées sur les plans verticaux nord, sud, ouest et est.
Rayonnement solaire global sur plan horizontal [W/m2]
Text = 7°C De 10h à 15h
(a) Rayonnement sur plan horizontal
y = -0.038x + 79.499
Rayonnement solaire global sur plan vertical [W/m2]
Text = 7°C De 10h à 15h
(b) Rayonnement sur plan vertical (Valeur moyenne : 1/4 nord, 1/4 sud, 1/4 ouest et 1/4 est)
FIGURE2.21 – Influence de l’ensoleillement sur les puissances thermiques horaires appelées entre 10 et 15h lorsque la température externe est de 7˚C (+/-1˚C). Données horaires du 01.10.13 au 25.05.14
Les résultats permettent de montrer que pour une même température externe, la demande est plus faible si l’ensoleillement est important, ce qui s’explique par davantage de gains solaire dans les bâ-timents. A partir des régressions effectuées, la surface effective de captage pour les gains solaires sur les bâtiments raccordés peut être estimée entre 32’000 et 38’000 m2, ce qui représente environ 1-1.2% de la surface de référence énergétique totale. Bien qu’il s’agisse d’une première analyse et qu’un approfondissement soit nécessaire (sujet qui devrait être repris dans le cadre d’autres re-cherches), les premiers résultats semblent donner des ordres de grandeurs cohérents par rapport à d’autres études. A titre de comparaison, une étude détaillée sur un bâtiment raccordé sur CADIOM (bâtiment orienté nord-sud) a montré que sa surface effective de captage représentait 3% de la SRE (Lachalet al., 1992).
2.4.7 Pertes réseaux CADSIG
Les pertes réseaux annuelles sur le réseau CADSIG ont été évaluées par différence entre la chaleur fournie au réseau et la chaleur consommée par l’ensemble des sous-stations connectées (somme des relevés de facturation). Sur l’année 2013-14, celles-ci se sont chiffrées à 23.5 GWha, soit en moyenne 672 kWh/m/an de conduite simple. La perte relative annuelle est de 9.7%. Cette valeur, relativement faible par rapport à d’autres réseaux suisses (Thalmannet al., 2013), s’explique princi-palement par une densité linéaire importante (cf. section 2.4.8).
Les pertes réseaux relatives ont logiquement été plus importantes durant la période estivale (environ 27-28%), puisque moins de chaleur est consommée sur le réseau. En hiver, lorsque la production thermique est importante, les pertes relatives représentent environ 7-8% (figure 2.22). En revanche, en valeurs absolues, les pertes ne varient pas énormément durant l’année. Celles-ci sont néanmoins légèrement plus importantes en hiver du fait que la différence de température entre l’eau transportée dans les conduites et le sol environnant est plus importante. La relation entre les pertes réseaux et la température externe peut être visualisée sur la figure (figure 2.23).
a. Ne prend pas en compte les pertes sur la liaison CADIOM
0%
(b) Valeurs absolues (puissances moyennes mensuelles) FIGURE2.22 – Pertes réseaux mensuelles sur le réseau CADSIG durant l’année 2013-14
0%
Température externe moyenne mensuelle [°C]
(a) Valeurs relatives
Température externe moyenne mensuelle [°C]
(b) Valeurs absolues (puissances moyennes mensuelles) FIGURE2.23 – Pertes réseaux mensuelles sur le réseau CADSIG durant l’année 2013-14 par rapport aux températures externes moyennes mensuelles
CADIOM
Les pertes sur le réseau CADIOM n’ont pas pu être analysées par manque de données. Avant la connexion, elles représentaient environ 10% de la chaleur injectée annuellement sur le réseau (Schaedler, 2011 ; CGC, communications personnelles). Cette valeur a été retenue pour établir le bilan énergétique, permettant de chiffrer les pertes à environ 16 GWh/an. Précisons que cette valeur relative (10%) correspond aux pertes absolues rapportées à la chaleur injectée sur CADIOM pour alimenter les consommateurs "classiques", c’est-à-dire sans comptabiliser la production qui transite sur CADIOM pour alimenter CADSIG. Rapportées à la chaleur totale injectée sur CADIOM depuis l’UVTD (222 GWh), les pertes relatives sont logiquement plus faibles : 7%.
2.4.8 Densité thermique linéaire
La densité thermique linéaire d’un réseau est un indicateur souvent utilisé car il conditionne les coûts de distribution de la chaleur ainsi que les pertes thermiques relatives liées au transport de la chaleur.
Cet indicateur représente la vente de chaleur délivrée annuellement aux sous-stations par rapport à la longueur simple du réseau. En Suisse, en Allemagne et en Autriche, on préconise une densité thermique linéaire minimale de 1.8 MWh/m/an (QM Chauffage au bois, 2010).
La densité thermique linéaire sur le réseau CADIOM pour l’année 2013-14 est de 5.7 MWh/m/an.
Calculée en prenant en compte les 6 km du sous-réseau rural d’Aire-la-Ville, dont la densité linéaire est d’environ 1 MWh/m/an (Kernen, 2015), cette valeur serait de 4.5 MWh/m/an. En comptabilisant la chaleur qui transite sur CADIOM pour alimenter CADSIG, elle atteindrait 8.9 MWh/m/an.
Calculée en prenant en compte les 6 km du sous-réseau rural d’Aire-la-Ville, dont la densité linéaire est d’environ 1 MWh/m/an (Kernen, 2015), cette valeur serait de 4.5 MWh/m/an. En comptabilisant la chaleur qui transite sur CADIOM pour alimenter CADSIG, elle atteindrait 8.9 MWh/m/an.