La cogénération

émissions de polluants sont réglementées en Europe pour les installations dont la puissance

dépasse le mégawatt17. Il est bon de souligner que les taux d’émissions d’oxydes de soufre

et d’azote émises par une installation alimentée par de la biomasse sont largement plus élevés que ceux permis pour les installations alimentées au gaz naturel. Toutefois, même si une conversion générale des installations de production était réalisable, celles-ci resteraient négligeables par rapport à celles du secteur du transport maritime [Dlestrac, 2016, wallone de l’air et du Climat, 2014, Merk, 2014]. Pour les installations de plus petites puissances, il existe une série de réglementations à l’échelle locale (pays, communauté...) qui peuvent renforcer ou non ces prédispositions et imposent parfois un rendement minimum de ces installations, parfois, pour l’obtention de primes [ADEME et al., 2014, Association, 2016]. En Belgique, l’arrêté royal publié au Moniteur belge (M.B. 24.11.2010) fixe les concentrations maximales en polluants de ces installations et impose un rendement minimum pour les nouvelles installations.

4. La cogénération

Une unité de cogénération est un système énergétique dont le but est la production simultanée d’au moins deux énergies utiles comme l’électricité ou la chaleur par l’utilisation d’un unique combustible au sein d’un processus de conversion d’énergie. Initialement, une activité de cogénération repose sur le constat suivant: la production d’électricité génère généralement une grande quantité de chaleur inutilisée à une température pouvant atteindre plusieurs centaines de degrés (par exemple les gaz de combustion d’une centrale à gaz ou encore la source froide de réacteurs nucléaires...). En effet, même si certaines centrales électriques (cycles combinés) peuvent atteindre 64 % de rendement sur base énergétique [Electric, 2017a], la plupart d’entre elles fonctionnent à environ 30 % de rendement comme cela est décrit dans le livre [Breeze et Breeze, 2014]. Dès lors, il existe un potentiel sous forme d’énergie thermique non négligeable qui peut être utilisée et valorisée. En effet, plus de la moitié de la capacité électrique installée en Europe issue de centrales de production électrique conventionnelles sont à une distance appropriée des consommateurs pour les convertir en unité de cogénération alimentant un réseau de chaleur [Colmenar-Santos et al., 2017].

4.2 Cogénération basée sur un cycle de Rankine

Dans le cadre de ce travail, une unité de cogénération basée sur un cycle de Rankine est largement étudiée. Ce type d’unité de cogénération fait partie des systèmes les plus fiables pour la production d’électricité [Martin et Wauters, 2011]. La gamme de puissance peut aller de quelques kW à plusieurs centaines de MW. Leurs rendements peuvent atteindre jusque

17_{La directive 2015/2193 [Union, 2015] réglemente les installations de 1 à 50 MW tandis que la directive}

45 % dans les centrales de très grande puissance. Toutefois, les turbines à vapeur employées dans les unités de cogénération sont généralement plus petites et possèdent un rendement compris dans la plage de 30 à 42 % [Breeze et Breeze, 2014].

Afin de leur fournir la vapeur nécessaire, une chaudière est utilisée. Celle-ci peut être alimentée par différentes sources d’énergie (renouvelables ou non). Dans d’autres cas, une source chaude peut être utilisée comme dans le cas de cycles combinés.

Il existe plusieurs types de configuration de centrale18. Dans le cas d’une unité de

cogénération dont la turbine est à contre-pression, la vapeur produite dans la chaudière est directement détendue dans la turbine afin de produire l’électricité. La vapeur obtenue à la sortie de la turbine peut alors être utilisée pour générer de la vapeur pour un processus. Cette configuration est généralement utilisée lorsque le processus nécessite de l’énergie thermique sous forme de vapeur à basse pression et à basse température ou encore sous forme d’eau chaude pour maximiser le rendement du cycle .

Une approche alternative est l’utilisation de la vapeur produite dans le générateur de vapeur au sein d’une turbine à condensation. Dans cette configuration, la vapeur est détendue à la température et à la pression la plus basse possible pour maximiser le travail produit à la turbine. Afin de générer l’énergie thermique nécessaire, un soutirage est effectué à la pression/température nécessaire pour le processus thermique (comme c’est le cas pour la configuration étudiée dans ce travail détaillée dans le chapitre 2). Cette méthode permet une utilisation plus souple de l’unité de cogénération pour moduler le coefficient de répartition d’énergie.

Ces différentes configurations permettent à leur niveau une certaine flexibilité sur le contrôle de la production électrique ou thermique. Des configurations plus complexes peuvent exister s’il existe plusieurs niveaux de température ou pression requis par les processus thermiques. En général, les turbines à vapeur à contre-pression possèdent un rendement énergétique plus important que les turbines à soutirage bien que leurs rendements exergétiques soient similaires [Martin et Wauters, 2011], cependant, leur utilisation est moins souple.

4.3 Caractéristiques

Deux grands modes opérationnels des unités de cogénération peuvent être distingués: celui où l’électricité prime et celui où la chaleur prime.

Dans une unité de cogénération de grande puissance, l’objectif est en général de valoriser la chaleur dissipée lors de la génération électrique pour des besoins thermiques comme le chauffage, l’eau chaude sanitaire ou un éventuel processus industriel. L’énergie thermique est donc un sous-produit de la génération électrique et peut être utilisée partiellement ou

18_{Le lecteur intéressé est invité à consulter le livre de référence [Martin et Wauters, 2011] pour de plus amples}

4. La cogénération

totalement. Il est bon de noter que la conversion d’une centrale électrique existante en une cogénération fait généralement chuter la production électrique de quelques points de rendement [EURELECTRIC “Preservation of Resources” Working Group’s Collaboration et VGB, 2003].

Dans une unité de cogénération de plus petite taille, il est possible, en fonction des besoins, de reléguer la production électrique au second plan au profit d’une production d’énergie thermique. En effet, dans ces unités de cogénération, la production thermique peut être privilégiée pour alimenter un réseau de chaleur ou un processus industriel. Dès lors, l’électricité est dans ce cas un sous-produit qu’il est possible de valoriser sur site ou de revendre sur le réseau électrique.

Contrairement à la production électrique qui peut être utilisée sur site ou envoyée sur le réseau électrique sans générer des pertes excessives, la production d’énergie thermique doit, quant à elle, être utilisée à proximité du site de production pour un réseau de chaleur, de l’eau chaude sanitaire, un processus industriel ou encore pour la génération de vapeur afin de limiter les pertes dues au transport qui sont généralement plus significatives que les pertes du réseau électrique [Raj et al., 2011]. En effet, l’efficacité du transport de l’énergie thermique a été abordée dans la section précédente et peut varier entre 60 et 90 % alors que l’efficacité du transport électrique est généralement supérieure à 90 % dans les pays européens selon les statistiques mondiales relevées par l’International energy agency [IEA et OECD, 2014]. Par ailleurs, il est indispensable qu’une portion significative de la chaleur récupérée par l’unité de cogénération soit consommée dans un processus (industrie, réseau de chaleur...) et que la demande en énergie thermique soit la plus stable possible pour assurer un fonctionnement optimal de l’unité de cogénération. En effet, une diminution de la demande en chaleur peut nuire au rendement global de l’installation comme cela l’a été décrit dans les références [Kuˇcinskas et al., 2014, Sartor et al., 2014a]. La conception et l’intégration d’une unité de cogénération dépendent donc des besoins en énergie et d’aspects spécifiques du site [Horlock, 1987] comme le niveau de température pour satisfaire des besoins déterminés (processus industriel, eau chaude...).

4.4 Performances énergétiques, environnementales et économiques

D’un point de vue énergétique, le rendement global du cycle de cogénération est supérieur à celui d’une centrale dédiée à la production unique d’électricité. Par exemple, la conversion d’une centrale de production électrique (cycle combiné) peut faire passer son rendement de 55 % à plus de 90 % [Breeze et Breeze, 2014] lorsque la chaleur est utilisée pour alimenter un réseau de chaleur urbain à basse température. Il s’ensuit que l’utilisation de l’énergie primaire est améliorée ce qui permet une diminution des coûts et des émissions polluantes ou

non. La Figure 1.619résume la consommation d’énergie primaire utilisée dans le cadre de la

19_{Les chiffres sont basés sur les références suivantes [EURELECTRIC, 2014, EURELECTRIC “Preservation of}

production simultanée d’électricité et de chaleur par rapport à des moyens conventionnels de production séparée, à savoir une chaudière pour la production de chaleur et un cycle combiné alimenté au gaz naturel pour la production d’électricité . Cette Figure montre donc la réduction d’énergie primaire nécessaire pour la production d’électricité et d’énergie thermique.

Figure 1.6 – Comparaison des besoins en énergie primaire dans le cas d’une production séparée ou simultanée d’électricité et de chaleur.

D’un point de vue environnemental, il est estimé que chaque mégawatt électrique produit par une unité de cogénération alimentée par de la biomasse gérée de manière durable économise

environ 1000 tonnes de CO2par an selon [Rosillo-Calle et al., 2015]. En effet, le rendement de

conversion de l’énergie primaire est plus élevé, ce qui permet de réduire les besoins en énergie primaire. D’autre part, la majeure partie de l’électricité produite sur le site est généralement consommée à proximité du site de production ce qui permet de limiter ainsi les pertes dues au transport de l’électricité sur le réseau.

D’un point de vue économique, il est important de s’assurer que l’unité de cogénération fonctionne durant un nombre d’heures suffisant à une puissance suffisamment élevée afin d’assurer sa rentabilité. Cela se justifie par les investissements conséquents d’une unité de cogénération qui sont de 2 à 25 fois plus importants [energy Agency, 2012a] que ceux des systèmes conventionnels, spécialement en fonction du combustible utilisé. Cet aspect sera détaillé dans le chapitre suivant.

De nombreuses techniques peuvent être utilisées pour la production simultanée d’électricité et de chaleur: turbines à vapeur et à gaz, piles à combustible, moteurs à combustion interne... Le lecteur intéressé peut se reporter aux références suivantes [Boyce, 2002, Frangopoulos, 2017, Breeze et Breeze, 2014] pour en savoir davantage sur ces technologies. Dans ce travail, seules les unités de cogénération basées sur un cycle de Rankine seront considérées et modélisées. Toutefois l’approche thermodynamique développée pour évaluer les performances d’une cogénération basée sur ce cycle peut être étendue à d’autres systèmes.

Il est également bon de noter qu’en Europe la demande en chaleur est d’environ 2.5 fois plus élevée que celle en électricité [Frangopoulos, 2017]. Dès lors, au vu des quantités de chaleur «fatale» liée à la production énergétique et à la proximité des centrales par rapport à des utilisateurs d’énergie thermique [Colmenar-Santos et al., 2017], ces centrales de production pourraient fournir une partie importante des besoins en chaleur européens.