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 Carbone E+/C- (http://www.batiment-energiecarbone.fr/evaluation/documentation/) qui préfigure la 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) .
L’autre pan de la pénétration du solaire dans le bâtiment est la compétitivité de la technologie. La courbe d’apprentissage représente le prix du système en fonction de la capacité cumulée installée. La pente de la courbe d’apprentissage est d’environ 15% que ce soit pour le solaire photovoltaïque comme pour la chaleur solaire d’après Orozaliev et al. 2017 de l’université de Kassel (Figure 2). L’évolution de la capacité installée de photovoltaïque est particulièrement impressionnante : en 25 ans, il s’est installé plus de 300GW dans le monde ! Ces baisses impressionnantes de coûts en peu de temps sont dues à des améliorations technologiques comme en témoignent les courbes des meilleurs rendements cellules en laboratoire mis à jour par NREL (Figure 3), et à un investissement massif d’entreprises chinoises dans des équipements industriels. La capacité moyenne par entreprise pour le top 10 des fabricants de modules (Tableau 1) est d’environ 5GW/an en 2017 contre 1GW/an en 2012 (Top 10 en 2012 : SolarPower Europe, 2013). C’est également cette combinaison de facteurs qui explique que le solaire photovoltaïque a largement pris le pas sur le solaire thermique à concentration pour l’électricité solaire (Gaspar, 2013).
Recherche sur le module hybride
Pour le contrôle thermique d’un capteur photovoltaïque, l’objectif est de disposer d’un échangeur thermique de grande taille (de l’ordre de 2m²) performant, pour récupérer une densité de puissance qui reste faible (de l’ordre de 500W/m²). Puisque les gains énergétiques sont restreints, la problématique des coûts est particulièrement forte sur ce projet ; en effet, les économies générées peinent à justifier la mise en place de ce refroidissement au niveau du capteur. Les modules hybrides regroupent tous les types de capteurs générant à la fois de la chaleur et de l’électricité avec l’énergie solaire. La recherche s’intéresse à toutes les variantes possibles de la réception du flux solaire, à l’isolation en face avant et arrière, au choix de la technologie photovoltaïque, en passant par le choix de matériaux et la géométrie de l’échangeur ou encore le type de fluide, l’amélioration du contact fluide-échangeur .
A noter une particularité française, où le PVT WISC à air détient une part importante du marché solaire thermique, avec des acteurs leader dans le photovoltaïque résidentiel comme GSE, Systovi, IRFTS. Cette spécificité fait écho à la recherche. On peut citer par exemple dès 2003, des travaux de Guiavarch, 2003, Bennacer et al., 2007, Fossa et al., 2008 sur le PVT intégré avec convection naturelle, puis avec Assoa, 2008 avec un module bi-fluide et avec le CEA INES via le projet Aerausol2 (2007) et plus récemment avec l’étude de l’intégration de modules photovoltaïques comme éléments de façade, en double peau (Gaillard, 2014), bifaciaux (Soria, 2015) ou semi-transparents (Gaur, 2016). On choisit de ne pas étudier cette technologie. D’abord, l’eau permet un meilleur échange que l’air et une circulation en régime laminaire suffit, là où un régime turbulent est nécessaire pour le PVT air, les consommations des auxiliaires sont donc en faveur du vecteur eau. Ensuite, la barrière technologique à l’entrée de concurrents est plus forte en PVT eau qu’en PVT air. Enfin, le PVT air a des applications différentes du PVT eau. En effet, le PVT air se concentre sur le pré-chauffage de l’air des locaux – la ressource solaire est en décalage avec le besoin de chauffage des locaux mais les besoins sur une maison ancienne peuvent être très importants. En revanche, où le PVT eau s’intéresse plutôt à l’eau sanitaire, qui devient avec les bâtiments récents de plus en plus isolés, le besoin principal de chauffage et dont la demande est importante toute l’année, y compris en été et mi-saison.
Design échangeur inox « en nappe »
L’idée qui a nourri le développement du DualSun était de réaliser une lamination de l’échangeur en une seule étape pendant l’encapsulation des cellules au verre, avec pour double objectif de minimiser la résistance thermique entre le module photovoltaïque et l’échangeur et de limiter le nombre d’opérations industrielles. L’échangeur est laminé pendant le process de production du laminé photovoltaïque par un éthylène-acétate de vinyle (E.V.A.) qui est déjà utilisé pour encapsuler les cellules entre le verre et la feuille arrière (backsheet) du module photovoltaïque.
Etat de l’art de la recherche sur les systèmes hybrides
Si comme on l’a présenté, l’optimisation du module a fait l’objet de très nombreuses publications, l’analyse de la performance des systèmes avec panneaux solaires hybrides est un domaine très limité et d’autant plus si on continue de restreindre le scope au module « wisc » (PVTw), c’est pourquoi on a aussi considéré les publications avec des modules survitrés (PVTg).
Si on analyse le type d’installations en Suisse – où 56 produits hybrides ont été référencés, trois typologies de systèmes sont mis en œuvre d’après Zenhäusern et al., 2017 (Figure 11) – la quasi-totalité des installations se faisant avec des modules dits « wisc » comme déjà précisé :
– du préchauffage combiné (15%) ou d’eau sanitaire (35%) à circulation forcée
– du couplage via la source froide avec des pompes à chaleur (43%)
– du chauffage piscine (7%)
D’autres applications référencées dans la littérature n’ont pas été installées en Suisse et sont des systèmes de pays plus ensoleillés et/ou avec moins de ressources en eau douce :
– du préchauffage d’eau sanitaire par thermosiphon,
– de la distillation solaire
On ne commentera pas ces applications qui sont trop éloignées d’une application en France métropolitaine.
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Table des matières
Introduction
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
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
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
Conclusion
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