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Les valeurs du Tableau 5 sont de simples estimations et couvrent les établissements suivants :

• Bureau : Gouvernement, informatique, secteur bancaire, bureaux de poste, bureaux commerciaux, complexes immobiliers, etc.
  
  
• Commerce de détail : Centres commerciaux, centres de rénovation, magasins à rayons, pharmacies, concessionnaires automobiles, tout autre magasin autre qu’alimentaire, etc.
  
  
• Restaurant : Restaurants, cafétérias, services alimentaires, etc.
  
  
• Entrepôt : Bâtiments d’entreposage
  
  
• Établissement scolaire : Établissements scolaires, collèges, universités, etc.
  
  
• Clinique médicale : Services de santé et paramédicaux, cliniques vétérinaires, centres de réadaptation
  
  
• Hôpital: Établissements hospitaliers
  
  
• Hôtel: Motels, hôtels, résidences court-terme, auberges
  
  
• Résidence : Appartements, condominiums, maisons individuelles
  
  
• Magasin d’alimentation : Épiceries, Marchés, supermarchés
  
  
• Divers : Casernes, bibliothèques, établissements religieux, musées, salles de spectacle, prisons, salles de réunion, gares, etc.

2.6.2 Calcul de la charge de pointe en climatisation

De la même manière que pour le chauffage, l’utilisateur doit entrer la charge de pointe en climatisation par surface unitaire de plancher climatisé, en fonction de la température de calcul en climatisation de l’endroit (voir section ‎2.2.1) et des propriétés thermiques du bâtiment. La Figure 16 (CET, 1997) peut être utile pour estimer la charge de pointe en climatisation en fonction de l’endroit et des propriétés thermiques du bâtiment.

2.6.3 Calcul de la consommation de combustible du cas de référence

Pour pouvoir évaluer l’intérêt financier d’un projet proposé, il faut commencer par connaître la quantité d’énergie primaire qui serait consommé par le projet standard si le projet proposé n’est pas développé. C’est ce que l’on appelle la Consommation de combustible du cas de référence.

Les unités de mesure de consommation d’énergie et du pouvoir calorifique des combustibles dépendent de la source d’énergie. Le Tableau 6 résume les valeurs calorifiques et les unités utilisées pour les différents types de combustibles de RETScreen.

où η_cs,se est le rendement saisonnier du système de production de froid [valeur sans dimension] donné par l’utilisateur, et Q_c est l’utilisation d’énergie de climatisation du bâtiment ou du groupe de bâtiments [en kWh].

Si l’électricité est utilisée à des fins de chauffage ou de climatisation, la quantité d’électricité requise pour la production de froid ou de chaleur doit être incluse dans les calculs comme faisant partie de la charge électrique moyenne brute. Aussi, la puissance moyenne mensuelle nette du mois i des seules charges électriques (non consacrées au chauffage ou à la climatisation) est ajoutée à la quantité d’électricité utilisée pour combler des besoins de chauffage ou de climatisation afin de calculer la charge électrique moyenne brute par l’équation suivante :

2.6.4 Calcul du pouvoir calorifique des combustibles de la biomasse

Le pouvoir calorifique des combustibles de la biomasse est la mesure de leur contenu énergétique qui peut être extrait sous forme de chaleur, par unité de masse, lors de la combustion complète de la biomasse. Le pouvoir calorifique supérieur (aussi appelé PCS ou pouvoir calorifique brut) est la quantité maximale d’énergie qui peut être tirée par unité de masse du combustible à l’état sec, lors de sa combustion (voir note 10). Le pouvoir calorifique inférieur du combustible (aussi appelé PCI ou pouvoir calorifique net ou pouvoir calorifique du combustible humide) est le pouvoir calorifique supérieur duquel on déduit l’enthalpie de la vapeur d’eau contenue dans les gaz de combustion, issue non seulement de l’oxydation des atomes d’hydrogène contenus dans le combustible, mais également de la vaporisation de l’eau contenue dans le combustible humide avant combustion. Le pouvoir calorifique inférieur est exprimé par unité de poids du combustible humide.

Comme la vaporisation de l’eau absorbe de l’énergie, on comprend que l’humidité présente dans un combustible affecte le rendement de combustion. Comme on condense rarement la vapeur d’eau des gaz de combustion dans les petits systèmes à biomasse, l’énergie de combustion qui a été consacrée à évaporer l’eau contenue dans la biomasse avant combustion, est autant d’énergie utile en moins qui aurait pu être récupérée sous forme de chaleur. En fait, on utilise une partie de l’énergie de combustion pour sécher la biomasse avant de la brûler. Plus un combustible est humide, plus son pouvoir calorifique inférieur a une faible valeur. Des valeurs typiques du pouvoir calorifique inférieur vont de 10 800 à 15 900 MJ par tonne de biomasse humide.

Le pouvoir calorifique de la biomasse dépend aussi de son origine. Dans le modèle RETScreen pour Cogénération, l’utilisateur doit choisir dans une liste la nature de la biomasse et donner sa teneur en eau. Le pourcentage d’eau dans le combustible humide de la biomasse est le masse d’eau contenue dans un échantillon de biomasse divisée par la masse totale de l’échantillon :

où PECH est le pourcentage d’eau dans la masse totale du combustible humide, en %, W_eau est la masse d’eau, et W_{combustiblesec} est la masse du combustible sec. Dans RETScreen, PECH est une donnée fournie par l’utilisateur.

L’analyse élémentaire d’un combustible est la composition de celui-ci en les différents éléments chimiques qui le constituent, chaque élément étant représenté par le pourcentage de sa masse par rapport à la masse de combustible sec. Typiquement, une analyse immédiate de biomasse comprend l’hydrogène, le carbone, l’oxygène, l’azote, le soufre et les cendres (la quantité de soufre dans la biomasse est souvent négligeable). Le Tableau 7 donne quelques exemples d’analyse immédiate de divers combustibles de la biomasse.

L’analyse immédiate d’un combustible est la composition de celui-ci en composants volatils, carbone fixe et cendres, chaque composant étant représenté par le pourcentage de sa masse par rapport à la masse de combustible sec. La quantité de composants volatils et de carbone fixe affecte directement le pouvoir calorifique du combustible, la température de flamme et le procédé qui peut être utilisé pour brûler le combustible. Le contenu en cendres est important dans la conception des systèmes de contrôle des émissions polluantes, de combustion et d’élimination des cendres.

Des formules analytiques ont été développées pour estimer le pouvoir calorifique supérieur (PCS) du charbon d’autres combustibles fossiles. Des calculs exacts existent pour chacun des composants de la biomasse qui sont oxydés lors de la combustion. Cependant, il est très difficile d’évaluer la contribution des composants volatils au pouvoir calorifique. L’expérience montre que la formule suivante est assez fidèle pour estimer le PCS de combustibles de la biomasse ; c’est celle qui est utilisée dans le modèle RETScreen :

où PCS_Biomasse est le pouvoir calorifique supérieur du combustible [MJ/kg], et C , H₂ , O₂ , N₂ et S sont les pourcentages en masse des éléments carbone, hydrogène, oxygène, azote et soufre dans le combustible sec. La valeur correspondante du pouvoir calorifique inférieur (combustible humide) PCI est donnée en MJ/kg par :

où PECH est le pourcentage d’eau dans le combustible humide, en %. La valeur obtenue par l’équation (63) permet de calculer la consommation annuelle de biomasse du système de production de chaleur.

La feuille de calculs Outils contient une section qui permet à l’utilisateur de définir lui-même un combustible solide ou gazeux. Un combustible défini avec cet outil apparaîtra dans la base de données sur les combustibles disponible à partir d’une liste déroulante dans le logiciel.

Le pouvoir calorifique supérieur (PCS) des combustibles fossiles peut être estimé à l’aide de la formule de Dulong :

où PCS_{CombustibleFossile} est le pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile, en kJ/kg, et C , H₂ , O₂ et S sont les pourcentages en masse des éléments carbone, hydrogène, oxygène et soufre dans le combustible.

Le pouvoir calorifique supérieur des combustibles gazeux est également calculé à l’aide de la formule de Dulong (équation (65)). La formule utilisée dans la feuille de calcul Outils inclut la quantité de méthane CH₄ , d’éthane C₂H₆ , de dioxyde de carbone CO₂ , d’oxygène O₂ et d’azote N₂ contenue dans le gaz. Par exemple, pour un gaz contenant 50 % de méthane et 50 % de dioxyde de carbone, les pourcentage en masse de carbone, d’hydrogène et d’oxygène sont de :

où X est la masse molaire totale, x_co2 et x_ch4 sont les pourcentages massiques du dioxyde de carbone et du méthane respectivement, et C , H₂ ,O₂ , N₂ et S sont les pourcentages en masse des éléments carbone, hydrogène, oxygène, azote et soufre respectivement dans le combustible.

2.6.5 Conception du réseau

La feuille de calcul Charges et réseau du modèle RETScreen pour Cogénération comprend une section permettant de dimensionner de manière préliminaire les canalisations d’un réseau urbain de chauffage ou de froid, ainsi que d’en évaluer les coûts. On notera que les résultats de ces calculs n’ont pas d’incidence sur les calculs énergétiques du modèle.

Un réseau urbain de production de chaleur ou de froid comprend un réseau souterrain de canalisations d’alimentation et de retour d’eau chaude ou d’eau glacée en boucle fermée. Chaque bâtiment est raccordé au réseau par un poste de raccordement qui permet de transférer, contrôler et mesurer les quantités de chaleur ou de froid fournies au bâtiment à partir du réseau. Ce réseau comprend une ligne principale de distribution qui raccorde différents bâtiments ou groupes de bâtiments à la centrale de production de chaleur ou de froid, et des lignes secondaires de distribution qui raccorde chacun des bâtiments à la ligne principale de distribution. En général, un réseau est surdimensionné de façon à faciliter le raccordement de nouveaux bâtiments. Dans RETScreen, l’utilisateur peut spécifier un facteur de surdimensionnement.

La charge thermique totale pouvant être véhiculée dans la ligne principale peut être obtenue par :

où V est le débit volumique d’eau, ρ est la densité de l’eau, C_p est la chaleur massique (ou spécifique) de l’eau (valeur déterminée à 78 °C, soit 4 194 J/(kg. °C) pour les réseaux de chauffage et à 5 °C, soit 4 205 J/(kg °C) pour les réseaux d’eau glacée), et ∆T_s-r est le différentiel température entre l’alimentation et le retour d’eau, spécifié par l’utilisateur. Cette relation peut être utilisée de manière inverse pour déterminer le débit volumique d’eau qu’il est nécessaire de faire circuler pour répondre à la charge de pointe de chauffage d’un groupe de bâtiments (valeur P_H,j de l’équation (10)) :

En pratique, la formule utilisée dans RETScreen comprend un facteur de surdimensionnement de la canalisation; si κ est le facteur de surdimensionnement de la ligne principale, donné par l’utilisateur en %, l’équation (71) devient :

Ensuite, en consultant le Tableau 8 , on obtient le diamètre de canalisation nécessaire en fonction du débit. Dans le cas où plusieurs groupes de bâtiments sont desservis par la même ligne principale, il suffit de remplacer, dans l’équation (72), la charge thermique par la somme des différentes charges thermiques.

Finalement, une équation similaire s’applique aux lignes secondaires. Il suffit de remplacer le dénominateur de l’équation (72) par la charge P'_H,j donnée par :

où κ' est le facteur de surdimensionnement de la ligne secondaire, donné par l’utilisateur en %, et N_j est le nombre de bâtiments dans le groupe j.

2.6.6 Production de gaz d’enfouissement

La feuille de calcul Outils de RETScreen comprend une section permettant d’estimer la quantité de gaz d’enfouissement (biogaz) disponible dans un site d’enfouissement. Cette section de texte présente les modèles utilisés pour calculer cette quantité.

Les gaz d’enfouissement sont est le résultat de la décomposition biologique des déchets d’une décharge. La composition des gaz d’enfouissement est très variable d’un site à l’autre et dépend de différents paramètres comme la nature des déchets, leur densité, le contenu en eau et depuis combien de temps ils sont entreposés. La composition des gaz d’enfouissement peut même varier d’une place à l’autre sur un même site. Toutefois, on peut considérer que la plupart du temps, les gaz d’enfouissement sont constitués typiquement d’un volume égal de méthane et de gaz carbonique, avec quelques traces d’autres gaz comme le sulfure d’hydrogène, des mercaptans, et des composés organiques autres que le méthane.

Deux autres gaz peuvent se retrouver en quantités variables, l’azote et l’oxygène. La présence d’azote et d’oxygène dans un échantillon de gaz d’enfouissement est souvent une indication qu’il y a des infiltrations d’air ambiant dans le réseau de collecte ou de distribution de gaz d’enfouissement. En présence de méthane ou de tout autre gaz combustible, l’oxygène peut former un mélange explosif lorsque sa concentration volumique est entre 5 et 15 %. Une source de gaz d’enfouissement qui peut être envoyée dans une torchère ou utilisée dans un projet de production d’énergie devra avoir le plus haut taux possible de méthane et les plus bas taux possibles d’azote et d’oxygène. Dans le cadre d’une analyse préliminaire de faisabilité technique d’utiliser une source de gaz d’enfouissement dans un projet de cogénération, on suppose que les concentrations d’azote et d’oxygène sont négligeables. Le méthane est le composant essentiel qui donne son pouvoir calorifique au gaz d’enfouissement extrait d’une décharge. La pouvoir calorifique du méthane est typiquement donné par unité de volume.

Modélisation de la production de gaz d’enfouissement d’une décharge

Plusieurs modèles existent, permettant d’estimer la production de gaz d’enfouissement d’une décharge. Toutefois, les modèles couramment reconnus dans l’industrie sont de cinétique chimique de premier ordre et reposent sur plusieurs hypothèses. Ces modèles permettent de prédire la variation de la production de gaz d’enfouissement dans le temps d’une masse unitaire typique de déchets solides d’une décharge. La courbe de production est ensuite appliquée à l’historique d’exploitation ou aux projections d’exploitation de la décharge pour estimer quel pourra être la production de gaz d’enfouissement qui pourra en être retirée au cours des prochaines années.

Le modèle de Scholl Canyon, avec certains paramètres prédéterminés par défaut, est un modèle empirique de cinétique chimique du premier ordre qui est le plus largement reconnu et utilisé par l’industrie et les organismes réglementaires, incluant Environnement Canada et l’Agence pour la protection de l’environnement des États-Unis (USEPA). De nombreux autres modèles détaillés existent, mais ils exigent une connaissance des quantités et de la composition des ordures déposées, ainsi que des méthodes d’enfouissement, beaucoup plus approfondie que l’information généralement disponible, en particulier dans le cas de vieilles décharges pour lesquelles on ne se préoccupait pas de ce genre d’information.

Le modèle de Scholl Canyon repose sur l’hypothèse qu’il y a une fraction constante de matériel biodégradable dans la décharge par unité de temps. Ce modèle donne la production de méthane issu de ces matières biodégradables, au moyen d’une équation du premier ordre :

où Q_CH4,t est le volume de méthane produit au cours de l’année i par une section de la décharge, k est la constante de production de méthane, L_o est le potentiel de production de méthane, m_i la masse d’ordures ajoutée lors de l’année i , et t est le nombre d’année depuis la fermeture de la décharge.

Il est de pratique courante de considérer que les gaz d’enfouissement sont constitués à 50 % en volume de méthane et de dioxyde de carbone, si bien que le volume total de gaz d’enfouissement produit est égal au double du volume de méthane produit calculé par l’équation (74). Si nécessaire, le volume estimé de gaz d’enfouissement produit peut être ajusté en fonction de la proportion réelle de méthane dans les gaz d’enfouissement.

La constante k est utilisée dans l’équation de cinétique de premier ordre de la biodégradation à l’origine de la production de gaz d’enfouissement lorsque les ordures commencent à se décomposer après leur dépôt. Cette constante dépend de la quantité d’eau dans les déchets, de la disponibilité de nutriments, du pH et de la température. La quantité d’eau contenue dans les déchets de la décharge est l’un des plus importants paramètres ayant une influence sur la production des gaz d’enfouissement. Le taux d’humidité des ordures dépend surtout des infiltrations d’eau de pluie à travers le sol recouvrant la décharge, mais aussi du taux initial d’humidité dans les ordures, de la conception du réseau de récupération des lixiviats, et de l’épaisseur d’ordures du site. Les valeurs typiques de k varient de 0,02 pour les sites secs à 0,07 pour les sites humides.

Le potentiel de production de méthane, L_o , représente le volume total de méthane qui peut être récupéré sur plusieurs années, jusqu’à épuisement du gisement, et est exprimé en m³ de méthane par tonne d’ordures. La valeur de L_o dépend de la nature des ordures, en particulier de leur teneur en matières organiques. La valeur de L_o peut être estimée à partir de la teneur en carbone dans les ordures, de la fraction de ce carbone qui est biodégradable, et d’un facteur de conversion stœchiométrique. Les valeurs typiques de L_o vont de 125 à 310 m³ de méthane par tonne d’ordures. Une valeur par défaut de L_o est établie par l’USEPA à 170 m³ de méthane par tonne dans le document de référence New Source Performance Guidelines (NSPS Tier 1 default, 1994). Cette valeur est reconnue comme étant assez conservatrice et représentative de la plupart des décharges d’ordures ménagères et de déchets municipaux aux États-Unis. Choisir une autre valeur de L_o devra être justifié par l’utilisateur sur la connaissance d’informations spécifiques ou sur son expérience du site envisagé.

La masse d’ordures (en tonnes) qui est typiquement déposée une année i est représentée par la variable m_i dans l’équation (74). Dans les décharges disposant de données précises montrant un pourcentage élevé de matières inertes, comme des débris de construction ou de démolition, ce paramètre peut être réduit pour se rapprocher d’un taux de matières putrescibles plus typique de celui de décharges municipales. Cependant, dans de nombreux cas, il est difficile de pouvoir faire ce genre d’estimé. On ne doit donc réduire la valeur de m_i que si l’on dispose de données claires montrant que les ordures déposées ont une proportion différente de matières putrescibles par rapport aux ordures typiques des décharges municipales. On rappelle que la valeur par défaut de L_o tient également compte de cette proportion typique de matières imputrescibles que l’on retrouve dans des ordures courantes.

Un autre paramètre important dans l’estimation du gisement de gaz d’enfouissement est le temps estimé entre le dépôt des ordures dans la décharge et le début de leur décomposition anaérobique, c’est à dire le début de la production de méthane. Le temps de latence typique de la production de méthane est de 1 an.

La Figure 17 illustre une courbe typique de production de gaz d’enfouissement d’une décharge, obtenue en utilisant le modèle de Scholl Canyon et les valeurs par défaut conservatrices de l’USEPA, appliquées à un site relativement sec (moins de 625 mm de pluie), recevant une masse annuelle constante d’ordures de 500 000 tonnes par an pendant 25 ans (de 1990 à 2015), en utilisant une constante k de 0,05, et une valeur L_o de 170 m³ de méthane par tonne d’ordure. La figure donne 2 courbes, la production théorique de gaz d’enfouissement selon le modèle de Scholl Canyon et le volume effectivement extrait de la décharge en supposant une efficacité de captage de 75 %.

Il est important de noter que les résultats obtenus avec ces modèles ne sont que des estimations des volumes annuels produits de gaz d’enfouissement. En réalité, le volume produit par le site et l’efficacité de captage peuvent être très variables. Les efficacités de captage typiques sont entre 60 et 80 %, 75 % étant une valeur généralement admise en l’absence de données plus spécifiques au site.