[projet] Stockage intersaison

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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Lun Oct 03, 2016 21:24 pm

Bonjour,
Pour le WTS (Water tank storage)

Pour les ATES, en fait des WTS, tu trouveras la liste des WTS connues en Europe sur le site :http://solar-district-heating.eu/ServicesTools/Plantdatabase.aspx
Ce document sur la construction particulière d’un petit WTS qui montre l’isolation : http://eprints2.insa-strasbourg.fr/1336/2/ANNEXES.pdf toutefois en cherchant un peu plus lorsque les stockages sont très grand l'isolant est minimisé en partie basse.

Les schémas des type de stockage sur ce post que j’ai donnée plus haut montre également que dans les techniques de construction des WTS il y a de l’isolant au moins sur 5 faces.
Mais je pense que l’important n’est pas là, car d’autre éléments sont plus critiques et doivent faire l’objet de vérifications. L’important dans la situation du WTS comme du BTES c’est d’obtenir par une approche empirique (min/max) ou dans l’idéal une simulation qui existe sous TRNSYS mais pas dispo dans la librairie par défaut (dommage). Je suis persuadé qu’il existe au même titre que les BTES des logiciels, il faut donc que je pousse d’avantage mes recherches.
Lorsque je réalise un calcul différentiel empirique et défavorable soit :
Isolation supérieur 20 cm PSE, fond et mur 7 cm d’isolant PSE. Au 1 septembre température de 70° et je regarde au 1 décembre ce qu’il me reste.
Je trouve un rendement du stockage sans PAC de 18% (énergie perdue 82%), énergie exploitable >25° : 1.5 Mwh soit 150 litres de fuel. Et un rendement avec PAC >10° de 39%. : 4.3 Mwh exploitable.
Le ROI dans ces conditions n’est pas très favorable, sans PAC et sans prendre en compte la durabilité de l’ouvrage même si ça mérite encore optimisation notamment dans le domaine de la couverture haute.
Pour ce qui est de la configuration du site, je confirme que je ne peux récupérer que 50% de la couverture solaire. Le bassin se situe à l’aplomb d’une falaise de 20m de haut (Nord/Sud). Un bon élagage sera toutefois nécessaire pour améliorer ce rendement résiduel. Le bassin se trouve à 80m de la bâtisse mais le point positif c’est qu’il y a 8m de dénivelé entre la maison et le bassin (maison au plus bas).

Pour le BTES

Le logiciel est vraiment très puissant et c’est vraiment très instructif de pouvoir tester simplement plusieurs géométries et l’influence des paramètres sur le résultat final. Je comprends mieux pourquoi également le stockage thermique inter saisonnier se développe dans le bâtiment tertiaire (associé aux PAC).
J’ai réalisé beaucoup de simulations et il m’en reste beaucoup encore à réaliser. Je peux donc à présent évaluer un rendement et une géométrie acceptable avec mes moyens de mise en œuvre. Pour l’heure je suis resté sur l’idée initiale d’injecter en central (sur "x" puits concentrés sur environs 300 m3 de roche (rayon de 1 à 2m)) mais je ne suis pas arrêté sur l'idée d'une injection centrale...
J’ai réalisé une approche avec un isolant en surface (il suffit de définir plusieurs strates) et donc une simulation sur des puits de 15m en profondeur (de -5m à -20m). Mes dernières simulations : 16 puits centraux sur 2m de rayon m’amène à un rendement de 11% sans PAC et 24% avec une PAC.
Dake Landing est donnée pour un rendement à 25% la deuxième année et une température moyenne de 35° en fin de stockage
Température moyenne dans mon BTES test en fin de stockage : 31°
BTES15x16-30.jpg


Le ROI dans ses conditions est défavorable comme celui du WTS. Toutefois il faut encore que j’aille au bout de l’ensemble des simulations pour maximiser l’ensemble des paramètres dans mon cas.
Tout n’est pas négatif, un BTES peut durer sans intervention plus de 50 ans…le PEX noyé dans un coulis est donné pour 100 ans mais seulement sous certaines conditions de charge thermique <90°.

Plus je poursuis et plus je pense que le WTS comme le BTES sont un seul est même problème similaire avec des avantages et des inconvénients. Je retiens donc au final 5 choses par ordre de priorité pour simplifier et au risque d’enfoncer des portes ouvertes :



1. L’essentiel dans cette question de géostockage (BTES/WTS) de chaleur est de minimiser les pertes de chaleur par diffusion, donc (a) exclure tout volume rocheux où il y a circulation ou même présence d’eau, et (b) retenir une géométrie du géostockage qui minimise les surfaces extérieures par rapport au volume intérieur, c’est à dire un cylindre droit dont le diamètre est égal à la hauteur (on suppose qu’on peut isoler thermiquement la face supérieure du stockage donc c’est le rayon qui peut être égal à la hauteur). Dans mon cas BTES de 1200m3 de roche, le volume idéal est donc un cylindre d’environ 14m de diamètre sur 8m de hauteur (la stratification radial est par ailleurs améliorée).


2. Il faut équiper une densité d’échangeurs géothermiques verticaux suffisante pour assurer la puissance d’injection et de soutirage qu’on recherche. Compte tenu de la température de travail très similaire à celle de la géothermique sur sondes géothermiques verticales, en supposant que je suis sur un massif rocheux, une puissance 40 à 50W/m d’échangeur est une base de départ mais on peut aller bien plus haut.


3. Simuler la réalisation finale pour maximiser l’ensemble des paramètres de géostockage.


4. Ne pas négliger la gestion intelligente du système dans sa globalité et réduire les déperditions thermiques en plomberie en particulier.
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar Christophe68 » Jeu Oct 06, 2016 21:06 pm

Bonjour Lilian et merci pour le lien.

Je vais encore devoir te décevoir au cours de ce post.
D'abord pour ce qui est du BTES:
lilian07 a écrit:Mes dernières simulations : 16 puits centraux sur 2m de rayon m’amène à un rendement de 11% sans PAC et 24% avec une PAC.[...]
Température moyenne dans mon BTES test en fin de stockage : 31°

Il y a un problème d'interprétation du logiciel.
Sur ton graphique, la température retombe à 24°, 18h après la fin de l'injection.
Il faut cliquer sur "septembre" "octobre" "novembre" pour voir comment celle-ci évolue en statique, en appliquant "0" comme paramètre d'injection pour ces mois.
Tu gagnes en gros 10° sur ton schéma, donc sans PAC c'est mort, mais il te restes de la marge niveau puissance. Tu peux aussi monter le débit pour réduire la température des pics: saumure => débit dans les sondes.

Pour ce qui est du bassin:
lilian07 a écrit:Pour ce qui est de la configuration du site, je confirme que je ne peux récupérer que 50% de la couverture solaire. Le bassin se situe à l’aplomb d’une falaise de 20m de haut (Nord/Sud).

Bon, il fallait commencer par là. Dans ces conditions il est inutile de vouloir opter pour une configuration avec capteurs sur le bassin.
Déjà le ROI de 5 ans c'était "spéc" mais si en plus il faut se priver de la moitié de l'apport solaire, autant oublier tout de suite.
Si vraiment tu tiens au bassin, tu places les capteurs à coté de la maison et tu y draines l'excédant.

lilian07 a écrit: L’important dans la situation du WTS comme du BTES c’est d’obtenir par une approche empirique (min/max) ou dans l’idéal une simulation qui existe sous TRNSYS mais pas dispo dans la librairie par défaut (dommage). Je suis persuadé qu’il existe au même titre que les BTES des logiciels, il faut donc que je pousse d’avantage mes recherches.

A moins que ça ne m'ai échappé, je n'ai pas vue qu'il soit possible de simuler un bassin en terre avec isolation sous TRNSYS.

Il existe effectivement des logiciels industriels tel qu'Abaqus (Dassault):
https://www.youtube.com/watch?v=7vdnTO2RS2Q
Aussi performant que complexe à manier, et surtout très (très) coûteux.
Mais en gratuit je n'ai rien en stock.

Au risque de me répéter, il n'y a pas de méthode simple pour calculer la déperdition thermique du bassin.
Mais je peux quand même affirmer sans grand risque que tu as une proportion chronique à vouloir minimiser tes installations.
Le bassin pourrait marcher uniquement si tu es prêt à y mettre les moyens qu'il faut!
Il faut bien comprendre que si tu veux enlever la moitié de l'isolant, la moitié des panneaux solaires, ça ne marchera pas à moitié, ça ne donnera rien du tout!
Pas un watt à extraire, le bassin ne montera pas à la température minimale. C'est la moitié d'un budget qui part en fumée, pour finir dans la rubrique "ce qui ne marche pas".
Si tu es prêts à y mettre les moyens, je peux chercher un peu de temps pour t'aider pour la simulation, histoire de confirmer si c'est faisable et dans quelles conditions, avant d'aller plus loin, mais sinon il serait plus sage d'y renoncer.

Christophe68
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Ven Oct 07, 2016 21:52 pm

Christophe68 a écrit:Je vais encore devoir te décevoir au cours de ce post


Merci pour l’analyse de la situation, je n’ai aucun état d’âme et aucune déception aux commentaires qui permettent parfois de faire une contre analyse utile au problème. Il faut savoir revoir et appréhender ce projet complexe de différentes manières et pour tout dire je suis habitué à la polémique depuis maintenant un an en ayant eu beaucoup d'avis diverses et variés au sujet du Géostockage.
J’ai connu des avis plus ou moins éclairés et souvent très contradictoires et erronées qui finissent souvent d’ailleurs en "Troll", je te laisse voir comment la proposition du WTS a été accueillie sur Econologie alors que j’aurai aimé aller au bout de la réflexion sur ce genre de stockage.

Bref l’essentiel c’est d’arrivée à conclure sur un projet réalisable ou non réalisable sans être sur un ROI à 60 ans.
Aujourd'hui, je pense même qu’il est possible en auto réalisation d’avoir un ROI proche des 10 à 15 ans et c’est d’ailleurs la limite que je me suis fixé. Cette limite à plusieurs avantages :

-Elle limite le risque d’une grosse déception financière et permet de ce recentrer sur le strict nécessaire en évitant les pièges des réalisations infaisables.
-Elle peut rendre le projet réaliste et surtout réalisable par un grand nombre de personne recherchant un système vraiment innovant voir de permettre de débuter un projet plus ambitieux en collaboration avec des personnes qui tiennent la route.
-Elle favorise la remise en question et évite de partir sur un projet colossale qui sera voué à l’échec au début de sa réalisation.

Tout ce que j’ai appris depuis un an pour l’instant c’est qu’il ne faut surtout pas croire les affirmations sans vérification. Je n’y connaissais rien au début peut-être pas bien d’avantage aujourd’hui mais une chose est certaine, c’est qu’aucunes affirmations semblent justes tant que ces dernières ne sont pas démontrable et dans le domaine du géostockage on entend tout et son contraire.

Pour le coup les propos suivant vont peut-être également te décevoir mais :

Il faut juste ne pas « interpréter » les choses comme tu soulignes. Pour ça j’avoue qu’il faut que je précise d’avantage toutes les affirmations et ça prend du temps.

Lorsque que je dis que je ne peux capter que 50% du soleil, il faut que j’y associe l’explication de l’impossibilité sinon l’interprétation reste possible et c’est normal…Idem pour le rendement WTS et BTES en associant un graphe du mois d’Août, il y a interprétation possible et j’aurai du développer...
voici la courbe annuelle au bout de 2eme année : (16 puits 4x4) "pour voir une courbe annualisée, double clic sur la courbe mensuelle"

BTES-16-1-32.jpg


l'intégration des pics est réalisée par la présence d'un ballon tampon (simulation d'injection de puissance moyenne d'ou une courbe un peu cubique mais réaliste)

Lorsque j’évoque mes dernières simulations : 16 puits centraux sur 2m de rayon qui m’amène à un rendement de 11% sans PAC et 24% avec une PAC c’est pour pouvoir tenter de comparer 2 types de stockage dans les même conditions (WTS 39% avec PAC (énergie exploitable >10°) et 18% sans PAC (énergie exploitable >25°) avec un calcul défavorable). Au final, c’est bien l’énergie que je vois à partir d’une date (1 décembre en l’occurrence) et qu’il me reste dans le stock au-dessus de la valeur exploitable donc les 11% sans PAC ça veut simplement dire que je peux soutirer 11% de ce que j’ai injecté en surplus en été sans PAC. Soit de 25° à 31° sur 300 m3 de roche…environs 1 Mwh ce que je trouve déjà pas mal.

Pour ce qui est de la simulation, j’ai bien simulé une charge durant les mois d’hiver pour affirmer les 11% et le programme EWS n'a plus vraiment de mystère pour moi. Pour injecter les calories, j’ai également évalué à l’aide d’un petit programme Excel chauffage solaire (Herve Silve) mes besoins. Couplé à la production des 32 m2 de capteur tube, j’ai donc à l’endroit ou j’habite les surplus d’énergie comme les besoins en chauffage mois par mois. Avec ce surplus de puissance solaire simulée en été, et les besoins d’hiver (chauffage capteur tube déduit) je peux simuler avec EWS l’ensemble du système modulo les pertes de liaison (à ne pas négliger).
Ceci afin de pouvoir statuer sur in fine une rentabilité qui me donne une faisabilité (ce qui pourrait être interprété par une proportion chronique à vouloir minimiser les installations…).
Juste une petite mise au point, même si j’ai tendance à faire penser que je minimise l'ouvrage, on parle bien d’un stock à couvrir de 200 m3 ou une 40 ene de forages à 20m de profond, on n’est plus dans du bricolage d’amateur je pense et j'ajoute que je suis le seul à prendre ce risque et donc un minimum de vérifications aux conditions limites n'est pas si mal en soit …

Si j’ai un ROI à 50 ans et qu’il y a des zones d’ombre (durabilité de l’étanchéité, couverture, coût de l’installation….) je poursuis mes recherches dans la mesure du réalisable pour réduire ces zones d’ombre, comme j’ai fait pour le BTES qui doit faire l’objet encore de beaucoup de situation en simulation pour pouvoir optimser l'ensemble des paramètres.
Je ne suis pas non plus dans la situation idéologique qui consiste à multiplier les prix par 10 pour avoir 5% d’effet, je n’ai pas plus d’intérêt à faire un BTES qu’un WTS mais seulement un système viable même si tu n'y crois pas malgré tes connaissances dans le domaine.

Une autre contre vérité : Darke landing qui est un site expérimental extrêmement coûteux (précurseur) est toutefois rentable, le BTES de DL peut aujourd’hui dire que le coût de son Kwh à 40 ans est à 12 centimes, il est donc plus compétitif que n’importe quelle ressource au canada et à terme que n’importe quelle ressource connue à ce jour dans le monde (avec un système sans concurrence dans le domaine de l’écologie).
La vrai raison de cette performance, c’est sa durabilité (système simple noyé dans le sol) et son cycle saisonnier infini et inépuisable.
Pas besoin de compliquer d’avantage les choses il suffit de se documenter, le frein aujourd'hui n'est plus technique ni économique …

Autre exemple, la réalité aujourd’hui c’est qu’un géostockage WTS est bien plus couteux qu’un BTES quelque soit son volume (voir graphe ci dessous)…et ce n’est pas moi qui l’affirme, je ne fais que reprendre les sources accessibles sur internet. C’est vrai qu’il est simple d’exploiter des calories piégées dans l’eau mais c’est oublier les difficultés amont pour conserver le stock intègre.

Le problème majeur avec le WTS c’est la couverture haute (de plus en plus délicate avec la taille) et l’étanchéité qui est vraiment le point critique qui exige des maintiens en condition régulier sur le support. Enfin les températures élevées de l’eau détériorent encore d’avantage ce support, je n'y crois pas trop mais je n'ai pas fait le tour du problème donc je reste prudent.

J’aurai tendance à penser que pour réduire ce phénomène et rendre le stockage rentable, il faut s’exclure du support étanche en EPDM et réduire le coût de la couverture. D’où ma proposition d’avoir un bassin étanche par les murs existant en dur et une couverture type bac acier fermette (bois ou métal) la moins coûteuse à ma connaissance et qui permet l’adjonction de forte épaisseur d’isolant type laine de verre.
Si ce n’est pas possible c’est le « no go » assuré et il me semble que pour commencer à calculer il faut avoir réduit un peu les surcoûts pour essayer de rentrer dans une cible de ROI acceptable (pour l’instant voir plus haut je suis à 50 ans pour le WTS.

Autre contre vérité, Il n’y a pas non plus d’effet de seuil critique pour des géostockages dont les rayons sont supérieurs à 6 mois de diffusivité du moment que la forme est idéale….simulation à l’appui et parole d’expert (inutile de remettre en cause ceci, il y a déjà fort à faire avec les incertitudes techniques et les simulations aux dimensions...)

Même si tu n’es pas complètement en accord avec moi et c'est normal, d'ailleurs ce n’est pas vraiment ce que je cherche (dommage) tu pourras comprendre que je cherche avant tout à lever les incertitudes pour réduire le risque que je prends seul.

Enfin je terminerai la dessus pour démontrer que je suis au seuil de la faisabilité du BTES, un système PAC eau-eau (COP 5)+ forage coûte très cher aujourd’hui et reste un choix acceptable.
La PAC dans ce stockage géothermique reste mon assurance vie à toute épreuve même au cas ou je rencontre une veine d’eau (rédhibitoire pour un géostockage). Cette PAC coûte en monobloc « compresseur scroll » moins de 3000 euros, les Capteurs tube par le soleil coûtent moins de 100 euros/m2, la foreuse est acquise et le train de tige en cours d'acquisition.

En allant plus loin, si je devais faire réaliser par une entreprise 2 forages de 100m pour 10 000 euros je demanderai 15 forages de 15m pour moins chère (le prix du forage augmente avec la profondeur) et qui serait surtout plus performant .

Christophe68 a écrit:Si tu es prêts à y mettre les moyens, je peux chercher un peu de temps pour t'aider pour la simulation, histoire de confirmer si c'est faisable et dans quelles conditions


Merci encore pour cette proposition, dans tout les cas il y aura une grosse gestion en programmation car au moins 4 éléments à maximiser en dynamique (stockage, capteur, chauffage, ballon tampon) et je dois encore tester beaucoup de configuration pour optimiser et dimensionner un ensemble cohérent.

La solution finira par s'imposer à moi si elle existe dans un cas favorable comme dans le cas contraire.
Je reste confiant avec mes dernières simulations sur 16 puits....
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar Christophe68 » Lun Oct 10, 2016 22:48 pm

Bonjour Lilian
lilian07 a écrit:Aujourd'hui, je pense même qu’il est possible en auto réalisation d’avoir un ROI proche des 10 à 15 ans et c’est d’ailleurs la limite que je me suis fixé. Cette limite à plusieurs avantages :

Oui, là c'est plus raisonnable.

lilian07 a écrit:Tout ce que j’ai appris depuis un an pour l’instant c’est qu’il ne faut surtout pas croire les affirmations sans vérification. Je n’y connaissais rien au début peut-être pas bien d’avantage aujourd’hui mais une chose est certaine, c’est qu’aucunes affirmations semblent justes tant que ces dernières ne sont pas démontrable et dans le domaine du géostockage on entend tout et son contraire.

Absolument, et ça reste valable dans tout les domaines.

lilian07 a écrit:Il faut juste ne pas « interpréter » les choses comme tu soulignes. Pour ça j’avoue qu’il faut que je précise d’avantage toutes les affirmations et ça prend du temps.

Lorsque que je dis que je ne peux capter que 50% du soleil, il faut que j’y associe l’explication de l’impossibilité sinon l’interprétation reste possible et c’est normal…Idem pour le rendement WTS et BTES en associant un graphe du mois d’Août, il y a interprétation possible et j’aurai du développer...

Oui tout à fait, lorsqu'on partage un projet sur un forum, il faut toujours donner un descriptif le plus précis possible de la situation. Ce qui semble évidant pour soi ne l'est pas forcément pour les autres. Une omission peut changer la donne.

lilian07 a écrit:voici la courbe annuelle au bout de 2eme année : (16 puits 4x4) "pour voir une courbe annualisée, double clic sur la courbe mensuelle"
[...]
Au final, c’est bien l’énergie que je vois à partir d’une date (1 décembre en l’occurrence) et qu’il me reste dans le stock au-dessus de la valeur exploitable donc les 11% sans PAC ça veut simplement dire que je peux soutirer 11% de ce que j’ai injecté en surplus en été sans PAC. Soit de 25° à 31° sur 300 m3 de roche…environs 1 Mwh ce que je trouve déjà pas mal.
[...]
Pour ce qui est de la simulation, j’ai bien simulé une charge durant les mois d’hiver pour affirmer les 11% et le programme EWS n'a plus vraiment de mystère pour moi.

Tu as peut-être simulé une charge durant les mois d’hiver, mais pas sur la simulation que tu nous présente ci-dessus. Dsl de te contredire, mais non! Sur la simulation que tu as présenté, la température est retombée sous les 25° en fin novembre en statique.
Or il ne faut pas oublier que si tu veux pomper les calories, tu auras les pic dans l'autre sens. Il faut prévoir à minima une chute de 5° supplémentaire. Donc non tu ne pourras pas récupérer 1 MWh au dessus de 25°, tu auras au mieux 22° début novembre. Donc PAC améliorée (+1pt de COP).
Il ne faut pas te leurrer sur la lecture de ce logiciel.

lilian07 a écrit:Juste une petite mise au point, même si j’ai tendance à faire penser que je minimise l'ouvrage, on parle bien d’un stock à couvrir de 200 m3 ou une 40 ene de forages à 20m de profond, on n’est plus dans du bricolage d’amateur je pense et j'ajoute que je suis le seul à prendre ce risque et donc un minimum de vérifications aux conditions limites n'est pas si mal en soit …

Absolument. Mais un ouvrage sous-dimensionné est plus difficile à rattraper qu'un ouvrage sur-dimensionné qui au pire t'apportera un surplus de confort.
Et par expérience, je peux affirmer qu'on a toujours tendance à sous-estimer un projet.

lilian07 a écrit:Si j’ai un ROI à 50 ans et qu’il y a des zones d’ombre...

Un ROI de 50 ans dans ton cas signifierait un investissement de 75.000€ pour couvrir ton besoin.
Le ROI ne sera pas de 50 ans mais il ne sera pas non plus de 5 ans.

lilian07 a écrit:Une autre contre vérité : Darke landing qui est un site expérimental extrêmement coûteux (précurseur) est toutefois rentable, le BTES de DL peut aujourd’hui dire que le coût de son Kwh à 40 ans est à 12 centimes, il est donc plus compétitif que n’importe quelle ressource au canada et à terme que n’importe quelle ressource connue à ce jour dans le monde (avec un système sans concurrence dans le domaine de l’écologie).
[...]
Autre exemple, la réalité aujourd’hui c’est qu’un géostockage WTS est bien plus couteux qu’un BTES quelque soit son volume (voir graphe ci dessous)…et ce n’est pas moi qui l’affirme, je ne fais que reprendre les sources accessibles sur internet. C’est vrai qu’il est simple d’exploiter des calories piégées dans l’eau mais c’est oublier les difficultés amont pour conserver le stock intègre.

Le problème majeur avec le WTS c’est la couverture haute (de plus en plus délicate avec la taille) et l’étanchéité qui est vraiment le point critique qui exige des maintiens en condition régulier sur le support. Enfin les températures élevées de l’eau détériorent encore d’avantage ce support, je n'y crois pas trop mais je n'ai pas fait le tour du problème donc je reste prudent.

Pour ce qui est de l'étanchéité du fond, je connais un puits étanchéifié à l'argile verte depuis plus de 50 ans sans aucun entretien et ça marche parfaitement, ton bassin l'est probablement aussi, rien de critique là dedans d'après moi.
Pour l'étanchéité de la couverture ça dépend de la solution retenue. Dans ton cas, si on exclu le combiné isolation+capteur (à cause de la couverture solaire), il te reste deux solutions: dalle flottante avec PSE+mortier résistant à l'eau ou armature rigide avec isolant+bâche.
L'étanchéité ne sera pas le plus gros problème que tu auras à surmonter.

Pour ce qui est du coût respectif BTES vs WTS c'est un vaste débat.
Jusqu'à il y encore peu de temps, l'avantage était au BTES avec un prix plancher de 50€ le m3 d'eau équivalant.
Mais les derniers projets danois ont changé la donne avec un coût au m3 passé sous la barre des 30€ pour le bassin de Marstal (75.000m3) et d'autres projets plus grand (200.000m3).

Voir comparatif page 14 du pdf:
http://www.eurosolar.de/en/images/stori ... _Paper.pdf

Mais j'affirme que le coût le plus bas sera atteint lorsque mon concept de bassin de grande dimension avec dalle flottante+capteur sera réalisé.
Avec mon concept, je peux sortir le m3 d'eau à 30€ capteur inclus, si le contexte politique le permet. :)

A noter que pour le cas de Marstal, le coût de stockage tombera à terme (environ 70ans), à moins d'un centime d'euro le KWh thermique!

C'est très encourageant car la capacité total de ce type de structure double tout les deux ans au Danemark.

lilian07 a écrit:D’où ma proposition d’avoir un bassin étanche par les murs existant en dur et une couverture type bac acier fermette (bois ou métal)

Je me méfierais du bois (pourriture avec l'humidité).


lilian07 a écrit:pour l’instant voir plus haut je suis à 50 ans pour le WTS.

Je ne vois pas comment tu arrives à cette conclusion (exorbitante pour moi).

lilian07 a écrit:Autre contre vérité, Il n’y a pas non plus d’effet de seuil critique pour des géostockages dont les rayons sont supérieurs à 6 mois de diffusivité du moment que la forme est idéale….simulation à l’appui et parole d’expert (inutile de remettre en cause ceci, il y a déjà fort à faire avec les incertitudes techniques et les simulations aux dimensions...)

Oui c'est exactement ce que j'explique sur ce fil depuis le début. Simplement ce que tu appelles "le rayon supérieur à 6 mois de diffusivité" je l'appelle dimension critique (et il n'y a aucune contre vérité là dedans). Sauf que j'aurais pris une marge.

De la même façon qu'il y a une dimension critique, il y a également un seuil critique d'injection des calories, lorsqu'on souhaite utiliser le BTES sans l'aide d'une PAC.
Seuil permettant de le maintenir à température d'utilisation tout en compensant ses pertes par déperdition.
De la même façon que si je veux utiliser un ballon d'eau chaude je dois à minima lui fournir une alimentation capable de compenser sa déperdition à température d'utilisation, sans quoi je ne pourrais rien en tirer (rendement 0%, échec total).

Dans le cas d'un BTES utilisé avec une PAC, il y a aussi un seuil d'injection critique.
Les calories apportées doivent être supérieures aux calories prélevées.
Sans quoi le COP sera inférieur à celui d'une PAC horizontale classique.

Christophe68
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar youn260 » Mar Oct 11, 2016 12:26 pm

bonjour
je m'immisce de temps en temps pour suivre l'évolution du projet
j'ai renoncé momentanément au stockage intersaisonnier pour m'occuper de l'exploitation de mes panneaux solaires en hiver
je viens d'installer 2 cuves de 5000 litres avec serpentin dans une
avant samedi il faut que ça tourne
shema du projet a la louche
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Mer Oct 12, 2016 22:08 pm

Bonjour Christophe,

Vraiment sympa le document et cette discussion.

J’ai réalisé beaucoup de simulation entre temps pour optimiser la géométrie des puits en particulier….et d’ailleurs ton document est très intéressant car on retrouve des géométries particulières et des liaisons entre puits que j’avais commencé à tracer sur un croquis.
Désolé pour le quiproquo sur le graphe annuel de charge/décharge du BTES en effet j’ai bien simulé une charge en hiver pour arriver à 11% sans PAC mais je n’ai pas mis le graphe correspondant. (j'ai corrigé en mettant à la fin ce qu'il faut).
Le fichier Excel (qui peut servir à d’autre) me permet permettant d’actualiser la puissance mensuelle transmisse par les capteurs ainsi que le besoin hivernal de la bâtisse dans mon lieu de résidence et EWS me permet de simuler le stockage saisonnier.
L’important n’est malheureusement pas simplement le BTES mais bien le système dans son ensemble (critères SPF5 que l’on retrouve dans les écris). Ce critère SPF (saisonnal performance Niv 5) correspond à la prise en compte de l’ensemble des éléments constitutifs du système en fonctionnement (du capteur aux émetteurs), facteur le plus complexe à déterminer mais facteur réel de performance et de comparaison entre 2 systèmes.

Exemple : le SPF5 pour un seul puit géothermique associé à des capteur solaire et une PAC montre que sans capteur thermique nous sommes à un SPF5 de 2.75 et avec des capteur thermique le SPF5 passe à 2.80, je vous laisse statuer sur la pertinence de l’utilisation d’une recharge thermique pour l’inter saisonnier dans un seul puit.

Christophe68 a écrit:Or il ne faut pas oublier que si tu veux pomper les calories, tu auras les pic dans l'autre sens. Il faut prévoir à minima une chute de 5° supplémentaire. Donc non tu ne pourras pas récupérer 1 MWh au dessus de 25°, tu auras au mieux 22° début novembre.Il ne faut pas te leurrer sur la lecture de ce logiciel.



J’insiste pour dire que ces pics sont un faux problème mais ça demande à être vérifié d’avantage car le doute n’est pas permis.
Cet effet néfaste « d’hystérésis » provoqué par l’interface PEX roche est un effet indirect mais devrait être réduit de toute façon par le ballon tampon intermédiaire entre les capteurs et le BTES. Ceci devrait avoir pour conséquence de lisser les pics et d’autre part lorsque un plus grand nombre de puits sera réalisé à terme aura l’amplitude de ces pics sera réduit (pour moi ce n’est pas vraiment un problème mais je peux me tromper dans le raisonnement).
D’ailleurs pour réduire le temps de simulation et pour intégrer cet effet de ballon tampon je simule dans un premier temps uniquement la charge et décharge réelle mensuelle en injection et en extraction en fonction du résultat de la simulation Excel des capteurs.

Christophe68 a écrit:Mais un ouvrage sous-dimensionné est plus difficile à rattraper qu'un ouvrage sur-dimensionné qui au pire t'apportera un surplus de confort.
Et par expérience, je peux affirmer qu'on a toujours tendance à sous-estimer un projet.


Entièrement d’accord avec toi, j’ajoute que dans mon concept du BTES voir plus haut l’entreprise sera progressive (permet de valider pas à pas l’ouvrage) et réversible (pour qu’à chaque instant ce qui est acquis soit toujours bénéfique) un des avantages par ailleurs du BTES, partir d’un forage central pour grossir par couche radial et/ou ajout de capteurs. La petite PAC (assurance tout risque) permet de rendre rentable l’ouvrage dés les premiers forages.
J’ajoute a ce que tu évoques qu’on a tendance à minimiser l’ouvrage par manque de temps pour aboutir ou tout simplement par manque de calcul initial. L’avantage ici est clairement la simulation mais attention à évaluer avec les bons paramètres qui sont toujours plus ou moins génériques tant qu’on n’a pas effectué le premier forage et les premières mesures.

Pour mon calcul de ROI à 50 ans c’était tout simplement basé sur l’équivalent pétrole (je gagne 150 euros d’équivalent pétrole par an en chauffage voir plus haut restant dans la cuve au 1 décembre et je dois donc attendre 50 ans pour arriver à amortir mes 7500 euros d’investissement…)
J’avoue que c’est un peu rétrograde de raisonner comme ça, car le succès du projet n’a pas de prix sur l’impact écologique et sur la satisfaction d’un projet mené à terme.
En revanche ce que j’apprécie dans un calcul de ROI de ce genre c’est qu’en général un système qui est rentable et un système abouti et optimisé et qui a tendance à porter en lui le strict nécessaire (il faut donc s’y raccroché pour vérifier si on ne fait pas fausse route… ).

Je pense d’ailleurs qu’en résolvant un système simple de couverture haute ainsi que d’étanchéité pour le WTS on pourra atteindre une certaine perfection. En revanche pour ce qui est du capteur auto construit comme j’ai démontré plus haut je pense que l’avantage est à l’achat neuf (capteur tube). Dans le problème du WTS tout se résume donc à 2 points critiques.

Christophe68 a écrit:Mais j'affirme que le coût le plus bas sera atteint lorsque mon concept de bassin de grande dimension avec dalle flottante+capteur sera réalisé.
Avec mon concept, je peux sortir le m3 d'eau à 30€ capteur inclus, si le contexte politique le permet. :)


J’ai tendance à penser qu’un toit flottant est problématique pour plusieurs raison qu’on retrouve également pour une part dans ton doc.
Les PSE ou autre isolant dur résistent mal au-delà de 60°, il faut résoudre le problème d’étanchéité toiture pour drainer la pluie, il faut résoudre également la dilatation de l’eau en contact direct avec la couverture.
On ne peut pas mettre de poids sur ce toit fragile et la sécurité est discutable. Autre difficulté comme tout système à eau il faut pouvoir visiter l’intégrité du stock.
Pour l’étanchéité du bassin comme tu dis il y a des astuces qui permettent de s’affranchir de l’EPDM.
Pour ce qui est de la diffusion de chaleur sans isolant il faut vraiment pouvoir évaluer cette déperdition pour ce genre de stock ce qui pourrait faire évoluer significativement le ROI.

Le cas WTS Mastral est intéressant et je pense qu’en parallèle les ATES vont se développer avec de très grosses capacités de réserve.

Enfin, pour le BTES que j’optimise de jour en jour j’arrive à présent à une géométrie plutôt convenable et un rendement du stock de 25% (sans PAC) seulement sur 32 forages, mais je reste prudent car je dois vraiment faire une analyse contradictoire sur l’ensemble des paramètres et résultats obtenues.
Il faut encore que je consolide et que j’optimise en explorant d’autres pistes pour notamment augmenter « l’ éxergie » de l’ensemble du système ce que permet l'association du capteur tube et de plancher chauffant en augmentant la température d’injection d’un coté et en réduisant la température d’utilisation de l’autre.
J’ai par ailleurs pas encore trouvé le moyen de forcer le programme à calculer avec des types de géométrie de boucle d’injection et de décharge particulières (comme Darke landing par exemple)
J’estime que ce n’est pas vraiment si grave car la charge et la décharge des puits doit se faire de manière identique pour chaque puit donc pas forcement optimisé (on intègre juste un delta et un débit ce qui correspond à une puissance mais répartit équitablement sur l’ensemble des puits)
Enfin je limite volontairement l’injection dans les sondes à une température de 60° car je ne maîtrise pas vraiment l’influence de ce paramètre que j’estime "en moyenne", mais avec les capteurs tube et une pompe à débit variable on doit pouvoir rehausser cette température dans la limite de la perte de rendement.

btes otpimisé.jpg


En janvier mois le plus froid je décharge 1820 Kwh du stock qui résiste bien en fin de saison...

charge janvier.jpg


Ces résultats sont pour moi au delà de mes espérances et limite surprenant car dans mon cas on est à la limite de l'utilisation de la PAC pour un usage 100% solaire et des optimisations restant à réaliser....

Youn260 j'ai hate d'avoir le retour de tes premiers essais...ton schéma est compréhensible mais très peut visible ce qui m'empêche de pouvoir te donner un avis sur la réalisation du système...Bon courage






calcul Solaire.xls
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar Christophe68 » Ven Oct 21, 2016 13:50 pm

lilian07 a écrit:J’insiste pour dire que ces pics sont un faux problème mais ça demande à être vérifié d’avantage car le doute n’est pas permis.
Cet effet néfaste « d’hystérésis » provoqué par l’interface PEX roche est un effet indirect mais devrait être réduit de toute façon par le ballon tampon intermédiaire entre les capteurs et le BTES. Ceci devrait avoir pour conséquence de lisser les pics et d’autre part lorsque un plus grand nombre de puits sera réalisé à terme aura l’amplitude de ces pics sera réduit (pour moi ce n’est pas vraiment un problème mais je peux me tromper dans le raisonnement).
D’ailleurs pour réduire le temps de simulation et pour intégrer cet effet de ballon tampon je simule dans un premier temps uniquement la charge et décharge réelle mensuelle en injection et en extraction en fonction du résultat de la simulation Excel des capteurs.

Oui c'est ça. Le ballon tampon permet de répartir les calories injectées sur 24h. Donc de réduire la puissance crête injecté d'un facteur 4 environ, avec pour effet une réduction des pics dans les mêmes proportions. Mais l'ajout d'un ballon tampon entraîne aussi un surcoût. Le ballon tampon est aussi utile en accumulateur jour/nuit pour un usage direct des capteurs.

lilian07 a écrit: L’avantage ici est clairement la simulation mais attention à évaluer avec les bons paramètres qui sont toujours plus ou moins génériques tant qu’on n’a pas effectué le premier forage et les premières mesures.

Oui c'est un point important. On établie deux bornes en fonction de la tolérance de mesure.
La terre n'est pas homogène, on fait une batterie de mesures pour minimiser les risques.

lilian07 a écrit:Pour mon calcul de ROI à 50 ans c’était tout simplement basé sur l’équivalent pétrole (je gagne 150 euros d’équivalent pétrole par an en chauffage voir plus haut restant dans la cuve au 1 décembre et je dois donc attendre 50 ans pour arriver à amortir mes 7500 euros d’investissement…)

Le calcul de déperdition qui t'as amené à cette conclusion est erroné, mais le principe reste valable.
Le bassin n'est intéressant que s'il permet de couvrir la totalité des besoins. Ici 15Mwh/an plus environ 3Mwh/an de déperdition durant l'acheminement au dégrossi (80m de tranchée bien isolée).
Donc admettons qu'un investissement de 15.000€ en capteur+isolation permet de couvrir un besoin de 18Mwh/an (ce qui ne sera probablement pas le cas dans ton cas, au vu des éléments).
En réduisant le budget isolation + capteur de moitié, tu ne réduiras pas la production d'énergie thermique disponible de 50%, mais plus de 90%.

Christophe68 a écrit:Mais j'affirme que le coût le plus bas sera atteint lorsque mon concept de bassin de grande dimension avec dalle flottante+capteur sera réalisé.
Avec mon concept, je peux sortir le m3 d'eau à 30€ capteur inclus, si le contexte politique le permet.
lilian07 a écrit:J’ai tendance à penser qu’un toit flottant est problématique pour plusieurs raison qu’on retrouve également pour une part dans ton doc.
Les PSE ou autre isolant dur résistent mal au-delà de 60°, il faut résoudre le problème d’étanchéité toiture pour drainer la pluie, il faut résoudre également la dilatation de l’eau en contact direct avec la couverture.
On ne peut pas mettre de poids sur ce toit fragile et la sécurité est discutable. Autre difficulté comme tout système à eau il faut pouvoir visiter l’intégrité du stock.

Dans mon concept de bassins circulaires à grandes dimensions (200-500m, 300.000 à 2.000.000 de m3) et à grande échelle, tous ces problèmes sont résolvables. On peut par exemple fabriquer des coques emboîtables de 2,5m par 12m, transportables par camion, en usine. Chaque éléments serait autonome, avec sa propre pompe de circulation et son capteur solaire photovoltaïque. Les éléments peuvent être fabriqués en ABS thermo-formé (résistant à 100°) rempli d'isolant et recouvert par le capteur surmonté d'une dalle de verre.

L'eau de pluie serait simplement drainée dans le bassin et un trop plein évacuerait le surplus.
Ce qui entraînerait pour une pluviométrie annuelle de 500mm, une perte annuelle moyenne de 30kwh/m² (moins de 10% de la production).
Dans ton cas, avec un bassin de petite dimension, tu ne peux pas te le permettre car tu n'as pas un tampon thermique suffisant, avec une hauteur d'eau de 2m. Tu dois impérativement évacuer l'eau de pluie loin du bassin.
Je n'ai pas compris le problème posé par la dilatation de l’eau.
La solidité est normalement assurée par la dalle flottante (c'est du calcul de RDM), plus clôture de protection.
Il faut prévoir une lucarne pour accéder au fond du bassin (avec un tuba en fin de saison de chauffe), mais normalement s'il n'y a pas de malfaçon, tu n'en auras jamais l'usage.

lilian07 a écrit:Enfin, pour le BTES que j’optimise de jour en jour j’arrive à présent à une géométrie plutôt convenable et un rendement du stock de 25% (sans PAC) seulement sur 32 forages, mais je reste prudent car je dois vraiment faire une analyse contradictoire sur l’ensemble des paramètres et résultats obtenues.

La géométrie idéale est celle du nids d'abeille (que le logiciel EWS ne permet pas de simuler).

Le rendement dépendra aussi de la quantité d'énergie thermique injectée. Et comme pour le bassin il n'est pas linéaire. C'est une notion importante à comprendre.

Avant de poursuivre tes simulations, je t'invite à simuler la performance respective de ton BTES en mode PAC, comparée à celle d'un puits unique, sans utilisation de capteur solaire (Le logiciel EWS ne permet pas de simuler une longueur de puits autre que 20m, mais tu peux tricher en divisant l'extraction d'un facteur équivalant à la longueur du puits/20).
Tu verras alors que le BTES obtiendra un COP moins bon qu'un puits unique.
Ce n'est que lorsque la quantité d'énergie injectée dépasse celle prélevée que le COP du BTES est favorable à celui du puits unique, ce qui correspond à la louche à un seuil de 25m² de capteur.

En gros ça nous ramène au schéma suivant:
graphique_rendement_btes.GIF


La question est donc de savoir si tu est prêt à mettre qu'il faut pour avoir un gain significatif, ce qui risque de revenir assez cher avec du capteur tube, sans quoi tu risques de te lancer dans un projet coûteux et inefficace.

lilian07 a écrit:En janvier mois le plus froid je décharge 1820 Kwh du stock qui résiste bien en fin de saison...

Avec un besoin annuel de 15Mwh, j'aurais plutôt tablé sur 3-4Mwh en janvier-février.
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Christophe68
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Sam Oct 22, 2016 9:58 am

Bonjour,

Christophe68 a écrit:Oui c'est ça. Le ballon tampon permet de répartir les calories injectées sur 24h. Donc de réduire la puissance crête injecté d'un facteur 4 environ, avec pour effet une réduction des pics dans les mêmes proportions. Mais l'ajout d'un ballon tampon entraîne aussi un surcoût. Le ballon tampon est aussi utile en accumulateur jour/nuit pour un usage direct des capteurs.


Le ballon Tampon (mélangeur, échangeur...) est capital et tout simplement obligatoire avec le chauffage et encore d'avantage avec le solaire car il permet tout simplement d’exploiter directement (à faible perte) l’énergie solaire sur une alternance Jour/nuit ce qui représente plus de 50% de l’énergie captée à mi saison et c’est un élément qu'on retrouve pour une bouché de pain neuf ou d'occasion.
Pour ma part il est encore d'avantage indispensable car même de petite taille il maximise l’ensemble des systèmes (tube, chauffage auxiliaire,géostock...).
C’est également le centre des paramètres de gestion thermique des différents systèmes qui peuvent ainsi être maximisés par une gestion informatique.
Il serait tout aussi indispensable pour le WTS (équilibre de pression, mélange de flux, optimisation de de la circulation....)


Christophe68 a écrit:Dans mon concept de bassins circulaires à grandes dimensions (200-500m, 300.000 à 2.000.000 de m3) et à grande échelle, tous ces problèmes sont résolvables.



J'ai fait pas mal de recherches et je n’arrive pas à trouver un programme qui permettrait de calculer précisément les pertes d’un WTS.
Seul calcul s'en rapprochant (les déperditions thermiques par conduction d'une piscine avec le sol ou les déperditions thermiques d'une dalle béton de plancher d'une maison vers le sol).
Je pense toujours que plus le système est grand, plus il est complexe surtout pour la couverture et l’étanchéité et surtout pour un Geostock de 2000 000 m3, chose inconcevable pour moi (mais je n’ai pas vraiment de preuve si ce n’est l’énorme prix des WTS malgré une simplicité apparente d’exploitation thermique de l’eau).
Pour l’instant les WTS sont abandonnés au profit des ATES mais le stockage de masse est en pleine expansion dans les pays du nord et l’avenir devrait progressivement nous permettre d’y voir plus clair.
J’ai surtout l’impression que le type de géostock est adapté surtout au contexte local. Si c’est rocheux et stable plutôt BTES et si c’est terreux et avec des nappes peu profondes c’est plutôt WTS et si c’est caverneux (rare) c’est toujours ATES. Tu remarqueras également que seul Darke Landing atteint 95% de couverture solaire et que même les gigantesques WTS on un complément thermique supérieur à 20%. A vrai dire je n’ai pas vraiment regardé la raison mais je pense que c’est lié aux pertes thermique qui sont non négligeables.
J’ai d’ailleurs toujours été surpris de la perte thermique d’un ballon ECS à plus faible échelle même avec des cycle journalier.

Christophe68 a écrit: On peut par exemple fabriquer des coques emboîtables de 2,5m par 12m, transportables par camion, en usine.


Ce type de structure pourrait s’apparenté à une piscine coque mais en plus complexe (isolant+capteur). L’avantage étant bien sur le "tout en un" mais il y a fort à parier qu’une telle structure compte tenu du marché actuel soit très très coûteuse. Comme tu l’évoques il faudrait un bon contexte mais ça ne veux pas dire que c’est viable tant qu’on n’a pas démontré les pertes d’un « petit » bassin. Pour aboutir sur un système il faudrait vraiment pouvoir évaluer ses pertes (je ne vois pour l’instant que le model WTS de TRNSYS).


Christophe68 a écrit:Dans ton cas, avec un bassin de petite dimension, tu ne peux pas te le permettre car tu n'as pas un tampon thermique suffisant, avec une hauteur d'eau de 2m. Tu dois impérativement évacuer l'eau de pluie loin du bassin.


Oui tu as raison il faut absolument évacuer cette eau, d’où le toit plutôt que la couverture flottante.


Christophe68 a écrit:Je n'ai pas compris le problème posé par la dilatation de l’eau.


L’eau se dilate malheureusement avec la température (ce n’est pas négligeable, voir le système de sécurité thermique des ECS qui provoque une perte d’eau importante à chaque chauffe de la résistance)
Avec un système flottant de grande taille il faut alors que l’ensemble soit également amovible (autre complexité).

Christophe68 a écrit:La solidité est normalement assurée par la dalle flottante (c'est du calcul de RDM), plus clôture de protection.


A mon sens,difficile dans le cas flottant évoqué à moins qu’un système suspendu existe type ‘Tank Storage’

C’est vraiment toutes ses contraintes qu’il faut résoudre c’est pourquoi le choix se porte parfois sur des WTS « tout béton ».
Pour moi dalle flottante bas coût = système souple type bateau flottant avec le problème de la température et des matériaux en contact direct à résoudre.
Rien ne semble insurmontable mais il faut un peu innover et pouvoir bien sur vérifier avant le « prototypage ».

Christophe68 a écrit:Il faut prévoir une lucarne pour accéder au fond du bassin (avec un tuba en fin de saison de chauffe), mais normalement s'il n'y a pas de malfaçon, tu n'en auras jamais l'usage.


Un système étanche fini toujours par fuir voir les millions de bassin en France. Fort de ce constat je pense qu’un type « liner » est le plus approprié à défaut de trouver un cuvelage dur type « weber dry » résistant.Je pense que c’est une maintenance minimum tout les 5 ans dans ses conditions d’usage.

Christophe68 a écrit:La géométrie idéale est celle du nids d'abeille (que le logiciel EWS ne permet pas de simuler).


J’ai trouvé un moyen de réaliser n’importe quelle géométrie, c’est précisément ce que peut le model EWS contrairement au DST (même en version limitée).

Il faut aller dans : données/champ de sondes et réaliser le schéma plan de sont BTES. Ensuite choisir G-function spéciale et vérifier le tracé de la G-function associée à la géométrie du BTES unique.
La seul chose que je n’ai pas trouvé c’est la liaison entre puits mais comme j’ai évoqué plus haut, c’est pas très important car la simulation est alors légèrement plus pénalisante car elle ne prend pas en compte cette exploitation particulière du BTES (inversion de sens de circulation de l’extérieur vers l’intérieur).

Christophe68 a écrit:Le rendement dépendra aussi de la quantité d'énergie thermique injectée. Et comme pour le bassin il n'est pas linéaire. C'est une notion importante à comprendre.


Pour ça j’utilise le simulateur "Excel" d’Herve Silve (télécharger plus haut pour éventuellement comprendre l’interet) qui permet de restituer l’énergie des capteurs en prenant en compte :
-le lieu géographique en France avec sa météo et son ensoleillement
-le type de capteur : tube, plan….
-le besoin en énergie de chauffage de la bâtisse : énergie consommée, taille, isolation….

Puis je couple les résultats à EWS qui me permet de simuler le surplus solaire réel injecté vers le BTES et le besoin réel de déstockage pour chaque jour de l’année dans mon cas particulière. Ca permet d'évaluer le SPF4 (système complet sans la partie plomberie avec une précision journalière).
La limite, en effet, c'est la simulation d'une puissance (injectée ou restituée) journalière en fonction de la date de l’année (limite fichier Excel de simulation). On pourrait toutefois augmenter la précision (donnée météo accessible au grand public) à l’heure voir à la minute (avec l’ensoleillement en fonction de l’heure de la journée) mais je ne pense pas que l’incidence soit capitale, du moins pas avant d’avoir optimisé d’autres paramètres plus structurant et plus important comme la géométrie ou la programmation de l’ensemble et/ou la disposition de l’ensemble du système constitué de ses éléments...


Christophe68 a écrit:Avant de poursuivre tes simulations, je t'invite à simuler la performance respective de ton BTES en mode PAC, comparée à celle d'un puits unique, sans utilisation de capteur solaire (Le logiciel EWS ne permet pas de simuler une longueur de puits autre que 20m, mais tu peux tricher en divisant l'extraction d'un facteur équivalant à la longueur du puits/20).
Tu verras alors que le BTES obtiendra un COP moins bon qu'un puits unique.


Visiblement tu n'aimes pas les BTES malgré toutes tes connaissances et toutes les démonstrations...

Je ne pense pas qu’il y ait un intérêt à comparer un BTES dimensionnée avec des « pas » de puits inférieur à 3m qui est dimensionné pour constituer un Géostock thermique ( froid ou chaud) avec une capacité de maintien thermique de plusieurs mois.
En l’occurrence dans cette configuration ce serait sans appel, un seul puit avec sa PAC serait bien meilleurs car sa capacité de recharge/décharge bien inférieure.
Le puit reste à environs 5, 6 ° à l’usage alors qu’un BTES avec des pas de 2m sans recharge se situerait plutôt en dessous de -10°et ne se rechargerait qu'au bout de plusieurs années….
Le corollaire montré plus haut permet également de comprendre ce phénomène avec l’indice SPF5 de 2.75 pour le puit avec PAC sans recharge au lieu de 2.80 pour le puit rechargé solaire(1.5% de gain…). Cet indice montre qu’un seul puit géothermique n’est pas rentable à recharger thermiquement par du solaire car il se décharge trop vite pour s’équilibrer à 10° et aussi se recharger plus vite pour arriver à 10°.

En revanche je peux affirmer également qu’un « échangeur thermique » type BTES est plus rentable qu’un puit, en l’occurrence la ‘magie’ du BTES le permet, il suffit d’écarter le pas au-delà de 4m et là nous obtenons un BTES plus performant et mois coûteux que 2 puits géothermiques de 100 m associées à une PAC (forage moins complexe et plus rapide).
C’est le principe de plus en plus utilisé dans le tertiaire avec PAC et pieux géothermique en fondation. Ce système permet également d’augmenter le COPA de la PAC en général car la clim d’été bénéficie au chauffage d’hiver…mais il n’y a pas que ça…le SPF5 est amélioré car les circulateurs sont moins puissants et le coefficient de transfère thermique plus performant ….

C'est sans appel un BTES pour un Geostock est plus performant qu'un puit pour Géostock ou un BTES en échangeur thermique associé à une PAC est plus performant qu'un puit géothermique et sa PAC.

Christophe68 a écrit:Ce n'est que lorsque la quantité d'énergie injectée dépasse celle prélevée que le COP du BTES est favorable à celui du puits unique, ce qui correspond à la louche à un seuil de 25m² de capteur.


Oui, d’ailleurs à ce propos les concepteurs (création d'une espèce de norme DTU) de BTES préconisent une simulation à 50 ans pour prouver que le BTES ne s’épuisera pas dans le temps (T restituée>> T injectée au bout de 50 ans d'usage). EWS à ce sujet, propose l’optimum dimensionnel des puits lorsqu'on lui demande de simuler sur 50 ans.


Christophe68 a écrit:La question est donc de savoir si tu es prêt à mettre qu'il faut pour avoir un gain significatif, ce qui risque de revenir assez cher avec du capteur tube, sans quoi tu risques de te lancer dans un projet coûteux et inefficace.



Comme j’ai dit je suis au-delà de mes espérances actuellement mais je ne veux pas trop m’enthousiasmer car l’entreprise est complexe. J’en suis en dessous de 10 000 euros avec PAC pour un système qui sera rentable même en cas d’échec et dont l’espérance de vie sans maintenance est à 100 ans. Les capteurs tube me reviennent à 3500 euros les 32 m2 (voir système ATMO de par le soleil) je rappel que je suis en autoconstruction et que ce type de capteur est le meilleurs rapport/qualité/prix/performanc/durabilité même face à un capteur PE déroulé au sol ou auto construit (j'ai démontré plus haut). Ce type de capteur serait aussi le meilleurs pour tout autre système (WTS, ECS, Chauffage....) et en plus il est neuf et garantit (chose incroyable il fait mieux que de l'auto construit...et il peut être mise en oeuvre par des novices en plomberie puisqu'il n'y a pas de notion de chauffage/plomberie).


Christophe68 a écrit: Avec un besoin annuel de 15Mwh, j'aurais plutôt tablé sur 3-4Mwh en janvier-février.



C’est précisément l’intérêt de réellement simuler l’apport des capteurs durant l’année et les besoins réel du bâtiment (Fichier Excel)
Avec 32 m2 de capteur tubes (optimisé pour chauffage d'hiver par ailleurs) mon bâtiment à besoin de déstocker 640 kWh en novembre, 1860 Kwh en décembre et janvier et 900 Kwh en février….Bien entendu les 32 m2 de tubes permettent d’assurer la couverture directe (sans déstockage du BTES) pour les mois d'Octobre et Mars.
Le surplus solaire ‘simulé Excel’ est d’environs 21 Mwh (le rendement solaire augmente avec un BTES mais n'est pas pris en compte) et j’ai besoin de ‘déstocker’ 5 Mwh en plein hiver….soit un peu moins que 25% du surplus….

J’ai par ailleurs pu détecter d’autres voies d’améliorations de rendement global du BTES que je n’évoquerai pas ici car pour l’instant non vérifiable et plutôt confidentiel.
Après pas mal de simulation (toujours avec des marges de sécurité) je pense qu’un BTES du type que tu as montré plus haut et que j’ai évoqué sur un schéma (injection centrale) est une des clés pour récupérer une partie des 75% d’énergie perdue à l’échelle d’une résidence...
Pour l’heure la marge de sécurité obtenue ne me permet pas de m’exclure de la PAC dont le COPA se situera autour de 5 ou 6 pour les mois de janvier et février (soit 500 Kwh électrique ou 60 euros).
Pour les mois de novembre et décembre je pense raisonnablement pouvoir m’en passer. Sans PAC mon ROI serait bien entendu réduit mais le système moins garantit dans sa globalité et moins performant en toutes circonstances et pour 50 euros c'est assurance plutôt intéressante.
Ce type de machine dans un tel usage moins de 10% du besoin avec un COPA de 6 devient un élément sans inconvénient et sans maintenance à vie (pourtant je ne suis vraiment pas adepte de ce genre de machine en géothermie classique dont l'empreinte sur l'environnement et très discutable).

Me reste plus qu’à voir les difficultés de la faisabilité pour détenir peut être un système au dessus de tout ce que l’on trouve actuellement dans le chauffage individuel.

Me manque toutefois encore pas mal de chose dont l’étude du programme de gestion, une vérification empirique des nouvelles géométries « innovantes » et enfin le train de tige pour faire mon premier trou et les mesures d’injections pour trouver la conductivité et le type de milieu traversé.

Je pense même à une reconversion....

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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar Christophe68 » Dim Oct 23, 2016 15:56 pm

lilian07 a écrit:J'ai fait pas mal de recherches et je n’arrive pas à trouver un programme qui permettrait de calculer précisément les pertes d’un WTS.

J'ai fais ce calcul à partir des équations sur la diffusion de la chaleur, dans le cas d'un bassin de grande dimension. Ce qui est paradoxalement plus facile à calculer que pour ton petit bassin (pour des raisons de géométrie longues à expliquer), qui nécessiterait une simulation pour une précision acceptable.
Dans le cas de mon bassin de 200m, j'étais arrivé à 2-3% de perte en terre après 20 ans d'exploitation.

lilian07 a écrit:Seul calcul s'en rapprochant (les déperditions thermiques par conduction d'une piscine avec le sol ou les déperditions thermiques d'une dalle béton de plancher d'une maison vers le sol).

Dans le cas d'une piscine, l'essentiel de la déperdition thermique se fait en surface du fait de l'évaporation.
Il n'y a pas d'équation simple pour calculer les déperditions thermiques d'une dalle en béton de plancher d'une maison vers le sol.

lilian07 a écrit:Je pense toujours que plus le système est grand, plus il est complexe surtout pour la couverture et l’étanchéité et surtout pour un Geostock de 2000 000 m3, chose inconcevable pour moi (mais je n’ai pas vraiment de preuve si ce n’est l’énorme prix des WTS malgré une simplicité apparente d’exploitation thermique de l’eau).

Le plus grand WTS (on parle plutôt de PTES, bassin à couverture flottante) est celui de Vojens avec 200.000m3 et un coût de construction record de 21€ le m3!
Le bassin de Vojens viens de délivrer ses premières calories cet automne. :-)

J'ai trouvé quelques documents sur ces PTES.
Article sur Vojens:
http://www.ramboll.com/projects/re/sout ... at-storage

La construction du Sunstore 3 en images:
http://www.lsta.lt/files/events/2015-09 ... ghQ%29.pdf

Sur le stockage solaire à grande échelle en général:
https://www.iea.org/media/workshops/201 ... /furbo.pdf

lilian07 a écrit:Pour l’instant les WTS sont abandonnés au profit des ATES

Pas du tout, les PTES suivent une progression exponentiel ces dernières années, en particulier au Danemark (voir mes docs).

lilian07 a écrit:Tu remarqueras également que seul Darke Landing atteint 95% de couverture solaire et que même les gigantesques WTS on un complément thermique supérieur à 20%. A vrai dire je n’ai pas vraiment regardé la raison mais je pense que c’est lié aux pertes thermique qui sont non négligeables.

La raison en est que ces PTES sont des extensions de réseaux de chaleur existants, alimentés initialement par des chaufferies, auxquels on a ajouté des capteurs solaires en complément.
Celui de Marstal affiche un rendement de 75% et devrait encore s'améliorer. Celui de Vojens devrait atteindre 90% à terme.

Christophe68 a écrit:On peut par exemple fabriquer des coques emboîtables de 2,5m par 12m, transportables par camion, en usine.
lilian07 a écrit:Ce type de structure pourrait s’apparenté à une piscine coque mais en plus complexe (isolant+capteur). L’avantage étant bien sur le "tout en un" mais il y a fort à parier qu’une telle structure compte tenu du marché actuel soit très très coûteuse.

Le marché est actuellement inexistant vue que c'est un concept que j'ai inventé et qui n'existe pour l'heure que sur le papier. Mais le marché potentiel est énorme.
Je peux produire ces coques à partir de feuilles ABS à 100€ pièce si le carnet de commande le permet. Ce n'est qu'une question de contexte politique, la technique est rodée depuis longtemps. La coque de la Méhari était faite en ABS thermo-formé, d'une pièce.

lilian07 a écrit:L’eau se dilate malheureusement avec la température (ce n’est pas négligeable, voir le système de sécurité thermique des ECS qui provoque une perte d’eau importante à chaque chauffe de la résistance)

Ce n'est pas la dilatation de l'eau qui pose problème dans l'ECS mais la pression de vapeur d'eau qui augmente avec la température (d'où la soupape).

lilian07 a écrit:Avec un système flottant de grande taille il faut alors que l’ensemble soit également amovible (autre complexité).

La dalle flottante est amovible par définition. Elle est arrimée à la berge via un cordage relié à quatre pontons, un dans chaque coin, ce qui laisse une amplitude suffisante.
La dilatation de l'eau est marginale (un millimètre) et en pression atmosphérique il n'y a pas de surpression. La respiration d'un bassin de 200m3 est négligeable, et de toute façon il y a un trop plein (et on peut ajouter un flotteur avec une vanne d'alimentation, lorsque le niveau baisse).

lilian07 a écrit:Rien ne semble insurmontable mais il faut un peu innover et pouvoir bien sur vérifier avant le « prototypage ».

Oui, on est le domaine de l'innovation, avec les risques que ça comporte.

lilian07 a écrit:Un système étanche fini toujours par fuir voir les millions de bassin en France. Fort de ce constat je pense qu’un type « liner » est le plus approprié à défaut de trouver un cuvelage dur type « weber dry » résistant.Je pense que c’est une maintenance minimum tout les 5 ans dans ses conditions d’usage.

Le cahier des charges de Vojens prévoie une durée de vie de 30 ans sans intervention.
Je ne connais pas précisément la résistance d'une dalle de béton en extérieur, mais je pense que c'est supérieur à 5 ans.

lilian07 a écrit:J’ai trouvé un moyen de réaliser n’importe quelle géométrie, c’est précisément ce que peut le model EWS contrairement au DST (même en version limitée).

Oui, j'avais oublié l'onglet "champ de sondes".

lilian07 a écrit:Je ne pense pas qu’il y ait un intérêt à comparer un BTES dimensionnée avec des « pas » de puits inférieur à 3m qui est dimensionné pour constituer un Géostock thermique ( froid ou chaud) avec une capacité de maintien thermique de plusieurs mois.
En l’occurrence dans cette configuration ce serait sans appel, un seul puit avec sa PAC serait bien meilleurs car sa capacité de recharge/décharge bien inférieure.
Le puit reste à environs 5, 6 ° à l’usage alors qu’un BTES avec des pas de 2m sans recharge se situerait plutôt en dessous de -10°et ne se rechargerait qu'au bout de plusieurs années….
Le corollaire montré plus haut permet également de comprendre ce phénomène avec l’indice SPF5 de 2.75 pour le puit avec PAC sans recharge au lieu de 2.80 pour le puit rechargé solaire(1.5% de gain…). Cet indice montre qu’un seul puit géothermique n’est pas rentable à recharger thermiquement par du solaire car il se décharge trop vite pour s’équilibrer à 10° et aussi se recharger plus vite pour arriver à 10°.

En revanche je peux affirmer également qu’un « échangeur thermique » type BTES est plus rentable qu’un puit, en l’occurrence la ‘magie’ du BTES le permet, il suffit d’écarter le pas au-delà de 4m et là nous obtenons un BTES plus performant et mois coûteux que 2 puits géothermiques de 100 m associées à une PAC (forage moins complexe et plus rapide).


Oui, c'est exactement ça. Ca commence à rentrer. :-)

Christophe68 a écrit:Avec un besoin annuel de 15Mwh, j'aurais plutôt tablé sur 3-4Mwh en janvier-février.
lilian07 a écrit: C’est précisément l’intérêt de réellement simuler l’apport des capteurs durant l’année et les besoins réel du bâtiment (Fichier Excel)
Avec 32 m2 de capteur tubes (optimisé pour chauffage d'hiver par ailleurs) mon bâtiment à besoin de déstocker 640 kWh en novembre, 1860 Kwh en décembre et janvier et 900 Kwh en février….Bien entendu les 32 m2 de tubes permettent d’assurer la couverture directe (sans déstockage du BTES) pour les mois d'Octobre et Mars.
Le surplus solaire ‘simulé Excel’ est d’environs 21 Mwh (le rendement solaire augmente avec un BTES mais n'est pas pris en compte) et j’ai besoin de ‘déstocker’ 5 Mwh en plein hiver….soit un peu moins que 25% du surplus….

Oui, j'avais oublié de décompter l'apport direct dans mon calcul, donc si ton calcul est exact, c'est cohérent. Il faut aussi prendre ce paramètre en compte dans le calcul du seuil que j'ai indiqué plus haut (qui se retrouve abaissé du coup).

lilian07 a écrit:Je pense même à une reconversion....
[/quote]
Peut-être attendre un peu de voir les premiers résultats avant...

Christophe68
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Lun Oct 24, 2016 16:04 pm

Etonnant cet énorme projet PTES très innovant et dont le coût pourrait atteindre 21 euros (hypothèse de départ).

Ce que je remarque en première approche , c'est que les concepteurs on fait un système flottant avec un isolant en bille d'argile (certainement pour resoudre le problème de la température en contact direct).
Je connais bien la bille d'argile qui n'est pas très couteuse en grande quantité. (utilisé dans le domaine de la culture, c'est un substrat bien meilleur que la terre).
Que le projet au Danemark est viable car c'est une carrière réaménagée et donc avec un sol très meuble, que le danemark a un réseau de "chaufferie" pour le chauffage qui permet d'utiliser le réseau urbain préxistant.
Le danemark à un prix du KWh élevé ce qui pourrait en faire une singularité pour ce type de projet (j'attend de voir plusieurs choses dont notament le choix de PTES plutôt que d'ATES)
Deuxième constat intéraissant, c'est l'utilisation d'un "Liner" haute température donné pour 30 ans ???
Je connais le "Liner" piscine, le PVC armé qui est une amélioration du Liner piscine. Par réalisme l'un est donnée pour 10 ans (Liner) il resiste plutôt 5 ans et l'autre (PVC armé) pour 30 ans et résiste plutôt 15 ans sachant que le PVC armé demande une compétence particulière pour la soudure. Je suis toujours sceptique avec les très hautes températures et l'énorme bassin que l'on voit (l'avenir devrait statuer) mais c'est une belle avancée pour les PTES qui commence à resoudre leurs principaux défauts.
Par ailleurs l'isolant est conséquent et l'ouvrage gigantesque ce qui le rend un peu exclusif.

Au sujet des deperditions thermique, j'ai enfin trouvé une petite merveille de logiciel 2D amateur permettant de visualiser graphiquement dans le temps et dans l'espace le gradient de température que subit n'importe quel milieu à la chaleur.
Toutes les données sont en dynamiques et sont extractibles en courbe mathématique (dynamique ou pas). Le système de "rejeu" est très parlant et c'est une approche par élément finies (programme itératif).

Voici un exemple sur le BTES à 2 mois dans la roche Calcaire. (un fichier de 100x100 pixels qui prend pas de puissance machine)

BTES 1mois.jpg


On distingue très bien l'influence du halo blanc hautour des températures centrales puis de la couverture thermique au dessus.

La courbe des température (coupe horizontal -4m de profonds) graduation axe des x (10 unités = 2m)

BTES 1 graphmois.jpg


Je vois à présent de manière visuelle comment se propage et se perd la température au delà de l'influence des forages.
A l'aide de ce petit programme je vais pouvoir éventuellement poursuivre les simulations de manière plus réalistes et donc statuer sur la pertinence de certaines évolutions.
Je peux aussi par exemple statuer simplement sur l'intêret d'un système qui a fait l'objet de pas mal de débat concernant le "tunnel à galet".

Pour résumer, je peux simuler de manière empirique et en toute simplicité :

-Les capteurs
-Le bâtiment
-Le stockage
-La diffusion au delà du stockage.

Avec cet approche, j'espère pouvoir optimiser encore un peu plus le système notament pour répondre à 2,3 questions qui me chagrinent :

1) la réinjection de calories "très faible température >10° et <30°) en périférie du BTES (derniere circonférence).
l'idée est de gagner au départ quelques degrés pour arriver à la fin à une réhausse de quelques degrés. Un préchauffage simple, par exemple sur une réinjection simple (cours d'eau à 17° au mois de mai, nappe solaire piscine, source...)
2) Etudier la pertinance d'un préchauffage (moyenne température) la première année pour éviter d'attendre notament 5 ans pour avoir la bonification des 4° à terme....
3) Pertinance de basculer en Clim en périphérie...

Le fait d'avoir commencé à dissocié le centre d'injection et la périphérie me permet d'espérer simplement de pouvoir préchauffer de quelques degrès au dessus de 10° pour me retrouver automatiquement avec une température réhaussée du même ordre de grandeur et donc avoir plus de potentiel sans PAC...
Je ne fais pas trop d'illusion ceci devrait augmenter le ROI car je ne pense pas faire disparaitre la PAC.

Autre point même si le programme ne permet pas davoir 2 milieux différents (bassin dans de la roche) on peut toutefois à mon sens s'approcher d'une réponse empirique (par encadrement) en visualisant les pertes que provoqueraient un bassin maintenu à 70° avec sa couverture isolante puis un bassin maintenu à 50° dans les mêmes conditions.....
Affaire à suivre, j'ai pas trop le temps en ce moment...
Bonne journée
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar Christophe68 » Mer Nov 02, 2016 12:07 pm

Bonjour Lilian,

lilian07 a écrit:Etonnant cet énorme projet PTES très innovant et dont le coût pourrait atteindre 21 euros (hypothèse de départ).

Il s'agit du coût effectif d'un bassin existant. Le bas prix s'explique par la dégressivité du coût d'un ouvrage à grande dimension et par le choix de couverture à bas coût.
Et surtout parce que l'entreprise à acceptée de jouer le jeu au lieu de vouloir se faire du sucre (comme on aime le faire en France).

lilian07 a écrit:Que le projet au Danemark est viable car c'est une carrière réaménagée et donc avec un sol très meuble, que le danemark a un réseau de "chaufferie" pour le chauffage qui permet d'utiliser le réseau urbain préxistant.
Le danemark à un prix du KWh élevé ce qui pourrait en faire une singularité pour ce type de projet (j'attend de voir plusieurs choses dont notament le choix de PTES plutôt que d'ATES)

L'ATES est une perspective intéressante mais plus difficile à maîtriser. En particulier il est difficile de prévoir les déperditions thermiques avant la construction, en raison de la difficulté à évaluer précisément les mouvement d'eau souterrains.

Le coût du travail du sol n'a représenté que 15% du budget global à Vojens. Sauf cas particulier il ne devrait pas poser de problème.

On trouve des réseaux de chaleur en particulier dans les anciens pays communistes. Ils représentaient 50% du chauffage urbain en URSS. Ce sont des choix politiques.
Un réseau de chaleur ne coûte pas plus cher à construire qu'un raccordement à l'eau courante ou un tout-à-l'égout. Et si on le prévoit dès la construction le surcoût devient minime.

lilian07 a écrit:Deuxième constat intéraissant, c'est l'utilisation d'un "Liner" haute température donné pour 30 ans ???
Je connais le "Liner" piscine, le PVC armé qui est une amélioration du Liner piscine. Par réalisme l'un est donnée pour 10 ans (Liner) il resiste plutôt 5 ans et l'autre (PVC armé) pour 30 ans et résiste plutôt 15 ans sachant que le PVC armé demande une compétence particulière pour la soudure. Je suis toujours sceptique avec les très hautes températures et l'énorme bassin que l'on voit (l'avenir devrait statuer) mais c'est une belle avancée pour les PTES qui commence à resoudre leurs principaux défauts.

On sait faire des matériaux qui résistent aux hautes températures, mais ils sont souvent plus coûteux car trop spécifiques pour être pressé par la loi du marché. Une nappe silicone est capable de résister à 300° ponctuellement, et probablement à 100° pendant des siècles.
En matériaux pas cher, l'ABS a aussi une très bonne résistance à la chaleur à long terme, mais est rigide.
Un liner de piscine est soumis à des agressions: clore, et surtout les UV, qui en règle général sont considérés comme étant très agressifs pour les plastiques. Le PVC ne résiste pas à la chaleur (libération de clore toxique), 50° maxi.

lilian07 a écrit:Au sujet des deperditions thermique, j'ai enfin trouvé une petite merveille de logiciel 2D amateur permettant de visualiser graphiquement dans le temps et dans l'espace le gradient de température que subit n'importe quel milieu à la chaleur.
Toutes les données sont en dynamiques et sont extractibles en courbe mathématique (dynamique ou pas). Le système de "rejeu" est très parlant et c'est une approche par élément finies (programme itératif).


C'est intéressant, peux-tu nous donner le nom du logiciel?

Christophe68
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Mer Nov 02, 2016 19:07 pm

Bonjour Christophe.
Parfois je me fais volontairement l'avocat du diable pour voir l'ensemble du phénomène avec ses défauts sournoies.
Christophe68 a écrit:On trouve des réseaux de chaleur en particulier dans les anciens pays communistes. Ils représentaient 50% du chauffage urbain en URSS. Ce sont des choix politiques.


Ce réseau là est optimisé pour la haute température ce qui reste une faiblesse pour le détourner au profit des "basses"

Le programme est très bien fait, le code source est par ailleurs accessible pour les informaticiens.
Je le trouve très simple et plutôt efficace pour expliquer les pertes thermiques. Bien entendu il a ses lacunes mais c'est une brique supplémentaires qui m'aide à visualiser la diffusion dans le temps et l'espace. J'ai même contacté l'étudiant qui l'avais fait à l'époque pour lui dire que j'avais comparé les résultats avec des tests réelles que l'on trouve dans les différents projets et avec des tests comparatifs avec EWS.
Les résultats comparés sont étonnament similarie a ce que font des logicielles très couteux..la magie des approches par éléments finies que l'on retrouve dans les logiciel pro par ailleurs...
Il fût ravis d'apprendre cette nouvelle et que depuis ce programme n'avais pas évolué car maintenant dans la triste réalité du travail...

resolution-de-l-equation-de-la-chaleur.zip


Je pense qu'avec un tel programme, on pourrait évaluer les pertes d'un WTS au moins par encadrement. Ce serait bien de pouvoir vérifier les pertes provoquées par un bassin avec mes dimensions. Dans tout les cas je vérifierai pour évaluer la température restante dans le bassin en isolant que le haut du bassin.

D'ailleurs, j'avais dans un premier temps négligé la réinjection de calories en périphérie d'un stockage (BTES ou autre d'ailleurs) avec du tuyau PE comme tu m'avais suggéré. Avec cette nouvelle vision j'ai repris le dossier injection périphérique car dans mon cas il me manque quelques degrès pour consolider un peu plus mon stockage autonome et secrètement espérer m'exclure de la PAC (sans être convaincu à ce jour).
Et bien en faisant des recherches et en simulant un réseau de préchauffage réalisé avec des nappe solaires (pour piscine) que l'on trouve en neuf pour moins de 15 euros/m2.
Comme nous nous situons dans de très basses températures du sol au départ (delta entre le sol et l'exterieur en été inferieur à 20°) le rendement juillet et Août d'un tel réseau pourrait être bien supérieur à celui d'un capteur plan vitré ou tube haute performance. Ce qui permettrait à moindre frais par exemple par ajout de 30 m2 de nappe solaire d'avoir une température bien boostée en fin d'été, intêret double associé aux capteurs tubes et au stockage intersaison puisque le rendement du tube pour les hautes températures reste honnorable et que le stockage saisonnier permet de bénéficier des calories d'été....

Je vois donc bien un réseau de nappes solaires au dessus du stock préchauffant le stock qui devrait alors atteindre rapidement 20° puisque lorsque la température de l'eau injectée dans un capteur non vitré est inférieure à la température extérieure on atteint des rendements avoisinant les 80 à 90% sur la puissance incidente réelle (soit des puissances proche de 800 à 900W/m² à 12h solaire).

Bonne soirée
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar Christophe68 » Sam Nov 05, 2016 16:30 pm

Bonjour Lilian,

lilian07 a écrit:Le programme est très bien fait, le code source est par ailleurs accessible pour les informaticiens.


J'ai testé ce logiciel qui m'a l'air sympa. Le code source est en basique (je travaille en C++, donc pas pour moi :-/ )
Mais attention, il s'agit d'un logiciel de simulation en 2D!

Donc il ne te permettra pas de simuler les déperdition d'un objet en 3D , bassin ou BTES.
Enfin il peut être utile quand même pour son coté pédagogique.
Il te permet par exemple de voir la déperdition d'un BTES, vu en coupe de dessus, avec différentes disposition de puits, en faisant abstraction des pertes sur le dessus et le dessous (ce qui se passerait s'il était recouvert d'un isolant parfait au-dessus et en dessous), donc de placer une borne supérieure.


lilian07 a écrit:D'ailleurs, j'avais dans un premier temps négligé la réinjection de calories en périphérie d'un stockage (BTES ou autre d'ailleurs) avec du tuyau PE comme tu m'avais suggéré. Avec cette nouvelle vision j'ai repris le dossier injection périphérique car dans mon cas il me manque quelques degrès pour consolider un peu plus mon stockage autonome et secrètement espérer m'exclure de la PAC (sans être convaincu à ce jour).
Et bien en faisant des recherches et en simulant un réseau de préchauffage réalisé avec des nappe solaires (pour piscine) que l'on trouve en neuf pour moins de 15 euros/m2.


Ce que tu appelles "nappe solaires" si je ne me trompe pas, ce sont des tubes PE jointifs soudés ensembles. C'est très proche de la solution que j'avais proposé, en effet. Les deux solutions sont équivalentes.

Tu ne pourrais t'exclure de la PAC avec un BTES, qu'en augmentant de manière drastique la surface de capteur haute température, ce qui ne serait pas rentable.

lilian07 a écrit:Je vois donc bien un réseau de nappes solaires au dessus du stock préchauffant le stock qui devrait alors atteindre rapidement 20° puisque lorsque la température de l'eau injectée dans un capteur non vitré est inférieure à la température extérieure on atteint des rendements avoisinant les 80 à 90% sur la puissance incidente réelle (soit des puissances proche de 800 à 900W/m² à 12h solaire).


Oui c'est ça. Le rendement peut même dépasser les 100% lorsque la température des puits est inférieure à la température ambiante. Dans ces conditions, ton capteur peut même fonctionner la nuit.
Dans la pratique avec ce capteur, la puissance thermique transmise dans les puits dépend de la différence de température, de la somme des longueurs des puits, et de l'efficacité de transfère entre le puits et la terre.

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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar lilian07 » Dim Jan 15, 2017 19:17 pm

Dans la recherche d'un optimum en stockage thermique de masse inter-saison dans le sol à l'échelle résidentielle et après pas mal de simulations (des 100 ene) je dois avouer et confirmer que la PAC est nécessaire lorsqu'on envisage un ROI raisonnable (comparativement à un autre système de chauffage) même en auto-réalisation comme l'a suggéré Christophe68.
Par ailleurs l'association avec une PAC est non seulement une assurance de résultat mais permet de s'exclure d'une source de chaleur secondaire, elle est donc nécessaire également à grande échelle (communauté avec réseau de chaleur partagé) car elle permet d'atteindre les performances des chaudières utilisant des ressources fossiles.

C'est donc le système que je regarde à présent.
En reprenant la copie du système dans sa globalité (capteur,stockage, plomberie, gestion et émetteur) et en reprenant par le début c'est à dire l'optimisation du capteur je découvre un autre chemin possible.

J'ai essayé d'obtenir le meilleurs rendement au profit du chauffage à l'aide d'un capteur solaire (thermique) auto-installer voir amélioré et j'ai remarqué (alors que j'étais pas convaincu auparavant) qu'il est intéressant de pouvoir réaliser une approche par le coût à l'énergie produite.
Dans un système performant il est important de s'insérer dans une logique de maîtrise du budget afin d'éviter les écueils avec les systèmes intermittent que sont les EnR mais surtout pour les comparer à certaine sources utilisant des énergies fossiles.
En compilant et croisant pas mal de réalisations et mesures disponibles chez les auto-constructeur ainsi que certaines données constructeur associés au simulateur en ligne de performance de capteur thermique on obtient des résultats très intéressant :
J'ai considéré dans un premier temps qu'on utilise un émetteur capable de restituer une température de 40° et qu'on puisse capter de l'énergie jusqu'à une température de 0° extérieur, voici les résultats qu'on obtient avec les différents capteurs et hypothèses suivantes :

Mon comparatif est effectué sur 5 capteurs et j'ai même ajouté un panneau photovoltaïque utilisé pour le chauffage (aberrant à première vue mais qui a son utilité dans ce comparatif).
J'ai comparé un nappe solaire EPDM, avec et sans vitrage, un capteur tube et plan ainsi qu'un panneau photovoltaïque.

Le capteur nappe solaire pour piscine (non vitré) ne peut atteindre les performances minimum requises par 0° extérieur (énergie restituée nulle lorsqu'on veut atteindre 40°) mais je l'intègre quand même car son importance devient capitale l'été et lorsqu'on fait un petit bricolage pour l'hiver en y ajoutant une vitre type polycarbonate 4mm pour serre.
le capteur plat vitré ainsi que le tube sont des capteurs commerciaux.
Les prix indiqués sont au m2 de capteur correspond au prix d'achat sur le marché européen.
On obtient donc une puissance moyenne par m2 de capteur ainsi qu'une quantité d'énergie produite par euro investie sur l'achat du capteur ( Il faudrait poursuivre avec l'installation globale dans un premier temps et aussi ajouter la durabilité du système dans un deuxième temps pour pouvoir vraiment statuer au final sur l’intérêt d'un investissement durable).
Voici les résultats :

rendement capteur.jpg



On remarquera que même par 0° par temps ensoleillé un capteur type moquette EPDM associé à une vitre polycarbonate produit plus d’énergie par euro investi que n'importe quel capteur commercial. On remarquera également qu'un capteur tube fait jeu égal avec un capteur PV détourné pour l'usage thermique (le capteur PV qui devient aujourd'hui très performant et peu coûteux).
Il y a fort à parier qu'un PV l'hiver dépasse les performances (retour sur investissement) d'un capteur tube pour produire de l'eau chaude lorsqu'on l'associe à l'ensemble des éléments (plomberie, ballon tampon solaire et circulateurs...)

Le comparatif PV a son importance dans mon cas, car le PV peut non seulement servir à "écraser" la consommation électrique des différents éléments du chauffage (circulateur, régulation et électrovanne...) mais en quantité plus importante moyennant une gestion intelligente il peut venir soutenir la consommation de la PAC en hiver (de manière anecdotique toutefois) tout en fournissant un complément ECS avec un ballon électrique en stockage d'énergie perdue.
En revanche un tel système devient difficile à optimiser, ce qui revient à trouver l'optimum du système ainsi réalisé dans sa globalité (PV, capteur thermique, stockage,PAC, gestion thermique et électrique, émetteur....)
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Re: [projet] Stockage intersaison

Messagepar pierre1911 » Mar Jan 17, 2017 10:04 am

Je suis de très très près ce sujet car il correspond peut-être à une extension du projet autour du réacteur Jean PAIN et ce pour deux raisons:
1) pour stocker de l'énergie lorsque le réacteur en produit plus qu'il n'y a de besoin(s)
2) car le réacteur peut être utilisé comme isolant actif autour d'un volume d'eau conséquent
merci pour la richesse de vos propos
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