Pompes à chaleur et stockages durables pour un chauffage et un refroidissement efficaces

L'utilisation de l'énergie du soleil pour répondre à une grande partie des demandes de chauffage dans les applications résidentielles est une option significative pour de nombreux climats, mais pas facile à réaliser tout en étant compétitive. Le projet TRI-HP montre comment les demandes de chauffage des bâtiments peuvent être efficacement satisfaites par l'énergie solaire, en utilisant ce que l'on appelle la glace solaire, de manière rentable. Ce concept de système combine des capteurs solaires thermiques, des pompes à chaleur et un stockage de glace pour répondre aux besoins énergétiques des régions dominées par le chauffage avec un rayonnement solaire suffisant, par exemple l'Europe centrale. Le coulis de glace produit en hiver et au printemps peut être utilisé pour le refroidissement naturel en tant que fonction complémentaire dans les climats à faible demande de refroidissement.

Les systèmes solaires à glace utilisent des capteurs solaires thermiques comme seule source de chaleur pour la pompe à chaleur, qui peut en outre être alimentée par le photovoltaïque (PV). Les capteurs solaires thermiques sont également utilisés pour répondre directement aux demandes de chauffage et d'eau chaude sanitaire. Tant que le soleil brille ou que la température ambiante n'est pas trop basse, les capteurs solaires agissent comme une source de chaleur directe pour la pompe à chaleur. Pendant les nuits froides ou les jours à faible rayonnement solaire, le stockage de glace est utilisé comme source de chaleur. Le stockage de glace agit comme un stockage saisonnier solaire à basse température (chargé en été et déchargé en hiver) avec un stockage à très grande densité d'énergie de l'ordre de 80 kWh/m3. Un schéma conceptuel du système de glace solaire peut être vu sur la Fig. 1.

Le système de coulis de glace solaire peut être comparé aux pompes à chaleur géothermiques (GSHP) avec les avantages de ne pas avoir à forer de trous de forage et donc de ne pas être limité par les lois sur la protection de l'eau. De plus, il n'est pas nécessaire de régénérer le sol comme dans le cas des forages, même si le stockage est enfoui dans le sol, puisqu'il se régénère annuellement grâce à l'énergie solaire.

La principale innovation proposée par TRI-HP est le développement du concept de coulis de glace avec la méthode de surfusion, qui élimine les échangeurs de chaleur à l'intérieur du stockage de glace, réduisant ainsi le coût d'installation du système de 10 %. De plus, la surface de transfert de chaleur (supercooler) est toujours exempte de glace et a un rendement plus élevé par rapport aux systèmes conventionnels de glace sur serpentin. Avec cette innovation, les systèmes solaires à lisier de glace devraient avoir un coût similaire à GSHP pour la même efficacité du système sans avoir besoin de forer des trous de forage ou de se régénérer dans les scénarios futurs.

L'une des principales barrières technologiques pour les systèmes à coulis de glace utilisant la méthode de surfusion est le développement d'échangeurs de chaleur qui permettent de fonctionner avec des températures d'eau inférieures à 0°C sans geler. Dans le cadre du projet TRI-HP, nous avons développé des revêtements glaçonphobes durables qui fonctionnent dans des écoulements d'eau turbulents, leur permettant de supprimer la formation de glace pour les conditions de travail nécessaires. Une fois que l'eau est surfondue sous une forme stable, elle est pompée vers un cristalliseur de glace, où la suspension de glace est formée pour être ensuite stockée dans le récipient de suspension de glace. Le degré de surfusion est défini comme la différence entre la température de congélation réelle et la température de fusion, qui est de 0°C dans le cas de l'eau.

Les sur-refroidisseurs TRI-HP testés basés sur des échangeurs de chaleur brasés sont extrêmement compacts et atteignent des degrés de sur-refroidissement jusqu'à 4°C, ce qui est bien au-delà des 2°C atteints par les technologies japonaises de pointe utilisant des échangeurs de chaleur moins compacts. La température de surfusion moyenne a été évaluée pour sept cycles de congélation pour différents revêtements glaçons, qui sont marqués par des points sur la figure 2.

L'utilisation de réfrigérants synthétiques a commencé vers 1930. Depuis lors, ils ont été réglementés en raison de la destruction de la couche d'ozone protectrice de la Terre, du potentiel de réchauffement global (GWP) élevé et de l'impact sur la santé humaine. Cela a conduit au développement de trois générations de fluides frigorigènes synthétiques. La dernière génération, à base de HFO, se décompose dans l'atmosphère, générant de l'acide trifluoroacétique et formant du trifluoroacétate, qui peut contaminer l'eau potable. Ainsi, la seule solution durable et durable pour les pompes à chaleur consiste à utiliser des réfrigérants naturels et respectueux de l'environnement à faible GWP, tels que les hydrocarbures, l'eau, l'ammoniac et le dioxyde de carbone (CO2). Dans ce cadre, de nouvelles pompes à chaleur à fluides frigorigènes naturels (propane et CO2) ont été développées et testées dans le cadre du projet TRI-HP.

Dans le cadre du projet TRI-HP, l'intégration de super-refroidisseurs dans les pompes à chaleur résidentielles pour les applications de chauffage a été mise en œuvre avec succès. Nous avons conçu et fabriqué deux prototypes d'une puissance thermique d'environ 10 kW, l'un utilisant du propane et l'autre utilisant un cycle CO2 transcritique.

Les résultats pour le coefficient de performance (COP) des deux pompes à chaleur sont présentés à la Fig. 3. Les points de données à une température d'entrée d'eau de 0 °C dans l'évaporateur montrent des situations dans lesquelles l'eau a été surfondue sans geler, grâce aux revêtements glaçons.

Outre les super-refroidisseurs, la pompe à chaleur CO2 présentait une innovation supplémentaire. La pompe à chaleur dispose d'un refroidisseur de gaz tripartite utilisant trois échangeurs de chaleur pour l'approvisionnement efficace, simultanément ou non, des demandes de chauffage (SH) et d'eau chaude sanitaire (ECS). Dans la Fig. 3 (à gauche, en haut), le coefficient de performance (COP) de la pompe à chaleur CO2 pour la production simultanée de SH et d'ECS en fonction de plusieurs températures d'ECS est indiqué. Pour ces résultats, les demandes SH sont fournies à 30/35°C pour les conditions de retour/débit depuis/vers le plancher radiant. Le COP varie de 4 à 4,5 dans la plupart des cas tout en fournissant des températures élevées pour les demandes d'ECS. La pompe à chaleur est même capable de fournir des températures ECS jusqu'à 70°C avec un COP supérieur à 4.

La pompe à chaleur au propane peut fonctionner pour fournir des demandes SH ou ECS séparément. Le COP pour la fourniture des demandes SH présentées dans la Fig. 3 (à gauche, en bas) est de l'ordre de 4,5 à 6 pour les bâtiments neufs (alimentation à 35°C) et entre 3,5 et 5,5 pour les bâtiments rénovés (alimentation à 45°C et 40°C). Le COP se réduit à environ 2,8 à 3,7 pour répondre aux demandes d'ECS à 55°C et 60°C.

Avec ces résultats, on peut conclure que la pompe à chaleur CO2 est une bien meilleure option pour les nouveaux bâtiments avec une part importante des demandes d'ECS. D'autre part, le propane est un meilleur candidat pour répondre à une grande partie des demandes SH.

La validation des systèmes solaires à coulis de glace a été réalisée à l'aide du test de cycle concis accéléré (CCT), où l'année entière est représentée par sept jours, chacun représentant une période spécifique de l'année. Le CCT est basé sur une approche hardware-in-the-loop où les systèmes fonctionnent de manière autonome dans un environnement de laboratoire pertinent comme s'ils étaient installés dans un bâtiment réel. Les composants développés dans le projet, ainsi que ceux nécessaires pour créer des conditions aux limites réalistes, ont été physiquement installés en laboratoire, tels que les pompes à chaleur à réfrigérants naturels expliquées ci-dessus, les réservoirs de stockage ECS et SH, tous les éléments hydrauliques et les connexions entre ceux-ci. éléments ainsi que le contrôle global du système qui permet de faire fonctionner le système de manière autonome pendant plusieurs jours consécutifs. La batterie électrique et l'onduleur ont également été installés physiquement. Le reste du système, y compris la réponse des capteurs solaires thermiques, du PV, du cristalliseur de glace et du stockage de coulis de glace, a été simulé et émulé. Les demandes du bâtiment, y compris la réponse du système de distribution de chauffage (plancher radiant), les profils de prélèvement ECS et les profils d'électricité domestique, ont également été simulés/émulés pour créer des conditions aux limites réalistes pour le fonctionnement du système. Les composants installés et testés en laboratoire ont été dimensionnés par rapport à la puissance de chauffage de 10 kW de la pompe à chaleur, et des simulations ont été utilisées pour adapter le système aux exigences plus élevées des bâtiments multifamiliaux.

Le système au propane à coulis de glace cible un immeuble collectif rénové avec une demande spécifique en SH de 105 kWh par surface chauffée et par an dans la ville de Zurich. Le système testé expérimentalement a atteint un facteur de performance annuel du système (SPF), y compris la consommation d'électricité du compresseur de la pompe à chaleur et de toutes les pompes de circulation, jusqu'à 4,8, ce qui est nettement supérieur au SPF typique atteint par les pompes à chaleur géothermiques dans ce climat, qui les valeurs typiques sont de l'ordre de 4.

Le système CO2 à coulis de glace cible un nouveau bâtiment multifamilial avec des besoins spécifiques en SH de 30 kWh par surface chauffée et par an dans la ville de Zurich. Ce système a été testé pendant 14 jours consécutifs, atteignant avec succès un SPF annuel supérieur à quatre pour un nouveau bâtiment avec des parts élevées de demandes d'ECS (60 % de la demande SH y compris les pertes de recirculation) à des températures élevées. La Fig. 4 montre la température de sortie de la pompe à chaleur CO2 vers l'alimentation ECS et SH et la sortie de l'évaporateur (supercooler) pendant deux jours d'hiver, suivis d'un jour de printemps. Pendant toutes les heures de fonctionnement de près de deux jours consécutifs, l'eau était en surfusion constante pendant le fonctionnement de la pompe à chaleur (le stockage de glace gelait), et aucun gel indésirable n'a été observé. La génération de glace à partir de l'eau de surfusion et son stockage dans un réservoir de suspension de glace ont été simulés et émulés dans ce test. Ces résultats montrent la validation du système dans des conditions aux limites dynamiques réalistes dans lesquelles l'approche de surfusion utilisant un échangeur de chaleur à brasage compact avec des revêtements glaçons a fonctionné sous une forme stable. Pour un système scale-up, un stockage de glace de 56m3 et une surface de collecteur de 76m2 sont nécessaires pour couvrir les 51 MWh de demande totale de chaleur.

Pour la première fois au monde, un fonctionnement stable d'un système de pompe à chaleur à boues de surfusion pour des applications de chauffage résidentiel a été validé en laboratoire, offrant une avancée technologique significative. De plus, il a été possible d'utiliser des échangeurs de chaleur à brasage très compacts qui sont couramment utilisés dans les pompes à chaleur résidentielles de pointe comme surrefroidisseurs. La prochaine étape consistera à tester le système complet avec un véritable cristalliseur de glace et un réservoir de coulis de glace, qui n'ont pas été développés dans le cadre du projet TRI-HP et, par conséquent, n'ont pas été testés physiquement dans ce projet.

Stockage à haute densité d'énergie pour le refroidissement en cas de pointe En fait, il s'agit probablement du potentiel de marché le plus élevé pour cette technologie dans le monde. La haute densité d'énergie stockée dans la glace peut être utilisée pour couvrir les pics de charge de refroidissement pendant quelques heures par jour, déplaçant la consommation d'électricité vers des moments où l'électricité est bon marché ou lorsque l'électricité PV est disponible. Cependant, l'efficacité du refroidisseur diminue considérablement lorsqu'il fonctionne en dessous de 0 °C pour produire de la glace par rapport au stockage d'eau, où l'énergie peut être stockée beaucoup plus près de la demande de refroidissement. Pour faire face à ce problème, le projet de suivi BEST-STORAGE développera un système de suspension de matériaux à changement de phase (MCP) capable de stocker de l'énergie à environ 6 à 12 °C avec une densité d'énergie de l'ordre de 35 kWh/m3, qui est six fois plus grand que le stockage de l'eau avec une différence de température de 6°C. De plus, l'efficacité du refroidisseur augmentera d'au moins 20 % par rapport au stockage de glace en raison de la température de fusion plus élevée du PCM. Le projet BEST-STORAGE a débuté en janvier 2023 et fera la démonstration de la technologie de suspension PCM pour déplacer les charges de refroidissement de pointe dans des applications réelles en 2026.

Dans le concept de glace solaire expliqué ci-dessus, un stockage de coulis de glace agit comme un stockage saisonnier à basse température chargé par l'énergie solaire en été pour être déchargé principalement en hiver comme source de chaleur pour la pompe à chaleur. Néanmoins, la pompe à chaleur doit utiliser de l'électricité dont la disponibilité peut être courte dans les périodes hivernales les plus froides dans les scénarios énergétiques futurs sans énergie fossile. En général, de grandes quantités d'énergie sont nécessaires pour l'approvisionnement en chaleur des bâtiments pendant les mois froids d'hiver, lorsque l'énergie solaire est rare et que les sources renouvelables ne peuvent pas couvrir la totalité de la demande. Ainsi, des solutions de stockage saisonnier capables de répondre aux demandes de chauffage seront nécessaires pour décarboner complètement les systèmes d'approvisionnement énergétique. Dans le cadre du projet BEST-STORAGE, un stockage à haute densité d'énergie basé sur une technologie thermochimique sera davantage développé et démontré sur le terrain avec des capacités de chauffage jusqu'à 8 kW. Le concept de stockage fonctionne comme une pompe à chaleur à sorption thermique à base d'hydroxyde de sodium aqueux (NaOH), un matériau abondant et très bon marché. Grâce à cette technologie, l'énergie excédentaire provenant de sources renouvelables intermittentes telles que le PV, le solaire thermique ou l'éolien est stockée sans aucune perte pour être utilisée plus tard pendant les périodes hivernales les plus froides.

TRI-HP implique 11 partenaires de sept pays européens différents (Belgique, Danemark, Allemagne, Norvège, Espagne, Suède et Suisse) : sept partenaires R&D (SPF-OST, TECNALIA, IREC, ISOE, NTNU, DTI, UASKA), trois PME (HEIM, ILAG), un grand partenaire industriel (ALFA LAVAL) et une ONG (REHVA). Le projet est coordonné par le SPF-OST.

BEST-STORAGE implique 12 partenaires de sept pays européens différents (Belgique, Estonie, Allemagne, Grèce, Pays-Bas, Espagne et Suisse) : trois partenaires R&D (CERTH, TECNALIA, TEKNIKER), trois universités (SPF-OST, SUPSI, TUB), un grand partenaire industriel (GIROA/VEOLIA), trois PME (AVA, NEWTON, SOLINTEL) et deux associations sans but lucratif (EHPA, TREA). La coordination administrative est assurée par SOLINTEL, et la coordination technique est assurée par le SPF-OST.

Le projet TRI-HP a reçu un financement de l'Union européenne Horizon 2020 dans le cadre de l'accord de subvention n° 814888. Le projet BEST-STORAGE a reçu un financement de l'Union européenne Horizon Europe dans le cadre de l'accord de subvention n° 101096516.

Attention, cet article paraîtra également dans la treizième édition de notre publication trimestrielle.

Enregistrez mon nom, mon adresse e-mail et mon site Web dans ce navigateur pour la prochaine fois que je commenterai.

D