Analyse et étuded’un chauffage à distance à Orbe GRUVATIEZ-EN-LAVEGNY ET ZONE INDUSTRIELLE

1. Projet de semestre
Analyse et étude
d’un chauffage à distance à Orbe
GRUVATIEZ-EN-LAVEGNY ET ZONE INDUSTRIELLE
Alain Anstett
Master SGM-EPFL
Année 2015
Supervisé par : Pr. F. Maréchal et J. Trespalacios
28 mai 2015

2. Table des matières
1 Résumé 1
2 Contexte énergétique suisse et enjeux actuels - introduction 1
3 Description du projet d’intégration énergétique de la ville d’Orbe 2
3.1 Cahier des charges général de la commune d’Orbe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
3.2 Cahier des charges du présent projet de semestre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
4 Méthodes de calculs énergétiques du chauffage à distance et présentation des résultats 5
4.1 Zonage et identification des bâtiments à inclure dans le CAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
4.2 Calcul des besoins pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.3 Dimensionnement du réseau CAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
4.4 Calcul des coûts engendrés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
4.4.1 Méthodes de calcul des coûts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
4.4.2 Calcul des coûts du cas d’étude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
4.5 Calcul des émissions de CO2 engendrées . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
5 Intégration d’un couple chaleur-force et impacts sur les indicateurs de performances (coûts et émissions
de CO2) 17
6 Intégration des ressources de chaleur tierces à disposition et impacts sur les indicateurs de performance
(coûts et émissions de CO2) 18
6.1 Valorisation de la chaleur des eaux de la rivière (l’Orbe) - intégration d’une première PAC . . . . . . . 18
6.2 Valorisation de la chaleur des eaux usées - intégration de PACs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
7 Valorisation des rejets thermiques industriels par l’intégration d’échangeurs de chaleur - potentiel esti-
matif 25
8 Intégrations énergétiques secondaires dans la zone de Gruvatiez - potentiel estimatif 26
8.1 Récupération de la chaleur des eaux usées à la sortie des bâtiments . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
8.2 Réutilisation des déchets ménagers comme éventuel combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
8.3 Intégration de pompes à chaleur géothermiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
9 Recommandations pour une éventuelle extension du réseau CAD 28
10 Conclusion 29
11 Figures et tableaux 30
12 Bibliographie 32
13 Annexes 34
13.1 Plan d’affectation de la ville d’Orbe . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
13.2 Aménagement des futurs quartiers à affectations mixtes de Gruvatiez . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
13.3 Aperçu des résultats de la planification énergétique de la ville d’Orbe réalisée par M. Javier Trespalacios 36
13.4 Extrait des statistiques énergétiques répertoriées par L. Girardin pour le canton de Genève et l’année 2005 38
13.5 Tableau des degrés-jours et jours de chauffage pour la zone climatique de Lausanne (SIA 381/2) . . . . 39
13.6 Plan de cadastre représentant par secteur le niveau de protection des eaux souterraines dans la partie
Orbe Sud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
1

3. 13.7 Illustration d’un collecteur sur conduite d’écoulement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
13.8 Schéma de principe d’un groupe de torréfaction du café . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
13.9 PCI des déchets ménagers selon une étude TRIDEL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
13.10Tableau de données pour l’intégration de sondes géothermiques verticales alimentant 50% du chauffage
de Gruvatiez (J. Trespalacios, 2014) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
2

4. Remerciements
Je tiens à remercier sincèrement toutes les personnes qui ont contribué à la réalisation de ce projet. Ma gratitude
s’adresse particulièrement aux responsables de ce projet, à savoir le Professeur François Maréchal, qui m’a supervisé et
conseillé dans l’avancée de mon étude, et Monsieur Javier Trespalacios, qui m’a encadré tout au long du projet, guidé et
conseillé notamment lors de rendez-vous hebdomadaires à l’Université de Lausanne.

5. Liste des abréviations
A : aire de l’échangeur de chaleur
C : coût
c : catégorie de bâtiment (affectation + année construction/rénovation)
c1 : 1er paramètre de coût pour la tuyauterie du CAD
c2 : 2nd paramètre de coût pour la tuyauterie du CAD
cx : coût unitaire pour l’agent énergétique x
CAD : Chauffage à distance
CAPEX : somme des investissements annuels
CC : Chauffage centrale
CCF : Couple chaleur-force
CG : Chaudière à gaz
COP : Coefficient de performance (d’une pompe à chaleur)
D : Les Ducats (zone d’étude)
d : diamètre
DHN : District heating network
DJ : degrés-jours
∆Tlm : Moyenne logarithmique de températures
∆Tmin : Différence de températures minimale pour laquelle est dimensionné un
échangeur de chaleur
ECS : Eau chaude sanitaire
EL : Etraz-Longeraie (zone d’étude)
EU : Eaux usées
: efficacité de l’échangeur de chaleur
Fa : taux d’actualisation
G : Gruvatiez (zone d’étude)
H : Hilcona (zone d’étude)
H : nombre d’heure d’utilisation du chauffage par jour
I : Investissement total
i : taux d’intérêt

6. JC : jours de chauffage
K : Coefficient de topologie
k1 : 1er paramètre de la signature énergétique (pente)
k2 : 2nd paramètre de la signature énergétique (ordonnée à l’origine)
L : longueur
MG : Moteur à gaz
˙m : débit massique
N : Nestlé (zone d’étude)
nb : nombre de bâtiments
OPEX : somme des coûts d’opération annuels
PAC : pompe à chaleur
PC : Pile à combustible
PCI : Pouvoir calorifique inférieur
Pth,ut : puissance thermique au condenseur (utile) de la pompe à chaleur
Pth,s : puissance thermique à l’évaporateur (source) de la pompe à chaleur
˙Q : Flux de chaleur (énergie)
Q : Flux de chaleur (puissance)
ρ : masse volumique
SRE : Surface de référence énergétique
STEP : Station d’épuration
SZ : surface de la zone
T : température
TG : Turbine à gaz
τ : nombre d’années de remboursement
U : coefficient de transfert de chaleur
˙V : débit volumique
vs : vitesse du fluide de chauffage
Y : année de référence
Z : zone
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7. 1 Résumé
Le présent projet de semestre comporte 3 parties clairement distinctes :
– Premièrement, les raisons qui conduisent à cette étude de restructuration énergétique.
– Deuxièmement, les méthodes de calcul utilisées et l’introduction des critères de performance (coûts et émissions).
– Troisièmement, les alternatives d’améliorations (comprenant certaines études détaillées, puis certaines autres plus
estimatives) et leurs impacts sur les critères de performance.
Tout d’abord, un bref survol de la politique énergétique au niveau suisse sera introduit, puis une focalisation sur les
enjeux de la ville d’Orbe, incluant les pistes de restructurations choisies par la commune et spécialement pour la partie
sud de la ville, comprenant les sites industriels et les terrains de nouveaux quartiers (ex. : Gruvatiez-En-Lavegny).
Ensuite, il sera question du dimensionnement du CAD, comprenant la définition des limites géographiques (zonage)
ainsi que le calcul : des besoins (chauffage et eau chaude sanitaire), des puissances à installer, des coûts (investissement
et opération) et des émissions de CO2. Comme premier choix technologique standard, une chaudière à gaz par bâtiment
sera choisie comme générateur de chaleur. Il conviendra de comparer les critères de performance entre la situation
actuelle et celle d’une rénovation avec implantation du CAD.
Une série d’options d’amélioration (détaillées ou sommaires) vont être proposées par intégrations successives, rap-
pelant ainsi le but principal de l’étude qui est de valoriser au maximum les ressources d’énergie renouvelables provenant
directement du site d’étude. Voici la liste des améliorations qui seront proposées :
– Remplacement de la chaudière à gaz par un couple chaleur-force (étude détaillée),
– Intégration d’une pompe à chaleur sur la rivière de l’Orbe (étude détaillée),
– Intégration d’une ou plusieurs pompe(s) à chaleur sur les eaux usées urbaines (étude détaillée),
– Valorisation des rejets thermiques des industries et en particulier de Nestlé (étude sommaire),
– Intégration d’une ou plusieurs pompe(s) à chaleur sur les eaux usées à la sortie des bâtiments dans le nouveau
quartier de Gruvatiez (étude sommaire),
– Réutilisation des déchets ménagers comme combustible dans le quartier de Gruvatiez (étude sommaire),
– Intégration de pompes à chaleur géothermiques dans le quartier de Gruvatiez (étude sommaire).
Pour les intégrations énergétiques détaillées, il conviendra de rendre compte des impacts sur les critères de perfor-
mance pour juger de la pertinence de ces restructurations.
2 Contexte énergétique suisse et enjeux actuels - introduction
Au cours de son histoire, la Suisse a souvent fait figure de modèle en termes de restructuration énergétique. Depuis
1990, de vraies lignes directrices ont été établies par le Conseil fédéral en prévision de l’avenir énergétique de la Suisse.
Ces lignes ont permis ensuite aux Cantons de proposer également à leur échelle des textes de lois visant à garantir
les 3 axes phares de ces nouveaux enjeux : sécurité de l’approvisionnement énergétique, amélioration de l’efficience
des systèmes énergétiques et meilleur respect de l’environnement. Plus précisément, l’article constitutionnel stipule
que « dans les limites de leurs compétences respectives, la Confédération et les Cantons s’emploient à promouvoir un
approvisionnement énergétique suffisant, diversifié, sûr, économiquement optimal et respectueux de l’environnement,
ainsi qu’une consommation économe et rationnelle de l’énergie » [1].
Le Conseil fédéral et le Parlement ont pris par ailleurs en 2011 une décision de principe pour la sortie progressive
de l’énergie nucléaire à l’horizon 2034. La nécessité d’augmenter la part renouvelable d’approvisionnement, toujours
dans l’optique de diminuer la dépendance de la Suisse face aux autres pays détenteurs des combustibles d’origine fossile
1

8. (électricité française, gaz et pétrole d’Asie occidentale, etc.), devient alors un sujet crucial. A ce titre, une série de dispo-
sitions stratégiques ont été mises en place en Suisse dans le but de satisfaire tous ces objectifs d’ici 2050. Actuellement,
chaque habitant consomme en moyenne 8300 Watts et 12,5 tonnes de CO2 par année. Le but à atteindre serait, pour
l’année 2100, une société à « 2000 Watts »/hab., avec seulement 1 tonne de CO2 consommée/hab, tout en conservant le
même niveau de confort pour chaque personne [2].
Plusieurs autres stratégies allant dans ce sens de restructuration énergétique sont d’actualité au niveau helvétique ou
européen. La Convention des Maires [3] est le principal mouvement européen associant les autorités locales et régionales
pour le développement du recours aux énergies renouvelable provenant de leurs territoires tout en garantissant une
amélioration de l’efficacité des systèmes énergétiques. Cette convention inclue la règle dite des « 3X20 » en prévision
de 2020, c.-à-d. :
– réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 20%,
– réduire sa consommation d’énergie de 20%,
– porter à 20% la part des énergies renouvelables dans sa consommation finale d’énergie.
Le chauffage et le rafraichissement des espaces d’habitat font donc office de sujet particulièrement pertinent à étu-
dier en connaissance de ces lignes directrices liées à la politique énergétique. De plus, env. 50% des consommations
énergétiques totales seraient utilisées pour le confort dans le bâtiment. Les procédés industriels, les transports et autres
services publics se répartissent les besoins restant [4].
En conséquence, l’étude qui va suivre se concentrera sur cette part principale des consommations que représente le
confort dans l’habitat, et particulièrement le chauffage.
3 Description du projet d’intégration énergétique de la ville d’Orbe
3.1 Cahier des charges général de la commune d’Orbe
La commune d’Orbe (VD), comprenant plus de 6700 habitants, labellisée Cité de l’Energie en 2013, est au cœur
des problématiques énergétiques qui ont été citées dans la section précédente. Conformément aux objectifs présentés par
SuisseEnergie, le conseil communal et les acteurs du secteur énergétique de la ville s’activent en vue de « coordonner
une politique énergétique ambitieuse pour tendre vers une société à 2000 Watts ».
Voici quelques objectifs mis en avant par la commune à l’horizon 2035 [5] :
– gestion durable et efficace des ressources énergétiques ;
– exploitation (dans la mesure du possible) de la totalité des potentiels de production par des énergies vertes ;
– minimisation des facteurs de coût et d’impact sur l’environnement liés à la gestion des énergies de la ville ;
– mise en place de dispositions pour un approvisionnement plus sûr.
Quelques objectifs plus concrets sont également envisagés en projection d’un avenir plus proche, soit à l’horizon
2020 [5] :
– encouragement pour l’emploi du label Minergie P chez les privés ;
– Promotion pour la rénovation des bâtiments existants afin de diminuer la consommation d’énergies fossiles de
10% ;
– Augmentation du recours à l’électricité d’origine solaire (2% de la consommation totale actuelle) ;
– Réalisation d’un cadastre solaire pour identifier le potentiel du territoire ;
– Prise en compte du développement durable dans l’élaboration des règlements de nouveaux plans partiels d’affec-
tation ;
– Incitation de la population et des entreprises à des économies d’eau et d’énergie (entre autres lors d’une manifes-
tation semestrielle d’information) ;
2

9. – Mise en réseau des modes de déplacements (objectif de 400 utilisateurs journaliers pour le transport urbain) ;
– Réalisation (dans la mesure du possible) de toute nouvelle construction au standard Minergie ou équivalent ;
– Diminution de 5% de la consommation d’électricité dans les bâtiments communaux ;
– Utilisation de l’énergie renouvelable pour le chauffage de toute nouvelle construction ;
– Diverses mesures également pour la mobilité et l’approvisionnement en eau.
Toujours dans cette optique d’optimisation de l’approvisionnement, de la consommation et de la réutilisation des
énergies, au regard des indicateurs de performance de coût et d’impact sur l’environnement, le projet Orbe Sud vise
à promouvoir en ce sens l’intégration énergétique d’un maillage complexe de bâtiments à affectations, anciennetés
(construction/rénovation) et taille diverses.
L’étude de réseaux énergétiques vient du fait qu’Orbe Sud est devenu, au file du siècle passé jusqu’à nos jours, un
pôle stratégique à l’échelle cantonale, voire helvétique. En effet, la présence d’une zone d’activité avec commerces,
bâtiments administratifs et industries, dont la multinationale Nestlé, fait de ce secteur un lieu privilégié pour un projet
de restructuration durable. Par ailleurs, cette partie de la ville, au sud de la rivière du même nom, comprend des quartiers
d’habitation existants (ex. : Les Moulins) ou à construire (ex. : Gruvatiez), ce qui accroît les possibilités d’intégration
mais complexifie davantage l’étude. La zone finalement couverte est présentée à la figure 1.
FIGURE 1 – Zone concernée par le projet de restructuration énergétique du pôle sud d’Orbe [5]
Le plan d’affectation de la ville se trouve à l’annexe 13.1. C’est sur la base de cette mixité d’utilisation des bâtiments
et en tenant compte des différentes années de construction et de rénovation, que les calculs de besoins énergétiques pour
le chauffage, l’eau chaude sanitaire, le rafraichissent et l’électricité vont pouvoir être implémentés. En plus de cela, les
prévisions futures et la flexibilité quant à l’extension du parc énergétique sont également importantes. Les nouveaux
quartiers de Gruvatiez sont à ce titre également à prendre en considération (cf. annexe 13.2).
Suite à cela, des solutions technologiques de production et de distribution pourront être proposées, en ayant re-
cours si possible à la récupération de chaleur provenant notamment des rejets thermiques des industries, des réseaux
d’écoulement d’eaux usées et de la rivière de l’Orbe. L’implantation d’un chauffage à distance (CAD) couplé à plusieurs
installations de pompes à chaleur (PAC) apparaît alors comme une solution envisageable et qui a déjà largement fait ses
preuves par le passé (ex. : centrale Pierre-de-Plan à Lausanne). La cogénération serait alors un moyen à privilégier (cf.
section 5) pour produire d’une part la chaleur nécessaire pour le réseau CAD et d’autre part l’électricité nécessaire pour
3

10. alimenter les PACs et/ou les appareils électriques dans les bâtiments.
Concernant l’étude énergétique sur l’ensemble du territoire urbain, une planification relativement complète [4] a été
réalisée en 2014 par M. Javier Trespalcios et supervisée par le Prof. François Maréchal avec, plus en détail, un concept
énergétique pour le nouveau quartier de Gruvatiez-En-Lavegny (Gruvatiez Est). L’annexe 13.3 dresse quelques résultats
de cette étude qui a nécessité bon nombre d’outils (normes, informations géoréférencées, méthodes de calculs, données
techniques, ...) qui ont pu être repris en partie et adapté au présent projet de semestre.
A la lumière de ces enjeux généraux de restructuration, trois centres géographiques et fonctionnels peuvent être mis
en évidence, soit : « la ville historique » (centre ville incluant les bâtiments à proximité de la gare), « la ville moderne »
(avec les nouveaux quartiers de Gruvatiez au sud) et « la ville active » (avec les industries et bureaux, tels que ceux de
Nestlé, au sud-est de la ville). L’envergure de ce projet de semestre se limitera aux parties « moderne » et « active » (cf.
section 3.2).
3.2 Cahier des charges du présent projet de semestre
Comme mentionné précédemment, l’étendu géographique et thématique du projet nécessite la définition de certaines
limites. Premièrement un zonage a été réalisé afin de mettre en exergue les secteurs les plus pertinentes à intégrer
prioritairement dans le réseau CAD. Comme le montre la figure 2, trois phases ont été choisies pour le développement
du réseau de chaleur. Seule la phase 1 va faire l’objet de calculs approfondis au sujet des besoins de chaleur, des
éléments de dimensionnement des appareils et du réseau, des coûts (opération et investissement) et des émissions de
CO2 (cf. sections suivantes). Pour les phases 2 (intégration du futur quartier de Gruvatiez-ouest) et 3 (intégration du
quartier existant des Moulins), seules des recommandations qualitatives vont être précisées à la section 9 [6].
FIGURE 2 – Zone concernée par le projet de semestre d’étude d’un CAD (3 phases d’extension)
L’aire couverte dans la phase 1 fait donc figure de zone d’étude à considérer pour le présent projet. Celle-ci com-
prend des bâtiments administratifs, commerciaux et surtout industriels (principalement dans sa partie nord et est), mais
aussi des logements individuels et collectifs (dans sa partie ouest). Le territoire (aujourd’hui agricole) encore non-bâti
de Gruvatiez-En-Lavegny y est facilement reconnaissable et devrait inclure 21 bâtiments commerciaux (secteur A) et
résidentiels (secteurs A et B) comme mentionné à l’annexe 13.2. Ce territoire, voulu comme étant le lieu d’implantation
d’un éco-quartier, restera au file de l’étude la zone de référence, c’est-à-dire qu’il faudra assurer en priorité l’approvi-
sionnement en chaleur de cette zone qui ne comporte, à l’heure actuelle, pas encore de système de chauffage.
4

11. Suite à la réalisation de ce zonage, il convient de poser les limites thématiques de ce projet. En parlant de concept
énergétique dans le confort du bâtiment, il est possible d’inclure l’offre et la demande relatives à 3 types de flux : chaleur,
rafraichissement, électricité. Dans le cadre du bâtiment, ce sont les thèmes sont à considérer. De plus, l’élaboration d’un
réseau de chauffage à distance, qui est le point de départ de l’étude et sur la base duquel vont pouvoir être menées les
différentes procédures d’optimisation, oriente la démarche de recherche et de calcul vers une analyse prioritaire de la
demande de chaleur (à considérer avant celles de froid et d’électricité). Cette dernière se divise en 2 groupe de besoins :
chauffage et eau chaude sanitaire (ECS).
Cette demande, subdivisée en terme de zones géographiques (cf. section 4) ou de regroupement de bâtiments, pourra
ensuite être représentée sur une carte, permettant ainsi l’identification des grands, moyens et petits consommateurs. Les
calculs de coûts d’investissement liés à la centrale, à la tuyauterie et à la maintenance face à l’économie en termes de
coûts d’opération (énergie primaire) vont pouvoir être déterminés sur la base de la demande et de l’élaboration du réseau.
Les coûts totaux représenteront alors la première fonction objective qu’il faudra minimiser.
Parallèlement, une étude environnementale (réduction des émissions de CO2) sera menée. La quantité de CO2 dé-
gagée sera quant à elle la seconde fonction objective à minimiser en privilégiant les sources d’énergies renouvelables
censées diminuer les besoins en gaz naturel (combustible fossile le plus conventionnel) nécessaire pour le CAD.
Dans un deuxième temps, un couple chaleur-force pourra être introduit à la place d’une chaudière pour les mêmes
raisons que celles explicitées à la sous-section précédente et, de manière globale, pour réduire les pertes exergétiques.
Enfin, l’exploitation des sources de chaleur provenant de la rivière de l’Orbe, des eaux usées et des rejets thermiques
des industries pourra être mise en avant toujours dans l’objectif de promouvoir les aspects économiques et écologiques
de ce projet, à savoir : la réduction du recours aux énergies payantes et polluantes pour un même niveau de confort dans
l’habitat.
4 Méthodes de calculs énergétiques du chauffage à distance et présentation
des résultats
4.1 Zonage et identification des bâtiments à inclure dans le CAD
En premier lieu, quelques considérations légales doivent être rappelées. Le système de normes utilisés dans l’éner-
gétique du bâtiment en Suisse et celui de la SIA. Tout d’abord la norme SIA 380/1 [7] sert de méthode de calcul et
d’indication des « valeurs limites » à ne pas dépasser en terme de demande de chaleur. C’est sur la base de cette norme
que les bilans thermiques du bâtiment sont couramment réalisés. Les normes SIA 381/2 [8] et 381/3 [9] servent quant à
elles à déterminer les puissances appelées en fonction des besoins de chaud (ou inversement) selon la période considérée
dans l’année (typiquement un mois donné) et la localisation du projet (Orbe étant dans la même zone climatique que
Lausanne). Cette méthode de calcul est centrée sur la détermination des jours de chauffage et des degrés-jours. Elle sera
utilisée comme moyen de contrôle des niveaux de puissances obtenus. Pour les coefficients d’énergie primaire et les
facteurs d’émission, la SIA 2031 [10] sur la certification énergétique des bâtiments fait office de support de calcul.
La détermination des besoins et des puissances à installer est à entreprendre pour chaque bâtiment compris dans
l’aire géographique retenue (cf. figure 2 ; phase 1), puis par zone (agglomération de bâtiments). La carte de la figure 3
représente la division du plan de cadastre en zones :
– G : Gruvatiez (en vert), zone de référence - immeubles à affectations principalement résidentielles avec quelques
commerces et bureaux dans la partie nord ;
– N : Nestlé (en rose) - zone d’activité couverte par la Société des Produits Nestlé SA et Nestec SA ;
– D : zone industrielle et commerciale des Ducats (en jaune) ;
– H : zone industrielle sud-est comprenant notamment l’entreprise d’agroalimentaire Hilcona (en orange) ;
– EL : zone à majorité résidentielle sur les chemins de l’Etraz et de Longeraie (en bleu).
5

12. FIGURE 3 – Découpage en zones du plan de situation de l’étude
La méthodologie qui sera implémentée dans un tableur Excel est celle de la thèse du Dr. Luc Girardin [11], à savoir
celle des modules EnerGis (cf. architecture de la plateforme à la figure 4). N’ayant pas d’accès libre au logiciel EnerGis,
il a été décidé de suivre cette méthodologie dans la suite de l’étude (calcul de la demande, dimensionnement du réseau
et détermination des coûts et des émissions) et de reporter manuellement les résultats sur une carte à l’aide du logiciel
Q-Gis et de la plateforme geoplanet.vd.ch.
FIGURE 4 – Architecture de la plateforme EnerGis
Il convient, avant les étapes de calcul, de collecter quelques données représentatives des besoins spécifiques (c’est-
à-dire par unité de surface) de chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire selon le type d’affectation et l’époque
de construction ou de rénovation des bâtiments pour un lieu géographique représentatif du cas étudié et une année
6

13. type. Pour cela, les données statistiques récoltées par L. Girardin pour le canton de Genève et l’année 2005 semblent
appropriées au parc immobilier d’Orbe sud et, par conséquent, ont été choisies comme données de référence. Un extrait
de ces statistiques est présenté à l’annexe 13.4.
Pour chaque zone définie, il est nécessaire d’identifier chaque bâtiment existant, ainsi que les immeubles à construire
pour ce qui est de la zone de Gruvatiez. L’identification est ici faite par le numéro fédéral EGID et par les codes A,B
(suivi d’un nombre à 2 chiffres conformément à l’annexe 13.2 présentant des esquisses d’un bureau d’architecte candidat
au projet) pour les nouveaux bâtiments de Gruvatiez. Il est possible ensuite, à l’aide du logiciel Q-Gis, de collecter les
valeurs relatives aux propriétés de chaque bâtiment, à savoir :
– surface,
– position,
– affectation,
– période de construction/rénovation,
– agent énergétique (chauffage et ECS).
Puis, après avoir attribué à chaque bâtiment les propriétés adéquates (cf. annexe 13.4), l’ensemble des données
nécessaires à l’application de la méthode de calcul EnerGis sont à disposition. Le nombre de bâtiments à inclure dans
l’étude s’élève à 98 et la figure 5 caractérise le nombre de ces bâtiments par zone. Il est par ailleurs intéressant de
souligner que les agents énergétiques utilisés actuellement pour le chauffage et l’ECS comprennent principalement du
gaz et du mazout (avec une petite part électrique principalement pour l’ECS) (cf. annexe 13.3). Cela traduit le fait
qu’un effort de restructuration énergétique relativement conséquent peut être mis en place, notamment en envisageant
l’installation de pompes à chaleur.
FIGURE 5 – Nombre de bâtiments par zone
Dans ce qui suit, les calculs liés la méthodologie précitée vont être développés.
4.2 Calcul des besoins pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire
Premièrement, les besoins spécifiques en chaud [kWh/m2
] sont obtenus en additionnant ceux requis pour le chauffage
et ceux pour l’ECS, en lien à chaque catégorie « c » de bâtiment (affection+ancienneté) et pour l’année de référence « Y »
(2005 dans le cas présent) :
qhot
Y,c = qheat
Y,c + qhw
Y,c (1)
A partir des niveaux de demande q pour un temps donné (1 année), il est aisé de déterminer la puissance requise
˙q pour subvenir aux besoins en question (cf. equation 2). Une discrétisation de l’intégrale avec un incrément de temps
7

14. horaire sera choisi pour déterminer ces niveaux de puissance appelés.
qheat
Y =
8780h
0
˙qheat dt (2)
Enfin, selon la liste des besoins spécifiques par bâtiment, provenant des échantillons statistiques (conformes à la SIA,
pour l’année 2005 et le canton de Genève), la méthode de calcul EnerGis utilise un modèle de signature énergétique.
Les puissances nécessaires au recouvrement des besoins en chaud se déterminent alors comme suit :
˙qheat
(t) =
kheat
1 Text(t) + kheat
2 si Text ≤ Theat
tr
0 sinon
(3)
Avec les valeurs de coefficients k1 et k2 (cf. équations 4 et 5) qui découlent des besoins à l’année de référence Y,
des températures extérieures pour les différentes heures de l’année [12], ainsi que des températures extérieures limites
(inférieures) d’enclenchement du chauffage (Ttr : typiquement entre 16 et 17o
C).
kheat
1 =
qheat
Y
t∈Y :Text≤T heat
tr
Text(t) dt − t∈Y :Text≤T heat
tr
Theat
tr dt
(4)
kheat
2 = −kheat
1 Theat
tr (5)
A côté de cela, il est pertinent de rappeler que la température intérieure à garantir est de 20o
C. L’affichage graphique
des différentes signatures énergétiques (suivant les affectations et l’ancienneté) est présenté à la figure 6.
FIGURE 6 – Signatures énergétiques pour les différentes catégories de bâtiment
Pour une température extérieure de dimensionnement (c.-à-d. la plus défavorable) qui est, dans le cas d’Orbe, de -8o
C
selon la SIA 381/2, il est possible de calculer les puissances nominales (installation). Les équations 3, 4 et 5 permettent
de déterminer les puissances maximales, et donc les puissances à installer pour chaque bâtiment. En multipliant ensuite
ces puissances spécifiques par la SRE (surface de référence énergétique) du nombre de bâtiments considérés (ex. : pour
une zone ou pour tout le CAD), on obtient les différentes puissances de dimensionnement ˙Q0. La capacité thermique
8

15. ˙m0cp est alors facilement déductible pour tous les flux (cf. équation 6), sachant les températures départ/retour de l’eau de
chauffage pour chaque bâtiment (ou pour chaque ensemble de bâtiments groupés selon : zone, affectation et ancienneté).
˙m0cp =
˙Q0
Theat
supply,0 − Theat
return,0
(6)
Ainsi, il est possible de déterminer la température de départ Theat
supply optimale à prévoir suivant le niveau de puissance
˙Q à appeler (cf. équation 7).
Theat
supply = Tint −
˙Q
˙Q0
(Theat
supply,0 − Theat
return,0)
α
1 − α
(7)
Avec : α :=
T heat
supply,0−Tint
T heat
return,0−Tint
.
Il est ensuite aisé de déterminer la température de retour du réseau entier de CAD (District Heating Network) TDHN
return
en fixant une température de départ TDHN
supply pour le CAD. Au vu des résultats obtenus, cette température de départ a été
fixée à 80o
C. Il est pertinent d’ailleurs de rappeler que l’ECS doit être chauffée à au moins 60o
C pour éviter les risques
de légionellose [11].
Des différents niveaux de puissance et de température de départ requis, il convient à présent de tracer la grande
courbe composée (calculé selon « l’algorithme de la cascade de chaleur » [13]).
FIGURE 7 – Grande courbe composée des flux à chauffer (côté utilisateurs) pour le présent projet - [utilisation du logiciel
Pinchtxt]
Connaissant pour chaque niveau k les températures à atteindre et les puissances à échanger avec le CAD à ces
températures, le débit ˙mDHN
de départ du CAD (à la centrale) peut être connu (cf. équation 8). Cette méthode de
calcul tient compte des limites techniques relatives aux échanges de chaleur dans les échangeurs, ce qui conduit à la
détermination d’un ∆Tmin global, dépendant des ∆Tmin unitaires de chaque échangeur.
˙mDHN
= max
k=1,...,nk
˙Qnk+1 − ˙Qk
cp(TDHN
supply − T∗)
(8)
9

16. Avec : T∗
= max(TDHN
return,min, Tk + ∆Tmin).
Hypothèse Les ∆Tmin unitaires des échangeurs ont été fixés à 10o
C selon les données industrielles [13], étant donné
la nature des échanges (eau liquide/eau liquide).
Finalement, la température de retour du CAD s’exprime comme suit :
TDHN
return = TDHN
supply −
˙Q(TDHN
supply)
˙mDHN cp
(9)
En guise de vérification des rapports besoins/puissances, la SIA 381/2 a été utilisée avec les données de la zone
climatique de Lausanne. Au tableau de l’annexe 13.5 figurent les jours de chauffage (JC) pour chaque mois. Suivant
le nombre d’heures journaliers de chauffage H (variant selon l’affectation), la charge de chauffage en fonction de la
puissance appelée s’exprime comme :
˙Qmois = Qmois ∗ H ∗ JCmois. (10)
Les cartes des figures 8 et 9 représentent géographiquement la distribution des besoins annuels (rouge) et respecti-
vement des puissances à installer (orange). Pour la zone de Gruvatiez (G), étant donné que les bâtiments n’existent pas
encore, il a été supposé comme cas de référence que les nouveaux bâtiments seraient équipés chacun d’une chaudière à
gaz pour le chauffage et l’ECS.
C’est d’ailleurs apparemment dans la zone de Gruvatiez que les besoins sont les plus conséquents. Cela peut s’ex-
pliquer par le fait que les immeubles à construire seront d’affectation mixte, mais principalement résidentielle. Ils vont
donc nécessiter beaucoup de chaleur pour satisfaire le confort des occupants qui y séjourneront longtemps (par rapport
aux occupants des bâtiments de la zone industrielle). Les besoins pour l’ECS vont également être nettement plus élevés.
Dans la zone des Ducats (D), la forte demande (par rapport aux zones N et H) vient de la forte concentration de bâtiments
sur la rue en question.
En tout, les besoins vont s’élever à plus de 7,8 GWh et la puissance du CAD à env. 2,8 MW (en négligeant les pertes
en ligne qui sont infimes dans les tuyaux isolés).
4.3 Dimensionnement du réseau CAD
Concernant le tracé du réseau CAD, des considérations à la fois légales et technico-économiques ont été prises en
considération.
Premièrement, il peut survenir des problèmes liés aux droits de servitude, s’appliquant lorsqu’une partie du réseau
passe par une parcelle qui n’en profite pas directement. Pour éviter au maximum ces cas où il est question d’accords
donnant lieu à des paiements de taxes entre propriétaires, les conduites principales devraient passer autant que possible
par des parcelles communales, typiquement les routes.
Deuxièmement, il serait judicieux de placer la centrale à un endroit qui soit à la fois en zone industrielle et non trop
loin de chacune des zones, avec une attention particulière à Gruvatiez qui est un quartier futur, et par conséquent, plus
facilement reliable au CAD. Les questions liées à l’acoustique sont aussi à considérer et justifie aussi le choix de ne pas
implanter la centrale trop prêt des habitations.
La figure 10 illustre une esquisse de tracé du réseau CAD, relié aux 5 zones étudiées.
Un réseau maillé (boucle autour des zones à chauffer) aurait pu être envisagé s’il n’y avait pas présence de la rivière
sur la limite nord-ouest de la zone Nestlé (en rose).
Le diamètre d des différents tronçons du réseau est calculé en considérant une vitesse moyenne vs de l’eau de
chauffage dans les tuyaux de 3m/s [11].
10

17. FIGURE 8 – Carte représentant la distribution des besoins par zone [14]
FIGURE 9 – Carte représentant la distribution des puissances à installer par zone [14]
dDHN
Z =
4 ˙mDHN
Z
πvsρ
(11)
Où Z est la zone considérée (permettant d’attribuer un diamètre moyen pour toute la zone).
Pour ce qui est de la longueur de tuyau par zone, une corrélation basée sur la topologie urbanistique est utilisée (cf.
équation 12). Celle-ci requière la connaissance du nombre de bâtiments nb,Z dans la zone, de la surface SZ de la zone
et d’un coefficient de topologie K. Ce coefficient sera fixé à 0,23 [11].
11

18. FIGURE 10 – Esquisse du réseau CAD (en rouge) [14]
LDHN
Z = 2(nb,Z − 1)K SZ/nb,Z (12)
4.4 Calcul des coûts engendrés
4.4.1 Méthodes de calcul des coûts
Coûts d’opération Les prix de l’énergie choisis sont ceux qui sont en vigueur actuellement (2015) à Orbe, à savoir :
– Prix du gaz (Urbagaz) : 0,075 CHF/kWh ;
– Prix du mazout (Celsa) : 0,070 CHF/kWh ;
– Prix de l’électricité à l’achat (Voenergies) : 0,100 CHF/kWh (moyenne heures pleines entre industries et ménages) ;
– Prix de l’électricité à la vente (tarification unique Swissgrid) : 0,240 CHF/kWh.
Les rendements des différents systèmes de production de chaleur sont également nécessaires pour le calcul des coûts
énergétiques, basés sur l’énergie primaire et non l’énergie utile. Pour les chaudières à gaz (CG), un rendement de 95%
a été fixé pour tous les bâtiments incluant une CG (moyenne selon le niveau d’ancienneté et la présence ou non de
récupération lors de la condensation des fumées), y compris les nouveaux bâtiments de Gruvatiez (chaudières fictives).
Pour les chaudières à mazout, un rendement moyen de 93% a été fixé et de 95% pour le chauffage par effet Joule (présent
dans quelques bâtiments existants surtout pour l’ECS) [17].
Les coûts annuels d’opération sont alors déterminés par la formule 13 en [CHF/an] [13].
OPEX = cgazQgaz + cmazoutQmazout + celecQelec (13)
Coûts d’investissement Pour ce qui est des investissements, un taux d’intérêt i (représentatif des conditions de prêts
bancaires actuelles) de 8% sera choisi, ainsi qu’une durée de remboursement τ acceptable de 20 ans [17].
Le calcul de l’investissement annuel se fera à l’aide de la formule 14 [13].
12

19. CAPEX = FaI =
i(i + 1)n
(i + 1)n − 1
I (14)
4.4.2 Calcul des coûts du cas d’étude
L’histogramme de la figure 11 montre, par zone, les montants de la facture énergétique annuelle.
FIGURE 11 – Facture énergétique par zone (état actuel avec une référence chaudière gaz pour les futurs bâtiments)
Trois types d’équipement doivent faire l’objet d’une estimation de coûts (comprenant la pose et la maintenance de
ceux-là) : le générateur de chaleur (comprenant la régulation et la maçonnerie de la centrale), la tuyauterie (comprenant
la fouille) et les échangeurs de chaleur dans les bâtiments.
Générateur de chaleur Dans cette première partie de l’étude de CAD, le générateur de chaleur choisi est celui qui
est le plus représentatif de l’agent énergétique dominant dans la région (gaz) et suffisamment représentatif des standards
du marché. C’est pourquoi une chaudière à gaz avec un rendement de 98% a été choisi. L’indice de coût pris en compte
pour l’achat de la chaudière est celui de NERA & AEA [18]. Une référence technique du fabricant Viessmann [19] sera
aussi considérée pour vérification. Ces mêmes sources vont être utilisées pour l’estimation des prix de PAC (cf. suite de
l’étude). Pour les CCF, les prix du fabriant Becker cogeneration [20] seront pris en compte.
Ainsi, le coût (pose, régulation, maintenance et maçonnerie de la centrale comprises) de la CG (2,8MW) du CAD
s’élèverait à env. 133 000 CHF.
Tuyauterie Le prix du réseau lui-même sera estimé avec la méthode utilisée par L. Girardin [11]. Celle-ci est
basée sur l’évaluation des longueurs et diamètres de conduite (cf. équations 11 et 12). Avec 2 coefficients empiriques c1
et c2, repris des données pour le canton de Genève, étant estimés à respectivement 7047CHF/m2
et 752, 8CHF/m, la
formule 15 permet de déterminer l’investissement à prévoir pour la tuyauterie.
IZ, pipes = (c1dDHN
Z + c2)LDHN
Z (15)
La somme de ces coûts donne un prix total (incluant la pose) de la tuyauterie s’élevant à env. 3,48 mio CHF.
13

20. zone G N H D EL
dZ [mm] 100 73 65 90 76
LZ [m] 471 538 189 642 717
CZ [CHF] 692 226 699 453 236 496 905 707 943 307
TABLE 1 – Coûts de la tuyauterie du CAD par zone
Échangeurs de chaleur Plusieurs hypothèses ont été posées afin d’approximer les coûts liés à l’achat (pose et
maintenance comprises) des échangeurs :
– Une taille moyenne a été considérée, le nombre d’échangeurs équivalent au nombre de bâtiments.
– Un ∆Tmin moyen de 10o
C a été choisi pour chaque échangeur, ainsi qu’un coefficient de transfert de chaleur
U = 560W/m2
K [13].
– Les indices de coûts et valeurs de référence de l’ouvrage CEPCI (Turton, 1998) seront considérés comme suffi-
samment représentatifs pour les calculs de coûts des échangeurs [13].
zone : G N H D EL
A,tot [m2] 148,11 78,60 61,87 118,47 85,53
A/échangeur [m2] 7,05271429 7,860436 15,4682389 4,08516803 2,51557218
It 572,8 572,8 572,8 572,8 572,8
It,ref 389,5 389,5 389,5 389,5 389,5
index k1 3,8528 3,8528 3,8528 3,8528 3,8528
index k2 0,4242 0,4242 0,4242 0,4242 0,4242
IZ,echangeurs 503950,2 251272 133941,9 552037,8 526895,6
TABLE 2 – Coûts des échangeurs de chaleur par zone
Les coûts totaux relatifs aux échangeurs de chaleur atteignent donc, selon le tableau 2, env. 1,97 mio CHF.
Finalement, une map similaire à celles des figures 8 et 9 peut être établie pour les coûts d’investissements, desquels
a été déduite l’économie sur la facture énergétique après mise en place du CAD (cf. figure 12).
Graphiquement, il est intéressant de représenter les investissements (coûts positifs en orange) et l’économie sur la
facture énergétiques (coûts négatifs en vert). Le net constat qui peut être déduit est qu’avec le CAD étudié jusqu’à
présent, incluant une chaudière à gaz (CG) comme chauffage centrale (CC), l’économie sur la facture énergétique est
loin de rembourser l’investissement encouru. Des améliorations supplémentaires seraient alors bienvenues pour tenter
de réduire cet écart.
14

21. FIGURE 12 – Carte représentant la distribution des coûts par zone (avec CAD) [14]
FIGURE 13 – Investissement (orange) vs. Économie sur la facture énergétique (vert) avec la rénovation CAD-CG
4.5 Calcul des émissions de CO2 engendrées
S’agissant des émissions de CO2, il est à nouveau possible d’établir une map avec les émissions actuelles, comprenant
le scénario de comparaison « 1 chaudière à gaz par bâtiment » pour Gruvatiez (cf. figure 14). Pour cela, il convient
d’établir les émissions de CO2 par unité d’énergie primaire selon les agents énergétiques considérés [10] :
– gaz : 0,024 kg/kWh ;
– mazout : 0,031 kg/kWh ;
– électricité (mix européen) : 0,013 kg/kWh ;
– CAD (gaz) : 0,012 kg/kWh ;
– PAC (électricité) : 0,004 kg/kWh (seulement indicatif puisqu’aucune PAC n’est encore utilisée à l’heure actuelle
dans les zones d’étude).
15

22. FIGURE 14 – Carte représentant la distribution des émissions de CO2 par zone (état actuel) [14]
La totalité des émissions de CO2 pour les zones de l’étude s’élèveraient donc annuellement (en l’état actuel) à env.
186 tonnes.
Enfin, la figure 15 représente la diminution des émissions annuelles de CO2 qui aurait lieu si tous les bâtiments des
zones considérées se reliaient au CAD.
FIGURE 15 – Représentation graphique de la réduction des émissions de CO2 due à la rénovation CAD avec CG centrale
A nouveau, une référence a été choisie pour les quartiers de Gruvatiez en supposant que chaque immeuble compor-
terait une chaudière à gaz. Il ressort d’ailleurs que pour cette zone (G), les émissions seraient diminuées de moitié, ce
qui est plus ou moins également le cas pour les autres zones. Cela pousse également la réflexion dans le sens ou des
améliorations additionnelles seraient opportunes.
16

23. 5 Intégration d’un couple chaleur-force et impacts sur les indicateurs de per-
formances (coûts et émissions de CO2)
Il est question, à présent, de trouver des stratégies en vue d’améliorer le système CAD présenté à la section 4. Pour
ce faire, les pistes d’intégration énergétique vont principalement être basées sur les indicateurs de performance, à savoir
principalement : les coûts et les émissions de CO2. Il convient, en effet, de minimiser ces derniers en faisant diminuer
d’avantage l’énergie primaire fossile et en espérant rembourser une bonne partie (si ce n’est la totalité) des investisse-
ments nécessaires par l’économie d’énergie payante (ou autrement dit l’économie sur la facture énergétique).
Un premier axe de recherche serait le remplacement du générateur de chaleur alimentant le CAD en chaud. Par
exemple, le choix d’une installation de cogénération à la place de la CG permettrait de produire du courant électrique
qui pourrait être revendu sur le marché à plus du double du prix d’achat de la même quantité de courant. En revanche,
le contre-coups de cet avantage est la diminution de rendement thermique de la machine qui passerait de plus de 95% à
env. 50%.
Il importe alors d’intégrer le système de cogénération le plus approprié au cas d’étude.
Moteur à gaz Son prix est généralement relativement modeste par rapport aux autres technologies, puisqu’il s’agit
d’un CCF très standardisé et, à l’heure actuelle, très présent sur le marché. Son rendement est meilleur pour le chauffage
à des températures inférieures à 100o
C (p.ex. pour l’eau chaude de chauffage urbain). Néanmoins, si les coûts liés à son
achat ne sont pas trop élevés, ceux de son entretien le sont davantage. Par ailleurs, cette technologie sera préférée dans
le cas où de bons rendements électriques sont requis [21].
Turbine à gaz Il s’agit d’une technologie également très présente sur le marché, mais son prix d’achat est généralement
plus élevé que celui du moteur à gaz. L’entretien est cependant légèrement moins coûteux. Cette technologie est très
adaptée à des rendements thermique et électrique relativement faible, mais elle l’est moins pour des profils de demande
variable. De même, elle convient plus au chauffage de vapeur qu’à celui d’eau chaude (haute température) [21].
Pile à combustible La technologie existe réellement sur le marché, mais à prix très coûteux. En considérant les pro-
grès faits dans ce secteur énergétique, les prix devraient en revanche chuter à l’avenir, rendant ce type de système plus
profitable. Il est possible d’utiliser les piles à combustibles pour des gammes de rendements très variables actuellement,
mais pour des puissances plutôt basses (<500kW/unité pour des modèles standard et à prix réduit) [21].
Le moteur à gaz est donc choisi comme technologie de CCF devant respectivement la turbine à gaz et la pile à
combustible. En comparant les listes de prix de différents fabricants dont Becker Cogeneration et en tenant compte des
indices de coût du groupe NERA & AEA, voici les données techniques d’un moteur à gaz qui pourrait servir de générateur
de chaleur pour le CAD :
Rendement global 0,9
Rendement électrique 0,4
Rendement thermique 0,5
Puissance thermique installée [kWt] 2800
Puissance électrique installée [kWe] 2240
Coût total [CHF] 2800000
TABLE 3 – Données techniques du moteur à gaz CCF
Dans le calcul de coûts, il faudra tenir compte du coût de raccordement au réseau électrique (env. 7500 CHF) [16],
nécessaire pour la transmission du courant généré par le CCF. En guise de corolaire à ces différents changements, la
17

24. FIGURE 16 – Représentation graphique de la différence de coûts entre l’option CG et l’option CCF
figure 16 montre une comparaison des «sur-coûts» par zone entre l’option CG et la présente option CCF-MG (couplage
chaleur force avec moteur à gaz).
L’étude d’impact sur les émissions ne sera pas détaillée et réadaptée pour l’instant au vue des résultats insatisfaisants
liés aux coûts. Il serait alors préférable de poursuivre l’amélioration du système avant d’entamer une analyse d’impact
approfondie.
6 Intégration des ressources de chaleur tierces à disposition et impacts sur les
indicateurs de performance (coûts et émissions de CO2)
Comme deuxième axe d’amélioration, il serait judicieux d’utiliser à bon escient l’électricité produite par le CCF. Le
schéma de la figure 17 illustre les possibilités de couplage CCF-PAC-réseau. Sachant que les PACs ont une efficacité
(COP) plus grande que 1 de part la forte contribution du renouvelable, qui est possible grâce aux cycles thermodyna-
miques (compression-condensation-détente-évaporation), il est pertinent d’utiliser cette électricité en la valorisant en
énergie thermique par le biais de PACs. Un compromis devra alors être trouvé entre gains dus à la vente d’électricité et
économie d’énergie primaire sur le CCF (valorisation de l’électricité pour le chauffage).
6.1 Valorisation de la chaleur des eaux de la rivière (l’Orbe) - intégration d’une première
PAC
De toutes les ressources naturelles de chaleur (air, sol, eau) utilisables comme source chaude de captage pour ali-
menter des PACs, l’eau représente sans doute le meilleur compromis entre coefficient de transfert thermique et stabilité
de la température au cours de l’année. La proximité de la rivière de l’Orbe procure d’ailleurs un potentiel pertinent à
exploiter en vue d’augmenter la part renouvelable d’énergie primaire pour le chauffage. Certes, un forage vers les nappes
souterraines auraient pu être envisagé, comme le montre le plan de cadastre de l’annexe 13.6 indiquant que les zones
d’étude ne sont pas comprises dans les secteurs de protection les plus vulnérables (en bleu) [14]. Un sur-investissement
lié à ces forages serait alors à prendre en compte.
Conséquemment, seul le captage sur la rivière a été étudié pour cette première partie d’intégration de PAC au système
18

25. FIGURE 17 – Schémas couplage cogénération-pompes à chaleur
CAD. La figure 18 propose à ce titre un schéma du prélèvement de l’eau de surface (provenant de l’Orbe) servant de
source chaude.
FIGURE 18 – Schéma prélèvement de l’eau de la rivière comme source chaude de PAC
Le schéma en question illustre également les variables utiles pour la suite du dimensionnement. Mais avant d’établir
les calculs, il importe de fixer certains paramètres, puis de justifier les hypothèses faites.
Hypothèses Voici les considérations prises pour la suite du dimensionnement :
– Les débits de référence de l’Orbe seront assimilés à ceux de la station météorologique Le Chalet [22], la plus
proche du site approximatif de captage.
– La station précédemment mentionnée ne fournissant pas d’information sur l’évolution mensuelle des températures,
celle du Pont de Moulins [23] sera choisie pour la détermination mensuelle des températures de l’eau.
– Une différence de température maximale de 0,1o
C (estimée à partir des réglementations des STEP) sera tolérée
entre l’aval et l’amont de la rivière au lieu de prélèvement.
– Un débit maximal de 10l/s est accepté pour le pompage vers une PAC [24].
19
L’Association suisse des professionnels de la protection des eaux (VSA) a permis d’établir
des recommandations. La récupération de la chaleur des eaux usées ne posera aucun
problème si deux conditions sont respectées, à savoir : le refroidissement de la quantité
totale d’eau parvenant à la station d’épuration ne doit pas dépasser 0.5°C.

26. – Des droits de passage sont supposés envisageables pour le passages des conduites vers la rivière.
– Les dangers à l’encontre de la faune et de la flore sont considérés comme étant écartés.
Le calcul de la température avale s’opère comme suit :
Taval =
TP AC,in( ˙mriv − ˙mP AC) + TP AC,out ˙mP AC
˙mriv
(16)
Puis, il est possible de calculer le COP pour les différentes températures de la rivière au cours de l’année selon la
formule suivante :
COP =
∆Tlm,CAD
∆Tlm,CAD − ∆Tlm,P AC
(17)
Le tableau 4 résume ainsi par mois les données et résultats nécessaires pour la détermination de la chaleur utile
récupérable (dernière ligne du tableau).
janv févr mars avril mai juin juil aout sept octo nov déc
T. amont [oC] 3 2 3 5 9 12 17 16 11 11 8 4
T. out PAC [oC] 0,00 0,00 0,00 2,00 6,00 9,00 14,00 13,00 8,00 8,00 5,00 1,00
˙m riv. [kg/s] 11700 16600 11700 24800 18200 11000 6130 3620 7280 10600 21700 10800
T. aval [oC] 2,997 1,999 2,997 4,999 8,998 11,997 16,995 15,992 10,996 10,997 7,999 3,997
∆Tlm hot [K] 332,9 332,9 332,9 332,9 332,97 332,9 332,9 332,9 332,9 332,9 332,9 332,9
∆Tlm cold [K] 274,4 273,9 274,4 276,4 280,4 283,4 288,4 287,4 282,4 282,4 279,4 275,4
˙m PAC [kg/s] 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
COP 3,13 3,10 3,13 3,24 3,48 3,70 4,11 4,02 3,62 3,62 3,42 3,18
P.th. s. [kWt] 125,4 83,6 125,4 125,4 125,4 125,4 125,4 125,4 125,4 125,4 125,4 125,4
P.th. ut. [kWth] 95,04 63,23 95,04 95,84 97,46 98,72 100,89 100,45 98,30 98,30 97,05 95,44
TABLE 4 – Données météorologiques de l’Orbe et paramètres calculés pour l’intégration de la PAC (cf. nomenclature à
la figure 18)
Pour chaque mois, il devient alors aisé de calculer l’énergie électrique primaire que requière la PAC (cf. équation
18).
Pprim,P AC =
Put,P AC
COP
(18)
Après considération de l’investissement sur la PAC (47000 CHF pour 100kWth) et sur la tuyauterie de pompage (env.
100 CHF/m [31]) (cf. longueur approximative selon esquisse de la figure 19) et de l’économie d’énergie faite, les coûts
peuvent être adaptés en conséquence. Le nouvel histogramme, mettant en comparaison l’investissement avec déduction
de l’économie sur la facture énergétique des solutions CG et CCF+PAC (sur rivière), est présenté à la figure 20 pour la
zone de Gruvatiez. En effet, pour des raisons de proximité et compte tenu du fait que les bâtiments de Gruvatiez doivent
être considérés en premier, seule la zone G va bénéficier de la chaleur des PACs. Cependant, la diminution de la chaleur
à fournir par le CCF aura un impact sur la puissance du moteur à gaz et sur son prix, ainsi que sur la quantité d’électricité
qui pourra être vendue (après déduction également de celle nécessaire au compresseur de la PAC). Il en découlera donc
aussi un impact sur les coûts pour les autres zones (bien que moindre par rapport à l’économie engendrée sur la zone G).
Il est à remarquer (en orange) que l’investissement relatif à la restructuration énergétique de la zone G (remplacement
des chaudières du scénario de base de Gruvatiez) serait remboursé par l’économie d’énergie faite et la part d’électricité
vendue (au pro rata des besoins de la zone par rapport à ceux des autres zones), ce qui n’est pas du tout le cas pour
l’option CAD avec chaudière centrale à gaz (en jaune).
20

27. FIGURE 19 – Esquisse de l’emplacement du groupe de soutirage pour la PAC sur rivière (en turquoise) [14]
FIGURE 20 – Représentation graphique de la différence de coûts (zone Gruvatiez) entre l’option CG et l’option CCF +
PAC sur rivière
6.2 Valorisation de la chaleur des eaux usées - intégration de PACs
Une autre ressource exploitable est celle des eaux usées provenant des différents bâtiments compris dans les zones
d’étude. Une deuxième PAC (voire plus) pourrait être intégrée en utilisant ce type d’écoulement comme source chaude,
celui-ci étant particulièrement intéressante puisque les eaux grises ont une température avoisinant 20o
C à la sortie des
bâtiments. Cela permet de garantir des coefficients de performance de la PAC suffisamment hauts et ce tout au long de
l’année. Il y a cependant 2 contraintes importantes à respecter selon la réglementation [25] :
– La différence de température, engendrée par le système de récupération installé, ne doit pas dépasser 0,1o
C à la
STEP.
21
L’Association suisse des professionnels de la protection des eaux (VSA) a permis
d’établir des recommandations. La récupération de la chaleur des eaux usées ne
posera aucun problème si deux conditions sont respectées, à savoir : le
refroidissement de la quantité totale d’eau parvenant à la station d’épuration ne doit
pas dépasser 0.5°C.

28. – La température dans la conduite ne doit jamais être inférieure à 10o
C.
Par ailleurs, il est utile de signaler qu’il existe 3 modes de récupération de chaleurs sur les EU (cf. figure 21) :
– A la sortie directe des bâtiments (cf. 1er schéma),
– Sur le canal (cf. 2ème schéma),
– A la STEP (cf. 3ème schéma).
FIGURE 21 – Schémas des méthodes de récupération de chaleur sur les eaux usées [25]
Comme l’indique la figure 21, la solution 3 sera écartée d’emblée, étant donné l’éloignement du site par rapport à la
STEP, située 2km au nord-est [14]. Cette alternative serait alors plus appropriée pour le chauffage de bâtiments plus au
nord et donc en dehors des zones d’études considérées.
La récupération en sortie de bâtiment serait elle envisageable dans le cas de nouvelles constructions uniquement, afin
d’éviter des travaux de rénovations importants, coûteux et parfois difficiles à quantifier. Cette technologie fera l’objet de
la sous-section 8.1 en tant que piste supplémentaire de récupération de chaleur dans la zone de Gruvatiez.
Sur la base des recherches faites en 2014 par M. J. Trespalacios [4], un débit moyen des eaux usées de 40l/s peut être
considéré pour le secteur sud de la ville d’Orbe 1
. Pour ce qui est des températures moyennes, elles évoluent passablement
au cours de l’année. C’est pour cela qu’une base de données mensuelle (J. Trespalacios, 2014) sera utilisée (cf. tableau
5).
jan fév mars avril mai juin juil aout sep octo nov déc
T. EU [o
C] 10 11 11 12 14 14 14 14 12 12 11 10
TABLE 5 – Températures moyennes des eaux usées au cours de l’année
La topologie du site et l’emplacement des écoulements principaux (fouilles de la route cantonale) ont conduit le
choix de placer 2 collecteurs intégrés chacun à un by-pass de la conduite principale. L’annexe 13.7 présente un exemple
de collecteur à 3 tuyaux en serpentin intégré à la base du canal d’écoulement [25].
Ainsi, à l’instar de l’intégration prévue à la sous-section 6.1, 2 PACs seront alimentées (une par collecteur) et l’in-
tégration se fera de manière décentralisée afin de réduire les coûts d’investissements liés à la tuyauterie. Sachant que
les fiches techniques des fabricants garantissent des puissances spécifiques récupérables entre 1,5 et 4,5 kWt/m2
[25],
il convient de déterminer les niveaux de puissances atteignables chaque mois en interpolant selon la température des
EU (les températures estivales max. correspondant à 4,5kWt/m2
et les températures hivernales min. à 1,5kWt/m2
). Aux
tableaux 6, 7 et 8 sont listées les données techniques de dimensionnement et les différents paramètres calculés des
collecteurs.
1. Après prise de contact avec la commune, et sous l’absence de réponse du Bureau Technique, cette approximation a été maintenue faute d’infor-
mations plus précises sur le sujet.
22

29. FIGURE 22 – Esquisse de l’emplacement des collecteurs sur tuyaux d’écoulement EU et des PACs alimentées [14]
jan fév mars avril mai juin juil aout sep octo nov déc
P. récup. [kWt/m2] 1,5 2,25 2,25 3 4,5 4,5 4,5 4,5 3 3 2,2 1,5
TABLE 6 – Puissance récupérable par mètre carré d’échangeur selon le mois de l’année
Au tableau 8, les puissances utiles sont calculés selon le COP qui a été posé à la valeur proposée par la norme SIA
2031, à savoir 3,4 (PAC sur collecteur EU). Pour des questions de proximité, la PAC sur EU no
1 alimentera la zone
Nestlé et la PAC no
2 la zone des Ducats 2
.
Enfin, la figure 23 représente les coûts totaux (investissement avec déduction de l’économie sur la facture énergé-
tique) pour l’option CAD avec CG et CAD avec CCF et toutes les PACs intégrées (rivière+EU). Le progrès depuis le
début de l’étude (cf. figures 13 et 16) est clairement notable. Dans le cas de la zone N, la réduction des coûts d’énergie
primaire (gaz-mazout-électricité avant restructuration et gaz-électricité (avec déduction de la part vendue)) parvient à
rembourser l’investissement de toute l’installation CAD (CCF, maçonnerie centrale, PACs, tuyaux, échangeurs, raccor-
dements, régulation, pose et maintenance). Pour la deuxième zone industrielle d’Hilcona (et alentours) et les nouveaux
quartiers de Gruvatiez (avec scénario «1 chaudière gaz par bâtiment»), une économie de 40’000 à 50’000 CHF/an est
même réalisée. Un très léger sur-coût de 25’000 à 45’000 demeure pour les zones d’Etraz-Longeraie et des Ducats, mais
peut être considérée comme modeste face aux résultats obtenus dans les précédentes sections.
Le 2nd indicateur de performance que sont les émissions de CO2 s’en retrouve également positivement impacté (cf.
histogramme de comparaison de la figure 24).
2. Rigoureusement, il aurait fallu calculer l’évolution du COP en fonction de la température de l’eau (cf. équation 17), mais il s’avère que les
températures varient beaucoup moins que celles de la rivière selon les saisons. Une approximation de COP constant est donc justifié et simplifie les
calculs.
23

30. Collecteur no
1 Collecteur no
2
Diamètre du collecteur [m] 0,2 0,2
Angle collecteur [deg] 120 120
Périmètre d’échange [m] 0,209 0,209
Longueur d’échange [m] 150 300
Aire d’échange [m2] 31,42 62,83
TABLE 7 – Paramètres donnés et calculés des 2 collecteurs sur EU
jan fév mars avr mai juin juil aout sep oct nov déc
P. source collecteur 1 [kW] 47 71 71 94 141 141 141 141 94 94 71 47
P. utile collecteur 1 [kW] 61 91 91 122 183 183 183 183 122 122 91 61
P. source collecteur 2 [kW] 94 141 141 188 282 282 282 282 188 188 141 94
P. utile collecteur 2 [kW] 121 182 182 243 365 365 365 365 243 243 182 121
TABLE 8 – Puissances récupérables (côtés source et utilisateurs) au cours de l’année
FIGURE 23 – Représentation graphique de la différence de coûts entre l’option CG et l’option CCF + PACs sur rivière
et EU
FIGURE 24 – Représentation graphique de la réduction des émissions entre l’état actuel et l’option CCF + PACs sur
rivière et EU
Enfin, pour clore l’analyse d’impact sur les performances du réseau de chaleur urbain étudié, une illustration gra-
phique des coûts d’investissement et d’opération, faite cette fois-ci par mois, peut être présentée (cf. figure 25). Il en va
de même pour les émissions de CO2 (cf. figure 26).
24

31. FIGURE 25 – Représentation graphique des coûts mensuels pour l’option CCF + PACs sur rivière et EU
FIGURE 26 – Représentation graphique des émissions de CO2 mensuelles pour l’option CCF + PACs sur rivière et EU
Concernant les coûts variables d’opération et les émissions, il est à remarquer qu’il y a une large différence entre les
mois estivaux (août : 1450 CHF de facture énergétique pour 100 kg de CO2) et les mois hivernaux (décembre : 123 000
CHF de facture énergétique pour 58 tonnes de CO2).
7 Valorisation des rejets thermiques industriels par l’intégration d’échan-
geurs de chaleur - potentiel estimatif
Le manque d’informations au sujet des rejets thermiques industriels (Nestlé, Hilcona, etc.) a orienté l’étude vers une
estimation de ces pertes de chaleur liées aux processus de production 3
, puis vers la part récupérable pour le chauffage à
distance.
Hypothèses L’étude va surtout être portée sur l’usine Nestlé et sur la chaleur provenant des fumées d’extraction et
pouvant être revalorisée. Concernant la synthèse du café, c’est dans le procédé de torréfaction que le compromis entre
niveaux de température élevés et durées d’opération sont les plus intéressants. L’étude se focalisera donc sur cette étape
de fabrication, dont un schéma explicatif illustre le principe à l’annexe 13.8. Selon des données industrielles [26], la
température des fumées d’extraction issues de ce procédé s’élèverait à plus de 200o
C à la sortie des fours. En supposant
3. Une prise de contact a été entreprise avec M. Jean-Claude Gumy du département énergétique de Nestlé Orbe, mais s’est révélé sans réponse
jusqu’à présent.
25

32. qu’il existe déjà des systèmes de récupération de chaleur pour les procédés eux-mêmes, une température d’extraction
limitée à 100o
C (Tin) va être considérée. Selon les données de Bref Industry [26], les débits standard moyens de sortie
des fumées sur les procédés de torréfaction avoisinent, en fonctionnement normal, 8500 m3/h. Enfin, plusieurs autres
hypothèses ont été introduites pour le calcul de chaleur récupérable sur la base des mêmes données industrielles :
– La chaleur spécifique (cp) des gaz de combustion est estimée à env. 0,9kJ/kgK.
– La masse volumique (ρ) de ces mêmes fumées est estimée à 1,3kg/m3.
– L’échangeur de récupération de chaleur permet un ∆Tmin de 20o
C [13].
– Une efficacité ( ) de 70% sur l’échangeur va être considérée.
– Les fumées peuvent être refroidies jusqu’à 90o
C (Tout) (afin d’éviter la condensation de composés acides et
toxiques).
Il devient alors possible d’établir un calcul sommaire et estimatif de récupération de chaleur sur les fumées d’extrac-
tion des fours de torréfaction :
˙Qrecup = ˙V ρcp(Tin − Tout) (19)
En conclusion, une puissance minimale d’env. 70kW est récupérable sur une cheminée d’extraction.
En l’absence de données précises sur les procédés et la quantité exacte de rejets thermiques, l’étude de valorisation
de chaleur provenant des industries ne sera pas développée en détail. Il importe cependant de souligner qu’il faudrait
considérer les autres types de procédés que la torréfaction, ainsi que les circuits d’eau de refroidissement pour établir
une analyse de potentiel complète et applicable.
L’investissement qui découlerait d’une telle installation serait, selon les mêmes références de coûts [13], d’env. 5000
CHF par échangeur (pose comprise).
NB : Réutilisation du marc de café comme combustible Le potentiel biomasse des déchets de fabrication représente
une filière d’approvisionnement en énergie exploitable et de plus en plus utilisée notamment pour chauffer des quartiers à
proximité de sites industriels. Dans cette optique de «recyclage énergétique», le cas de Nestlé serait pertinent à traiter. En
considérant l’exemple de la société EDEL (Belgique) [28], filiale du groupe allemand Cafea produisant du café soluble,
utilise les déchets de marc de café comme combustible de chauffage. Sachant que le marc de café a un pouvoir calorifique
d’environ 2 kWh/kg, à 65% d’humidité (soit presque autant d’énergie par unité de masse que le bois à 45% d’humidité),
il devient intéressant de considérer cette alternative de chauffage comme appoint au CAD. Sur le plan quantitatif, 1kg de
café produit en moyenne 1,6kg de marc. En considérant la production journalière de Nespresso Orbe [27] qui est d’env.
10 millions de capsule à café, à raison de 5g. de café par capsule, il est possible de revaloriser 18000 tonnes de marc
par année. Cela représente donc une récupération de 36MWh/an. Ces informations sont cependant à nuancer si l’on tient
en compte de la possibilité qu’une valorisation du marc de café soit déjà faite par Nespresso, comme c’est le cas pour
l’exemple de Bestpellet (fabricant de pellets) qui réutilisent ce marc comme composant pour la gazéification nécessaire
dans la synthèse de pellets [32].
8 Intégrations énergétiques secondaires dans la zone de Gruvatiez - potentiel
estimatif
8.1 Récupération de la chaleur des eaux usées à la sortie des bâtiments
Cette sous-section, tout comme celles qui vont suivre, font plutôt office de pistes d’approfondissement en vue de
l’exploitation d’autres ressources renouvelables. Ces nouveaux exemples d’intégrations énergétiques sont du reste plus
aisément applicables dans le cas de bâtiments futurs, à savoir les quartiers de Gruvatiez dans le présent cas d’étude. Ces
26

33. sous-sections (8.1, 8.2 et 8.3) seront donc focalisées sur la zone G.
Premièrement, à l’exemple de l’intégration énergétique dont il a été question à la sous-section 6.2, il serait intéressant
de traiter de la récupération de chaleur des eaux usées à la sortie des bâtiments (cf. premier schéma de la figure 21) en plus
de celle sur le canal d’écoulement urbain (déjà étudiée). Pour ce faire, une connaissance de la proportion des différentes
affectations est requise pour déterminer les débits d’EU par bâtiment. Selon l’annexe 13.2, les 5 bâtiments du secteur
nord (A) sont des bâtiments publics représentant env. 30% de la SRE totale de Gruvatiez. Le reste (secteur B) regroupent
des logements collectifs.
Le tableau 9 résume les SRE totales par affectation et les débits journaliers approximatifs d’EU [29].
SRE totale [m2] Débits d’EU [m3/j]
Logements collectifs 37422 599
Bâtiments administratifs 5346 27
Commerces 8019 40
Autres 2673 13
TABLE 9 – SRE et consommations approximatives par affectation dans la zone de Gruvatiez
Hypothèses En supposant que les EU sortent des bâtiments à 20o
C et en moyenne selon les débits calculés, il convient
de rappeler que les eaux grises dans la conduite ne doivent pas tomber en dessous de 10o
C, soit d’un ∆Tmax de 10o
C
[25]. Les EU sont par ailleurs assimilés, en termes de propriétés thermodynamiques, à de l’eau pure (ρ = 1000kg/m3
,
cp = 4180kJ/kgK). Les COPs des PACs seront fixés à 4,9 (selon données techniques de de SuisseEnergie) et ont
l’avantage cette fois-ci d’être plus ou moins constants au long de l’année (température constante des EU à la sortie des
bâtiments).
Les calculs sont effectués ensuite selon les mêmes formules que dans les parties précédentes de l’étude (cf. équation
18 et 19). En conclusion, le tableau 10 dresse la liste des puissances récupérables à la source et côté utilisateurs par
affectation.
P. source [kWt] P. utile [kWt]
Logements collectifs 290 364
Bâtiments administratifs 13 16
Commerces 19,3 24
Autres 6,3 8
TABLE 10 – Liste des puissances récupérables à l’échangeur sur EU (source) et côté utilisateurs
Finalement, en considérant cette nouvelle intégration comme suffisamment représentative, il est intéressant de consta-
ter que les 655,4 kW de puissance thermique à fournir pour tout le quartier pourrait être assurées entièrement qu’avec
l’intégration de PACs sur la rivière, sur les EU urbaines et sur les EU à la sortie des bâtiments.
8.2 Réutilisation des déchets ménagers comme éventuel combustible
Pour cette estimation, certaines données du centre de tri lausannois de TRIDEL [30] ont servi de valeurs approxima-
tives pour évaluer le potentiel d’énergie primaire par la valorisation thermique des ordures ménagères.
En ne considérant que les logements, env. 460kg de déchets sont à évacuer chaque année pour chaque habitant. En
considérant le PCI moyen des déchets (cf. annexe 13.9) qui peut être assimilé à env. 3,4 kWh/kg(déchets), cela représente
un potentiel annuel (33 tonnes de déchets) de 55,87MWht récupérable en considérant un rendement thermique du CCF de
27

34. 50% et de 106,14MWht avec un rendement thermique d’une chaudière à 95%. Dans ce dernier cas de figure (chaudière),
4% seulement de la demande en chaud de Gruvatiez serait satisfaite.
Néanmoins, cette piste d’amélioration reste une alternative intéressante moyennant le fait qu’il faudrait investir dans
des générateurs de chaleur additionnels. Pour ce qui est des émissions de CO2, le bilan serait globalement positif, étant
donné le caractère renouvelable de l’opération et la diminution du transport de déchets et donc des émissions liées à ces
transports. Il convient aussi de mentionner que les nuisances dues aux odeurs lors des incinérations sont à prendre en
compte et pourraient avoir comme conséquence le déplacement de la centrale du CAD (vers un emplacement encore
plus éloigné des habitations).
8.3 Intégration de pompes à chaleur géothermiques
Pour cette dernière piste de recherche, l’étude géothermique préalablement faite pour le quartier de Gruvatiez par M.
J. Trespalcios (2014) va être réutilisée [4].
Selon cette étude faite et après vérification de l’état actuel sur la plateforme geoplanet.vd.ch, le sol est tout à fait
exploitable pour l’intégration de sondes géothermiques (classes de sol de fondation C et D). Deux solutions peuvent
alors être envisagées : sondes géothermiques verticales ou horizontales.
Concernant l’alternative «sondes verticales», une profondeur limite de 150m a été fixée, ainsi qu’un critère de va-
lidation de la solution basé sur le nombre de boucles dans le sol, ne devant pas dépasser un nombre de 2 par bâtiment.
Dans le cas d’un recours exclusif aux PACs géothermiques pour le chauffage des immeubles de Gruvatiez (cf. annexe
13.2), seuls les bâtiments B11, B23, B31 et B33 ne nécessiteraient pas plus de 2 boucles. En revanche, pour un chauffage
assuré qu’à moitié par les PACs géothermiques, toute la zone B (sauf le bâtiment B61) comprendrait des bâtiments ne
comprenant pas plus de 2 boucles de sondes par immeuble.
Pour ce qui est de l’alternative «sondes horizontales», une limite a aussi été fixée et basée sur la place à disposition
de 100m2 de registre (sondes) par bâtiment. Le rapport de l’étude montre qu’aucun bâtiment ne répond à ce critère et
donc qu’il vaudrait mieux avoir recours aux sonde géothermiques verticales.
Pour une puissance résultante à l’évaporateur (basée sur la puissance pouvant être accumulée par mètre linéaire de
sonde) de 125kWt et en considérant un COP annuel de 4,9 (cf. SIA 2031), une puissance utile de 612,5kWt peut être
utilisée pour le chauffage dans le cas de sondes verticales (avec 50% du chauffage assuré de cette manière). Le tableau
détaillé de cette dernière option retenue est présenté à l’annexe 13.10.
9 Recommandations pour une éventuelle extension du réseau CAD
Comme il a été mentionné à la sous-section 3.2, le présent projet de semestre a surtout été étudié en considération de
la première phase d’extension (zones d’études définies : G,N,H,D,EL). Toutefois, deux phases supplémentaires d’exten-
sion pourraient être incluses au CAD et n’ont pas fait l’objet d’une analyse détaillée, par nécessité de poser des priorités
et de fixer des limites pour cette pré-étude d’intégration d’un CAD. En se référant à la figure 2, la phase 2 comprend
la partie ouest de Gruvatiez (non comprise dans l’étude par manque d’information sur le futur l’aménagement immobi-
lier) et la phase 3 constitue le quartier existant des Moulins (compliqué à intégrer par manque de certaines informations
géo-référencées et du fait de la traversée de la rivière).
Ci-dessous sont donc proposées quelques recommandations en cas d’agrandissement du CAD vers de nouveaux
utilisateurs :
– Les données géo-référencées (position, SRE, affectations, anciennetés et agents énergétiques des bâtiments) de
ces nouvelles zones devront être considérées pour le calcul des nouveaux besoins de chaleur liés à l’extension.
– La puissance du CCF, ainsi que les coûts et les émissions devront être recalculés en conséquence.
– Pour le dimensionnement dans la zone de Gruvatiez-ouest, il conviendra d’en savoir plus sur le plan directeur de
cette nouvelle zone.
28

35. – Pour ce qui est de la phase 3, des précautions devront être prises en compte pour la traversée de la rivière. Une
étude géologique supplémentaire devra être faite.
Enfin, quelques recommandations sont aussi listées dans le cas de l’intégration de nouvelles ressources pour alimen-
ter le CAD :
– Il importerait de faire une enquête sur le nombre exact d’industries intéressées à revaloriser leur rejets thermiques
au profit du CAD, moyennant la discussion autour d’un prix de revente de cette chaleur (ex. : Hilcona).
– Une étude centrée sur le nouveau quartier de Gruvatiez-ouest serait également intéressante (intégration de nou-
velles PACs, recyclage thermique des déchets, etc.), comme cela a été fait à la sous-section 8 pour Gruvatiez-est.
– Une recherche plus approfondie sur la décentralisation de la production (intégration de plusieurs centrales) peut
également être bénéfique, sachant que la position géographique des industries peut orienter l’étude vers un «réseau
de CAD», plutôt qu’un seul CAD.
– D’autres agents énergétiques peuvent également être considérés (ex. : gaz provenant de la méthanisation du bois)
et peuvent aussi impacter sur la décentralisation.
– La réversibilité de certains système de production de chaleur peut également s’avérer économe en coûts et en
émissions. En effet, la demande de froid (non traitée dans ce projet) représente une part non négligeable des
besoins (en été surtout) pour les locaux administratifs et commerciaux. Des PACs réversibles ou des systèmes de
géocooling pourraient alors être intégrés au parc énergétique pour subvenir à ces besoins en froid, souvent comblés
par des systèmes électriques individuels coûteux en énergie et impactant bien davantage l’environnement.
10 Conclusion
Cette étude a montré le potentiel d’intégration d’un CAD couplé à l’utilisation de pompes à chaleur et d’échangeurs
de chaleur, valorisant ainsi les ressources énergétiques (gratuites et renouvelables) à disposition. Concernant les sections
5 et 6 (étude d’amélioration détaillée sur l’ensemble des zones), il a été calculé qu’une économie annuelle sur les coûts
énergétiques de 400 000 CHF et qu’une réduction des émissions de 95 tonnes de CO2 peuvent être envisageables dans
le cadre d’une restructuration avec CAD alimenté par un moteur à gaz de cogénération, celui-ci étant couplé à 3 PACs :
une de 100kWt sur la rivière, une de 190kWt sur conduite d’EU et une de 370kWt également sur conduite d’EU.
Par ailleurs, les différentes autres restructurations qui ont fait l’objet des sous-sections 7 et 8 ont permis d’identifier
d’autres potentiels de récupération de chaleur. Il devient même possible de prévoir le chauffage de zones entières rien
qu’avec des ressources renouvelables. Par exemple, le chauffage de la zone de Gruvatiez pourrait être assuré par les
PACs sur rivière et EU urbaines, ainsi qu’en incluant la récupération sur les EU à la sortie des bâtiments et les sondes
géothermiques. Puis, le quartier mitoyen d’Etraz-Longeraie pourrait être chauffé , en partie, avec l’excédant de cette
chaleur provenant des instllations directement implentées sur le site de Gruvatiez. Les déchets ménagers des nouveaux
quartiers (voire des bâtiments existants) pourraient servir de même au chauffage de cette zone (Etraz-Longeraie). Fina-
lement, les rejets thermiques industriels peuvent être mis à profit des industries elles-mêmes (pour autant que les usines
soient prêtes à rénover leurs systèmes d’extraction des fumées ou leurs circuits de refroidissement), c.-à-d. aux zone de
Nestlé et Hilcona. Le surplus de chaleur pourrait par exemple alimenter le quartier nord-est des Ducats.
Au terme de ce projet, il a été montré qu’un remboursement des investissements encourus pour les premières restruc-
turations (détaillées) est possible grâce aux économies d’énergie et que l’impact sur l’environnement serait diminué de
plus de la moitié. Au-delà de l’ajout de nouveaux systèmes d’exploitation des énergies vertes sur le site, il serait aussi ju-
dicieux d’étudier les couplages possibles (un exemple a été donné au paragraphe précédent) entre les différentes voies de
production de chaleur et les utilisateurs reliés. Mais à nouveau, il serait intéressant d’inclure à l’étude le rafraichissement
et de considérer une éventuelle extension du CAD.
29

36. 11 Figures et tableaux
Table des figures
1 Zone concernée par le projet de restructuration énergétique du pôle sud d’Orbe [5] . . . . . . . . . . . 3
2 Zone concernée par le projet de semestre d’étude d’un CAD (3 phases d’extension) . . . . . . . . . . . 4
3 Découpage en zones du plan de situation de l’étude . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
4 Architecture de la plateforme EnerGis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
5 Nombre de bâtiments par zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
6 Signatures énergétiques pour les différentes catégories de bâtiment . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
7 Grande courbe composée des flux à chauffer (côté utilisateurs) pour le présent projet - [utilisation du
logiciel Pinchtxt] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
8 Carte représentant la distribution des besoins par zone [14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
9 Carte représentant la distribution des puissances à installer par zone [14] . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
10 Esquisse du réseau CAD (en rouge) [14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
11 Facture énergétique par zone (état actuel avec une référence chaudière gaz pour les futurs bâtiments) . . 13
12 Carte représentant la distribution des coûts par zone (avec CAD) [14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
13 Investissement (orange) vs. Économie sur la facture énergétique (vert) avec la rénovation CAD-CG . . . 15
14 Carte représentant la distribution des émissions de CO2 par zone (état actuel) [14] . . . . . . . . . . . . 16
15 Représentation graphique de la réduction des émissions de CO2 due à la rénovation CAD avec CG centrale 16
16 Représentation graphique de la différence de coûts entre l’option CG et l’option CCF . . . . . . . . . . 18
17 Schémas couplage cogénération-pompes à chaleur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
18 Schéma prélèvement de l’eau de la rivière comme source chaude de PAC . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
19 Esquisse de l’emplacement du groupe de soutirage pour la PAC sur rivière (en turquoise) [14] . . . . . . 21
20 Représentation graphique de la différence de coûts (zone Gruvatiez) entre l’option CG et l’option CCF
+ PAC sur rivière . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
21 Schémas des méthodes de récupération de chaleur sur les eaux usées [25] . . . . . . . . . . . . . . . . 22
22 Esquisse de l’emplacement des collecteurs sur tuyaux d’écoulement EU et des PACs alimentées [14] . . 23
23 Représentation graphique de la différence de coûts entre l’option CG et l’option CCF + PACs sur rivière
et EU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
24 Représentation graphique de la réduction des émissions entre l’état actuel et l’option CCF + PACs sur
rivière et EU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
25 Représentation graphique des coûts mensuels pour l’option CCF + PACs sur rivière et EU . . . . . . . . 25
26 Représentation graphique des émissions de CO2 mensuelles pour l’option CCF + PACs sur rivière et EU 25
Liste des tableaux
1 Coûts de la tuyauterie du CAD par zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
2 Coûts des échangeurs de chaleur par zone . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3 Données techniques du moteur à gaz CCF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
4 Données météorologiques de l’Orbe et paramètres calculés pour l’intégration de la PAC (cf. nomencla-
ture à la figure 18) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
5 Températures moyennes des eaux usées au cours de l’année . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
6 Puissance récupérable par mètre carré d’échangeur selon le mois de l’année . . . . . . . . . . . . . . . 23
7 Paramètres donnés et calculés des 2 collecteurs sur EU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
8 Puissances récupérables (côtés source et utilisateurs) au cours de l’année . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
9 SRE et consommations approximatives par affectation dans la zone de Gruvatiez . . . . . . . . . . . . 27
30

37. 10 Liste des puissances récupérables à l’échangeur sur EU (source) et côté utilisateurs . . . . . . . . . . . 27
31

38. 12 Bibliographie
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ans du Groupe E, Fribourg, le 24.05.2015.
33

40. 13 Annexes
13.1 Plan d’affectation de la ville d’Orbe
34

41. 13.2 Aménagement des futurs quartiers à affectations mixtes de Gruvatiez
Projet d’aménagement (commune) des quartiers de Gruvatiez :
Projet d’aménagement (architectes) du quartier de Gruvatiez-est (En-Lavagny) :
35

42. 13.3 Aperçu des résultats de la planification énergétique de la ville d’Orbe réalisée par M.
Javier Trespalacios
36

43. 37

44. 13.4 Extrait des statistiques énergétiques répertoriées par L. Girardin pour le canton de
Genève et l’année 2005
38

45. 13.5 Tableau des degrés-jours et jours de chauffage pour la zone climatique de Lausanne
(SIA 381/2)
13.6 Plan de cadastre représentant par secteur le niveau de protection des eaux souterraines
dans la partie Orbe Sud
39

46. 13.7 Illustration d’un collecteur sur conduite d’écoulement
13.8 Schéma de principe d’un groupe de torréfaction du café
40

47. 13.9 PCI des déchets ménagers selon une étude TRIDEL
13.10 Tableau de données pour l’intégration de sondes géothermiques verticales alimentant
50% du chauffage de Gruvatiez (J. Trespalacios, 2014)
41