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Qu’est-ce que la simulation numérique pour le chauffage à distance ?
La simulation numérique consiste à créer un modèle virtuel d’un réseau de chauffage à distance afin d’en analyser le comportement dans des conditions variées. Lorsqu’il est connecté à des données réelles, ce modèle devient un jumeau numérique. Cette représentation permet d’étudier avec précision la manière dont la chaleur circule, la façon dont les pressions et débits se répartissent dans les conduites, et comment les sous‑stations ou les centrales influencent l’équilibre global du réseau. En reproduisant différents régimes de fonctionnement – variations saisonnières, scénarios de pointe, intégration de nouvelles infrastructures – nous obtenons une compréhension fine du réseau sans intervenir physiquement sur les installations.
Cette approche constitue un outil d’aide à la décision, performant à chaque étape du cycle de vie d’un réseau de chauffage à distance. Elle permet notamment de définir les caractéristiques techniques des centrales, de valider la faisabilité du tracé du réseau, d’évaluer l’impact de nouvelles demandes de chaleur (nouveaux bâtiments ou consommateurs) ou de nouvelles sources de production, d’anticiper les dysfonctionnements et d’identifier les marges d’amélioration énergétique. Nous l’utilisons pour nos propres réseaux, ce qui renforce la qualité de nos analyses et la fiabilité de nos décisions. Nous mettons également cette expertise à disposition dans le cadre de mandats de simulation pour des réseaux tiers.
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Dimensionner et concevoir un nouveau réseau
La simulation numérique est essentielle en phase de projet. Elle permet d’évaluer la faisabilité d’un nouveau réseau, de définir son tracé, de sélectionner les diamètres des conduites, les températures de fonctionnement ou encore la taille des pompes. Grâce au jumeau numérique, il devient possible de comparer différentes configurations afin d’aboutir à un dimensionnement techniquement pertinent et économiquement optimisé.
Étude de cas : optimiser le diamètre des conduites d’un réseau
Lors de l’étude du réseau de la région de l’Entre‑deux‑Lacs, plusieurs diamètres de conduites ont été simulés. Les valeurs DN300, DN350 et DN400 correspondent au diamètre nominal des conduites (en millimètres) : plus le diamètre est grand, plus la conduite peut transporter d’eau chaude, mais plus son coût d’installation et les pertes thermiques sont élevés. Les simulations ont montré que l’énergie électrique nécessaire au pompage pouvait varier de 760 MWh pour un DN300 à 390 MWh pour un DN400, soit un impact significatif sur les coûts d’exploitation d’environ 100'000 CHF/an. Malgré cet avantage pour le DN400, l’analyse complète des coûts d’investissement et de fonctionnement a démontré que le DN300 offrait le meilleur équilibre global, notamment grâce à un coût de construction nettement plus faible et des pertes thermiques réduites.
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Comparer les variantes et orienter les décisions
En phase décisionnelle, la simulation numérique permet de comparer différentes solutions : ajout d’une centrale, intégration d’un accumulateur, ajustement des paramètres de régulation (température de départ, pression différentielle, priorisation des centrales) ou reconfiguration d’un réseau multi‑centrales. Elle permet aussi de tester l’impact d’un changement de delta T, c’est‑à‑dire de la différence de température entre l’eau chaude envoyée dans le réseau et l’eau refroidie qui revient à la centrale. Un delta T plus élevé améliore généralement l’efficacité du réseau.
Grâce à ces analyses, il devient possible d’obtenir rapidement une vision claire des impacts techniques, énergétiques et financiers de chaque décision, ce qui réduit les risques d’erreur et sécurise les investissements.
Étude de cas : déterminer le seuil optimal d’énergie renouvelable
Dans le cadre du développement du réseau CAD Fribourg, deux séries complémentaires de simulations ont été menées. La première visait à déterminer le niveau de puissance renouvelable à installer : autour de 140 MW, la part d’énergie renouvelable dépasse 95 % quelles que soient les conditions climatiques étudiées ; au‑delà, le gain devient marginal ce qui permet de prioriser les investissements de manière rationnelle. En parallèle, une seconde série a évalué l’intégration d’accumulateurs de chaleur pour décaler les pics matinaux : chargés la nuit puis déchargés aux heures de pointe, ils permettent d’éviter environ 1’000 tonnes de CO₂ par an en limitant le recours à des moyens fossiles pour couvrir ces pointes. Ces deux leviers se renforcent mutuellement : un dimensionnement pertinent des capacités renouvelables complété par du stockage assure un taux élevé d’énergie renouvelable et une exploitation plus stable du réseau.
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Optimiser le fonctionnement d’un réseau existant
En phase d’exploitation, la simulation numérique permet d’analyser le comportement réel du réseau et d’identifier les marges d’amélioration : pertes thermiques, zones sous‑pressurisées, réglages de température, surcharge des pompes ou interaction entre sous‑stations. En ajustant les paramètres de régulation, il est possible d’améliorer l’efficacité énergétique tout en garantissant la continuité et la qualité de service.
Étude de cas : améliorer l’efficacité énergétique d’un réseau en exploitation
Sur le réseau de Vevey, une optimisation des paramètres de température et de pression à l’aide de simulations a permis de réduire les pertes de chaleur de 5 % et l’énergie consommée par les pompes de 19 %, soit environ 30’000 CHF d’économies annuelles (20’000 CHF sur la part électrique des pompes et 10’000 CHF sur la composante thermique).