La modénature initiale de «La Colombière» présentait poteauxet nez de planchers en saillies, multipliant les ponts thermiques.En réhabilitation, l’utilisation du PES a « cassé » la monotonie de la trame régulière en façade et également pallié à tout effet de pont thermique.(Doc. Agence Calligani.)
En 2006, le Crous confie au BET Izuba Énergies et à l’architecte Marc Calligani la restructuration complètede trois des sept pavillons de « La Colombière », la résidence universitaire de Montpellier. Des bâtiments totalement recomposés par les énergies renouvelables utilisées à leur fonctionnement.
1 PROGRAMME Une réhabilitation 10 % supérieure à la RT 2005
Depuis la création de l’ensemble en 1968, le Crous a réhabilité ses pavillons (P) ad minima, année par année, retardant la restructuration inéluctable.
En 2004, il inscrit au cahier des charges un planning de rénovation prévu jusqu’en 2012, à raison de 450 à 500 chambres/an : P3 (2006), P1 (2008), P5 (2010). Et d’après une démarche globale THPE visant les critères : isolation renforcée des façades extérieures, protection solaire, ainsi qu’autonomie énergétique des bâtiments, notamment en production d’Eau chaude solaire (ECS) et électricité.
L’ensemble rénové de 8 280 m2 (Shon) est situé au nord de Montpellier (34), chaque pavillon étant construit d’après un schéma en tripode aujourd’hui obsolète, à trois ailes par niveau(l = 10,58 m) reliées par noyau central, ainsi que des façades non-isolées à trames
répétitives (227/33 cm).
À l’intérieur, la restructuration a consisté à rendre le cadre de vie fonctionnel en redistribuant l’existant : offices communs de travail, circulations élargies à 1,20 m, paliers d’entrées chambres, dont quelques doubles séparées, à traitement différencié, etc. « Les normes sanitaires ont été appliquées, notamment par l’usage d’une cabine trifonction préfabriquée, ainsi que celles handicapés actuellement en vigueur (exemple P3 : 4 sur 145 chambres et deux studios sur sept rendus accessibles) avec adjonction d’un ascenseur », explique l’ingénieur Stéphane Bedel (Izuba Énergies).
Outre le confort thermique obtenu par le remplacement du revêtement en bardage type « Myral » en système d’isolation extérieure PSE multiteinte, le postulat de base à été de supprimer les ponts thermiques et réduire les ouvertures existantes d’un tiers de largeur, hormis celles situées au rez-de-chaussée.
Un soin particulier a été apporté à la protection solaire des façades sud, équipées de brise-soleil à modules photovoltaïques au-dessus des vitrages (excepté en RDC) en fonction de l’ensoleillement de chaque travée.
Par ailleurs, des capteurs installés en casquette en toit-terrasse servent à alimenter le système de production ECS, ainsi qu’un ballon d’eau chaude d’appoint de la chaufferie centrale au gaz naturel.
2 ÉTAT DES LIEUX Des capteurs solaires en toiture et photovoltaïques en façade
En 2006, le BET Izuba a effectué un pré-diagnostic solaire qui a valu un financement de l’installation énergétique par l’Ademe et la Région à hauteur de 80 % (1,60 3/kWh). Les études ont validé les différents systèmes employés sur les bâtiments. À savoir :
• des murs extérieurs en béton (ép. 20 cm) isolés d’une épaisseur de polystyrène comprise entre 130 et 220 mm BA13 (0,167 W/m2.K inférieur à Up inférieur à 0,272 W/m2.K) (U max = 0,450 W/m2.K),
• plancher sur vide sanitaire (Up = 0,383 W/m2.K), sur terre-plein (Up = 0,352 W/m2.K),
• toiture béton (ép. 16 cm) étanchéité (ép.1 cm) polyuréthanne (ép. 10 cm) revêtement végétal ou graviers (Ug = 0,25 W/m2.K),
• menuiseries à profils aluminium coulissantes RPT (U = 2,3 W/m2.K) à double vitrage 4/16/4 à faible émissivité et lame d’argon (Uw =1,5 W/m2.K : 48 % supérieur à RT 2005).
Entre les restructurations de 2006 (P 3) et 2008 (P 1), le BET est « passé » de revêtements en bardage de type « Myral » (démontage incompatible des panneaux de 14 m) à un système d’isolation par l’extérieur classique type « PSE » à polystyrène expansé (PSE 90, PSE 140). Les nez de dalle et refends en saillie isolés (PSE 40) pallient tout effet de pont thermique.
Au cours de la première année de mise en service (2007), les relevés manuels et l’analyse des consommations ECS/chauffage ont conclu à la réfection complète du système. Le BET l’a remplacé par une chaufferie centralisée au gaz naturel à radiateurs à robinets thermostatiques. De même, afin de limiter le débit de renouvellement d’air de la ventilation simple flux (inférieur à 0,2 W/m3), des blocs sanitaires à grilles d’extraction et entrées d’air hygroréglables ont été posés sur chaque fenêtre, ainsi que des pompes à débit variable (entre 20 et 100 %) sur chaque circuit.
En production d’ECS, le BET a retenu l’installation de 72 m2 de capteurs solaires en toiture-terrasse, couplés à un stockage de 4 000 l à système hydraulique et régulateur différentiel. Après avoir fixé le schéma de branchement des capteurs (débit standard = 40 l/h/m2) et ballon d’appoint en chaufferie centrale, les essais ont permis de constater qu’au-delà de 65 °C, les circuits primaire et secondaire fermés palliaient tout risque de tartre sur le groupe de transfert « réseau ». Ainsi, l’énergie excédentaire solaire d’été injectée dans le réseau de générateurs évitait la surcharge des capteurs, de fait, réduisait la consommation de gaz. Le logiciel Solo (Cstb) a alors évalué l’économie réalisée à la station météorologique de référence : 91 975 kWh/an, soit 63 % des besoins d’EC.
En production d’électricité, des capteurs photovoltaïques (PV) alignés sur structure brise-soleil en façade sud, transforment l’énergie solaire en courant électrique continu puis, grâce à l’onduleur, en courant alternatif normalisé 230 V/50H. Entre les opérations P3 et P1, la MO a opté pour des modules PV biverre semi-transparents (P = 9,35 kWc/10 000 kWh/an) et non plus opaques (P = 7,7 kWc/82 000 kWh/an). En fin de « première année de vérification » (2007), le bilan de la consommation réseau a été déterminé par le rapport stockage solaire/énergie substituée gaz, c’est-à-dire le pourcentage solaire injecté d’après le relevé des consommations gaz (juillet : 70 625 kWh, août : 78 607 kWh, septembre : 86 270 kWh). D’après le comptage EDF, après réglages des dysfonctionnements, l’énergie produite réinjectée dans le réseau électrique s’avère excédentaire de 0,027 MWh.
La généralisation des tubes fluorescents type T5 à ballast électrique en zone à occupation régulée et des détecteurs de présence, le changement des appareils par des basse consommation, ascenseurs type « sans machine » à contrepoids et moteur à vitesse variable... complètent l’installation.
3 BILAN Des résultats au-delà des hypothèses
In fine, le schéma d’instrumentation de l’installation solaire (entrées analogiques, unité centrale d’acquisition, liaison Modem et report d’informations, télésurveillance à distance, communication en local via ordinateur) validé par le contrat de Garantie de résultats solaires (GRS) qui vérifie le fonctionnement de l’installation en sus des aides de l’Ademe et la Région, compense largement l’investissement de départ.
Les apports solaires réduisent le coût de fonctionnement à 3 289 3/an, l’économie globale après vingt ans est de 38 000 3au prix actuel du gaz !
Avec un contrat sur quatre ans à compter du constat de vérification en première année, les résultats de consommation effective d’ECS avec température contractuelle de distribution eau affectée au système régulateur ont été parfaitement ajustés.
Au final, l’économie de l’installation solaire de 91 975 kWh/an couvre 63 % des besoins d’EC. Le couplage au réseau la valorise à 8 333 kWh/an et évite 14 000 kWh/an de consommation gaz, ce qui améliore de près de 20 % les performances globales de l’installation solaire. Ainsi, le gain estimé par la production électrique est évalué à 13 000 kWh/a, soit la consommation totale de l’éclairage des chambres !
L’instrument de simulation Solo a permis le récapitulatif des installations solaires ECS énergie économisée (3 pavillons : 272 548 kWh/an) et photovoltaïque/production électrique (25 230 kWh/an).
Ainsi, le temps de retour calculé tenant compte des aides financières est de douze ans et sept mois. La Production d’énergie solaire annuelle (PES) prévisionnelle est 46 852 kWh et celle garantie PEG = PES x 0,8.
L’installation photovoltaïque est garantie vingt ans par le fabricant de panneaux et cinq ans par celui des onduleurs.
« Lorsque les sept bâtiments seront équipés de capteurs solaires thermiques, nous pourrons définitivement suspendre le fonctionnement de la chaudière et générer de substantielles économies ! », conclut Stéphane Bedel.
