Catalogue COSSECO 2014 - Pompe à Chaleur Photovoltaïque

COSSECO SA, Route de Pra de Plan 5 1618 Châtel-St-Denis
Tél : + 41 21 948 81 70, e-mail : info@cosseco.ch
L’efficacité Energétique maîtrisée
Solarline: solution solaire hybride
de chauffage, ECS et climatisation
1. Présentation de l’entreprise

SOLARLINE
Auteur : de Siebenthal Christophe
Date : 21.03.2014

Plan de la présentation
 Introduction
 Liste de matériels
 Principe géothermique
 Distribution hydraulique
 Références
 Principe aérothermique
 Distribution hydraulique
 Références
 Contact

Introduction
« SOLARLINE » est une solution de régulation énergétique innovante
développée en Suisse pour réduire la consommation électrique des
pompes à chaleur classique.
À l’aide d’un régulateur électronique intelligent et d’un système de
stockage d’énergie innovant, le système va coupler l’électricité solaire
produite par vos panneaux photovoltaïque avec celle du réseau
électrique permettant ainsi de chauffer votre eau sanitaire et votre
système de chauffage domestique.
« SOLARLINE » possède aussi un mode réversible qui vous permet de
climatiser votre maison gratuitement à l’aide de l’énergie solaire qui est
abondante en été. De plus, cette réversibilité, vous permet de recharger
vos sondes géothermique.

L’apport solaire de la journée couvre tous les besoins : chauffage /
rafraichissement et Eau Chaude Sanitaire. Le surplus d’énergie produit
par les panneaux photovoltaïques est alors converti par la PAC en eau
chaude / froide et est stocké dans des ballons pendant le jour puis
diffusé pendant la nuit.

Si l’apport solaire photovoltaïque ne couvre pas tous les besoins, la
solution «Solarline» prend un apport du réseau électrique pour conserver
le bâtiment à la température demandée. De plus, si le tarif électrique
est plus favorable la nuit, alors «Solarline» peut chauffer de l’eau la nuit
pour une utilisation de chauffage pendant la journée.

Liste de matériels
Un kit «Solarline» standard :
 Pompe à chaleur
 Panneaux photovoltaïque
 Coffret de régulation intelligente
 Ballon d’eau chaude sanitaire
 Ballon de stockage d’énergie
 Circulateurs
 Vannes trois-voies
 Sondes de température
Le coffret de régulation :
 Automate programmable SAIA
 Régulateurs solaire «Cosseco»
 Variateurs de vitesse (compresseur)
 Variateurs de vitesse (ventilateur)
 Interface utilisateur
 Protection et sécurité
 Bypass manuel

Référence : Châtel-St-Denis

Contact
Pour d’éventuelles questions, veuillez nous contacter :
 Téléphone : 021 948 81 70
 E-mail : info@cosseco.ch
 Fax : 021 948 81 72
Pour observer le fonctionnement d’une de nos installation en temps
réel, rendez-vous sur notre site internet :
 http://www.cosseco.ch/performance-pompe-a-chaleur-solarline

2. Kit Solarline

Coffret 10[kW] thermique (SA-10)
Version 1.0 le 27.03.2014

sur 26
SA-10
Gamme : Aérothermie
Générateur : Solarline
Date de création ou modification: 27/03/2014
1. Introduction
Le coffret électrique permet de piloter toutes les solutions de produits SA-10 de COSSECO.
Principe de chauffage :
 L’utilisateur fixe une consigne qui sera atteinte en combinant l’énergie du réseau et l’énergie solaire.
 L’eau chaude sanitaire est prioritaire. Tant que la consigne n’est pas atteinte, le système se focalise sur le ballon ECS.
 Une fois la consigne de l’eau chaude sanitaire atteinte, le système va faire du stockage.
Les deux modes de climatisation :
 L’utilisateur fixe une température de consigne qui sera atteinte en combinant l’énergie du réseau et l’énergie solaire.
 L’utilisateur fixe une température de consigne et le système utilise uniquement l’énergie solaire pour essayer de l’atteindre.
Un kit standard inclut :
 Pompe à chaleur aérothermique
 Panneaux photovoltaïques
 Ballon d’eau chaude sanitaire
 Ballon de stockage d’énergie (sous forme d’eau chaude/froide)
 Sondes intérieurs & extérieur
 2 Circulateurs (PAC => Ballon, Ballon => Chauffage domestique)
 Vanne trois voies (Mode stockage & Mode ECS)
 Vanne trois voies mélangeuse (Chauffage domestique)
Caractéristiques technique
 Coffret aérothermique 10 [kW] maximum
 Cartes solaires (puissances disponible) : 1.5 – 2 – 2.5 [kW]
 Variateur de vitesse « Compresseur » 3.7 [kW]
 Variateur de vitesse « Ventilateur » 0.2 [kW]

sur 26
SA-10
2. Schéma bloc
Puissance :
Compresseur
Ventilateur
Signaux :
Alarmes
Température
Pression
Ballon Eau
Chaude Sanitaire
Panneaux Photovoltaïques
Réseau électrique
(Tableau électrique principal)
PAC Aérothermique
Coffret SA-10
Régulation & Modulation en
puissance de la PAC
Lecture des sondes de
température
Paramétrages divers
Chauffage & Climatisation
Alimentations
Sonde température extérieur Sonde(s) température intérieur
Ballon
Stockage
Intérieur
Légende :
Extérieur

sur 26
SA-10
3. Schéma de principe hydraulique
PAC Aérothermique
Vannes manuel
Vannes manuel
Vannes manuel
Vannes manuel
Vannes manuel
Vanne 3
voies
Circulateur
Vannes manuel
Zone 1
Chauffage
Climatisation
Circulateur
Vanne 3
voies
Thermoplongeur
Sonde Sonde
StockageECS
Thermoplongeur
Echangeur

sur 26
SA-10
5. Schéma hydraulique

sur 26
SA-10
6.2.Mécanique
6.2.1. Structure du coffret
Bornes
Caniveau
Caniveau
Caniveau
Caniveau
Contacteur
[Princ..Solair]
Portefusible
Disjoncteur
De
Phase
Alimentation
24V
Disjoncteurde
sécurité
Var1
COMP
Var2
FAN Caniveau
Relais
K5[0..7]
Mesure de
courant
24V IN
Carte solaire
OUT
Automate
Commutateur
desécurité

sur 26
SA-10
7. Contact
En cas de problème / question veuillez nous contacter :
 Téléphone : 021 948 81 70
 E-mail : support@cosseco.ch

3. Pompes à Chaleur (PAC)

Données techniques Solarline CSAW10R1
Solarline CSAW10R1
Dimensions et technologie
Dimensions
$:% $:%
$:% $:% $:% $:+ $:+
Dimensions
Positioning
SIDE FAN UNITS
AW09B AW10B
600mm400mm
350mm
1,000mm
AW12B AW13B AW15B
AW12/H AW13/H
Positioning

1. Compresseur Hitachi scroll 9. Echangeur à palques brasées Swep
2. Connection de service 10. Corp résistif (optionel)
3. Vanne basse pression Emerson 11. Pompe de circulation (optionnelle)
4. Vanne haute pression Emerson 12. Accumulateur
5. Moteur de Fan 13. Séparateur liquide - gaz
6. Pale de Fan 14. Vanne d’expansion Emerson
7. Echangeur 15. Jauge de basse pression
8. Vanne 4 voies 16. Vanne differentiel de pression
46
Components
AW09B AW10B
1
8
4
2
3
5
6
7
10
12
13
15
14
9
16
11
Components
1. Compressor
2. Service connection
3. Low pressure switch
4. High pressure switch
5. Fan motor
6. Fan blade
7. Finned coil heat exchanger
8. Four way valve
9. Plate heat exchanger
10. Electric heater (optional)
11. Water pump (optional)
12. Accumulator
13. Gas-liquid separator
14. Expansion valve
15. Low pressure gauge
16. Differential pressure flow switch
46
1
4
2
3
5
10
12
13
15
14
9
16
11
9. Plate he
10. Electri
11. Water p
12. Accum
13. Gas-liq
14. Expans
15. Low pr
16. Differe

Performances et caractéristiques!
Les données ci-dessus sont testées sous la norme EN14511 .
4.07
3.18
2.49
3.65
2.71
COP
3.13
2.09
2.88
HITACHI Scroll
CSAW10R1
Production de chaleur / consommation électrique à 7/35° kW 11.0/2.7
Production de chaleur / consommation électrique à 7/45 kW 10.5/3.3
Production de chaleur / consommation électrique à -7/35 kW 7.2/2.3
Production de froid / consommation électrique à 35/7 kW 9.5/3.3
1.87
23
3000
220
Puissance
55
1050x1050x450
DN25
Compresseur
Condenseur
125
Flux nominal du liquide de chauffage m^3/h
Chute de pression interne à flux nominal kPa
Flux d'air maximum m3/h
Puissance maximale du Fan W
380-415V / 3 phases / 50 Hz
Température de chauffe maximale
Dimensions (HxLxP) mm
Connexion
Poids kg

Courbes de puissances
Heat pump performance curve
5
1=Flow temperature 35 Full load
Heating performance curve
Ambient temp.
Ambient temp.
Ambient temp.

Courbe de refroidissement
Chute de pression
Water Pressure Plots
m3/h
10
20
30
1.0 2.0 3.0 4.0
40
KPa
AW09B
AW10B
Optional water pump curve (AW09B AW10B )
Water Pressure PlotsWater Pressure Plots
m3/h
10
20
30
1.0 2.0 3.0 4.0
40
KPa
AW09B
AW10B
Optional water pump curve (AW09B AW10B )
Water Pressure Plots

Données techniques Solarline SA-13
Solarline SA-13
,,001,,00
23,00
/4,,,00
!

Performances et caractéristiques
2.88
2.02
2.84
HITACHI Scroll
4.00
3.14
2.64
3.53
2.74
Production de chaleur / consommation électrique à 2/45
COP
SA-13
kW 11.8/4.3
Puissance
380-415V / 3 phases / 50 Hz
Poids
55
1075 x 1105 x 505
DN25
Compresseur
Condenseur
0.67
24
5000
300
kg 175
Flux nominal du liquide de chauffage l/s
Connexion

Courbe de puissance de chauffage
Ambient temp.
Ambient temp.
Ambient temp.

Courbe de puissance de refroidissement

Chute de pression
Composants
1. Compresseur Hitachi scroll 9. Echangeur à palques brasées Swep
2. Connection de service 10. Corp résistif (optionel)
3. Vanne basse pression Emerson 11. Pompe de circulation (optionnelle)
4. Vanne haute pression Emerson 12. Accumulateur
5. Moteur de Fan 13. Séparateur liquide - gaz
6. Pale de Fan 14. Vanne d’expansion Emerson
7. Echangeur 15. Jauge de basse pression
8. Vanne 4 voies 16. Vanne differentiel de pression

Solarline SA-15
,,001,,00
23,00
/4,,,00
!

1. Compresseur Hitachi scroll 10. Pompe de circulation (optionnelle)
2. Vanne haute pression Emerson 11. Vanne de basse pression
3. Connection de service 12. Vanne d’expansion Emerson
4. Vanne 4 voies 13. Distributeur
5. Echangeur 14. Filtre
6. Moteur de Fan 15. Séparateur Gaz / Liquide
7. Pale de Fan 16. Filtre Sec
8. Echangeur à palques brasées Swep 17. Accumulateur
9. Corp résistif (optionel) 18. Gauge basse pression
!
!
!'
!
!(
!!
!)
!*
!#
!
!
!#$%'!#(%'!#)%'
!

#
$
!%

'
(
)
*
!$
!

Performances et caractéristiques!!
kg 180
Flux nominal du liquide de chauffage l/S
Connexion
Poids
55
1075 x 1105 x 505
DN25
Compresseur
Condenseur
0.76
31
5000
300
Puissance
380-415V / 3 phases / 50 Hz
Production de chaleur / consommation électrique à -7/45 kW 10.2 / 5.1
Production de froid / consommation électrique à 35/7 kW 14.5 / 5.2
kW 13.3 / 5.0
Production de chaleur / consommation électrique à -7/35 kW 10.8 / 3.9
SA-15
Production de chaleur / consommation électrique à 7/35° kW 16.2 / 4.1
Production de chaleur / consommation électrique à 7/45 kW 15.4 / 5.0
COP
2.77
2.00
2.79
HITACHI Scroll
3.95
3.08
2.39
3.21
2.66

Courbe de chauffage
Ambient temp.
Ambient temp.
Ambient temp.

Chute de pression

Solarline SA-20
Dimensions
!!
!
!
!
Main parts
Item AW20B
Compressor Hitachi
Plate heat exchanger Swep//GEA
Expansion valve Emerson
Controller Siemens
Electric parts Schneider
A/ C wat er
i nl et
A/ C wat er
out l et
134.5
152155
129
1,307
695
1,045
1,025
740
1,080
AW20 AW20B
TOP FAN UNITS
AW20B LSQ31
ı900mm ı900mm
ı2,000mm
Positioning

!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
Composants
Compresseur Hitachi scroll Echangeur à palques brasées Swep
Vanne d’expansion Emerson Vanne haute pression Emerson
Vanne basse pression Emerson

Performances et caractéristiques!!
!
kg 270
Flux nominal du liquide de chauffage l/s
Connexion
Poids
55
1050 x 1300 x 690
DN40
Compresseur
Condenseur
1.03
38
6'000
440
Puissance
380-415V / 3 phases / 50 Hz
kW 18.5/6.8
Echangeur à plaques brazées
SA-20
COP
2.86
2.06
2.88
HITACHI Scroll
4.25
3.15
2.48
3.63
2.72

Courbes de chauffageHeat pump performance curve
Ambient temp.
Ambient temp.
Ambient temp.
PuissancechaudP.ElectriqueCOP

Chute de pression
PuissancefroidCOP

Solarline SA-32
Dimensions et implantation
Heat pump dimension
LSQ31R1/R
A/C water
inlet
A/C water
outlet
Hot water
outlet
Hot water
inlet
152152155
129
84.5
1,080
695
1,239
1,215
1,320
740
170
1,330

Performances SA-32
Production de chaleur / consommation électrique à 7/35 kW 32.0 / 8.4 COP = 3.81
SA-32
Production de chaleur / consommation électrique à 7/45 * kW 31.2 / 10.0 COP = 3.12
Production de chaleur / consommation électrique à 2/35 kW 26.8 / 8.4 COP = 3.19
Production de chaleur / consommation électrique à -7/35 * kW 20.8 / 8.2 COP = 2.54
Production de chaleur / consommation électrique à -7/45 * kW 20.4 / 9.6 COP = 2.13
Production de froid / consommation électrique à 35/7° kW 31.0 / 10.8 COP = 2.87
Puissance 380-415V/3PH/50Hz
Flux d'eau chaude entre 20 et 50°C l/h 1100
Compresseur 2 * HITACHI scroll
Condenseur Echangeur à plaques brasées
Flux nominal du liquide de chauffage m3
/h
5.4
30
Flux d'air maximum m3/h 10'000
Puissance maximale du Fan W 820
Température de chauffe maximale 58
Dimensions (HxLxP) mm 1'325 X 1'300 X 690
Connexion DN 40
Poids kg 310

Courbe de chauffage SA-32
Heat pump performance curve
Ambient temp.
Model:LSQ31R1/R
P.Thermique!P.Electrique!

Courbe de froid SA-32
Courbe de chute de pression SA-32
Heat pump water pressure drop
m3/h
10
20
30
2.0 3.0 4.0
40
KPa
5.0 6.0 7.0
P.Thermique!P.Electrique! 1=Flow temperature 5 Full load
Ambient temp.
Cooling performance curve

Données techniques Solarline SW-10 SW-13 SW-15 SW-20
Solarline SW-10, 13, 15 et 20
Main parts
Dimension
GHP07B GHP09B GHP10B GHP12B GHP13B GHP15B GHP20B
Unit:mm
60
outdoor
outlet
outdoor
inlet
indoor
outlet
indoor
inlet
Sensor outletpower cable outlet
450
30
450
543
100
920
24080 80
115
600
600
600
600
Model GHP07B GHP09B GHP10B GHP12B GHP13B GHP15B GHP20B
Compressor Panasonic Daikin Hitachi Daikin Hitachi Hitachi Hitachi
Plate exchanger Swep/Gea Swep/Gea Swep/Gea Swep/Gea Swep/Gea Swep/Gea Swep/Gea
Expansion valve Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson
Controller Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens Siemens
Electric parts Schneider Schneider Schneider Schneider Schneider Schneider Schneider
Filter drier Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson
Refrigerant Liquid indicator Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson Emerson

!
Modèle Type SW-10 SW-13 SW-15 SW-20
Caractéristiques
Dimensions HxWxD
Poids kg 135 145 155 165
Refrigerant Type
Masse de remplissage kg 1.7 1.8 2.2 2.25
Presison de fonctionnement Mpa 4.2 4.2 4.2 4.2
Taille de connecteur hydraulique - chaud Pouces G1” G11/4” G11/4” G11/2”
Taille de connecteur hydraulique - froid Pouces G1” G11/4” G11/4” G11/2”
Evaporateur Type
Condenseur Type
Compresseur Type
Performances
Puissance thermique - chaud à B0/W35 kW 10 13 15.5 20.3
Consommation électrique kW 2.22 2.9 3.5 4.6
COP 4.5 4.48 4.43 4.41
Débit - circuit intérieur m3/h 1.72 2.24 2.67 3.49
Chute de pression - circuit intérieur kpa 12 14 14 14
Débit - circuit extérieur m3/h 2.23 2.9 3.44 4.5
Chute de pression - circuit extérieur kpa 20 23 25 24
Puissance thermique - chaud à W10/W35 kW 12.7 16.3 19.5 25.7
COP 5.59 5.51 5.46 5.49
Puissance thermique - froid à W35/W7 kW 10.6 13.9 16.3 21.8
COP 4.82 4.88 4.79 4.84
Power Type
Sound power level dB(A) 47 48 48 48
960 x 600 x 600
R410A
Echangeur à plaques brazées Swep
Echangeur à plaques brazées Swep
Hitachi scroll
Triphasé

Courbes de puissance chauffage SW-10
Heating Performance Conditions Curve

Chute de pression
SW-10
!
SW-13
!
SW-15
!
SW-20

Données techniques Solarline SW 26 et 30
Solarline SW 26 et 30
Dimension
Unit:mm
GHP30 GHP30BGHP26 GHP26B
Main parts
Item GHP26B GHP30B
Compressor Hitachi Hitachi
Plate heat exchanger Swep Swep
Expansion valve Emerson Emerson
Controller Siemens Siemens
Electric parts Schneider Schneider
Dry filter Emerson Emerson
outdoor
outlet
outdoor
inlet
indoor
outlet
indoor
inlet
Sensor outlet power cable outlet
650
30
450
543
920
800 600
743
125110 110330
115
600
800

Modèle Type SW-26 SW-30
Caractéristiques
Dimensions HxWxD
Poids kg 195 200
Refrigerant Type
Masse de remplissage kg 3.6 4
Presison de fonctionnement Mpa 4.2 4.2
Taille de connecteur hydraulique - chaud Pouces G1 1/2” G1 1/2”
Taille de connecteur hydraulique - froid Pouces G1 1/2” G1 1/2”
Evaporateur Type
Condenseur Type
Compresseur Type
Performances
Puissance thermique - chaud à B0/W35 kW 26.0 31.0
Consommation électrique (chauffage) kW 5.8 7.0
COP 4.48 4.43
Débit - circuit chaud m3/h 4.47 5.33
Débit - circuit froid m3/h 5.79 6.88
Puissance thermique - chaud à W10/W35 kW 32.6 39.0
Consommation électrique (chauffage) kW 5.92 7.14
COP 5.51 5.46
Débit - circuit chaud m3/h 5.61 6.71
Débit - circuit froid m3/h 7.65 9.13
Puissance thermique - froid à W35/W7 kW 27.80 32.60
Consommation électrique (refroidissement) kW 5.70 6.80
COP 4.88 4.79
Débit - circuit intérieur m3/h 4.78 5.61
Débit - circuit extérieur m3/h 5.76 6.78
Puissance Type
Niveau de puissance sonore dB(A) 49 49
R410A
Echangeur à plaque brazée
Echangeur à plaque brazée
2 * Scroll Hitachi
Truphasé - compresseur Hitachi
960 x 600 x 800

Courbe de puissance chaud SW-26

Courbe de puissance chaud SW-30

Chute de pression

4. Ballons de stockage et ECS

4 REGULUS - R2BC storage water heaters - www.regulus.eu
3 - Technical Data and Dimensions of R2BC Models
Tank code ................................................................................ a
Tank total volume .................................................................... b
Volume of the upper heating coil ............................................ c
Volume of the lower heating coil ............................................. d
Surface of the upper heating coil ............................................ e
Surface of the lower heating coil ............................................. f
Empty weight (transport) ......................................................... g
Max. working temperature - tank ............................................ 95 °C
Max. working temperature - heating coils .............................. 110 °C
Max. working pressure - tank ................................................. 10 bar
Max. working pressure - heating coils ................................... 10 bar
DHW heating t =35 °C (80/60 - 10/45) - upper coil ............. h
DHW heating t =35 °C (80/60 - 10/45) - lower coil .............. i
Values in brackets are valid for tanks R2BC200 - R2BC400
Model
R2BC
200
R2BC
300
R2BC
400
R2BC
500
R2BC
750
R2BC
1000
R2BC
1500
R2BC
2000
R2BC
3000
Tank code a 6481 6482 6483 6484 6485 5758 8478 8479 8474
Tank volume [l] b 200 300 400 500 750 1000 1500 2000 3000
Volume of the upper heating coil [l] c 4.9 5.6 5.6 5.6 13.4 14 14 17 22.5
Volume of the lower heating coil [l] d 4.9 9.5 11 11 13.4 14 26.5 28.5 31.5
Surface of the upper heating coil [m2
] e 0.8 0.9 0.9 0.9 2.4 2.5 2.5 3 3.8
Surface of the lower heating coil [m2
] f 0.8 1.5 1.9 1.9 2.4 2.5 4.2 4.5 5.2
Empty weight [kg] g 96 124 150 168 270 285 302 379 466
DHW heating t=35 °C (80/60 -
10/45) - upper coil [l/h] ([kW])
h
680
(27.7)
760
(31.1)
760
(31.1)
760
(31.1)
2000
(81.3)
2090
(84.7)
2090
(84.7)
2510
(101.6)
3110
(126.0)
DHW heating t=35 °C (80/60 -
10/45) - lower coil [l/h] ([kW])
i
680
(27.7)
1280
(51.9)
1620
(65.8)
1620
(65.8)
2000
(81.3)
2090
(84.7)
3360
(136.2)
3600
(145.9)
4160
(168.6)
Dimensions [mm] A 1265 1710 1690 1780 1870 2120 2285 2550 2980
B 929 1384 1411 1480 1460 1680 1825 2090 2430
C 629 914 891 949 890 890 1255 1310 1400
D 258 257 268 335 400 400 520 550 640
E 67 67 79 175 220 220 315 340 430
F 264 264 286 305 385 385 470 460 550
G 474 657 660 685 685 685 945 985 1075
H 579 849 846 865 835 835 1180 1160 1300
I 679 979 1011 985 990 990 1330 1450 1790
J 914 1214 1245 1285 1340 1340 1600 1825 2205
K 884 1141 1163 1235 1235 1235 1460 1650 2040
L 994 1294 1361 1335 1440 1440 1735 2000 2340
M 1164 1608 1581 1595 1590 1840 1935 2210 2550
ø N 610 610 710 760 950 950 1200 1300 1400
ø O 500 500 600 650 790 790 1000 1100 1200
A
B
C
D
E
F
H
I
J
K
L
M
G 6/4“
G 5/4
(G 1)
G 1/2“
G 1/2“
ø114
ø O
1
2
3
12
11
G 1/2“ G
G 1 (G 3/4)
4
5
6
7
8
9
10
30°
Insulation
ø N
G 5/4“
G 5/4“
G 5/4“
G 5/4“
G 5/4 (G 1)
G 5/4“
ø168
„S“
„S“

4
3 - Technical Data and Dimensions
Type - model PS200 N PS300 N PS500 N PS650 N PS800 N PS900 N PS1000 N PS1500 N PS2000 N PS3000 N PS4000 N PS5000 N
Tank code a 10050 10053 10054 12311 10056 13474 10058 10060 10138 10139 10140 10141
Insulation code b 10107 10108 10120 12319 10123 13475 10125 10146 10147 10148 10149 10150
Fluid volume in tank [l] c 181 280 474 656 780 840 914 1505 2005 3022 3992 4999
Empty weight [kg] d 41 51 71 84 98 103 108 174 207 293 407 469
Tipping height [mm] e - - 1920 1970 1870 2020 2110 1940 2020 2160 2490 2970
Dimensions [mm] A 1326 1380 1890 1930 1820 1975 2070 1860 1930 2040 2335 2855
B 1068 1095 1590 1610 1430 1645 1680 1450 1485 1540 1835 2335
C 768 770 1130 1150 1050 1185 1220 1070 1105 1160 1375 1705
D 468 495 660 680 670 715 750 690 725 780 905 1075
E 388 415 535 555 580 590 625 600 635 690 780 925
F 308 335 425 425 425 390 500 425 425 520 600 670
G 168 195 200 220 290 255 290 310 345 400 445 445
ø H 650 750 800 900 1000 990 1000 1300 1450 1700 1800 1800
ø I 450 550 600 700 800 790 800 1100 1250 1500 1600 1600
ø J 340 450 500 600 700 700 700 1000 1100 1300 1500 1500
K 168 195 200 220 290 255 290 310 345 400 445 445
L 308 335 410 430 490 465 500 510 545 600 655 775
M 818 845 1245 1265 1130 1300 1335 1150 1185 1240 1490 1855
N 868 895 1360 1380 1210 1415 1450 1230 1265 1320 1605 2005
O 968 995 1460 1480 1310 1515 1550 1330 1365 1420 1705 2105
P 1068 1095 1590 1610 1430 1645 1680 1450 1485 1540 1835 2335
Tank code: .......................................................... a
Insulation code: .................................................. b
Total ﬂuid volume in tank: ................................... c
Max. working pressure in tank: ........................... 4 bar
Max. working temperature in tank: ..................... 95 °C
Empty weight: ..................................................... d
Tipping height without insulation: ........................ e
A
B
C
D
E
F
G
øH
øI
øJ
K
L
M
N
O
P
1
2
3
4
5 6
7
8
9
10
11
12
13
14

5. Panneaux Photovoltaïques
Tritec

Hareon Solar HR-Mono – Modules with
monocrystalline cells
Hareon Solar
Hareon Solar Technology Co., Ltd. was founded in 2004
and, today, it is one of the largest silicon-wafer pro-
ducers in China. With its completion of the first module
production lines, Hareon Solar has at its disposal, since
2008, a fully-integrated production of PV components
from ingots to modules.
Reliable modules
With an outstanding module and cell efficiency, the
modules of the HR-Mono series achieve very high effi-
ciencies. Even with a reduced incidence of light, the
modules realize a good performance yield thanks to
their excellent low-light behaviour. Before and after
lamination, every module is subjected to an electro-
luminescence test.
TRITEC quality controls
n Regular quality controls in cooperation with the
Fraunhofer Institute in Freiburg
n External quality controls of production on location
on behalf of TRITEC
n Mechanical TÜV load test with the TRITEC mounting
system TRI‑STAND
Certificates and warranties
n IEC 61215, IEC 61730, IEC 62716, IEC 61701, CE, UL
Listed, CEC, VDE, RoHS, TÜV, PV CYCLE
n Performance warranty: 12 years on 90 % and 25 years
on 80 % of the nominal power
n 10-year product warranty
n European warranty processing
The solar modules manufactured by Hareon Solar have been
tested and certified by all recognised test institutes world-
wide.
The Ningbo plugs allow easy wiring of the modules, while
the specifically developed module frames withstand loads
of up to 5400 N/m².
...................................................................................................................................................................
Framed Modules SOLAR MODULES
...................................................................................................................................................................

Art. No. 0101356 0101354 0101355 0101437
Model Hareon HR-195W Mono Hareon HR-200W Mono Hareon HR-205W Mono Hareon HR-250W-18/Cbb
Mono
Nominal power 195 W +5 W, -0 W 200 W +5 W, -0 W 205 W +5 W, -0 W 250 W +5 W, -0 W
Max. system voltage 1000 V 1000 V 1000 V 1000 V
Operating voltage 36.94 V 37.39 V 37.83 V 30.59 V
Operating current 5.28 A 5.35 A 5.42 A 8.17 A
Open circuit voltage 45.28 V 45.50 V 45.68 V 37.59 V
Short circuit current 5.58 A 5.79 A 5.90 A 8.79 A
Temp. coefficient open circuit
voltage
-0.31 %/K -0.31 %/K -0.31 %/K -0.31 %/K
Temp. coefficient short circuit
current
0.047 %/K 0.047 %/K 0.047 %/K 0.047 %/K
Temp. coefficient nominal
power
-0.41 %/K -0.41 %/K -0.41 %/K -0.41 %/K
Reverse current load 15 A 15 A 15 A 15 A
Max. string protection 15 A 15 A 15 A 15 A
Number of bypass diodes 3 pc. 3 pc. 3 pc. 3 pc.
Cells per module 72 pc. 72 pc. 72 pc. 60 pc.
Cell dimensions (L / W) 125 mm / 125 mm 125 mm / 125 mm 125 mm / 125 mm 156 mm / 156 mm
Cell connection 2 bus bar 2 bus bar 2 bus bar 3 bus bar
Cell technology Monocrystalline silicon Monocrystalline silicon Monocrystalline silicon Monocrystalline silicon
Connection Ningbo, cable 900 mm each
(+ / ‑)
Ningbo, cable 900 mm each
(+ / ‑)
(+ / ‑)
(+ / ‑)
Mounting frame Anodized aluminium Anodized aluminium Anodized aluminium Black anodized aluminium
Back sheet White White White Black
Dimensions (L / W / H) 1580 mm / 808 mm / 45 mm 1580 mm / 808 mm / 45 mm 1580 mm / 808 mm / 40 mm 1636 mm / 992 mm / 45 mm
Weight 16.0 kg 16.0 kg 15.8 kg 19.5 kg
Number per container 616 pc. 616 pc. 700 pc. 616 pc.
Max. load 5400 N/m² 5400 N/m² 5400 N/m² 5400 N/m²
Performance warranty * 12 / 25 years 12 / 25 years 12 / 25 years 12 / 25 years
Product warranty 10 years 10 years 10 years 10 years
Norms IEC 61215, IEC 61730, CE, UL
Listed, CEC, RoHS, ISO 9001,
ISO 14001, TÜVdotCOM-ID:
0000026038, MCS, PV CYCLE
IEC 61215, IEC 61730, CE, UL
IEC 61215, IEC 61730, CE, UL
IEC 61215, IEC 61730, CE, UL
* - Manufacturer's performance warranty: 12 years on 90 % / 25 years on 80 % of the minimal nominal power under standard testing conditions (STC)
The electrical specifications are under standard test conditions (STC) of irradiance of 1000 W/m², spectrum of 1.5 air mass and cell temperature of 25°C.
...................................................................................................................................................................
SOLAR MODULES Framed Modules
...................................................................................................................................................................
TRITEC Group www.tritec-energy.com | © 20130529-1 | The content of this datasheet is subject to change without prior notice

6. Panneaux Photovoltaïques
Meyer Burger (Suisse)

7. Offres types

GAMME DE PRIX SOLARLINE AÉROTHERMIQUE
Le kit Solarline comprend les éléments mentionnés ci-dessous :
Le tableau ci-dessous résume les prix au kW ainsi que les prix liés aux différentes puissances
Puissance
thermique
Prix matériel
Prix matériel +
Pose
Prix (CHF/W
thermique)
10 CHF 22'671.50 CHF 45'117.00 CHF 2.27
13 CHF 26'172.50 CHF 47'899.00 CHF 2.01
15 CHF 29'166.67 CHF 48'764.00 CHF 1.94
20 CHF 30'198.00 CHF 51'781.60 CHF 1.51
30 CHF 38'615.33 CHF 58'000.00 CHF 1.29
32 CHF 59'840.00 CHF 80'000.00 CHF 1.87
64 CHF 80'000.00 CHF 100'000.00 CHF 1.25
24.04.2014
• PAC aérothermique
• Pompe de circulation
• Vanne mélangeuse motorisée de zone
• Vanne 3 voies motorisée pour l’ECS
• Ballon d’ECS
• Ballon de stockage
• Vase d’expansion
• Sondes de températures de ballon
• Sonde de température intérieure
• Panneaux photovoltaîques avec système de pose
• Coffret électronique Solarline avec écran de mesure et réglage
• Câbles pour les panneaux photovoltaîques
• Mise en service
• Livraison sur place
Prix HT
0
20'000
40'000
60'000
80'000
100'000
120'000
SA-10 SA-13 SA-15 SA-20 ou
2*SA-10
2*SA-15 SA-32 SA-64
Titredel'axe
Prix Aérothérmique
Sans installation
Avec Installation

GAMME DE PRIX SOLARLINE GÉOTHERMIQUE
Le kit Solarline comprend les éléments mentionnés ci-dessous :
Le tableau ci-dessous résume les prix au kW ainsi que les prix liés aux différentes puissances
Puissance
thermique
Prix matériel
Prix matériel +
Pose
Prix (CHF/W
thermique)
10 CHF 24'421.67 CHF 43'662.50 CHF 2.44
13 CHF 26'177.00 CHF 46'000.00 CHF 2.01
15 CHF 30'280.00 CHF 51'000.00 CHF 2.02
20 CHF 40'650.00 CHF 61'000.00 CHF 2.03
26 CHF 50'000.00 CHF 70'000.00 CHF 1.92
30 CHF 61'756.00 CHF 82'000.00 CHF 2.06
60 CHF 80'000.00 CHF 101'000.00 CHF 1.33
Prix HT
• PAC géothermique
• Pompe de circulation
• Vanne mélangeuse motorisée de zone
• Vanne 3 voies motorisée pour l’ECS
• Ballon d’ECS
• Ballon de stockage
• Vase d’expansion
• Sondes de températures de ballon
• Sonde de température intérieure
• Panneaux photovoltaîques avec système de pose
• Coffret électronique Solarline avec écran de mesure et réglage
• Câbles pour les panneaux photovoltaîques
• Mise en service
• Livraison sur place
0
20'000
40'000
60'000
80'000
100'000
120'000
SW-10 SW-13 SW-15 SW-20 SW-26 SW-30 SW-60
Titredel'axe
Prix Géothermique
Sans installation
Avec Installation

8. Références de clients

9. Articles de presse

ARTICLE – BATIMAG (avril 2011)

ARTICLE - EFFICIENCE 21 (Automne 2012)

ARTICLE – FRIBOURG NETWORK (2014)

Energy and Buildings 66 (2013) 77–87
Contents lists available at ScienceDirect
Energy and Buildings
journal homepage: www.elsevier.com/locate/enbuild
Economic and energy analysis of three solar assisted heat pump
systems in near zero energy buildings
Richard Thygesen∗
, Björn Karlsson
Mälardalen University, School of Business, Society and Engineering, Box 883, 721 23 Västerås, Sweden
a r t i c l e i n f o
Article history:
Received 16 May 2013
Accepted 11 July 2013
Keywords:
Solar collector
Photovoltaics
Ground source heat pump
Near zero energy building
Energy system simulation
a b s t r a c t
The European Union’s directive of the energy performance of buildings makes energy systems with local
energy generation interesting.
To support local energy generation the government has appointed a commission to investigate the
possibility to implement net metering for grid connected PV-systems.
In this paper three different systems are simulated and analyzed with regards to economics and energy:
a PV-system and a heat pump (alternative 1), a heat pump and a solar thermal system (alternative 2) and
a heat pump, a PV-system and a solar thermal system (alternative 3).
System alternative 1 is profitable with daily net metering and monthly net metering and unprofitable
with instantaneous net metering.
The solar electrical fraction of the system is 21.5%, 43.5% and 50%, respectively.
System alternative 2 is unprofitable and has a solar electricity fraction of 5.7%.
System alternative 3 is unprofitable and has a solar electricity fraction of just below 50.
The conclusion is that a PV system in combination with a heat pump is a superior alternative to a solar
thermal system in combination with a heat pump.
© 2013 Elsevier B.V. All rights reserved.
1. Introduction
In the Europe union (EU-27) the household sector accounts for
almost 27% of the total European final energy consumption [1].
This is an important reason for the European commission to adopt
the directive on the energy performance of buildings [2] as one of
several measures to reach its 20–20–20 goal.
The European Union’s directive on the energy performance of
buildings will lead to more local energy generation in the future
and more energy efficient buildings. Solar energy is regarded as
one of the most promising ways for local energy generation. Partly
because of this the Swedish government has appointed a commis-
sion which will produce proposals on how to facilitate the use of
net metering for locally produced electricity in buildings.
In Sweden today one common way of reducing the amount of
purchased energy in new buildings is to install a ground source
heat pump in combination with a well-insulated building envelope
and mechanical ventilation with heat recovery. In Sweden approx-
imately 340,000 ground source heat pumps has been installed the
last decade according to the Swedish Heat Pump Association [3].
∗ Corresponding author. Tel.: +46 21 103182; fax: +46 21 101480.
E-mail address: richard.thygesen@mdh.se (R. Thygesen).
Because of this it will be more common with energy systems
that combine solar energy with ground source heat pumps and heat
recovery ventilation.
Earlier studies with solar assisted heat pumps have mainly
focused on complex systems with PV/T hybrids or solar thermal
collectors acting as the source for the heat pump evaporator [4–6].
Other studies have focused on standard heat pumps and solar ther-
mal systems [7].
In this paper three less complex solar assisted heat pump sys-
tems will be simulated in the program Trnsys [8] and analyzed with
regards to economics and energy consumption. The different sys-
tems are PV-system, solar thermal system and a combination of a
PV-system and a solar thermal collector system.
The aim of the work presented in this article is to find the sys-
tem which is most cost effective and has the highest solar energy
fraction.
2. Methodology
The energy simulations are performed in the transient simula-
tion program Trnsys. The simulation interval is set to 3 min and two
years, 17,520 h, are simulated.
The Trnsys models are built up with so called decks in Simulation
studio which is the graphical user interface of Trnsys.
Each Trnsys model consists of identical decks with exception
of the different solar energy systems analyzed. A short description
0378-7788/$ – see front matter © 2013 Elsevier B.V. All rights reserved.
http://dx.doi.org/10.1016/j.enbuild.2013.07.042

78 R. Thygesen, B. Karlsson / Energy and Buildings 66 (2013) 77–87
Table 1
Main Trnsys type in the simulation deck.
Trnsys type Description Comment
Type 56 Multi zone building
Type 927 Ground source heat pump Based on external data
file for Premiumline EQ
C6
Type 534 Heat storage tank Heat pump internal
tank
Type 557a Borehole
Type 194 PV-module 5 parameter model
Type 539 Flat plate solar collector
Type 760 Air–air heat recovery
of the most important types used in this work is summarized in
Table 1.
All results from the energy simulations are exported and further
processed and used in the economic calculations.
The analysis is based on the annuity method because of its ability
to compare systems with different economic lifespans.
The revenues from the different system alternatives are con-
verted to net present values by multiplying the revenues with the
discount factor (DF) defined by:
DF =
1
(1 + i)
t
(1)
The accumulated net present value (NPV) revenues are then con-
verted to an annuity defined by:
(NPV − Ci) ×
i × (1 + i)
z
(1 + i)
z
− 1
(2)
where i is the interest rate, t is the economical lifespan and Ci is the
investment cost.
In the economic calculations the investment cost only includes
the solar energy systems and not the ventilation heat recovery and
ground source heat pump systems.
A sensitivity analysis is done in order to evaluate the impact of
different electricity price changes on systems profitability.
3. The simulated building and technical installations
3.1. The building
The simulated building consists of one zone and one story with
a living space of 138 m2 which is maintained at 21 ◦C. The building
has floor heating embedded in the building foundation which con-
sists of a concrete slab on grade with a total insulation thickness of
300 mm.
In the building walls the insulation is 350 mm thick and the roof
has an insulation thickness of 370 mm.
The U-values of the different building elements can be seen in
Table 2.
Four inhabitants, two children and two adults, live in the build-
ing.
The energy system of the building consists of three main
parts: household electricity, the production of domestic hot water
and space heating and heat recovery ventilation. The part of the
three systems investigated that are identical to each other will be
Table 2
U-values for the different building components used in the simulation.
Building component U-value (W/(m2
, K))
Ceiling 0.106
Outer walls 0.102
Ground floor 0.103
Windows 0.81
described in this section. Another important factor is how differ-
ent measuring schemes influence the size and the economics of
the PV-system. The different schemes will be explained in detail in
Section 4.
The total energy demand for the building with household
electricity included is 19,880 kWh/year. The same building with
a ventilation heat recovery unit installed has a demand of
16,920 kWh/year purchased energy and with ventilation heat
recovery and ground source heat pump the purchased energy
demand is 10,157 kWh/year. In Fig. 1 the energy demands per
month is shown and in Table 5 the building total energy demand
for the different combinations of technical installations are sum-
marized.
3.2. Heat pump
The heat pump used in the simulations is based on a commer-
cial available model made in Sweden by Bosch Termotechnik AB.
The model used is an IVT Premiumline EQ C6 which has a heating
capacity of 5.8 kW.
It has a 225 L internal double jacketed storage tank with an inner
domestic hot water tank of 185 L.
The domestic hot water production is prioritized which means
that no heat is supplied to the building when the temperature in the
tank is below 47 ◦C which is the set point temperature minus a 3 ◦C
hysteresis. The temperature probe which is measuring the domes-
tic hot water is located approximately 20 mm from the bottom of
the tank and on the outside of the tank. A zone valve switches the
heated media to either the outer compartment of the domestic hot
water tank or to the floor heating system.
Once every week the domestic hot water temperature is raised
to 65 ◦C to avoid growth of the Legionella bacteria. This is partly
done with the heat pumps internal electric heater. The heat pump
heater is limited to 3 kW which is one-third of the heater potential
and will only be active when the domestic hot water is raised to
65 ◦C.
The domestic hot water consumption in the building is 66 L per
day and person and the annual energy amount needed for produc-
tion of domestic hot water is 4675 kWh.
The tapping cycle is based on EN 16147:2011 [9] tapping cycle
M which is a cycle with 23 draw offs a day. Previous studies
have shown that the number of tapings and the time of occur-
rence are of importance for the storages performance as shown
by Fiala [10]. An evaluation of different tapping cycles will be
done in the future to improve the domestic hot water part of the
model.
The required temperature lift of the main water varies with
the season, in summer the minimum lift is 42 ◦C and in winter
the maximum lift needed is 49 ◦C. The variations can be seen in
Fig. 2.
The heat pump is connected to a 150 m deep borehole on the
heat pump cold side and to the building floor heating system on
the hot side. It is dimensioned for monovalent operation which
means that it is able to cover 100% of the building heat load. The
borehole is dimensioned so the exiting fluid temperature never is
below 0 ◦C.
The heating is regulated by a linear temperature curve based on
the heating system forward flow temperature and outdoor tem-
perature. Maximum forward flow temperature to the floor heating
system is 33.5 ◦C.
The temperature differences are within the manufacturers rec-
ommended 2–5 ◦C for the cold side fluid and 7–10 ◦C for the hot
side fluid.
Two circulation pumps are integrated in the heat pump. On the
hot side the circulation pump is frequency controlled and the speed
is regulated to keep the temperature difference over the heating

R. Thygesen, B. Karlsson / Energy and Buildings 66 (2013) 77–87 79
Fig. 1. Total building energy demands without technical installations, with ventilation heat recovery and with ventilation heat recovery in combination with a ground source
heat pump.
system at a constant 7 ◦C. On the cold side the circulation pump is
set to a fixed speed.
The reason for having a frequency controlled pump on the hot
side is because it is in constant operation during the heating sea-
son. The circulation pump on the cold side is only active when the
compressor is active.
When the ambient temperature rises above 12 ◦C the heat pump
is switched to summer mode and the circulation pump is only in
operation when domestic hot water is produced. This means that no
heating is provided to the building until the ambient temperature
is below 12 ◦C.
3.3. Heat recovery ventilation
The system contains two fans, with an installed power of
170 W each, and a rotating heat exchanger with an efficiency
of 80%. No electrical anti freezing system is installed in the
ventilation system. The supply air is maintained at 17 ◦C when
possible. The ventilation flow rate is set to 0.35 l/s, m2 living area
which is the minimum requirements according to the Swedish
building regulations [11]. During summer no heat exchange
will occur even though the ambient temperature drops below
17 ◦C.
Fig. 2. Annual variations of the required temperature lift of the main water to achieve a domestic hot water temperature of 55 ◦
C.

Table 3
Data for from CNBM Solar’s polycrystalline 230 W module at standard test
conditions.
Maximum power per module 230 W
Tilt angle of modules 70◦
Open circuit voltage 36.9 V
Voltage at maximum power point 30.2 V
Short-circuit current 8.31 A
Current at maximum power point 7.62 A
Table 4
Data taken from Solar Keymark certificate for the aquasol flat plare collector.
Collector efficiency related to aperture area 0.78
a1 3.14 W/(m2
, K)
a2 0.019 W/(m2
, K2
)
Effective thermal capacity 7470 kJ/(m2
, K)
Table 5
Building total energy demand with different combinations of technical installations.
Building Total building energy
demand incl.
household electricity
(kWh)
Without any technical installations 19,880
With heat recovery ventilation 16,920
With heat recovery ventilation and
ground source heat pump
10,157
3.4. PV-system
The system is based on 21 pieces 230 W polycrystalline modules
manufactured by CNBM solar and has an installed peak power of
5190 kW.
The modules are tilted 70◦ from the ground and are facing south.
No objects that can shade the modules are present around the
building.
The system is grid connected via an inverter to one of the build-
ings incoming electrical phases. No battery storage is used. Table 3
summarizes the most important data of the PV-system.
3.5. Solar thermal system
The solar thermal system is based on two flat plate solar collec-
tors manufactured by the Swedish company Aquasol. The aperture
area is 2.1 m2 per flat plate collector. The total area of the solar
thermal system is dimensioned for a storage volume of 225 L.
The system is connected to the tank via a coiled tube heat
exchanger placed in the bottom of the tank.
It is regulated so that the circulation pump starts when the tem-
perature difference between the water in the solar collector and in
the bottom of the tank is 3 ◦C and it stops when the difference is
1 ◦C. If the temperature in the tank reaches 95 ◦C the circulation
pump stops.
In Table 4 the most important data taken from the Solar Keymark
certificate are summarized.
3.6. Household electricity
The annual electricity consumption is based on measured val-
ues taken from a one family building with four inhabitants where
two are adults and two are children. The annual consumption is
5155 kWh with a small monthly variation [12], see Fig. 3.
4. Metering schemes
The consumer price of electricity consists of the cost for energy,
energy tax, sales tax and grid cost. The energy cost is around 40%
of the total cost. When the PV-system delivers less energy than
the total load it will lower the need for purchased electricity. This
means that all these four components are saved. When the PV sys-
tem delivers more energy than is used in the building the surplus is
exported to the grid. The price of exported electricity is determined
by market price for electric energy. This means that it is much more
favorable to save energy than to export energy. However, if a kWh
is defined as saved or exported depends on the metering scheme.
Three different schemes will be investigated in this article:
instantaneous metering, daily net metering and monthly net
metering. The length of the net metering period affects the amount
of PV-electricity regards as saved or exported. The saved electric-
ity fraction is increasing with the length of the metering period,
so a larger PV-system can be installed without the need to export
and sell electricity to the grid. Technically daily and monthly net
metering means that the grid is used as storage.
With instantaneous metering the generated PV electricity has
to be used at once in the building. If the PV electricity generation
is greater than the building electricity demand the surplus will be
exported to the electricity grid and sold.
Daily net metering is a more attractive option for the building
owner where the generated PV electricity for a whole day is settled
against the building electricity demand for the same day, i.e. the
consumer only pays for the net. With this scheme the PV-system
surplus is exported to the electricity grid but not sold. The surplus
accumulated at daytime is settled against the electricity demand
later the same day when no or little PV electricity is generated. If
the PV-electricity generation is larger than the building electricity
demand over the whole day, i.e. there is a positive daily net, the net
surplus is sold to an electricity company.
The same principle as for daily net metering also applies for
monthly net metering but the PV electricity generation and the
electricity demand are settled monthly.
Fig. 4 shows the saved electricity in the building energy system
with heat pump and heat recovery according to Fig. 1 in relations
to installed PV-system size and different metering schemes. As can
be seen in Fig. 4 the slope of the curve for saved electricity in the
building with instantaneous net metering is starting to decline at
400 W and this is because a larger PV-system gives a surplus that
have to be exported to the grid. For daily and monthly net metering
a larger peak power can be installed before a surplus is exported to
the grid and this also gives a larger fraction of saved electricity in
the building.
The performance of an energy system for a single family build-
ing consisting of a heat pump supported by PV-modules and solar
collectors are analyzed for the different metering periods.
5. Differences between solar thermal systems and
PV-systems in combination with ground source heat pumps
A PV-system in combination with a heat pump has a better
match between heat demand and output from the PV-system than
a solar thermal system. The heat pump has a higher monthly coef-
ficient of performance during the winter months because the heat
supplied to the building floor heating system has a lower tem-
perature and is a larger portion of the total heat supplied to the
building than in summer. The heat supplied in summer is almost
only for domestic hot water production. Fig. 5 shows the monthly
coefficient of performance.
This means that the PV-electricity supplied to the heat pump
during winter is utilized more efficiently than during summer, i.e.

Fig. 3. Monthly variation of the household electricity consumption.
the same amount of electricity to the heat pump gives a larger heat
output in winter than in summer, see Fig. 6.
Another advantage for the PV-module is that it is not negatively
affected by low ambient temperatures and has the same efﬁciency
independent of the radiation intensity. A ﬂat plate solar collector
output depends on the absorbed radiation to be larger than the col-
lector heat losses. The radiation level where the collector heat losses
are equal to the absorbed radiation is called the critical radiation
level as shown in [13].
6. Energy analysis of solar assisted heat pump systems
The three systems will be described in detail in this section. All
general parts of the building energy system in Section 3 are identical
for all three systems. The main parts of the different systems can
be seen in Fig. 7.
6.1. Alternative 1: ground source heat pump system in
combination with 5.19 kWp PV-system
Three different metering schemes will be investigated in
this alternative: instantaneous metering, daily net metering and
monthly net metering.
The PV-system is dimensioned so that surplus of PV-electricity
is avoided. Fig. 8 demonstrates how this principle is used for design-
ing the system with monthly net metering. The chosen PV-power
to 5.19 kWp will give balance between load and production during
June. During all other months electric energy has to be supplied.
Fig. 4. Saved electricity in the building energy system in relation to installed PV peak power with different periods for net metering. The PV-modules are tilted 70◦
.

Fig. 5. Ground source heat pump monthly coefﬁcient of performance.
Monthly net metering is expected to be introduced in Sweden
during 2013. Therefore this alternative is used as the reference in
the overall analysis. It will generate and save 5093 kWh of electric-
ity per year without overproduction which means that the building
energy demand is reduced to 5064 kWh or 36.7 kWh/year and m2.
The solar electricity fraction in this alternative is 50%.
6.1.1. Alternative 1: GSHP in combination with 5.19 kWp
PV-system with instantaneous metering
In this metering alternative it is possible to use 2182 kWh of PV
generated electricity in the building and 2908 kWh is exported and
sold to an electricity company.
When the PV generation used in the building is deducted the
building electricity demand is reduced to 7975 or 58 kWh/year and
m2 living area. Fig. 9 shows the monthly building electricity with
and without the PV generation deducted.
The fraction of solar electricity in the building energy system is
21.5%.
PV-system with daily net metering
In this metering alternative it is possible to use 4418 kWh in
the building and 672 kWh is exported and sold to an electricity
company.
When the PV generation, possible to use in the building to limit
the electricity demand, is deducted the building electricity demand
is reduced to 5739 or 41.6 kWh/year and m2 living area. Fig. 9
shows the monthly building electricity with and without the PV
generation deducted.
Fig. 6. Monthly output of a 1 m2
PV-module in combination with a heat pump and a 1 m2
ﬂat plate solar collector.

Fig. 7. Main components in alternative 1 with ground source heat pump and PV-system, alternative 2 with ground source heat pump and solar thermal system and alternative
3 which is a combination of alternatives 1 and 2.
Fig. 8. The building energy demand and PV-generation with monthly net metering and 5.19 kWp PV-system and the PV-modules in 70◦
tilt.

Fig. 9. Total building electricity demand with and without PV-system with instantaneous metering, daily net metering and monthly net metering.
43.5%.
PV-system with monthly net metering
In this alternative all of the 5093 kWh PV generated electric-
ity is used to limit the building electricity demand. When the PV
generated electricity is deducted the building electricity demand
is reduced to 5064 or 36.7 kWh/year and m2 living area. Fig. 9
shows the monthly building electricity with and without the PV
generation deducted.
50%.
combination with flat plate solar collector system
Previous studies have found that turning the heat pump off and
using the solar collectors during the summer period for domestic
hot water production is the best way of combining solar collectors
and commercial available ground source heat pumps as can be seen
in [7].
In [7], Kjellsson concluded that using the solar heat for charging
a single borehole is very ineffective. If the borehole is deep enough
the natural recharge is enough to cover the energy outtake during
the heating season.
The solar thermal system generates 1428 kWh/year for the pro-
duction of domestic hot water. If the ground source heat pump
would have to produce the same amount of domestic hot water
with the same prerequisites the electricity needed would be the
energy generated by the solar thermal system divided with the heat
pump coefficient of performance.
The generation of 1428 kWh of heat from the solar thermal sys-
tem resulted in saving of 537 kWh due to the decreased operation
of the heat pump.
The annual COP of the heat pump increased with 0.11 units to
3.09 and the annual operating time is decreased by 405–1452 h.
As can be seen in Fig. 10 the saved electricity due to the flat plate
collectors is small. This is because it is difficult to combine heat
pumps with systems that compete with the heat pumps operation,
i.e. domestic hot water production or space heating.
The annual building electricity demand including household
electricity is decreased from 10,157 or 73.6 kWh/m2 living area to
9410 or 68 kWh/m2 living area which is a decrease of 748 kWh or
5.4 kWh/m2 living area.
The decrease in the annual building electricity demand is higher
than the contribution from the flat plate solar collector system
because of the higher heat pump coefficient of performance.
The fraction of solar energy in the building energy system is 5.7%.
6.3. Alternative 3, ground source heat pump system in
combination with flat plate solar collector system and PV-system
with monthly net metering
The third system is a combination of the first two with one
important difference. The PV-system will be smaller because the
flat plate solar collector system decreases the building total elec-
tricity demand during summer months and it is this demand the
PV-system is dimensioned against. Therefore the system needs to
be smaller to avoid overproduction.
The size of the PV-system in this alternative is 4.60 kWp which
is a reduction of 11.3% in comparison with alternative 1.
The PV-system will generate 4058 kWh electricity per year and
the flat plate solar collector system will generate 1428 kWh of heat
which will save 537 kWh of electricity.
The building electricity demand including household electricity
for this alternative will decrease from 10,157 to 5351 kWh/year or
38.8 kWh/m2, living area.
Fig. 11 shows the building electricity demand in comparison to
a system with only ground source heat pump and a system as in
alternative 1.
The solar electricity fraction of the building energy system is 49%
which is slightly lower than the alternative with only a PV-system.
7. Economic analysis of solar assisted heat pump systems
The discount rate in the calculations is 6% and the electricity
price is assumed to increase by 4.7% each year with a starting price

Fig. 10. Total building electricity demand with and without flat plate collector system.
of 0.18 D /kWh. This assumption is based on historical changes of
the electricity price in Sweden during the past 10 years [14].
PV-module and solar collector degradation has not been taken
into account in the calculations.
combination with PV-system
The investment cost for the PV-system is 14,443 or 2783 D /kWp.
The economic lifespan of the PV-system is assumed to be 20
years with regards to inverter lifespan.
The annuity of this alternative with continuous metering is
−427 D /year and the system is unprofitable.
The annuity with daily net metering is 22 D /year and the system
is profitable.
The annuity with monthly net metering is 106 D /year and the
system is profitable.
combination with solar thermal system
The flat plate solar collector investment cost is 4121 or 981 D /m2
collector aperture area.
The economic lifespan of the flat plate collector system is
assumed to be 25 years.
The annuity of this alternative is −166 D /year which means that
the system is unprofitable.
Solar collector systems used for producing domestic hot water
in combination with heat pumps for space heating and domestic
Fig. 11. Total building electricity demand with and without flat plate collector system in combination with PV-system.

Fig. 12. Sensitivity analysis of annual electricity price change.
hot water production will be profitable in Sweden if the system
price is reduced by approximately 50%.
combination with flat plate solar collector system and PV-system
with monthly net metering
The economic lifespan of the system as a whole is assumed to
be 20 years.
The investment cost for the flat plate solar collector system and
the PV-system is 16,908 D .
The annuity of this alternative is −212 D /year which means that
the system is unprofitable with monthly net metering.
7.4. Sensitivity analysis of electricity price change
One of the largest uncertainties in this paper is the assumption
of the price for electricity. As stated earlier the assumption is based
on historical changes of the electricity price in Sweden. The anal-
ysis shows that the increase in price must be almost 4% each year
for system alternatives 1 with monthly net metering and 4.5% for
system alternative 1 with daily net metering if the systems are to be
profitable. All other alternatives need a price change much larger
than 5%, see Fig. 12.
8. Results
The total building electricity demand with the different solar
energy systems can be seen in Table 6.
System alternative 1 with instantaneous metering is unprofit-
able. The solar electricity fraction of this system is 21.5%.
System alternative 1 with daily net metering is profitable and
yields a solar electricity fraction of 43.5%.
System alternative 1 with monthly net metering is an economic
feasible way of reaching high solar electricity fractions in a building
energy system. The solar electricity fraction is 50%.
System alternative 2, with ground source heat pump and solar
collectors, is unprofitable and will reach a solar electricity fraction
of 5.7%.
Table 6
Building electricity demand with different combinations of solar energy systems.
System alternative Building electricity
demand (kWh)
Building electricity demand
per square meter living area
(kWh/m2
)
1. GSHP with
PV-system
(instantaneous
metering)
7975 58
1. GSHP with
PV-system (daily net
metering)
5739 41.6
1. GSHP with
PV-system (monthly
net metering)
5064 36.7
2. GSHP with flat plate
solar collector
system
9410 68
3. Alternative 1 + 2
(monthly net
metering)
5351 38.8
Table 7
Annuity of the different system alternatives.
System alternative Annuity (D /year)
1. GSHP with PV-system (instantaneous metering) −427
1. GSHP with PV-system (daily net metering) 22
1. GSHP with PV-system (monthly net metering) 105
2. GSHP with flat plate solar collector system −166
3. Alternative 1 + 2 (monthly net metering) −212
System alternative 3 is unprofitable and will have a slightly
lower solar electricity fraction, 49%, than alternative 1.
9. Discussion and conclusions
As can be seen in Table 7 only alternative 1 with daily and
monthly net metering is profitable. Alternative 1 with instanta-
neous metering give a smaller decrease in the building electricity
demands and export and sell larger amounts of the PV generated
electricity than the profitable systems. This is the reason why alter-
native 1 with daily net metering is less profitable than the same

alternative with monthly net metering and that the same alterna-
tive with instantaneous metering is unprofitable. This is explained
in detail in Section 3.4.
All systems are sensitive to changes in the assumed electricity
price but systems alternative 2 with a solar thermal system is the
least sensitive. That is because the amount of saved electricity is
low in that alternative and the reason for this is explained later in
this section.
The conclusion is that the most effective way of using PV gener-
ated electricity is by reducing the amount of electricity needed to
be purchased.
The reduction of purchased electricity by a PV-system and a heat
pump system is a viable way of making the building more energy
efficient. As can be seen in Sections 5 and 6 the reduction of pur-
chased electricity can be large with relatively small investments.
If monthly net metering is introduced in Sweden it is likely that
the installation of a PV-system will be a popular way of making
buildings more energy efficient.
The combination of heat pumps and solar thermal in a system,
as in system alternative 2 and 3, where the heat pump produce
domestic hot water is ineffective. The heat pump needs for example
approximately 1 kWh of purchased electricity to produce 3 kWh
of domestic hot water. When the solar collector system produces
3 kWh in a system like this the saving is the electricity the heat
pump would have used to produce the same amount of domestic
hot water, i.e. 1 kWh.
Because of this the savings from a solar collector system is 1/3
in a system with a heat pump in comparison to other heating and
domestic hot water systems. This is not a problem only for solar
collector systems but for almost all complementary systems.
On the other hand the combination of a PV-system with a heat
pump that produces domestic hot water is a perfect match where
the two systems do not compete for the same domestic hot water
load. In fact the heat pump electricity need during the summer
months in combination with the household electricity load make it
possible to install larger PV-systems.
The conclusion is that a system with a ground source heat pump
in conjunction with a PV-system is the most effective system with
regards to energy and economics.
10. Further work
System alternative 1 with a PV- and a ground source heat pump
will be studied further and the simulation model will be enhanced.
Acknowledgement
The work was funded by the Swedish Effsys+ Program, which is
primarily financed by the Swedish Energy Agency.
References
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http://ec.europa.eu/energy/publications/doc/2012 energy figures.pdf
[2] European Commission, Energy Performance of Buildings Directive, 2012,
http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2012:081:
0018:0036:EN:PDF: 2012:081:0018:0036:EN:PDF. 2012-08-27.
[3] Swedish Heat Pump Association (SVEP), 2012, http://www.svepinfo.se/ (in
Swedish).
[4] G. Xu, et al., Simulation of a photovoltaic/thermal heat pump system having a
modified collector/evaporator, Solar Energy 83 (2009) 1967–1976.
[5] H. Chena, et al., Numerical study on a novel photovoltaic/thermal heat pump
system, Energy Procedia 12 (2011) 547–553.
[6] S. Eicher, et al., Solar assisted heat pump for domestic hot water production,
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[7] E. Kjellsson, Solar Collectors Combined with Ground-Source Heat Pumps in
Dwellings, Analyses of System Performance, Lund University, Sweden, 2009,
Ph.D. Thesis.
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Manual Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin-Madison, Madison,
2010.
[9] European Committee for Standardization, EN 16147:2011 Heat Pumps with
Electrically Driven Compressors – Testing and Requirements for Marking of
Domestic Hot Water Units, 2011.
[10] D. Fiala, et al., Influence of the domestic hot-water daily draw-off pro-
file on the performance of a hot-water store, Applied Energy 83 (2006)
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[11] Swedish National Board of Housing, Building and Planning, Building Reg-
ulations, 2012, http://www.boverket.se/Om-boverket/Webbokhandel/
Publikationer/2008/Building-Regulations-BBR/
[12] Sollentuna Energi, Measurment Data Obtained from the Electricity Grid Oper-
ator, Sollentuna Energi, 2008.
[13] J.A. Duffie, W.A. Beckman, Solar Engineering of Thermal Processes, third ed.,
John Wiley Sons Inc., 2006.
[14] Statistics Sweden, Prices on Electricity and Transmission of Electricity (Network
Tariffs), 2013, http://www.scb.se/Pages/ProductTables 6441.aspx (2013-02-
05).

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La transition énergétique est une question de stockage
Le terme de transition énergétique décrit le passage des énergies conventionnelles qui sont généralement polluantes, aux énergies
renouvelables plus propres. Ainsi le stockage de l’énergie est un élément fondamental dans la réussite de la transition énergétique.
Les énergies conventionnelles comme le mazout, le gaz, le charbon, l’énergie atomique sont stockables et utilisables à la de-
mande. Ceci est un avantage important et permet de fournir l’énergie en fonction de la consommation. En revanche, la produc-
tion d’énergie renouvelable n’est pas constante. Des variations saisonnières (été/ hiver), journalières (jour/ nuit) et météorolo-
giques conduisent à une production irrégulière qui évolue rapidement, c’est pourquoi le stockage de l’énergie est indispen-
sable. Actuellement, il est techniquement possible de fournir une part importante d’énergie en utilisant des techniques propres.
Mais cela ne sert à rien d’avoir suffisamment d’énergie si celle-ci est disponible au mauvais moment. Le défi est donc de pou-
voir stocker cette énergie pour combler les périodes de faible production.
Aujourd’hui plusieurs technologies de stockage sont utilisées.
La liste ci-dessous énumère les principales technologies sur le marché :
 Les batteries Lithium-Ion sont très répandues par exemple dans les appareils électroniques comme les appa-
reils photos et les téléphones portables. Elles sont aussi utilisées dans les voitures électriques actuelles. Le prix
pour le stockage de l’énergie est très élevé. Le cycle de recharge et la durée de vie sont très limités. Dans
l’ensemble, nous considérons que le potentiel de cette technologie de stockage est surestimé.
 Les batteries au plomb sont utilisées principalement dans les voitures conventionnelles. Avec cette technolo-
gie, on ne peut stocker qu’environ 1 kWh. L’utilisation à grande échelle de ces batteries pour le stockage
d’électricité photovoltaïque produite par une maison familiale n’est pas appropriée en raison de son coût élevé
et de la disponibilité limitée des matières premières nécessaires à sa fabrication.
 Les centrales de pompage-turbinage représentent à l’heure actuelle la seule possibilité industriellement ap-
plicable de stocker en grande quantité de l’électricité. La production excédentaire d’électricité des jours enso-
leillés est stockée par pompage pour être turbiné plus tard et transformé en électricité selon la demande. Plu-
sieurs projets d’envergure sont actuellement en cours ou en projets dans les alpes. Il s’agit d’une technologie
éprouvée avec une longue durée de vie et une cyclabilité illimitée, mais elle soulève des questions au niveau de
la préservation du paysage et la protection des cours d’eau.
 Le stockage thermique de l’eau fournit le moyen le moins cher et le plus adapté pour le stockage de la cha-
leur. Les coûts du stockage à court terme voire saisonnier de l’énergie sont faibles. Les panneaux solaires
thermiques couplés à un réservoir d’eau utilisé comme accumulateur thermique ont fait leur preuve dans le
chauffage d’un bâtiment et son approvisionnement en eau chaude sanitaire. Cette technique présente
l’avantage d’une cyclabilité illimitée, d’une disponibilité suffisante des matières premières pour la fabrication de
l’installation ainsi qu’une longue durée de vie. Quand les pertes thermiques de l’accumulateur sont utilisées,
cette énergie peut atteindre un haut rendement jusqu’à pratiquement 100%.
Les autres formes de stockage de l’énergie comme l’énergie cinétique, l’air comprimé, la production d’hydrogène, l’utilisation
de la chaleur latente, etc. ont encore un grand besoin de développement et ont peu de potentiel physique ou sont par ailleurs
peu adaptées. C’est pourquoi elles restent du domaine de « l’utopie ». En l’état actuelle des connaissances, la production
d’hydrogène par du solaire thermique semble la technique la plus envisageable pour le stockage saisonnier de l’énergie, à la
condition que le prix de l’énergie soit plus élevé qu’aujourd’hui. De plus, le rendement global est relativement faible.
Dans le cadre de la transition énergétique, il est important de savoir que l’électricité ne représente que 24% de la consomma-
tion totale d’énergie en suisse. L’énergie n’est pas seulement de l’électricité. L’électricité est une énergie noble, c.-à-d. qu’elle
résulte de la transformation d'une autre forme d'énergie comme la chaleur ou le mouvement. Pour réduire la dépendance à
l’électricité, des alternatives doivent être utilisées. Par exemple, au lieu d’équiper une habitation d’une pompe à chaleur alimenté
électriquement, il est possible de la chauffer directement en énergie thermique sans autre transformation d’énergie (installation
de panneaux solaires thermiques). Le bois peut aussi être utilisé comme stock d’énergie pour une utilisation décentralisée. Ce-
pendant il est important que celui-ci soit utilisé uniquement lorsque les autres sources d’énergies renouvelables ne sont pas
disponibles et qu’il n’y ait pas de surexploitation des forêts.

Vue d’ensemble de différentes technologies de stockage
Stockage à court terme: Du jour à la nuit 1 à 3 jours
Stockage à moyen terme: Fin d’une période de beau à la prochaine période 10 à 30 jours
Stockage saisonnier: Du printemps à l‘hivers 100 jours
Technologies Capacité de
stockage
kWh par m3
Prix
CHF par m3
Prix
CHF par kWh
de capacité
de stockage
Prix de l’énergie
Pour une saison
de stockage
CHF par kWh
Disponibilité
de la
ressource
Cycles de
charges
Durabilité
en années
Electricité
Batterie
Lithium-Ion
400 160`000.-- 400.-- 40.-- Très critique 500 à
1000
5 à 10
Batterie
au plomb
125 15`000.-- 150.-- 20.-- Très critique 500 à
1000
5 à 10
Barrages
Pompage-
turbinage
2.7
(Hauteur de chute
1000 m)
135.-- 50.-- 0.50 Bonne illimité 100
Thermique
Eau
Accumulateur
thermique
(citerne d’acier)
70
(pour Delta T
60°C)
500.-- 7.-- 0.10 Bonne illimité 75
Les chiffres donnés sont des valeurs actuelles relatives au stockage effectif basé sur un volume de stockage de 1m³ (prix de
gros net). Les coûts ne se rapportent qu’au prix du stockage d’énergie (sans l’infrastructure nécessaire ni les systèmes de
transformation) et sont donnés à titre indicatif. Les coûts peuvent varier fortement, en particulier pour les batteries, en fonction
du progrès technologique mais aussi des pénuries de matière premières, de l’augmentation de la demande, etc. Les rende-
ments de cycles charge-décharge sont de de l’ordre de 60 à 90% et sont également dépendant de la batterie comme de
l’intensité de la charge ou de la décharge, ce qui peut raccourcir considérablement l’espérance de vie des batteries.
Conclusion:
La capacité de stocker temporairement l’énergie pour une utilisation lors d’une phase de faible production doit être massive-
ment augmentée. Pour une mise en œuvre réussie de la transition énergétique, des technologies de stockage écologiques
éprouvées et abordables sont nécessaires.
Seul des batteries permettent un stockage local de l’énergie électrique. En tenant compte des conditions actuelles (impact sur
l’environnement, les besoins en ressources, la durée de vie, la cyclabilité, les coûts), cette idée paraît absurde et avec un poten-
tiel très limité. La seule façon envisageable actuellement pour stocker l’électricité renouvelable et ainsi utiliser les pics de pro-
ductions, consiste à construire de grandes centrales de pompage-turbinage.
En outre, à notre avis les installations solaires thermiques avec accumulation sont une technologie respectant l’environnement
comme la disponibilité des ressources ainsi que la préservation du paysage.
Dans cette courte présentation, il n’était pas possible de présenter toutes les possibilités de stockage de l’énergie. Nous vou-
lions seulement montrer ce qui est faisable et ce qui appartient au domaine des désirs et des illusions.
Josef Jenni / Jenni Energietechnik AG / T +41 34 420 30 00 / www.jenni.ch
Traduit par Patrice Pasquier pour Sebasol, septembre 2013
Sebasol c/o Pascal Cretton
Aloys-Fauquez 6, 1018 Lausanne, Suisse
T +41 21 311 37 42 • F +41 86 21 311 37 42 •info@sebasol.ch • www.sebasol.ch
Il n’existe pas de baguette ma-
gique pour avoir de l’énergie
juste au bon moment !

10. Annexes COSSECO

Institut ENERGY Solutions hybrides de Pompes à Chaleur
Génie mécaniqe
Rapport technique et économique 1
Bilan énergétique RUIDA
Rapport
Bilan énergétique et économique du système de
chauffage du bâtiment RUIDA SA – Châtel-St-Denis
(CH)
Rédigé par
Nicolas Huguelet
Co-rédigé par
Peter Kurmann
Sous la direction de
Dr. Elena-Lavinia Niederhäuser
Option Génie mécanique
Mandant Cosseco, Rte de la Pra de Plan, 1618 Châtel-St-Denis
Date 17 janvier 2014

Génie mécaniqe
i Table des matières
i Table des matières ............................................................................................ 1
1 Introduction ........................................................................................................ 3
1.1 L’entreprise COSSECO ......................................................................................................................3
1.1.1 Technologie Solarline [1] ..........................................................................................................3
1.2 Objectifs du Chèque Cleantech ..........................................................................................................5
1.3 Contenu du présent rapport ................................................................................................................5
2 Présentation de l’installation de chauffage ........................................................ 6
2.1 Schéma de l’installation ......................................................................................................................7
3 Bilan énergétique............................................................................................... 8
3.1 Bilan thermique ...................................................................................................................................8
3.2 Bilan de l’installation de chauffage......................................................................................................9
3.2.1 Bilan de la PAC.......................................................................................................................12
3.2.2 Bilan de l’installation globale...................................................................................................13
3.2.3 Résultats.................................................................................................................................15
3.3 Comparaison des besoins.................................................................................................................16
4 Bilan économique ............................................................................................18
4.1 Consommations ................................................................................................................................18
4.2 Comparaison avec une installation classique (mazout)....................................................................19
4.3 Comparaison installation classique (PAC) avec SOLARLINE..........................................................20
4.4 Synthèse du bilan économique.........................................................................................................21
5 Conclusion .......................................................................................................22
6 Bibliographie et sources ..................................................................................23

Génie mécaniqe
1 Introduction
1.1 L’entreprise COSSECO
COSSECO est une entreprise basée à Châtel-St-Denis qui met en œuvre des
solutions hybrides de Pompes à Chaleur. Elle possède sa propre technologie de
régulation qui permet d’augmenter de manière significative les performances
d’une installation de chauffage : Solarline.
1.1.1 Technologie Solarline [1]
Solarline est créé autour d’un concept économique et écologique : auto-consommer un maximum
d’énergie produite par les panneaux Solaires Photovoltaïques. Pour atteindre ce but, COSSECO a
développé un système de régulation unique qui permet de tirer parti de chaque kW produit par
l’installation photovoltaïque qui lui est reliée. De plus, afin d’absorber les variations journalières de
production photovoltaïques, COSSECO utilise des ballons de stockage d’eau chauffée (ou refroidie,
pour le rafraichissement en été) afin d’aligner la production solaire photovoltaïque avec la
consommation.
Schéma de principe de fonctionnement de Solarline :
Figure 1 - Principe de fonctionnement de Solarline

Génie mécaniqe
Fonctionnement en régime nominal
L’apport solaire de la journée couvre tous les besoins : chauffage / rafraichissement et Eau Chaude
Sanitaire. Le surplus d’énergie produit par les panneaux photovoltaïques est alors converti par la PAC
en eau chaude / froide et est stocké dans des ballons pendant le jour puis diffusé pendant la nuit. Le
stockage sous forme d’eau chauffée / refroidie est plus économique et moins polluant que les
solutions de stockage de l’énergie par des batteries.
Fonctionnement avec de forts besoins
Si l’apport solaire photovoltaïque ne couvre pas tous les besoins, la solution Solarline prend un apport
du réseau électrique pour conserver le bâtiment à la température demandée. De plus, si le tarif
électrique est plus favorable la nuit, alors Solarline peut chauffer de l’eau la nuit pour une utilisation de
chauffage pendant la journée.

Génie mécaniqe
1.2 Objectifs du Chèque Cleantech
Etablir le bilan énergétique, ainsi que la réalisation d’un modèle simplifié et/ou paramétrique pour la
simulation sous Polysun, d’une installation de production de chaleur (chauffage et ECS) et de froid
(refroidissement actif) d’une installation innovante comprenant une régulation intelligente d’un
couplage pompe à chaleur – solaire photovoltaïque.
1.3 Contenu du présent rapport
Ce rapport présente les résultats sous forme de bilans économiques, énergétiques et coefficients de
performances de l’installation de chauffage du bâtiment RUIDA à Châtel-St-Denis, réalisée par
COSSECO. Le modèle Polysun sera présenté dans un autre rapport consacré uniquement à la
simulation énergétique du bâtiment.
Le présent rapport contient :
Une description technique de l’installation de chauffage du bâtiment RUIDA SA, situé à
Châtel-St-Denis
Bilan énergétique de l’installation de chauffage du bâtiment RUIDA SA
Bilan économique
Note : Ce rapport présente des résultats de bilans énergétiques, tous selon les normes SIA 380/1 [2],
IEA SHC Task 44 [3].

Génie mécaniqe
2 Présentation de l’installation de chauffage
Données du bâtiment [5], [6]
Exigences d’après SIA 380/1 (éd. 2007), Bâtiment neuf
Année de construction 2011
Altitude 811 m
Surface de référence énergétique (SRE) 2154 m2
Rapport de forme 1.02
Type de chauffage Chauffage au sol
Besoins de chaleur pour chauffage 116 MJ/m2
Besoins de chaleur pour ECS 27 MJ/m2
Température de dimensionnement 30 °C
Géothermie
Puissance totale 51 kW
3 PAC géothermiques GHP15B – B0W35
Profondeurs des sondes 4 * 250 m
PAC modulables en puissance
PAC réversibles (climatisation)
Photovoltaïque
Puissance totale installée 4.8 kWp
Surface de captage 32 m2
Orientation des modules Plein sud
Azimut 50°
Modules PV JA Solar Holdings JAM6-240
Figure 2 – Système de chauffageFigure 3 – Bâtiment RUIDA

Génie mécaniqe
2.1 Schéma de l’installation
Le schéma de principe illustré par la Figure 4 ci-dessous décrit le système de chauffage du bâtiment
RUIDA. Les éléments principaux sont décrits dans les encadrés (marque, type, modèle).
Figure 4 - Schéma de principe du système de chauffage

Génie mécaniqe
3 Bilan énergétique
3.1 Bilan thermique
Les principaux termes d’un bilan thermique détaillé pour un bâtiment sont illustrés à la Figure 5 et
brièvement commentés ci-après. Pour plus de détails concernant le bilan thermique du bâtiment
RUIDA, consulter le justificatif énergétique global [6].
Figure 5 - Bilan thermique détaillé d'un bâtiment [2]
1 Limite du système pour la détermination des besoins de chaleur pour le chauffage
2 Limite du système pour la détermination des besoins de chaleur pour l’eau chaude sanitaire
3 Limite du système installation de chauffage, production d’eau chaude sanitaire et
refroidissement
4 Limite du système bâtiment
EF,EI Besoin d’électricité pour l’éclairage et les installations techniques [MJ/m2
]
EF,hww Besoins d’énergie finale pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire [MJ/m2
]
Qg Apports de chaleur [MJ/m2
]
Qh Besoins de chaleur pour le chauffage [MJ/m2
]
Qhww Besoins de chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire [MJ/m2
]
Qi Apports de chaleur internes [MJ/m2
]
QiEI Apports de chaleur internes des installations électriques [MJ/m2
]
QiP Apports de chaleur internes dus aux personnes [MJ/m2
]

Génie mécaniqe
QL Pertes de chaleur du système de chauffage et de production [MJ/m2
]
d’eau chaude sanitaire (pertes à la production, au stockage et à la distribution)
Qr Chaleur soutirée à l’environnement [MJ/m2
]
Qs Apports de chaleur solaires [MJ/m2
]
QT Déperditions par transmission [MJ/m2
]
Qtot Déperditions totales [MJ/m2
]
Qug Apports de chaleur utiles [MJ/m2
]
QV Déperditions par renouvellement d’air [MJ/m2
]
Qww Besoins de chaleur pour l’eau chaude sanitaire [MJ/m2
]
RC Récupération de chaleur [MJ/m2
]
Epv Part d’énergie photovoltaïque pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire [MJ/m2
]
EF Part d’énergie consommée au réseau pour le chauffage et l’eau
chaude sanitaire [MJ/m2
]
Qc Chaleur soutirée aux locaux pour les besoins de climatisation [MJ/m2
]
3.2 Bilan de l’installation de chauffage
Afin de calculer les coefficients de performances (COP), on se limite à faire des bilans au niveau de la
frontière numéro 3 (installation de chauffage) de la Figure 5. Les éléments se trouvant à l’intérieur de
cette frontière sont décrits selon la norme EIA SHC Task 44 [3] et représentés dans la Figure 6 ci-
dessous :
Figure 6 - Schéma-bloc de l'installation de chauffage (frontière 3 du bilan thermique)

Catalogue COSSECO 2014 - Pompe à Chaleur Photovoltaïque

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