MODALITÉS DU CONTRÔLE DE L'EFFICACITÉ ÉNERGETIQUE ET DES MESURES PRÉVUS PAR LES ARTICLES R. 224-31 ET R. 224-41-2 DU CODE DE L'ENVIRONNEMENT
La présente annexe spécifie, d'une part, les modalités des contrôles relatifs aux rendements minimaux, à l'équipement et au livret de chaufferie prévus par les dispositions R. 224-21 à R. 224-30 du code de l'environnement et la vérification du bon état des installations destinées à la distribution, la régulation et la diffusion de l'énergie thermique (point 1 de la présente annexe), d'autre part, les mesures des polluants atmosphériques prévues par les dispositions R. 224-41-1 à R. 224-41-3 du code de l'environnement (point 2 de la présente annexe).
1. La vérification de la conformité des prescriptions des articles R. 224-21 à R. 224-30 du code de l'environnement relatifs aux rendements minimaux, à l'équipement et au livret de chaufferie.
1.1. Calcul du rendement caractéristique.
Le calcul du rendement caractéristique est obligatoire pour toutes les chaudières d'une puissance nominale supérieure à 400 kW et inférieure à 20 MW ; la valeur est comparée aux valeurs minimales prescrites par les articles R. 224-23 à R. 224-25 du code de l'environnement.
Si l'installation de combustion comporte les instruments de mesure nécessaires, le rendement réel de la chaudière (rapport entre la quantité de chaleur acquise par le fluide caloporteur et la quantité de chaleur fournie par le combustible) peut lui aussi être utilement mesuré.
Cette allure doit être comprise entre 50 % et 100 % de la puissance nominale pour les chaudières biomasse et entre 1/3 et 100 % de la puissance nominale pour les autres types de chaudières.
Les mesures des différents paramètres nécessaires au calcul du rendement caractéristique, par la méthode des pertes selon l'article R. 224-20 du code de l'environnement, sont faites à allure stabilisée de la chaudière.
Cette allure doit être comprise entre 1 / 3 et 100 % de la puissance nominale.
L'allure de la chaudière est appréciée à partir des éléments provenant des différents appareils de mesure existants.
Pertes par les fumées
a) Chaudières classiques autre que celles fonctionnant à la biomasse :
Les pertes par les fumées sont déterminées à partir de la formule :
Vous pouvez consulter la formule dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
avec : Tf = température des fumées en° C.
Ta = température de l'air comburant en° C.
= teneur en CO2 des fumées en %.
k = coefficient qui dépend du combustible (cf. tableau ci-après).
Le tableau ci-dessous donne les valeurs du coefficient k, ainsi que la teneur (0) en CO2 des fumées sèches correspondant à la combustion stoechiométrique.
| COMBUSTIBLE | k | 0 en % |
|---|---|---|
| Gaz naturel | 0, 47 | 11, 7 |
| Propane | 0, 51 | 14 |
| Fuel domestique | 0, 57 | 15, 8 |
| Fuel lourd | 0, 59 | 16 |
| Charbon gras | 0, 67 | 18, 7 |
| Charbon maigre | 0, 71 | 19, 6 |
| Coke | 0, 71 | 20, 6 |
b) Chaudières à condensation autre que celles fonctionnant à la biomasse :
Si un équipement spécifique permet l'abaissement de la température des gaz de combustion en deçà de la température de rosée correspondant aux gaz de combustion contrôlés, les pertes par les fumées sont à minorer de la quantité d'énergie récupérée par la condensation d'une partie de l'eau issue de la combustion.
La quantité d'eau condensée variant en fonction du combustible, de l'excès d'air, de la température des gaz de combustion, certains paramètres utiles à la détermination de ces gains sont issus de courbes spécifiques.
Expression de l'équation
Vous pouvez consulter la formule dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
avec : PCI = pouvoir calorifique inférieur du gaz exprimé en kWh.
Pc = énergie récupérée sur la condensation partielle de l'eau de combustion exprimée en %.
Tf = température des gaz de combustion en° C.
W = masse d'eau condensée en kg / Nm ³ de gaz combustible.
Les pertes par les fumées sont obtenues par la formule :
Vous pouvez consulter la formule dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
La masse d'eau condensée est déterminée par les courbes suivantes :
Gaz naturels du Sahara / Fos, Le Havre, Montoir :
Vous pouvez consulter le graphique dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
Gaz naturel de Groningue :
Vous pouvez consulter le graphique dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
Gaz naturels de Lacq, de la Russie
et de la mer du Nord :
Vous pouvez consulter le graphique dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
c) Pour les chaudières biomasse solide :
Les pertes par les fumées sont déterminées à partir d'une analyse sur le combustible qui doit être prélevé conformément à la norme NF EN ISO 18135. Cette analyse permet de déterminer :
- l'humidité/ PCI ;
- les teneurs en carbone, hydrogène, oxygène, soufre et azote ;
- la teneur en cendres du combustible.
Les pertes par les fumées sont ensuite déterminées en utilisant la méthode de la norme 12953-11 pour les chaudières à tubes de fumées et 12952-15 pour les chaudières à tubes d'eau ou toute méthode équivalente.
Pertes par les imbrûlés dans les résidus solides
Les pertes par imbrûlés solides se déterminent en relevant le poids et la teneur en carbone des cendres et des mâchefers.
Elles s'expriment par la formule :
Vous pouvez consulter la formule dans le JO
n° 253 du 31 / 10 / 2009 texte numéro 4
Avec : C'= teneur en carbone des déchets solides en % du poids du combustible.
Ce = teneur en cendres du combustible brut en %.
i = teneur moyenne en carbone des résidus solides en %.
Selon les charbons brûlés, les calculs sont effectués en fonction des valeurs fournies par l'exploitant, et en fonction de l'appréciation de la qualité des cendres.
Pertes par rayonnement et convection
a) Pour les générateurs de vapeur ou d'eau surchauffée à tubes d'eau, les pertes par rayonnement et convection sont déterminées en utilisant la norme NF EN 12952-15.
Pour les générateurs de vapeur ou d'eau surchauffée à tubes de fumée, les pertes par rayonnement et convection sont déterminées en utilisant la norme NF EN 12953-11.
b) Pour les générateurs d'eau chaude, les pertes par rayonnement et convection sont déterminées à partir du tableau ci-après, selon la date de construction de la chaudière.
| DATE DE CONSTRUCTION | P'r |
|---|---|
| Jusqu'au 31 décembre 1984 | 2 % |
| Du 1er janvier 1985 au 31 décembre 1994 | 1 % |
| Après le 1er janvier 1995 | 0, 5 % |
c) Pour les générateurs à fluides thermiques autres que l'eau, les pertes par rayonnement et convection sont fixées à 3 % de la puissance nominale.
d) Les valeurs ci-dessus s'entendent pour une chaudière fonctionnant à son allure nominale et dont le calorifuge est en bon état.
Pour les chaudières fonctionnant à allure partielle, les valeurs ci-dessus seront corrigées par le facteur :
Puissance nominale / Puissance observée lors du contrôle périodique
Pour les chaudières dont le calorifuge n'est pas en bon état, l'expert introduit un coefficient de majoration estimé par lui-même.
1.2. Existence et bon fonctionnement des appareils de mesure et de contrôle.
L'organisme de contrôle s'assure de la présence des équipements obligatoires prescrits par l'article R. 224-26 du code de l'environnement.
L'organisme de contrôle s'assure du bon état des appareils et apprécie leur bon fonctionnement en vérifiant la cohérence et la concordance avec les informations recueillies, par exemple, entre ses propres appareils de mesure et les appareils en place.
La vérification du bon fonctionnement n'a pas pour finalité l'étalonnage ou la vérification métrologique des appareils.
1.3. Tenue du livret de chaufferie.
La tenue par l'exploitant d'un livret de chaufferie est obligatoire en application de l'article R. 224-29 du code de l'environnement, il contient les renseignements prévus à l'article R. 224-28 du code de l'environnement et, en annexe, le rapport de contrôle prévu par l'article R. 224-33 du même code.
Outre les mentions requises par la réglementation, le livret de chaufferie indique notamment les caractéristiques de la chaufferie et les interventions de l'exploitant.
L'exploitant tient le livret de chaufferie à disposition du propriétaire de l'équipement.
1.4. L'évaluation du dimensionnement des générateurs de chaleur par rapport aux besoins en matière de chauffage du bâtiment.
Si une étude récente de dimensionnement de la production de chaleur tenant compte de l'état actuel du bâtiment et des installations est fournie, l'inspection consiste à vérifier que la puissance réellement installée est cohérente avec celle prévue sur l'étude.
Dans le cas contraire l'inspecteur évalue le dimensionnement des générateurs en comparant la puissance installée avec la puissance de référence évaluée lors du contrôle.
Dans le cas où la puissance installée est supérieure de plus de 20 % à la puissance de référence évaluée, des recommandations d'amélioration seront données (établissement d'une note de calcul de dimensionnement lors du changement de générateur, conseils sur la régulation et la modulation de puissance de la production de chaleur …).
Dans le cas où la puissance installée est inférieure de plus de 20 % à la puissance de référence évaluée, vérification d'absence de plainte des usagers et d'usage de chauffage d'appoint.
1.4.1. Evaluation de la puissance de référence
La puissance de référence est évaluée à partir de l'estimation des déperditions de chaleur du ou des bâtiments desservis et de la puissance nécessaire à la production de l'eau chaude sanitaire.
|
Puissance de référence |
H1 |
H2 |
H3 |
|---|---|---|---|
|
Un générateur |
1,2 (D + ECS) |
1,2 (D + ECS) |
1,2 (D + ECS) |
|
Deux générateurs |
1,8 (D + ECS) |
1,6 (D + ECS) |
|
|
Trois générateurs |
1,3 (D + ECS) |
1,2 (D + ECS) |
|
|
Plus de 3 générateurs |
1,2 (D + ECS) |
1,2 (D + ECS) |
où D représente les déperditions de chaleur en kW.
et ECS représente la puissance de l'échangeur de production de l'eau chaude sanitaire raccordé à la génération de chaleur en kW.
1.4.2. Estimation des déperditions de chaleur
Les deux méthodes suivantes peuvent permettre l'estimation des déperditions.
La méthode 1 sera privilégiée lorsque l'exploitant fournit le relevé de la consommation de chaleur sur une période représentative de l'état actuel du bâtiment. Dans la mesure où cette information n'est pas disponible lors du contrôle une recommandation sera faite dans le rapport pour demander la fourniture du relevé de consommation lors du prochain contrôle.
Méthode 1 : estimation des déperditions à partir de la consommation de chauffage
Si le relevé de consommation fourni comprend la consommation de la production d'eau chaude sanitaire cette consommation devra être préalablement déduite.
La consommation de la production d'eau chaude sanitaire est estimée à partir de la consommation en eau chaude à 60° C par an en m3.
Consommations ECS (kWh) = Consommation d'eau en m3 à 60° C * 90.
En l'absence de compteurs d'eau chaude sanitaire des données statistiques en fonction de l'usage des bâtiments seront utilisées pour estimer la consommation en eau chaude (les données pris en compte seront détaillées dans le rapport).
Au cas par cas il pourra être nécessaire de déduire d'autres postes de consommations de combustible non destinés à la production de chauffage ou d'eau chaude sanitaire.
La valeur des déperditions est estimée à partir de la formule suivante :
D = C*Rc* (19-Text)/ (24*DJU),
où D représente les déperditions de chaleur en kW,
C représente consommation de chauffage (kWh PCI),
DJU représente les degrés jours unifiés du site pour la période de consommation pris en compte,
T ext représente la Température extérieure de base suivant tableau § D1. 1 norme NFP 52-612/ CN,
et Rc représente le rendement caractéristique moyen mesuré.
Méthode 2 : estimation des déperditions à partir du volume chauffé et du niveau de la performance du bâti
La valeur des déperditions est estimée à partir de la formule suivante :
D = G *V * (19-Text),
où D représente les déperditions de chaleur en kW,
V représente le volume chauffé en m3,
T ext représente la Température extérieure de base suivant tableau § D1. 1 norme NFP 52-612/ CN,
et G représente la valeur statistique représentative des pertes par transmission et renouvellement d'air. La valeur G est déterminée de manière théorique selon la période ou le type de construction, le tableau suivant donne les valeurs utilisées :
|
Isolation norme RT |
0,27 |
|
BBC Rénovation 2009 |
0,47 |
|
Isolation norme RT2005 électricité |
0,58 |
|
Isolation notre RT 2005 |
0,65 |
|
Isolation norme RT 2000 |
0,8 |
|
Maison RT 2005 |
0,8 |
|
HPE Rénovation |
0,87 |
|
Construction après 1980 |
0,9 |
|
Maison RT 2000 |
0,9 |
|
Isolation norme RT 2005 gaz |
0,92 |
|
Maison 1980-2000 |
1,1 |
|
Construction ancienne (avant 1980) isolée |
1,1 |
|
immeuble 1980- |
1,3 |
|
Maison ancienne mur épais pas isolée |
1,5 |
|
Bâtiment années 1960 |
1,6 |
|
Bâtiment années 1950 |
1,8 |
|
Construction très mal isolée |
2 |
|
Véranda |
2,7 |
1.5. La vérification du bon état des parties accessibles des installations destinées à la distribution, la régulation et la diffusion de l'énergie thermique
Un avis global est porté sur la qualité de l'entretien ; examen des divers documents de l'exploitant. Si une anomalie est constatée, elle est signalée à l'exploitant.
L'organisme accrédité précise à l'exploitant que le contrôle réalisé en application de l'article R. 224-32 du code de l'environnement ne traite pas des problèmes de sécurité, hygiène et conditions de travail.
En cas de présence de plus de 5 sous-stations (local abritant les appareils qui assurent, soit par mélange, soit par échange, le transfert de chaleur d'un réseau de distribution dit réseau primaire à un réseau d'utilisation dit réseau secondaire) dans le périmètre de l'inspection, l'inspection des 5 sous stations les plus importantes est considérée suffisamment représentative.
Dans le cadre du contrôle périodique, l'organisme de contrôle doit, à partir d'un examen visuel des parties apparentes du réseau de distribution, porter un avis sur :
-l'état général des réseaux hydraulique de chauffage, l'état de l'isolation dans leur passage en volumes non chauffés (extérieur, sous-sol, galeries techniques, locaux de production de chaleur sous station etc.) lorsqu'ils sont apparents ;
-les moyens mis en œuvre pour réaliser l'équilibrage des réseaux hydrauliques : présence de vannes et dispositifs d'équilibrage, présence d'un rapport d'équilibrage, plainte des usagers (parties de bâtiments surchauffées ou sous-chauffées) ;
-la présence de régulation terminale au niveau des émetteurs (robinets thermostatiques, thermostats d'ambiance) en état de marche. Une inspection de raciné carré des émetteurs accessibles le jour de la visite est considérée suffisamment représentative ;
-les paramètres de régulation des réseaux de distribution (en cas de présence de plus de 5 réseaux secondaires dans un même local, une inspection des 5 réseaux les plus importants est considéré suffisamment représentative).
Dans le cadre du contrôle périodique, l'organisme de contrôle doit vérifier la présence ou non d'un système de régulation automatique de la température de chauffage, c'est-à-dire l'équipement ou la combinaison des équipements agissant sur le système de chauffage et permettant :
-la régulation automatique par pièce ou, si cela est justifié, par zone de chauffage de la température intérieure de consigne ;
-la commande manuelle et la programmation de la température intérieure de consigne selon a minima les allures suivantes : confort, réduit, avec une commutation automatique entre ces deux allures et hors gel (pour les systèmes de chauffage uniquement) et arrêt, avec une commutation automatique ou manuelle entre l'ensemble des allures. La programmation se fait a minima à un pas de temps horaire ;
-la régulation de la production de chaleur afin de répondre aux points précédents. Les systèmes de chauffage central à eau, sauf incompatibilité technique entre ce système de chauffage et le régulateur, sont équipés pour ce faire d'un régulateur relevant de l'une des classes IV, V, VI, VII ou VIII telles que définies au paragraphe 6.1 de la communication de la Commission 2014/ C 207/02 dans le cadre du règlement (UE) n° 813/2013.
L'inspection doit comporter la vérification du bon fonctionnement du système de régulation :
-vérification de la température de départ d'eau via un équipement d'affichage ou de mesure présent sur l'installation, le cas échéant ;
-vérification du fonctionnement des sondes de température, le cas échéant ;
-vérification du positionnement et du fonctionnement des robinets thermostatiques, le cas échéant ;
-vérification de la mise en place d'une programmation horaire cohérente selon les modes disponibles et en adéquation avec les usages du bâtiment, le cas échéant ;
-vérification de la cohérence de la température de départ d'eau selon les modes disponibles, le cas échéant.
Pour les bâtiments dans lesquels sont exercées des activités tertiaires marchandes ou non marchandes, y compris ceux appartenant à des personnes morales du secteur primaire ou secondaire, l'inspection doit comporter la vérification de la présence ou non d'un système d'automatisation et de contrôle des bâtiments vérifiant les caractéristiques indiquées à l'article R. 175-3 du code de la construction et de l'habitation. La présence d'un tel système est obligatoire à partir du 1er janvier 2025 pour les systèmes de plus de 290 kW, conformément à l'article R. 175-2 du code de la construction et de l'habitation.
Les principales anomalies seront notées et les recommandations nécessaires seront données portant sur le bon usage du système en place et les améliorations possibles de l'ensemble de l'installation.
L'organisme de contrôle recommande notamment de réaliser une isolation supérieure ou égale à 4 selon la norme NF EN 12 828 + A1 : 2014 des réseaux de distribution de chaleur servant au chauffage ou à l'eau chaude sanitaire, y compris ceux raccordés à un réseau de chaleur, et situés hors du volume chauffé, d'équiper le système de chauffage d'un système de régulation automatique de température tel que mentionné au paragraphe précédent, ainsi que la mise en place d'un système d'automatisation et de contrôle des bâtiments, en cohérence avec l'article R. 175-2 du code de la construction et de l'habitation l'imposant à partir du 1er janvier 2025.
1.6. Vérification des systèmes de ventilation combinés alimentés par une chaudière
La personne qui effectue l'inspection vérifie le fonctionnement des centrales de traitement d'air, et notamment les éléments suivants :
-l'état de propreté ou toute obstruction éventuelle des filtres ;
-l'ajustement et l'étanchéité des filtres et des enveloppes ;
-échangeurs de chaleur : vérifier qu'ils ne sont pas détériorés ou fortement obstrués par des débris ou de la poussière ;
-la régulation du débit d'air neuf et adéquation en fonction de l'occupation (existence du système, relevé des paramètres de régulation).
Il vérifie également les conduits de distribution d'air lorsqu'ils sont accessibles et notamment :
-les défauts manifestes d'étanchéité ;
-l'état du calorifuge.
Dans le cas de présence de plus de 5 centrales de traitement d'air dans le périmètre de l'inspection, une vérification des 5 CTA les plus importantes en termes de débit d'air traité est considérée suffisamment représentative.
Les principales anomalies seront notées et les recommandations nécessaires seront données portant sur le bon usage du système en place et les améliorations possibles.
2. Mesures de polluants atmosphériques.
Les mesures de polluants atmosphériques devront conduire à vérifier en complément des contrôles précités que l'exploitant prend toutes les dispositions nécessaires dans la conception et l'exploitation de l'installation pour réduire la pollution de l'air à la source.
Les dispositions du présent paragraphe s'appliquent sans préjudice des dispositions plus sévères fixées localement notamment dans les plans de protection de l'atmosphère, pris en application des articles R. 222-13 et suivants du code de l'environnement.
2.1. Mesures des émissions atmosphériques.
Dans le cadre du contrôle périodique, l'organisme de contrôle doit réaliser une mesure de la teneur en oxydes d'azote (NOx) dans les gaz rejetés à l'atmosphère.
Cette mesure pourra être réalisée soit selon la norme de référence NF EN 14792 ou soit à l'aide d'un analyseur portable équipé de cellules électrochimiques, permettant également la mesure de l'oxygène (O2).
Dans le cas où la mesure est effectuée à l'aide d'un analyseur portable équipé de cellules électrochimiques, la réalisation de la mesure pourra s'appuyer sur la norme ASTM D 6522 qui en précise les modalités d'application. La mesure sera réalisée en fonctionnement stabilisé de la chaudière, avec une durée minimale permettant de prendre en compte les variations de concentration en NOx, soit une durée minimale de 15 minutes.L'analyseur portable équipé de cellules électrochimiques devra faire l'objet d'un ajustage du zéro et de la sensibilité au moins une fois par jour à l'aide de gaz pour étalonnages.
Lorsque la chaudière est alimentée par un combustible solide, une mesure supplémentaire de la teneur en poussières est effectuée, selon la norme de référence NF EN 13284-1 ou NF X 44-052, en fonction de la concentration massique de poussières. Il est conseillé d'utiliser des sondes équipées de filtres à l'intérieur du conduit lesquels exigent pour être mis en œuvre une trappe de mesure de dimensions 100 mm × 70 mm.
Cet équipement permet de se dispenser d'un rinçage de sonde et donc de se limiter à une simple pesée de filtre, limitant ainsi l'incertitude de mesure.
Les résultats des mesures sont exprimés en mg / m ³ dans les conditions normales de température et de pression, sur gaz sec. La teneur en oxygène est ramenée aux pourcentages suivants en fonction du combustible utilisé :
| COMBUSTIBLE | % d'O2 |
|---|---|
| Combustible liquide | 3 |
| Combustible gazeux | 3 |
| Combustible solide hors biomasse | 6 |
| Biomasse | 11 |
2.2. Valeurs indicatives d'émissions.
Les résultats des mesures réalisées conformément au point 2. 1 sont comparées par l'organisme de contrôle aux valeurs indicatives en oxydes d'azote et poussières données dans le tableau ci-dessous.
Tableau relatif aux valeurs indicatives en oxydes d'azote et en poussières
| COMBUSTIBLE | NOx EN ÉQUIVALENT NO2 (mg / Nm ³) |
Poussières (mg / Nm ³) |
|---|---|---|
| Gaz naturel | 150 | |
| Gaz de pétrole liquéfiés | 200 | |
| Fioul domestique | 200 | |
| Autre combustible liquide | 550 | |
| Combustible solide hors biomasse | 550 | 150 |
| Biomasse | 500 | 150 |
Dans certaines zones, et conformément aux articles L. 222-4 à L. 222-7 du code de l'environnement, des plans de protection de l'atmosphère peuvent être mis en place et définir des valeurs indicatives plus adaptées à la situation locale.
2.3. Rapport prévu à l'article R. 224-33 du code de l'environnement.
L'organisme de contrôle réalise une comparaison entre les résultats des mesures réalisées conformément au point 2.1 et les valeurs indicatives fournies au point 2.2 afin de déterminer la performance de l'installation.
Les valeurs indicatives sont caractéristiques des émissions de chaudières existantes. La mise en place des meilleures techniques disponibles (dispositif de dépollution, dépoussiérage, changement de brûleurs...) permet d'atteindre des niveaux d'émission plus performants.
En fonction des résultats des mesures, l'organisme de contrôle propose des dispositions pour améliorer les performances d'émissions de la (ou des) chaudière (s).
Le rapport prévu par l'article R. 224-33 du code de l'environnement remis à l'exploitant à l'issue du contrôle précise le résultat des mesures réalisées conformément au point 2.1, les valeurs indicatives fournies au point 2.2, ainsi que, le cas échéant, les informations dispensées par l'organisme de contrôle.