ISO 26382:2010
(Main)Cogeneration systems — Technical declarations for planning, evaluation and procurement
Cogeneration systems — Technical declarations for planning, evaluation and procurement
ISO 26382:2010 describes the technical declarations for a cogeneration system (CGS) that simultaneously supplies electric power and heating and/or cooling, for planning, evaluation and procurement. It applies to the identification of investigation items for project evaluation, CGS evaluation, and primary information works for CGS procurement. It also specifies necessary check items in CGS planning, provides a procedure to obtain the satisfactory configuration of the CGS for each project, and includes a detailed process diagram of the key development steps.
Systèmes de cogénération — Déclarations techniques pour la planification, l'évaluation et l'acquisition
L'ISO 26382:2010 décrit les déclarations techniques relatives aux systèmes de cogénération (CGS) qui fournissent simultanément de l'énergie électrique et du chauffage et/ou de la réfrigération. Elle est applicable à l'identification des points à analyser pour l'évaluation du projet, l'évaluation des systèmes de cogénération et pour les principaux travaux et informations en vue de la spécification pour l'acquisition de ces systèmes. Elle spécifie également les points de contrôle nécessaires à la planification des CGS, fournit un mode opératoire visant à obtenir la configuration correcte des CGS pour chaque projet et inclut un graphique illustrant le processus détaillé des étapes clés du développement.
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 26382
First edition
2010-02-15
Cogeneration systems — Technical
declarations for planning, evaluation and
procurement
Systèmes de cogénération — Déclarations techniques pour la
planification, l'évaluation et l'acquisition
Reference number
ISO 26382:2010(E)
©
ISO 2010
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Contents Page
Foreword .iv
1 Scope.1
2 Normative references.1
3 Terms and definitions .1
4 Key project information and analysis for evaluation.3
4.1 General .3
4.2 Site conditions and energy demands.3
4.3 Related policies and regulations .5
4.4 CGS planning.5
4.5 System's operational simulation .8
4.6 Planning of comparison with a target comparable to the CGS .9
5 CGS evaluation .9
5.1 Economic evaluation.9
5.2 Energy saving evaluation .10
5.3 Environmental evaluation.11
5.4 Availability and reliability evaluation .11
5.5 Total evaluation .11
5.6 Evaluation procedure.12
6 Primary information and works for CGS procurement.13
6.1 Inquiry phase .13
6.2 Formal procurement.13
Annex A (informative) Typical evaluation procedure for CGS planning .14
Annex B (informative) Typical life-cycle cost analysis .16
Annex C (informative) Typical CGS diagram and flowcharts.17
Annex D (informative) Calculation method for the period of time during which the CGS and the
conventional system have equal expenditures.21
Annex E (informative) Calculation method for total profit during the plant life time.23
Annex F (informative) Job classification related to information and works for CGS procurement.24
Bibliography.26
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ISO 26382:2010(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 26382 was prepared by Technical Committee ISO/TC 192, Gas turbines.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 26382:2010(E)
Cogeneration systems — Technical declarations for planning,
evaluation and procurement
1 Scope
This International Standard describes the technical declarations for a cogeneration system (CGS) that
simultaneously supplies electric power and heating and/or cooling, for planning, evaluation and procurement.
It applies to the identification of investigation items for project evaluation, CGS evaluation, and primary
information works for CGS procurement.
It also specifies necessary check items in CGS planning, provides a procedure to obtain the satisfactory
configuration of the CGS for each project, and includes a detailed process diagram of the key development
steps.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 15663-2:2001, Petroleum and natural gas industries — Life-cycle costing — Part 2: Guidance on
application of methodology and calculation methods
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
asset
resource owned by an organization, normally for the purpose of generating income or increasing value
3.2
auxiliary heating and/or cooling sources
equipment installed in the CGS which supply additional heating and/or cooling, as required
EXAMPLE Steam and/or hot water boilers, direct-fired absorption chillers/heaters, and motor-driven machines.
3.3
availability
share of the total time that the CGS is available to produce electric power, heating and/or cooling as required
during a defined period, normally a calendar year
3.4
capital expenditure
money used to purchase, install and commission a capital asset
[ISO 15663-1:2000, definition 2.1.6]
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3.5
cogeneration system
CGS
facility which simultaneously generates electric power and heating and/or cooling using exhaust gas or waste
heat from engines or prime movers
3.6
conventional system
system or equipment which supplies electric power (including imported electric power from an external grid)
and heating and/or cooling independently without using exhaust gas or waste heat from engines or prime
movers
3.7
fuel supply agreement
agreement entered into with a fuel supplier which provides the basis of ensuring the fuel supply requirements
of the facility over a defined period
3.8
internal rate of return
IRR
discount rate that gives a net present value equal to zero
NOTE For more information on this time-discounted measure of investment desirability, see ISO 15663-2:2001, 4.1.4.
3.9
life cycle
all development stages of an item of equipment or function, from when the study commences up to and
including disposal
[ISO 15663-1:2000, definition 2.1.14]
3.10
life-cycle cost
LCC
discounted cumulative total of all costs incurred by a special function or item of equipment over its life cycle
[ISO 15663-1:2000, definition 2.1.15]
NOTE Life-cycle cost means the sum of all the expenditures associated with the project during its entire service life.
A method for calculating the life-cycle cost is shown in Annex B.
3.11
net present value
NPV
sum of the total discounted costs and revenues
[ISO 15663-1:2000, definition 2.1.18]
3.12
operating expenditure
money used for operation and maintenance, including associated costs such as logistics and spares
[ISO 15663-1:2000, definition 2.1.19]
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ISO 26382:2010(E)
3.13
payback period
period after which the initial capital invested has been paid back by the accumulated net revenue earned
[ISO 15663-1:2000, definition 2.1.20]
NOTE The payback-period method is not equivalent to the internal-rate-of-return method. The payback-period
method is recommended only as a secondary method of measuring investment worth. In particular, it is suggested that the
payback-period method be used in addition to a method based on the time value of money.
3.14
reliability
share of the time outside of planned maintenance and other planned shut-downs that the CGS can produce
electric power and heat as required during a defined period, normally a calendar year
3.15
scheduled maintenance
maintenance of the CGS at regularly scheduled times
NOTE Scheduled maintenance includes planning times for the inspection, adjustment and exchange of equipment to
prevent the CGS from malfunctioning and to recover efficiency and performance.
3.16
sensitivity analysis
analysis for determining the effects of the uncertainties in estimating parameter values, which is tested by
independently varying one parameter at a time to determine how sensitive each parameter is to the project
analysis and, therefore, the project risk
NOTE The testing process for any item under evaluation establishes whether or not the final conclusion is sensitive
to a change in assumption. The variables subjected to sensitivity analysis will usually include capital costs, overall
conversion efficiency, completion time, fuel costs and the escalation of costs.
3.17
system design
design of the CGS
4 Key project information and analysis for evaluation
4.1 General
In order to carry out the proper evaluation of the CGS, the following items shall be accurately analysed at
each stage of the investigation. The important investigation items are listed in 4.2 through 4.4, and
descriptions on detailed parameters are provided. Items included in this category should basically be provided
by the purchaser.
4.2 Site conditions and energy demands
4.2.1 Site conditions
The purchaser of a CGS shall identify the installation site and related conditions necessary for the planning of
the CGS. The following environmental conditions and various regulatory requirements which may affect the
planning of the CGS shall be considered:
⎯ weather conditions, average and maximum (predominant wind direction, wind speed, precipitation of rain
and snow, etc.);
⎯ general air quality (industrial emissions, sand, salt, soil, pollen, etc.);
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⎯ ambient conditions (temperature, pressure and humidity) including annual averages, maximum and
minimum conditions;
⎯ water supply temperature, its quality and quantity (hot-water supply, cooling water, de-mineralised water,
water processing, etc.);
⎯ land-use classification (business district, rural area, etc.);
⎯ environmental air and effluent emission regulations (CO, CO , NO , SO , particulate matters, unburned
2 X X
hydrocarbon, visible smoke, cooling tower plume, etc.);
⎯ regulations for vibration and noise (influence on neighbourhood);
⎯ input fuel [type of fuel, specific energy, chemical composition, temperature (maximum and minimum),
pressure (maximum and minimum), other properties];
⎯ installation site (indoor, outdoor, seismic zone, site history, load-bearing capacity of soil, ground water
level, frost line, snow load, sandstorms, transportation conditions, grid voltage, regulations for health and
safety, etc.).
4.2.2 Energy demands
4.2.2.1 Investigation items for specifying energy demand
Maximum and minimum values, as well as data about variations in energy demand, shall be investigated
carefully by the purchaser, including the demands for electric power and heating and/or cooling.
The following conditions related to energy demands shall also be clarified:
⎯ electric power demand and voltage, frequency and power factor to be delivered;
⎯ restrictions from the electrical grid, maximum power output, frequency variations, etc.;
⎯ thermal demand, flow rate, pressure, temperature and quality requirements for heating and/or cooling to
be delivered and to be returned;
⎯ electrical and/or thermal load profile over a weekday and a weekend day (24 hours) allowing for process
or seasonal demand variation.
4.2.2.2 Investigation of energy demand pattern
When a CGS is installed at a given site, it is important to identify the site classification because requirements
for electric power and heating and/or cooling differ among various types of sites.
Typical types of facilities are as follows:
⎯ office;
⎯ hotel (resort, city, business, etc.);
⎯ hospital (general, independent, etc.);
⎯ store (retail, restaurant, department, supermarket, etc.);
⎯ public site (government, hall, library, museum, etc.);
⎯ sport, health or leisure facilities (swimming pool, gym, aquarium, etc.);
⎯ computer centre;
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⎯ residence (apartment, detached house, etc.);
⎯ welfare facility;
⎯ educational institution (university, elementary or junior/senior high schools, etc.);
⎯ compound facility (integrated building including different categories);
⎯ district heating and/or cooling facility (facility which supplies heating and/or cooling to buildings located in
a district);
⎯ industrial factory (food, chemical and pharmaceutical machinery, electrical equipment, iron and metal,
textile, pulp and paper, gas/oil and/or other energy, glass soda and ceramics, etc.).
If the facility is a building, it is important to know the total floor space, number of floors, area classification for
each usage, and both the total area and the lay-down areas which are available during the construction.
4.3 Related policies and regulations
Related government policies and regulations, both local and national, are applicable to the installation of
a CGS.
A detailed consideration of such policies is necessary. These policies may include:
⎯ business assistance policies (tax reduction, financial loans, subsidy system, etc.);
⎯ deregulations for power supply (liberalization, etc.).
4.4 CGS planning
4.4.1 General
When considering the planning of the CGS, the items included in this category shall be decided by the
purchaser with reference to technical data proposed by the manufacturers.
4.4.2 System diagrams
Examples of the types of systems to be considered are shown in the diagram and flowcharts provided for
guidance purposes in Annex C.
4.4.3 Type of prime mover
The type of prime mover shall be examined and selected by taking into consideration the specified or desired
electric power and heat demands, heat-to-electric power ratio and other particular requirements of the project.
The type to be examined may include:
1)
⎯ gas turbine ;
⎯ reciprocating internal combustion engines (gas engine, diesel engine);
⎯ steam turbine.
See the related flowcharts in Annex C.
1) A CGS using one or more gas turbine(s) is called a “gas turbine CGS”.
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4.4.4 Electric power output
Electric power output and generating efficiency vary with the type of prime mover, operating loads and
ambient conditions.
Considerations shall include:
⎯ output at electric generator terminal;
⎯ output at export delivery point;
⎯ rated and partial load efficiencies.
4.4.5 Heat recovery
Exhaust heat from the prime mover is recovered as heating and/or cooling outputs.
Quantities of heating and/or cooling outputs will vary depending upon the load conditions and the ambient
conditions.
Considerations shall include:
⎯ type of heat recovery medium (hot and/or chilled water, steam, hot oil and/or direct use in drying or
thermally activated equipment);
⎯ thermal process demand (mass flow rate, supply pressure, supply temperature, total rated thermal
demand, other specific requirement);
⎯ heat recovery rate;
⎯ heating medium return flow and condition (e.g. condensate).
4.4.6 Fuel
The CGS input fuel may be gas, liquid or solid and shall be selected after careful consideration of availability
and economics. Some prime movers may have strict limitations affecting the selection of gas and liquid fuels
such as residual oil, heavy fuel oils, blast furnace gas or gases with high hydrogen content. The types of fuel
shall be selected by taking into consideration service conditions (supply temperature, pressure),
environmental factors and the cost at the time the prime mover is being selected.
Other considerations shall include:
⎯ serviceable fuels, their properties and variability (composition, net specific energy, Wobbe index, sulfur
content, etc.);
⎯ fuel handling, delivery steam for pipe heating of heavy oil, fuel treatment and storage (if applicable);
including the clarification of the storage capacity, supply pressure and supply temperature;
⎯ standby or alternative fuel; when the CGS is used for both continuous and intermittent uses, it is
advisable to consider the necessity of a standby (or alternative) fuel; there can be certain special
conditions attached to the fuel supply agreement that require a standby fuel;
⎯ fuel consumption rate;
⎯ net specific energy;
⎯ reliability of main fuel supply.
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ISO 26382:2010(E)
4.4.7 Planning of electric power use
Electric power systems shall be designed from economic and reliability viewpoints taking into account items
that will affect the electric power demand's pattern and factors, such as:
⎯ factors concerning introduction of a CGS (peak shaving, base load, common use together with
emergency service, back-up for temporary electric power failure);
⎯ whether it will be grid-connected or independently operated;
⎯ the possibility of exporting electric power back to the grid;
⎯ allowable minimum importing power to minimize operating costs;
⎯ operation of the CGS if there is a grid-failure accident (shutdown, shutdown and automatic re-start without
shutdown);
⎯ number of cogeneration units;
⎯ contracted electric power, including terms of agreement;
⎯ possibility of importing electric power from the commercial grid during the failure or maintenance of the
CGS;
⎯ type of operation (electric power or heat-oriented);
⎯ type of control of electric power system (such as constant import/export control);
⎯ load factor of electric generator (maximum, minimum);
⎯ necessary auxiliary electric power.
4.4.8 Planning of recovered heat use
The energy flow of air-conditioning, export steam, hot and/or chilled water supply shall be planned by taking
into consideration the pattern of the heat-use equipment and the order of the recovered heat use.
The heat balance between the demands for heat and the capacity of the water equipment shall be confirmed.
Heat balances shall be prepared for a number of defined operational modes and plant configurations to
ensure compatibility between production and off-take, taking into account factors such as:
⎯ type of recovered heat use (space heating and/or cooling, hot water and/or steam supply);
⎯ auxiliary heat source (for supplemental use and/or usage in case of CGS outage);
⎯ storage tank;
⎯ order of recovered heat use (space heating and/or cooling and hot water and/or steam supply);
⎯ efficiency of heat-use equipment;
⎯ return of condensate;
⎯ existing process equipment such as steam turbines, boilers and heat exchangers.
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4.4.9 Planning of operation and maintenance
The operational stage of the CGS is planned by taking into account annual, monthly and daily maintenance
schedules through a one-year period. Consideration shall be given to the planning of maintenance between
major overhauls, which may occur over a number of years. Typical considerations include:
⎯ operational planning (continuous, intermittent, seasonal usage, days on standby, maintenance months
and days required considering operational and process restrictions of customer site);
⎯ number of generators possible to operate under normal circumstances;
⎯ daytime, night-time, weekday and weekend considerations.
4.5 System's operational simulation
4.5.1 General
After determining the factors or parameters in 4.2 through 4.4, the system's operational simulation shall be
performed to obtain detailed figures for the evaluation of the CGS.
This operational simulation shall take into account monthly, hourly, weekly and holiday patterns of electric
power and heating and/or cooling. In addition, the long-term energy-demands profile shall be considered. The
relevant time period used in the evaluation of the CGS shall be decided after considering all these terms.
4.5.2 Operational patterns
Operational patterns shall be compiled for performing the system's operational simulations. Typical patterns
include:
⎯ operational pattern of electric power through more than one year (electric generator, auxiliary units,
electric power from and to the grid);
⎯ operational pattern of recovered heat through more than one year (hot and/or chilled water, and/or
steam);
⎯ operational pattern of auxiliary heat through more than one year;
⎯ operational pattern of fuel consumption through more than one year (gas, oil);
⎯ operating days through more than one year.
4.5.3 Energy costs and incomes
Calculated costs and incomes are based on the result of an operational simulation for economic evaluation of
the CGS.
These costs and incomes are calculated with parameters, such as:
⎯ electric power and heating and/or cooling through more than one year (electric generator, auxiliary units,
electric power from and to the grid);
⎯ necessary fuel consumption through one year (gas, oil) for the prime mover during normal operation, and
for the auxiliary heat source during maintenance;
⎯ contracted electric power;
⎯ charge rate (electric power from and to the grid, gas, oil);
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⎯ maintenance cost;
⎯ standby charge rate (electric power).
4.6 Planning of comparison with a target comparable to the CGS
To evaluate the effectiveness of the CGS, economic and technical data for a conventional system are required
for comparison. It is necessary to calculate the energy costs and incomes for the conventional system in the
same way that the CGS is evaluated.
In addition to this comparison, other factors necessary for planning targets shall be investigated according to
the purchaser's request. Typical factors include:
⎯ requirements by national or regional standards and/or regulations (if applicable for the installation site);
⎯ targets for comparison requested by the purchaser, such as carbon credit, tax reduction, and other
financial incentives, etc.
5 CGS evaluation
5.1 Economic evaluation
5.1.1 General
A CGS is most effective when supplies for both electric power and heating and/or cooling are well balanced
with demands.
In the first instance, projects may be evaluated using the payback-period method (see 5.1.2.1) and/or the
procedure in Annex D.
After that, it will be necessary to carry out a more detailed evaluation such as LCC, IRR, and NPV.
5.1.2 Preliminary economic evaluation steps
5.1.2.1 Payback period
The payback period is a simple method for determining the desirability of the CGS, based on the number of
years required to recover the initial investment outlay (I ) from the CGS's future cash flow (see
0
ISO 15663-2:2001, 4.1.6). The payback period, t , is calculated as follows:
PP
t = I /R (1)
PP 0 AC
where
I is the initial investment outlay;
0
R is the annual cash receipts.
AC
When the receipts fluctuate over time, the payback period is calculated by summing the receipts until the initial
investment outlay (I ) is covered.
0
To compare the CGS with the conventional system, two calculation methods are used: one for the
compensation period (see Annex D), and the other for the total profit during the plant life (see Annex E).
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ISO 26382:2010(E)
5.1.2.2 Assumption
The economic assumption shall be based on selected decision criteria and should be used in different
partnerships with suppliers.
Economic evaluation methods and assumptions should be decided early in the iterative procedures for the
evaluation (see ISO 15663-2:2001, 3.2.3.3).
Table 1 — Assumption
⎯ Timing
⎯ Investment year
⎯ Start of operation
How costs are weighed against the
⎯ Lifetime of plant
initial investment during operation
⎯ Fuel cost
Which is the best system
⎯ Discount rate
solution/equipment alternative?
⎯ Pre-tax/after-tax calculations
⎯ Output requirement over time
The impact of improving efficiency
⎯ Cost of power
⎯ Production profile
The potential cost of failures
⎯ Criticality
5.1.3 Secondary economic evaluation steps
The detailed economic evaluation is usually carried out with long-term economic indicators for both the CGS
and the conventional system. The indicators to be evaluated may include:
a) life-cycle cost (LCC);
b) internal rate of return (IRR);
c) net present value (NPV);
d) sensitivity analysis.
The life-cycle cost method is a very important economic evaluation; a typical life-cycle cost analysis of a CGS,
including related elements, is shown in Annex B (see ISO 15663-2:2001, 4.1.3).
In addition, IRR and NPV are shown in 4.1.4 and 4.1.2 of ISO 15663-2:2001.
5.2 Energy saving evaluation
The amount of energy used is to be determined in the operational simulation of the CGS and of the
conventional system.
The amount of fuel needed by different systems shall be determined, and the equivalent energy content of the
fuels shall be computed for comparison of the total energy input.
The energy savings can then be calculated and compared with possible targets for the investment in the CGS.
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ISO 26382:2010(E)
5.3 Environmental evaluation
Based on the r
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 26382
Première édition
2010-02-15
Systèmes de cogénération —
Déclarations techniques pour la
planification, l'évaluation et l'acquisition
Cogeneration systems — Technical declarations for planning,
evaluation and procurement
Numéro de référence
ISO 26382:2010(F)
©
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Sommaire Page
Avant-propos .iv
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives.1
3 Termes et définitions .1
4 Informations clés relatives au projet et analyse de l'évaluation .4
4.1 Généralités .4
4.2 Conditions du site et demandes énergétiques .4
4.3 Politiques et règlementations associées.5
4.4 Planification du CGS .6
4.5 Simulation fonctionnelle du système.9
4.6 Planification de comparaison des cibles comparables au CGS .9
5 Évaluation du CGS .10
5.1 Évaluation économique .10
5.2 Évaluation relative aux économies d'énergie.11
5.3 Évaluation environnementale .11
5.4 Évaluation relative à la disponibilité et à la fiabilité .12
5.5 Évaluation globale.12
5.6 Procédure d'évaluation.13
6 Principaux travaux et informations relatives à l'acquisition d'un CGS .14
6.1 Phase d'enquête .14
6.2 Phase d'acquisition formelle.14
Annexe A (informative) Procédure d'évaluation type pour la planification d'un CGS.15
Annexe B (informative) Analyse type du coût du cycle de vie.17
Annexe C (informative) Schéma et logigrammes types d'un CGS .18
Annexe D (informative) Méthode de calcul de la période pendant laquelle le CGS et le système
conventionnel ont des dépenses égales .22
Annexe E (informative) Méthode de calcul du profit total pendant la durée de vie de l'installation.24
Annexe F (informative) Classification par catégories des informations et travaux pour
l'acquisition d'un CGS .25
Bibliographie.27
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ISO 26382:2010(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 26382 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
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NORME INTERNATIONALE ISO 26382:2010(F)
Systèmes de cogénération — Déclarations techniques pour la
planification, l'évaluation et l'acquisition
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale décrit les déclarations techniques relatives aux systèmes de cogénération
(CGS) qui fournissent simultanément de l'énergie électrique et du chauffage et/ou de la réfrigération.
Elle est applicable à l'identification des points à analyser pour l'évaluation du projet, l'évaluation des systèmes
de cogénération et pour les principaux travaux et informations en vue de la spécification pour l'acquisition de
ces systèmes.
Elle spécifie également les points de contrôle nécessaires à la planification des CGS, fournit un mode
opératoire visant à obtenir la configuration correcte des CGS pour chaque projet et inclut un graphique
illustrant le processus détaillé des étapes clés du développement.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
ISO 15663-2:2001, Industries du pétrole et du gaz naturel — Estimation des coûts globaux de production et
de traitement — Partie 2: Lignes directrices relatives à l'application de la méthodologie et aux méthodes de
calcul
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1
bien
ressource appartenant à un organisme, en général pour générer des revenus ou augmenter la valeur
3.2
source de chauffage et/ou réfrigération d'appoint
équipement installé dans des CGS qui fournit la chaleur et/ou le refroidissement supplémentaire requis(e)
EXEMPLE Des chaudières d'alimentation en vapeur et/ou eau chaude, des refroidisseurs/radiateurs par absorption
à chauffage direct, des machines de réfrigération à moteur.
3.3
disponibilité
partie du temps total où le CGS est disponible pour produire de l'énergie électrique, de la chaleur et/ou du
refroidissement comme requis pendant une période définie, en général une année calendaire
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3.4
dépense d'investissements
argent utilisé pour acheter, installer et mettre en service un actif immobilisé
[ISO 15663-1:2000, définition 2.1.6]
3.5
système de cogénération
CGS
installation qui génère simultanément de l'énergie électrique et du chauffage et/ou du refroidissement à l'aide
de gaz d'échappement ou de la chaleur résiduelle générée par des moteurs ou des moteurs d'entraînement
NOTE Le terme abrégé CGS est dérivé de l'anglais cogeneration system.
3.6
système conventionnel
système ou équipement qui fournit indépendamment de l'énergie électrique (y compris l'énergie électrique
importée d'un réseau électrique externe) et du chauffage et/ou du refroidissement, sans utiliser les gaz
d'échappement ou la chaleur résiduelle générée par des moteurs ou des moteurs d'entraînement
3.7
contrat d'alimentation en combustible
contrat conclu avec un fournisseur de combustible qui fournit une base destinée à garantir les exigences
relatives à l'alimentation en combustible de l'installation pendant une période définie
3.8
taux de rentabilité interne
IRR
taux d'actualisation qui donne la valeur actuelle nette égale à zéro
NOTE 1 Pour de plus amples informations sur cette mesure actualisée de l'utilité d'un investissement,
voir l'ISO 15663-2:2001, 4.1.4.
NOTE 2 Le terme abrégé IRR est dérivé de l'anglais internal rate of return.
3.9
cycle de vie
toutes les étapes du développement d'un élément d'équipement ou d'une fonction, depuis le début de l'étude
jusqu'à la mise au rebut
[ISO 15663-1:2000, définition 2.1.14]
3.10
coût du cycle de vie
LCC
total cumulé actualisé de tous les coûts engagés par une fonction ou par un élément d'équipement spécifié
pendant son cycle de vie
[ISO 15663-1:2000, définition 2.1.15]
NOTE 1 Le coût du cycle de vie représente la somme de toutes les dépenses associées au projet pendant toute sa
durée de vie. La méthode de calcul du coût du cycle de vie est présentée à l'Annexe B.
NOTE 2 Le terme abrégé LCC est dérivé de l'anglais life-cycle cost.
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3.11
valeur actuelle nette
NPV
somme des coûts et des produits totaux actualisés
[ISO 15663-1:2000, définition 2.1.18]
NOTE Le terme abrégé NPV est dérivé de l'anglais net present value.
3.12
frais d'exploitation
argent utilisé pour l'exploitation et pour la maintenance, y compris les coûts associés tels que la logistique et
les pièces de rechange
[ISO 15663-1:2000, définition 2.1.19]
3.13
délai de récupération
période au terme de laquelle le capital initial investi a été remboursé par les revenus nets cumulés réalisés
[ISO 15663-1:2000, définition 2.1.20]
NOTE La méthode du délai de récupération n'est pas une méthode équivalente à la méthode du taux de rentabilité
interne. La méthode du délai de récupération n'est recommandée que comme méthode secondaire pour estimer la valeur
d'un investissement. Il est en particulier suggéré d'utiliser la méthode du délai de récupération en plus d'une méthode
basée sur la valeur de l'argent dans le temps.
3.14
fiabilité
laps de temps, en dehors de la maintenance prévue et autres arrêts planifiés, au cours duquel le CGS peut
produire de l'énergie électrique et de la chaleur comme requis pendant une période définie, en général une
année calendaire
3.15
maintenance planifiée
maintenance du CGS à des moments planifiés régulièrement
NOTE La maintenance planifiée comprend l'inspection, le réglage et le changement d'équipement, afin d'éviter les
dysfonctionnements du système de cogénération et de restaurer le rendement et les performances.
3.16
analyse de sensibilité
analyse utilisée pour déterminer l'effet des incertitudes qui affectent l'estimation de la valeur des paramètres,
soumise à essai en faisant varier chaque paramètre indépendamment les uns des autres, à un moment
donné, afin de déterminer la sensibilité de chaque paramètre pour l'analyse du projet et, par conséquent, pour
l'analyse de risques du projet
NOTE Le processus d'essai auquel sont soumis les éléments d'évaluation vise à établir si la conclusion finale est
sensible aux changements d'hypothèse. Les variables soumises à l'analyse de sensibilité sont en général le coût du
capital, le rendement de conversion global, le délai d'exécution, la capitalisation et l'escalade des coûts.
3.17
conception du système
conception du CGS
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4 Informations clés relatives au projet et analyse de l'évaluation
4.1 Généralités
Afin de réaliser une évaluation correcte du CGS, les éléments suivants doivent être analysés avec exactitude
à chaque étape de l'analyse. Les éléments importants de l'analyse sont indiqués aux paragraphes 4.2 à 4.4 et
des descriptions des paramètres détaillés sont fournies. Il convient que les éléments inclus dans cette
catégorie soient fournis de manière basique par l'acheteur.
4.2 Conditions du site et demandes énergétiques
4.2.1 Conditions sur site
L'acheteur du CGS doit identifier le site de l'installation et les conditions liées nécessaires à la planification du
CGS. Les conditions environnementales et les diverses exigences règlementaires suivantes susceptibles
d'avoir une influence sur la planification du CGS doivent être prises en compte:
⎯ les conditions météorologiques, moyennes et maximales (direction prédominante du vent, vitesse du vent,
pluie et neige, etc.);
⎯ la qualité générale de l'air (émissions industrielles, sable, sel, sol, pollen, etc.);
⎯ les conditions ambiantes (température, pression et humidité), y compris les moyennes annuelles, les
conditions maximales et minimales;
⎯ la température de l'alimentation en eau, sa qualité et sa quantité (alimentation en eau chaude, eau de
refroidissement, eau déminéralisée, traitement de l'eau, etc.);
⎯ la classification de l'utilisation du sol (zone d'affaires, zone rurale, etc.);
⎯ les règlementations relatives à l'air ambiant et aux émissions d'effluents (CO, CO , NO , SO , matières
2 X X
particulaires, hydrocarbures non brûlés, fumée visible, panache de tour de refroidissement, etc.);
⎯ la règlementation relative aux vibrations et au bruit (influence sur le voisinage);
⎯ le combustible [type de combustible, énergie spécifique, composition chimique, température (minimale et
maximale), pression (minimale et maximale), autres propriétés];
⎯ le site de l'installation (intérieur, extérieur, zone sismique, historique du site, capacité portante du sol,
niveau de la nappe phréatique, seuil de gel, charge de neige, tempêtes de sable, conditions de transport,
tension de grille, réglementation relative à la santé et à la sécurité, etc.).
4.2.2 Demandes énergétiques
4.2.2.1 Éléments d'analyse pour spécifier la demande énergétique
Les valeurs maximales et minimales ainsi que les données relatives aux variations de la demande doivent
être analysées avec soin par l'acheteur, y compris les besoins en énergie électrique, de chauffage et/ou de
refroidissement.
Les conditions suivantes dans lesquelles s'expriment les besoins énergétiques doivent également être
clarifiées:
⎯ besoin en énergie électrique et tension, fréquence et facteur de puissance à fournir;
⎯ restrictions du réseau électrique, puissance utile maximale, variation de fréquence, etc.;
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⎯ besoin en énergie thermique, exigences relatives au débit, à la pression, à la température et à la qualité
du chauffage et/ou du refroidissement à fournir et à restituer;
⎯ profil de contrainte électrique et/ou thermique sur un jour de semaine et un jour de week-end (24 h) en
tenant compte du processus ou de la variation saisonnière des demandes.
4.2.2.2 Analyse du modèle de demande énergétique
Lorsqu'un CGS est installé sur un site donné, il est important d'identifier la classification du site car les
exigences relatives à l'énergie électrique, au chauffage et/ou au refroidissement varient selon les types de
sites.
Les types d'installation classiques sont les suivants:
⎯ bureau;
⎯ hôtel (complexe hôtelier, urbain, affaires, etc.);
⎯ hôpital (public, indépendant, etc.);
⎯ commerce (vente, restaurant, grand magasin, supermarché, etc.);
⎯ bâtiment public (ministère, mairie, bibliothèque, musée, etc.);
⎯ établissement de santé ou infrastructure de sport ou de loisirs (piscine, gymnase, aquarium, etc.);
⎯ centre informatique;
⎯ lieu de résidence (appartement, maison particulière, etc.);
⎯ établissement social;
⎯ établissement éducatif (université, école élémentaire, école secondaire de premier et de second cycles,
etc.);
⎯ complexe multi-activités (immeuble comprenant différentes catégories);
⎯ installation municipale de chauffage et/ou de refroidissement (installation qui fournit du chauffage et/ou
du refroidissement aux bâtiments situés dans un même quartier);
⎯ usine (agro-alimentaire, équipement chimique et pharmaceutique, équipement électrique, sidérurgie,
métallurgie, fonderie, textile, cellulose et papier, gaz/carburant et/ou autre énergie, verre et céramique,
etc.).
Si l'installation est un bâtiment, il est important d'en connaître la superficie totale, le nombre d'étages et la
classification des zones en fonction de leur usage, ainsi que la surface totale et les surfaces destinées à
l'entreposage, disponibles pendant la construction.
4.3 Politiques et règlementations associées
Les politiques et règlementations gouvernementales associées, locales ou nationales, sont applicables à
l'installation d'un CGS.
Il est nécessaire de porter une attention particulière à ces politiques, qui peuvent inclure:
⎯ des politiques d'assistance (réduction d'impôts, prêts financiers, système de subventions, etc.);
⎯ une déréglementation relative à l'alimentation en énergie (libéralisation, etc.).
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4.4 Planification du CGS
4.4.1 Généralités
En considérant la planification du CGS, les éléments inclus dans cette catégorie doivent être définis par
l'acheteur avec une référence aux données techniques proposées par les fabricants.
4.4.2 Schémas du système
Des exemples des types de systèmes à considérer sont présentés par les schémas et logigrammes fournis
comme lignes directrices dans l'Annexe C.
4.4.3 Type de moteur d'entraînement
Le type de moteur d'entraînement doit être examiné et choisi en tenant compte des demandes spécifiées ou
souhaitées en matière d'énergie électrique et de chauffage, du rapport chaleur-puissance et d'autres
exigences particulières relatives au projet.
Le type de moteur à examiner peut inclure (voir l'Annexe C):
1)
⎯ une turbine à gaz ;
⎯ des moteurs alternatifs à combustion interne (moteur à gaz, moteur diesel);
⎯ une turbine à vapeur.
Voir les logigrammes associés dans l'Annexe C.
4.4.4 Puissance de production électrique
La puissance de production électrique et le rendement du générateur varient selon le type de moteur
d'entraînement, les contraintes de fonctionnement et les conditions ambiantes.
Les éléments à prendre en compte comprennent:
⎯ la puissance aux bornes du générateur électrique;
⎯ la puissance au point de livraison d'export;
⎯ les rendements normaux et en charge partielle.
4.4.5 Récupération de chaleur
La chaleur issue du moteur d'entraînement est récupérée sous forme de puissance calorifique et/ou
frigorifique.
Les quantités en termes de puissance calorifique et/ou frigorifique varient selon les conditions de charge et
les conditions ambiantes.
Les éléments à prendre en compte comprennent:
⎯ le type de moyen de récupération de chaleur (eau chaude et/ou refroidie, vapeur, huile chaude et/ou
utilisation directe dans des opérations de séchage ou dans un équipement thermique);
1) Un CGS utilisant une ou des turbines à gaz est appelé «CGS à turbine à gaz».
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⎯ les besoins du processus thermique (débit-masse, pression d'alimentation, température d'alimentation,
demande thermique nominale, autres exigences spécifiques);
⎯ le taux de récupération de chaleur;
⎯ l'écoulement inversé du milieu chauffant et l'état (par exemple condensat).
4.4.6 Combustible
Le combustible du CGS peut être un gaz, un liquide ou un solide et doit être choisi après un examen attentif
de sa disponibilité et de son rapport qualité/prix. Certains moteurs d'entraînement peuvent avoir des limites
strictes impactant le choix des combustibles gazeux et liquides tels que l'huile résiduelle, du mazout lourd, un
ou des gaz de haut fourneau ou des gaz à forte teneur en hydrogène. Les types de combustibles doivent être
choisis en tenant compte des conditions d'utilisation (température et pression d'alimentation), des facteurs
environnementaux et du coût au moment de la sélection du moteur d'entraînement.
D'autres éléments à prendre en compte comprennent:
⎯ les combustibles utilisables, leurs propriétés et variabilité (composition, pouvoir calorifique inférieur,
indice de Wobbe, teneur en soufre, etc.);
⎯ la manutention des combustibles, la vapeur pour le chauffage des canalisations de mazout lourd, le
traitement et le stockage des combustibles (le cas échéant), y compris des précisions concernant la
capacité de stockage, la pression et la température d'alimentation;
⎯ les combustibles d'appoint ou les combustibles alternatifs; lorsque le CGS est utilisé pour des usages
continus et intermittents, il convient de considérer la nécessité d'un combustible d'appoint (ou alternatif);
certaines conditions spéciales peuvent être liées au contrat d'alimentation en combustible nécessitant un
combustible d'appoint;
⎯ le taux de consommation en combustible;
⎯ le pouvoir calorifique inférieur;
⎯ la fiabilité de la principale alimentation en combustible.
4.4.7 Planification de l'utilisation de l'énergie électrique
Les systèmes d'alimentation électrique doivent être conçus en termes d'économies d'énergie et de fiabilité, en
tenant compte des éléments susceptibles d'influencer le modèle et les facteurs de la demande en énergie
électrique, tels que:
⎯ les facteurs concernant l'introduction des CGS (écrêtement des pics, charge de base, utilisation dans des
conditions normales et service d'urgence, compensation en cas de panne temporaire d'alimentation
électrique);
⎯ le fonctionnement, indépendant ou raccordé au réseau;
⎯ la possibilité d'exporter de l'énergie électrique à nouveau vers le réseau;
⎯ la puissance d'import minimale admissible en vue de réduire le plus possible les coûts d'exploitation;
⎯ le fonctionnement du CGS lors d'une panne de réseau (arrêt, arrêt et redémarrage automatique,
sans arrêt);
⎯ le nombre d'unités de cogénération;
⎯ l'énergie électrique prévue au contrat, y compris les termes du contrat;
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ISO 26382:2010(F)
⎯ l'énergie électrique possible importée du réseau commercial pendant une panne ou la maintenance du
CGS;
⎯ le type de fonctionnement (énergie électrique ou chaleur);
⎯ le type de contrôle du système d'alimentation électrique (comme le contrôle import/export constant);
⎯ le facteur de charge du générateur électrique (maximal, minimal);
⎯ l'énergie électrique auxiliaire nécessaire.
4.4.8 Planification de l'utilisation de la chaleur récupérée
Le flux énergétique d'air conditionné, de vapeur exportée, d'alimentation en eau chaude et/ou refroidie doit
être planifié en tenant compte du modèle d'équipement d'utilisation de chaleur et de la commande d'utilisation
de chaleur récupérée.
Le bilan énergétique doit être confirmé entre les demandes de chaleur et la capacité d'équipement en eau.
Ces bilans énergétiques doivent être préparés pour un certain nombre de modes de fonctionnement définis et
de configurations d'installation afin de garantir la compatibilité entre la production et le soutirage, en tenant
compte des points suivants:
⎯ le type d'utilisation de la chaleur récupérée (chauffage et/ou refroidissement de locaux et alimentation en
eau chaude et/ou vapeur);
⎯ la source de chaleur auxiliaire (pour une utilisation et/ou un usage supplémentaire en cas d'indisponibilité
du CGS);
⎯ le réservoir de stockage;
⎯ la commande d'utilisation de la chaleur récupérée (chauffage et/ou refroidissement de locaux et
alimentation en eau chaude et/ou vapeur);
⎯ le rendement de l'équipement d'utilisation de la chaleur;
⎯ le retour de condensat;
⎯ l'équipement de traitement existant, comme les turbines à vapeur, les chaudières et les échangeurs
thermiques.
4.4.9 Planification de fonctionnement et de maintenance
Le stade de fonctionnement du CGS est planifié conformément au calendrier de maintenance quotidien,
mensuel et annuel prévu pour une année. Il doit être tenu compte de la planification de la maintenance entre
les principales révisions qui peuvent avoir lieu sur un certain nombre d'années. Des éléments typiques à
prendre en compte comprennent:
⎯ la planification opérationnelle (usage continu, intermittent, saisonnier; jours en mode veille, jours et mois
de maintenance requis en tenant compte des restrictions en termes d'exploitation et de traitement sur le
site du client);
⎯ le nombre de générateurs possibles permettant un fonctionnement dans des circonstances normales;
⎯ les considérations liées au jour, à la nuit, aux jours de semaine et du weekend.
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4.5 Simulation fonctionnelle du système
4.5.1 Généralités
Après la détermination des facteurs ou des paramètres des paragraphes 4.2 à 4.4, la simulation fonctionnelle
du système doit être effectuée pour obtenir des chiffres détaillés nécessaires à l'évaluation du CGS.
Cette simulation fonctionnelle doit tenir compte des modèles par mois, par heure et en semaine comme en
vacances, de l'énergie électrique, du chauffage et/ou du refroidissement. En outre, il est nécessaire de
considérer la courbe des demandes énergétiques à long terme. La durée correspondante utilisée pour
l'évaluation du CGS doit être déterminée après avoir considéré toutes ces périodes.
4.5.2 Modèles opérationnels
Les modèles opérationnels doivent être compilés pour effectuer des simulations opérationnelles du système.
Les modèles typiques comprennent:
⎯ le modèle opérationnel caractéristique de l'énergie électrique sur une période supérieure à un an
(générateur électrique, unités auxiliaires, énergie électrique depuis et vers le réseau);
⎯ le modèle opérationnel de chaleur récupérée sur une période supérieure à un an (eau chaude et/ou
refroidie, et /ou vapeur);
⎯ le modèle opérationnel de chaleur auxiliaire sur une période supérieure à un an;
⎯ le modèle opérationnel de consommation de combustible sur une période supérieure à un an (gaz,
carburant);
⎯ les jours de fonctionnement sur une période supérieure à un an.
4.5.3 Coûts et revenus générés par l'énergie
Les coûts et revenus calculés sont basés sur le résultat d'une simulation fonctionnelle pour l'évaluation
économique du CGS.
Ces coûts et revenus sont calculés au moyen de paramètres, tels que
⎯ l'énergie électrique et le chauffage et/
...
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