Haut de page

Accueil » Tous les dossiers » L'intégration du biométhane

La question du rebours

Le fonctionnement « normal » du réseau de gaz naturel

Les réseaux de gaz naturel sont une infrastructure constituée de canalisations, de stations de compression et des postes de sectionnement, de coupure et de détente, structurée de la manière suivante :

  • le réseau de transport principal, ensemble des canalisations à haute pression et de grand diamètre, qui relient entre eux les points d’interconnexion avec les réseaux voisins, les stockages souterrains et les terminaux méthaniers, et auquel sont raccordés les réseaux de transport régionaux et les plus importants consommateurs industriels ;
  • le réseau de transport régional, partie du réseau de transport qui assure l’acheminement du gaz naturel vers les réseaux de distribution et vers les clients finals ayant une consommation importante, qui sont directement raccordés au réseau de transport régional ;
  • le réseau de distribution, qui permet la desserte du gaz naturel en moyenne ou basse pression en aval du réseau de transport jusqu’aux consommateurs domestiques, tertiaires ou petits industriels.

À chaque interface entre le réseau de transport principal et le réseau de transport régional et entre le réseau de transport régional et le réseau de distribution sont installés des postes de détente qui permettent d’abaisser la pression. Les postes de livraison sont implantés à l’interface entre le client industriel et le réseau de transport ou de distribution de gaz naturel. Ils permettent de réduire la pression du gaz à une valeur correspondant à son utilisation.

Sur l’ensemble de ces réseaux sont installés des organes physiques qui empêchent que le gaz ne remonte dans le sens opposé au sens physique principal des flux, vers des réseaux aux pressions supérieures.

En quoi consiste le rebours ?

Avec le développement de l’injection de biométhane sur les réseaux publics de distribution de gaz naturel, le volume de gaz naturel injecté est susceptible d’être supérieur au volume de gaz naturel consommé. En effet, les producteurs de biométhane ont généralement un débit d’injection constant toute l’année, alors que les consommations de gaz naturel varient au cours de l’année en fonction des conditions météorologiques. L’été, il ne reste que des usages d’eau chaude sanitaire et de cuisson, alors que l’hiver, le gaz est utilisé majoritairement pour le chauffage.

Si le niveau de consommation minimum observé dans une zone définit la capacité maximale d’injection de l’installation de production, il peut arriver que le volume de production dépasse tout de même le volume consommation. La solution aujourd’hui mise en œuvre pour résoudre cette difficulté est de réduire l’injection des installations de production de biométhane.


Source : GRTgaz

Cependant, cette solution conduit à limiter le volume de biométhane injecté dans les réseaux public de distribution et donc le nombre d’installations de production de gaz renouvelable au regard des objectifs européens et français ambitieux en matière de développement d’énergies vertes.

Le Groupe de travail intitulé « Injection biométhane », piloté par l’ADEME et GRDF, réfléchit à ce sujet afin de mettre en œuvre des technologies de rebours, « solutions techniques de décongestion d’une zone de distribution par compression du gaz vers le réseau amont (réseau de transport dans le cas d’un GRD de rang 1, réseau de distribution dans le cas d’un GRD de rang n > 1) » (Source : Procédure de gestion des réservations de capacité d’injection de biométhane sur les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, GT Injection biométhane).

Comme présenté dans le schéma ci-dessous, une des solutions consiste à installer un compresseur en parallèle du poste de détente, permettant de compresser le gaz avant son injection dans le réseau de transport de gaz naturel. Le poste de détente fonctionne principalement l’hiver lorsque la consommation de la poche est plus importante que la production de biométhane et le compresseur prend le relais lorsque la consommation est moins importante que la production de biométhane.


Source : Solagro

Des expérimentations déjà fonctionnelles à l’étranger

Des expérimentations de rebours ont déjà été conduites au Royaume-Uni et en Allemagne.

Royaume-Uni : projet pilote IFI à Skipton (Yorkshire)

Au Royaume-Uni, beaucoup de sites d’injection de biométhane sont situés en zones rurales, où la demande en gaz naturel sur les réseaux est insuffisante pour pouvoir consommer tout le biométhane produit et injecté dans les réseaux. Brûler le biométhane excédentaire étant néfaste pour l’environnement et le stocker n’étant pas rentable. Northern Gas Networks (gestionnaire des réseaux publics de gaz naturel au Nord de l’Angleterre) en partenariat avec National Grid (gestionnaire de réseaux de transport d’électricité et de gaz britannique) et CNG Services (spécialiste de l’injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel britannique) ont étudié la possibilité, grâce à un compresseur spécialement conçue pour le projet, d’inverser les flux sur les réseaux de gaz naturel, créant ainsi de la capacité d’injection pour le biométhane.

Ce projet, financé dans le cadre « Initiative de financement de l’innovation » (Innovation Funding Initiative – IFI), est situé à Skipton (Yorkshire). Il s’est déroulé en deux phases : une étude de faisabilité (décembre 2009 et septembre 2012) et d’une première expérimentation (de septembre 2012 à septembre 2013).

Ces deux phases ayant été couronnées de succès, la méthode se généralise aujourd’hui dans tout le Royaume-Uni afin de permettre à un plus grand nombre de projets d’injection de biométhane de se lancer. Cette innovation est d’autant plus opportune que l’utilisation du biogaz pour produire de l’électricité n’est pas envisageable dans la mesure où les capacités d’accueil des réseaux publics de distribution d’électricité sont saturées par les productions des fermes solaires qui se multiplient sur tout le territoire britannique.


Source : Solagro

Pour en savoir plus :

Document de présentation du projet (en anglais)

Allemagne : le projet de biométhane agricole à Emmertsbühl (Bade-Wurtemberg)

L’Allemagne ambitionne de porter à 6 % en 2020 et 10 % d’ici 2030 la proportion de biométhane dans ses réseaux de gaz naturels. Cependant, comme le Royaume-Uni et la France, les producteurs de biométhane voulant injecter sur le réseau public de distribution de gaz naturel sont confrontés aux limites des zones de consommation et au caractère monodirectionnel des réseaux de gaz naturel.

En 2008, après une étude de potentiel, le fournisseur de gaz naturel allemand EnBW a proposé à un agriculteur méthaniseur d’Emmertsbühl (Bade-Wurtemberg) de transformer son installation de cogénération (420 kWe produits grâce à la valorisation d’un biogaz produit principalement à partir de maïs ensilé – procédé aujourd’hui interdit en France) pour lui permettre d’injecter du biométhane dans le réseau de gaz naturel.

Des études de faisabilité ont été réalisées de janvier 2009 à avril 2010. Le réseau de gaz naturel et l’installation d’épuration et d’injection ont été construits entre avril 2010 et septembre 2010, date de la mise en service. L’agriculteur vend son biogaz à EnBW, qui l’épure puis injecte le biométhane dans le réseau de gaz depuis fin 2010.

Étant donné qu’il n’y a que 200 petits consommateurs et 5 industriels raccordés au réseau de distribution de gaz naturel, le volume de production de l’installation de production dépasse le volume de consommation entre mai et novembre.

Alors qu’il aurait été possible d’injecter directement dans le réseau de transport de gaz naturel situé à 4,8 kilomètres, les porteurs de projet ont fait le choix d’injecter dans le réseau de distribution situé à 800 mètres en faisant appel à une solution de rebours. La pression du réseau de transport est à 40 bars et celle du réseau de distribution entre 1 et 5 bars. Un système de compression et de boucle a donc été mis en place, permettant au biométhane de remonter dans le sens inverse des flux vers le réseau de transport de gaz naturel, qui alimente déjà cette zone de distribution.


Source : EnBW


Source : EnBW

Un brevet a été déposé pour le raccordement de l’installation de compression entre le réseau de distribution et celui de transport. L’innovation principale réside dans le faible coût de l’installation, mais aussi la facilité de réalisation de l’équipement. Le gestionnaire de réseau ENBW Gasnetz assure la connexion entre les deux réseaux et a financé cet investissement de 1,8 milliards d’euros. Ce projet permet à 23 millions de kilowattheures de biométhane d’être injectés et distribués dans l’ensemble du pays.

Sur le site, les analyses de gaz sont faites en continu avec un analyseur propre à l’unité d’épuration et un autre situé avant l’injection. Si la qualité du biométhane est jugée insuffisante pour être injecté, la vanne d’alimentation du réseau de distribution se ferme. Les fermetures sont généralement inférieures à une minute. Des ajustements sur la qualité du gaz (notamment de son pouvoir calorifique) sont faits vers l’aval ou vers l’amont grâce à l’ajout de propane.

Pour en savoir plus :

Présentation du projet par EnBW, 27 avril 2012 (en anglais)
Présentation du projet, FEDARENE (en anglais)

«Page 6 de 13»

Rechercher

Se tenir informé

Abonnez-vous à notre liste de diffusion pour être informé régulièrement des mises à jour du site.

S'abonner

Participer au site

Vous souhaitez participer à notre site ou réagir à un dossier, contactez-nous dès aujourd'hui.

Nous contacter

Les forums de la CRE

La CRE organise des forums, associés à chaque nouveau dossier, pour donner la parole aux experts des Smart grids.
Se tenir informé des prochains forums

Nos contributeurs

Notre site se nourrit aussi de vos contributions. Nous tenons donc à remercier "Sensus" qui fait partie de nos 168 contributeurs.
Découvrir nos contributeurs