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Accueil » Tous les dossiers » La R&D : un concept aux multiples facettes

Point de vue de Julie Pinel (GRDF) :

Le Smart gas grid est un réseau de gaz intelligent : il bénéficie de toutes les nouvelles technologies de l’information et de la communication pour être équipé en capteurs automates générateurs de données, aussi bien pour des usages internes qu’externes, dans le but d’améliorer l’efficacité de la gestion de la distribution du gaz naturel. Aujourd’hui, son déploiement vient servir quatre grands objectifs stratégiques pour les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel :



  • Favoriser l’intégration des gaz verts renouvelables.

Par nature décentralisés, ces gaz, comme par exemple le biométhane qui est en cours de développement, viennent bouleverser la manière dont sont gérés les réseaux de distribution de gaz naturel traditionnellement et uniquement alimenté par le réseau de transport. Bien qu’ils respectent les spécifications du gaz naturel réseau, les gaz verts renouvelables ont une composition qui varie (présence de composés traces qui peuvent affecter certains équipements industriels sensibles) . Les postes d’injection du biométhane pouvant connaître des aléas ou voir leur production varier au cours du temps, ajoutant ainsi au phénomène de production locale, un phénomène d’intermittence. Pour favoriser l’intégration des gaz verts naturels, il est donc nécessaire de mieux contrôler la qualité du gaz et d’avoir une vision plus fine du réseau qu’avant.

  • Participer au couplage et à la complémentarité des réseaux.

La complémentarité des réseaux est régulièrement évoquée, en particulier « à l’amont ». L’idée du « power-to-gas » est de faciliter l’insertion massive des excédents d’énergie électrique de source renouvelable, en favorisant leur conversion en hydrogène ou en gaz naturel, puisque celui-ci peut être stocké dans les réseaux de gaz, qui disposent d’une capacité de stockage inter-saisonnier significative.. À l’aval, on considère aussi que le réseau de gaz peut apporter de la complémentarité, notamment grâce aux technologies qui se déploient principalement aujourd’hui au niveau de la distribution. On voit ainsi apparaître des mini-cogénérations, des systèmes de chaudières hybrides (des chaudières gaz avec des pompes à chaleur électriques) et des piles à combustibles. Ces solutions permettent au même titre que d’autres actifs de flexibilité de faire de la gestion de la demande. Elles sont moins présentes sur le marché que d’autres actifs et demeurent moins connues que l’effacement diffus électrique, bien qu’elles puissent apporter le même type de services et qu’elles aient aujourd’hui des atouts à faire valoir (faible coût marginal de mise en œuvre de la flexibilité, pas « d’effet rebond » sur le réseau électrique). Tout l’enjeu pour les gestionnaires de réseaux est que l’activité de distribution soutienne et accompagne cette complémentarité.

  • Contribuer à la maîtrise de la demande en énergie, et plus généralement à tous les travaux de planification énergétique qui peuvent être mis en place par les territoires.

Le déploiement du compteur communicant Gazpar, ainsi que l’exploitation et la mise à disposition des données de consommation qu’il relèvera, constitue la première brique de cette démarche. À cela s’ajoutent l’exploitation et la mise à disposition des données générées cette fois-ci par les réseaux eux-mêmes grâce au déploiement de capteurs sur les infrastructures de réseaux. Ces capteurs doivent permettre aux collectivités territoriales, notamment, mais aussi à des aménageurs de disposer de davantage de données pour réaliser la planification énergétique de leurs territoires et leurs projets de transition énergétique.

Des équipements innovants apparaissent également. Les chaudières connectées, par exemples, produisent davantage de données ce qui permet de piloter plus finement les consommations de gaz. Par conséquent, elles induiront probablement un changement des profils de consommation. Pour les gestionnaires de réseaux de distribution, accompagner le déploiement de ces technologies est à la fois un besoin et un devoir. Il s’agit ensuite de valoriser les données générées par ces technologies, qui sont beaucoup plus fines que celles produites par les dispositifs de comptage : disposer de données différenciées sur la consommation d’eau chaude sanitaire, le chauffage, les usages cuisson, etc., c’est avoir une compréhension beaucoup plus pertinente de l’utilisation du gaz par le consommateur et donc une capacité à mieux dimensionner et exploiter le réseau de distribution.

  • Améliorer la performance opérationnelle

Pour les opérateurs, ces nouvelles technologies de l’information et de la communication présentent trois avantages. La mise à disposition des données recueillies permet de :

  • disposer d’outils d’exploitation et de maintenance plus efficaces ;
  • améliorer les interventions sur les réseaux ;
  • optimiser le dimensionnement des réseaux par rapport aux évolutions anticipées de la production locale et de la consommation.


Les objectifs stratégique du Smart gas grid (Source : GRDF)

Les programmes de recherche Smart gas grid de GRDF

Au sein de GRDF aujourd’hui, le Smart gas grid recouvre à la fois des programmes opérationnels et des expérimentations ou des démonstrateurs.

Les programmes opérationnels

Parmi les programmes opérationnels, on trouve le programme de déploiement du compteur évolué de gaz naturel Gazpar ainsi que le programme « Données ». Historiquement, ce dernier visait à s’assurer de la valorisation en interne des données de consommation et à leur mise à disposition à l’extérieure de l’entreprise. Il intégrera donc progressivement les données en provenance des compteurs évolués.
Le programme TEX vise quant à lui à préparer la télé-exploitation des réseaux de gaz. Dans un premier temps, il s’agit surtout de déployer une supervision centralisée des points critiques sur les réseaux (surveillance des postes de détente, de la protection cathodique). Un volet de ce programme de télé-exploitation TEX est davantage tourné vers le biométhane : il s’agit d’optimiser l’exploitation et la maintenance des postes d’injection pour en garantir la disponibilité, améliorer leur fonctionnement et être au plus près de la production de biométhane pour garantir son optimisation.

Les programmes d’expérimentation et les démonstrateurs

GRDF participe activement à un ensemble de démonstrateurs et est, notamment, utilisateur-testeur du programme Gontrand, qui vise à anticiper ce que pourrait être le réseau de gaz intelligent de demain. Le projet Gontrand teste, notamment, des nanochromatographes capables de mesurer de manière beaucoup plus décentralisée la composition du gaz. Une plateforme machine-to-machine est également testée : elle doit permettre de collecter des informations transitant par différents systèmes de communication (2G, 3G, Sigfox) pour garantir la récupération et le traitement des données collectées. Pour tirer parti des données, GRDF s’intéresse par ailleurs aux systèmes d’aide à la décision et de simulation dynamique du réseau, et plus généralement aux outils d’intelligence artificielle.

GRDF est également partenaire du démonstrateur GRHYD, qui a pour but de tester l’injection d’hydrogène en mélange avec le gaz naturel dans un réseau neuf de distribution. L’enjeu pour GRDF est de préparer l’avenir en s’assurant que l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel n’a pas d’impact ni sur le fonctionnement des équipements, ni sur la sécurité industrielle.

Toujours dans l’optique de créer de la complémentarité entre les réseaux et de favoriser l’injection de gaz d’origine renouvelable, GRDF accompagne l’émergence dans les territoires de démonstrateurs de méthanation, susceptibles de produire un gaz de synthèse en combinant de l’hydrogène (H2) et du dioxyde de carbone (CO2). Ces derniers peuvent être de sources diverses, par exemple des gaz fatals issus de l’industrie ou de l’hydrogène vert produit par électrolyse d’électricité renouvelable excédentaire combiné à du CO2 issu de la méthanisation.

Il existe enfin de multiples projets de tests qui ont pour objectif de maximiser la capacité d’intégration du biométhane dans les réseaux. De nombreuses solutions sont envisagées à ce jour. Ainsi, parmi les pistes explorées figure le rebours, qui consiste à faire remonter le gaz à un niveau de pression supérieur, au niveau de la distribution ou du transport, pour bénéficier des capacités de stockage et de la flexibilité des niveaux de pression plus élevés. La question du biométhane est liée à d’importantes problématiques de saisonnalité : en été, la consommation peut être jusqu’à dix fois plus faible qu’en hiver. GRDF examine aussi les technologies de micro-liquéfaction qui offrent des possibilités de stockage, au minimum de manière journalière et peut-être à terme sur des pas de temps plus longs, afin de pallier les difficultés liées à la variabilité des production de biogaz et des consommations.

Enfin, GRDF participe au démonstrateur Interflex, emblématique de la complémentarité des réseaux à l’aval. En plus de la flexibilité électrique, on y teste la contribution potentielle du gaz aux besoins en flexibilité du gestionnaire de réseaux de distribution d’électricité, à la maille locale et même nationale. Il s’agit d’un démonstrateur innovant car peu de projets traitent de la complémentarité du gaz et de l’électricité sous cet angle. Le retour d’expérience sera particulièrement intéressant sur la question de la valeur créée par ce genre de services.

Le « power-to-gas », un axe de recherche prioritaire : le démonstrateur GRHYD

GRHYD est un projet multipartenaires piloté par Engie Lab. Le rôle de GRDF est d’examiner comment intégrer l’hydrogène et le gaz naturel dans les réseaux de distribution qu’elle exploite. Le mélange hydrogène/gaz naturel sera injecté dans une maille très isolée, locale, correspondant à une centaine de logements et un site tertiaire. Techniquement, le démonstrateur GRHYD s’appuie sur de l’électrolyse ; un stockage d’hydrogène sous forme solide,porté par McPhy ; et un poste d’injection, qui réalise le mélange gaz naturel/hydrogène et contrôle à chaque instant le taux de dilution de l’hydrogène avec le gaz naturel avant de l’injecter dans le réseau. Ce projet en est encore au stade des derniers tests en laboratoire. En fonction des résultats obtenus et des autorisations ministérielles, la phase d’expérimentation sur le terrain devrait débuter début 2018.


GRHYD, le premier démonstrateur français « Power-to-Gas » à la maille de la distribution de gaz naturel (Source : GRDF)

Les travaux de R&D sur le Power-to-gas

Le projet GRHYD comprend plusieurs travaux de R&D :

  • La compatibilité des équipements du réseau avec le mélange hydrogène/gaz naturel

Il s’agit notamment de tester l’étanchéité des matériels (et plus particulièrement de tous les accessoires électro-soudés comme les détendeurs ou les vannes) et la perméabilité du polyéthylène (le principal matériau utilisé pour les infrastructures de gaz naturel). La molécule de dihydrogène (H2) est beaucoup plus petite que celle du gaz naturel et a donc tendance à s’échapper plus vite. Il importe de s’assurer que cela ne présente pas de risques de sécurité industrielle. Il faut aussi tester les paramètres de fragilisation des matériaux présents sur les réseaux, notamment pour déterminer s’il y a des phénomènes d’usure accélérée en présence d’hydrogène, ainsi que le fonctionnement des compteurs en présence d’hydrogène.

  • La compatibilité des équipements situés en aval du compteur avec le mélange hydrogène/gaz naturel

Les partenaires du projet testent notamment l’étanchéité des installations intérieures dans les logements (flexibles, canalisations en cuivre soudé, canalisations en PLT, robinets, etc.) et le bon fonctionnement des appareils domestiques en présence d’hydrogène (la chaudière et appareils de cuisson).

  • L’adaptation des procédures d’exploitation

Il est essentiel pour les gestionnaires de distribution de s’assurer que les procédures d’exploitation peuvent être adaptées, le plus compliqué étant de détecter les seuils d’explosivité ou d’intervention urgente pour les mélanges hydrogène/gaz naturel. Il importe aussi de vérifier qu’il n’y a pas d’impact sur l’odorisation du mélange ce qui est un élément primordial de la sécurité sur le réseau de gaz.


Les deux grandes voies de valorisation de l’hydrogène via le réseau de gaz (Source : GRDF)

Les objectifs poursuivis par le démonstrateur GRHYD

Les enjeux sont multiples pour GRDF :

  • d’abord, concevoir un poste d’injection innovant permettant de piloter à tout instant le taux de mélange gaz naturel/hydrogène ;
  • ensuite, définir des protocoles d’exploitation adaptés au mélange gaz naturel/hydrogène pour garantir la sécurité des agents et des usagers ;
  • enfin, définir le cadre réglementaire permettant l’exploitation d’un réseau de distribution alimenté par un mélange hydrogène/gaz naturel. Les spécifications gaz limite pour l’instant le taux d’hydrogène à 6% dans les réseaux. Passer au-delà nécessitera des adaptations réglementaires. Une réflexion est aussi engagée sur les mécanismes de financement de ces dispositifs d’injection d’hydrogène dans le réseau. Il s’agit d’un sujet complexe car on parle là de mécanismes de couplage de réseaux : dans le cas où le power-to-gas vient rendre un service de stockage intersaisonnier, voire un service d'équilibrage au système énergétique, un tarif d'achat n'est sans doute pas le mécanisme le plus pertinent. En effet, l’hydrogène n’est pas dans ce cas-là produit pour créer du gaz renouvelable mais bien pour rendre un service de flexibilité. La question du mécanisme associé et des modalités de rémunération doit être débattu conjointement avec les acteurs du système électrique (opérateurs de réseau, producteurs d’énergie renouvelable, etc.)

La méthanation : la R&D au service de la valorisation de l’hydrogène

La méthanation est un processus industriel qui fait réagir du dioxyde de carbone (CO2) ou du monoxyde de carbone (CO) avec de l’hydrogène (H2) pour produire du méthane (CH4). Il ne faut pas la confondre avec la méthanisation : un processus de décomposition de matières pourrissables en l’absence d’oxygène qui génère du biogaz, composé de méthane et de dioxyde de carbone.

La méthanation peut concerner différents types de production de gaz verts. La méthode la plus répandue est la méthanation associée à la production d’hydrogène vert, obtenu par électrolyse de la production d’électricité renouvelable excédentaire. La combinaison de l’hydrogène vert avec, par exemple, du carbone issu de la méthanisation produit un gaz de synthèse qui possède la même composition que le gaz naturel, ce qui facilite grandement son injection dans le réseau.

GRDF soutient six projets de démonstrateurs de méthanation sur le territoire. Ce sont des projets diversifiés de par la nature de l’hydrogène utilisé, qui est soit de l’hydrogène fatal issus de processus industriels, soit de l’hydrogène vert obtenu par électrolyse de l’excédent d’électricité renouvelable. Le plus souvent, on fait ensuite réagir l’hydrogène avec du carbone issu d’unités de méthanisation (stations d’épuration, décharges, etc.).

Les travaux de recherche sur les services de flexibilité : le démonstrateur Interflex

Interflex est un projet européen qui a donné lieu à l’installation de six démonstrateurs dans autant de villes en Europe. En France, le démonstrateur Nice Smart Valley est piloté par Enedis. L’objectif est, notamment, de tester la participation de solutions décentralisées de gaz à différentes solutions de flexibilité électrique. L’enjeu est multiple :

  • mettre en place des systèmes de pilotage à distance sur les technologies gaz qui ne sont pas utilisées jusqu’à présent pour réaliser des services de flexibilité ;
  • regarder le comportement de ce type d’équipements lorsqu’on agit sur eux de manière flexible ;
  • concevoir différemment les installations pour leur permettre d’être flexibles (par exemple en intégrant des stockages tampons) ;
  • évaluer la valeur de flexibilité de ces actifs. Ce dernier point est d’autant plus intéressant que, contrairement à l’effacement diffus par exemple, il n’y a ni effet rebond, ni report, ni d’influence sur le confort de l’habitant. Par ailleurs, ce démonstrateur doit permettre de conforter des travaux théoriques qui ont révélé que le coût marginal lié à la mise en œuvre de la flexibilité beaucoup plus faible pour ces équipements gaz que le coût de services de flexibilité liés à l’utilisation d’une batterie ou de l’effacement diffus.
Julie Pinel
03 novembre 2017






Julie Pinel est chargée de mission Smart gas grids chez GRDF.




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