Chaire GAZ

La Chaire d’enseignement « Le gaz au cœur de la transition énergétique » (Chaire GAZ)

Titulaire : Professeur Chakib BOUALLOU

Co-financement : GRDF

Démarrage : 1^er septembre 2018

Renouvellement: 12 septembre 2022 jusqu’au 21 septembre 2027

La Chaire d’enseignement « Le gaz au cœur de la transition énergétique » (Chaire GAZ) est rattachée au Centre de recherche Efficacité énergétique des Systèmes (CES) qui se situe dans le département Énergétique et Procédés.

L’Ecole crée cette Chaire d’enseignement afin de :

·         Concevoir et faire évoluer le programme du Mastère Spécialisé en Ingénierie et Gestion du Gaz pour la formation de cadres de haut niveau, en prise directe avec les enjeux de la compétitivité industrielle et de la réalité opérationnelle de la gestion du gaz;

·         Accompagner les entreprises partenaires dans le développement de méthodes et d’outils ;

·         Favoriser un échange d’expertise entre entreprises, enseignants-chercheurs du CES et étudiants du Mastère Spécialisé en Ingénierie et Gestion du Gaz dans des thématiques prioritaires (voir annexe technique);

·         Offrir des bourses d’excellence à des élèves du Mastère Spécialisé en Ingénierie et Gestion du Gaz.

Cette Chaire bénéficie du label d’excellence Carnot, via l’Institut Carnot M.I.N.E.S. dont MINES Paris est membre constituant. A ce titre, les activités réalisées dans le cadre de la Chaire, héritent également de ce label.

Sont présentés ici les thèmes qui pourront donner lieu à des sujets dans le cadre de la Chaire d’enseignement GAZ. Le programme de la Chaire est construit en cohérence avec l’ensemble de la coopération scientifique. L’accent est mis sur les thèmes définis par les partenaires de la chaire. Les sujets pourront être traités dans le cadre de travail de mastériens.

Thématique ressources de gaz renouvelable

La mise en place d’unités de biogaz en France et en Europe nécessite une étude approfondie de leur intégration et leur interaction avec les infrastructures énergétiques, tant gazière qu’électrique. Particulièrement pour l’infrastructure gazière existante, qui répond à la demande de clients industriels et tertiaires, elle peut être mise à profit pour une flexibilité accrue de stockage et de déstockage de gaz, en particulier en réponse à la production d’énergie renouvelable sous forme électrique (éolienne et solaire). D’autre part, l’infrastructure gazière est clé pour le déploiement des unités de production de biogaz. L’approfondissement des connaissances pour une exploitation optimisée de réseau de gaz en interaction avec les sites de biogaz devient vital. L’utilisation de biogaz est une solution à la disponibilité des ressources énergétiques renouvelables. Ceci passe par la voie de valorisation d’inter-cultures énergétiques et de divers types de déchets organiques, dont les résidus agricoles (primaires et secondaires), les boues de station d’épuration et les centre d’enfouissement technique. Le cadre réglementaire français de production de biogaz (volumes) et d’injection de biométhane (pureté) est propice au déploiement de l’industrie du biogaz à diverses échelles. Cependant, les techniques de traitement pour éliminer les gaz acides, dont le CO_2, H₂S et COS du méthane pénalisent la compétitivité de l’exploitation des unités de biogaz. Le biogaz produit peut après purification :

• être utilisé sur site ou dans ses environs hors réseau (véhicules, production de chaleur ou d’électricité) ;
• être injecté dans le réseau de gaz existant pour transport et stockage ;
• être liquéfié puis transporté jusqu’aux points d’utilisation (hors réseau) ou d’injection dans le réseau de gaz.

L’objectif de ce volet de la chaire serait d’étudier par une approche croisée « top-bottom » « bottom-up » les besoins en briques technologiques et les méthodes d’exploitation des unités de production de biogaz (toutes origines confondues) en synergie avec les réseaux gazier et électrique. La question de valorisation optimale de ces unités grâce au réseau gazier Français et Européen reste complètement sans réponse. Les équipes de MINES Paris disposent d’une expérience et des connaissances utiles pour répondre à cette question :

• La valeur ajoutée du CO₂ : conversion du CO₂ contenu dans le biogaz brut (>75% pur) en produits à valeur ajoutée (Méthane de synthèse, méthanol, gaz de synthèse, polymères) ;
• Stockage d’énergie sous forme de gaz comprimé ;

Epuration du biogaz par solvants chimiques. L’avantage principal est la possible récupération de soufre élémentaire et d’autres matières valorisables ;

• Epuration de biogaz et liquéfaction ;
• Collecte du biométhane et points d’injection.

La production de gaz verts en France est en pleine croissance avec toujours plus d’installations raccordées au réseau de distribution.

Une transformation de la conduite du réseau est en cours pour passer d’un fonctionnement historiquement simple où le gaz arrive dans le réseau de distribution depuis le réseau de transport pour aller jusqu’aux clients, à un fonctionnement plus complexe avec de multiples points d’injection de gaz verts.

GRDF développe une conduite moderne du réseau, nécessitant par exemple un recours accru à la télé-surveillance des ouvrages, l’exploitation des données (datas) ou l’intégration progressive de l’intelligence artificielle, afin de favoriser un pilotage dynamique permettant d’ajuster les flux efficacement :  L’instrumentation du réseau, la remontée et l’analyse des données et les outils informatiques que ce soit pour la simulation du fonctionnement du réseau ou encore l’aide à la décision sont engagés.

Les objectifs pour GRDF sont de prendre en compte des données et des prévisions de consommations et d’utiliser des technologies innovantes (IA, machine learning) pour optimiser l’efficacité de la simulation du réseau et adapter les schémas d’exploitation (IE: calcul réglages des postes de détente réseaux, de poste de livraison transport, etc ) pour maximiser l’injection de gaz verts tout en garantissant la continuité d’alimentation des consommateurs raccordés.

De plus, à terme, GRDF veut être en mesure de réaliser des prévisions de capacité d’injection avec une approche probabilisée pour les mettre à disposition des producteurs à différents horizons de temps :

• Horizon N + 5 ans / N + 10 ans : Ces capacités d’injection probabilisées sont nécessaires au producteur pour réaliser son plan d’affaire (cf. études de raccordements).
• Horizon M + 6 mois / M+ 12 mois : Ces données sont nécessaires pour préparer son plan de maintenance et d’approvisionnements des intrants en anticipant les éventuels arrêts d’injection.
• Horizon M + 1 mois : Ces données sont nécessaires pour optimiser sa production de gaz vert notamment en gérant au mieux ses stocks d’intrants.

A partir du cœur de calcul réseau et du cœur de calcul des consommations (application Carpathe), l’objectif de la chaire consiste à accompagner GRDF pour affiner les cas d’usages évoqués ci-dessus, et de définir des méthodes algorithmiques comme, par exemple la méthode Monte-Carlo, à implanter dans le système d’information pour améliorer et probabiliser les résultats des simulations 

Thématique lien avec le réseau d’électricité

L’une des solutions et des enjeux clés de la transition énergétique, est la conversion de surplus d’électricité provenant d’une source d’énergie renouvelable ou excédentaire du réseau électrique pendant les heures creuses en un autre vecteur énergétique. Le concept Power-to-Gas offre un large éventail d’utilisations possibles du gaz produit telles que la chaleur (chauffage résidentiel/tertiaire ou industriel, eau chaude sanitaire…), comme matière première de l’industrie chimique ou encore comme source de mobilité.

Dans cette perspective, la réaction de méthanation représente une étape supplémentaire pour former du méthane de synthèse (CH₄) injectable dans le réseau de gaz naturel. Il existe de nombreuses sources de dioxyde de carbone possibles : récupération du CO₂ après purification de biogaz ou de syngas (gazéification de biomasse), captage du CO₂ des émissions industrielles (procédés cimentiers, pétrochimiques, mais aussi tous les équipements de combustion) et des émissions liées à la production d’électricité.

Pour le stockage d’une grande quantité d’énergie, les moyens de stockage électrochimique seront coûteux et demanderont un espace assez important. L’alternative est de transformer l’électricité en méthane de synthèse (SNG) afin de l’injecter dans les réseaux de gaz existants sans aucune restriction.

Le surplus de l’électricité produit par les énergies renouvelables, qui ne peut être injecté dans le réseau à cause de la stabilité et à défaut de la demande, peut être stocké dans le réseau du gaz naturel. Ce méthane produit sera reconverti en électricité en cas de besoin.

Le concept du « gaz naturel renouvelable » est basé sur la liaison mutuelle du réseau électrique avec le réseau du gaz naturel. Ce nouveau concept innovant convertit les énergies renouvelables (l’excédent des énergies éolienne et solaire) en hydrogène par électrolyse. Cet hydrogène réagit avec le CO₂ dans un réacteur thermochimique pour la production du méthane (méthanation). Le gaz naturel synthétique peut être stocké, distribué et reconverti in fine à la demande en courant électrique.

La cogénération peut être faite par diverses technologies. Au-delà des technologies conventionnelles telles que les moteurs, les micro turbines et les Piles à Combustible.

Thématique utilisation du gaz et de l’électricité à l’échelle des villes

Pour étudier les modes de consommation des énergies et répondre aux différents objectifs d’interconnexion des réseaux, des modèles physiques et statistiques de systèmes, de comportements et de bâtis apparaissent. Ils sont paramétrés à l’aide de bases de données et de méthodes de calibration et permettent d’envisager d’étudier l’impact :

• Des évolutions technologiques (introduction de chaudières électrogènes, de micro-cogénérateurs, de piles à combustible, de véhicules GNV…) ;
• de l’amélioration des performances des systèmes ;
• des remplacements de système faisant passer d’une source d’énergie vers une autre ;
• d’introduction de stockage à différentes échelles dont des stockages mutualisés dans des territoires (sensible, latent, électrique), le réseau de gaz pouvant lui même être l’élément de stockage dans le cas du Power to Gas ;
• ou encore des modifications de comportement sur les modes de consommation.
• Un intérêt particulier est porté à l’insertion de cogénérateurs consommant du gaz et produisant de la chaleur et de l’électricité dans les milieux urbains. Les cogénérateurs peuvent être disposés à différentes échelles, assortis de systèmes de stockage thermiques ou électriques.

La validation des consommations de gaz naturel sur des quartiers existants est à prévoir.