Projet GRHYD: Succès du démonstrateur power-to-gas

Le projet GRHYD [1] a été lancé en 2014 pour répondre à l’enjeu de stockage des énergies renouvelables électriques intermittentes. Il consistait à mettre en œuvre une solution power-to-gas (PtG) comme technologie permettant d’injecter dans le réseau de gaz naturel de l’hydrogène produit à partir d’énergies électriques renouvelables [2].
Le projet GRHYD a été retenu lors de l’Appel à manifestations d’intérêt (AMI) «Hydrogène et piles à combustible» piloté par l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie (ADEME) dans le cadre du programme des Investissements d’Avenir. D’un montant de 15,3 millions d’euros, il a été financé à hauteur de 4,9 millions d’euros par les Investissements d’Avenir et labellisé par le pôle de compétitivité Tenerrdis. Il a regroupé 11 partenaires: ENGIE Lab CRIGEN, CEA, CETIAT, INERIS, Areva H2Gen (devenue Elogen), McPhy, ENGIE INEO, CUD, GNVert (filiale d’ENGIE Solutions), STDE (Société de Transport de Dunkerque et Extensions, filiale de Transdev) et GRDF.

DÉMONSTRATEUR montre la FAISABILITÉ TECHNIQUE

Succès technique - une chaîne PtG complète mise en place 

Le démonstrateur GRHYD (fig. 1 et 2) s’appuie sur plusieurs équipements innovants:

• Un électrolyseur à membrane échangeuse de protons (PEM) fourni par Areva H2Gen, d’une capacité de 50 kW. Ce type d’électrolyseur permet des temps de réponse dynamique rapides, de larges plages opérationnelles et un niveau de pureté de gaz très élevé
• Un stockage d’hydrogène sous forme solide (hydrures), fourni par McPhy
• Un poste d’injection conçu et breveté par GRDF, 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

Au-delà du caractère innovant de chacun de ces équipements, l’intégration de ces différents équipements a constitué un défi important. La chaîne complète a pu être mise au point et le démonstrateur a ainsi pu injecter pendant 21 mois de l’hydrogène en mélange avec le gaz naturel, avec des teneurs allant jusqu’à 20% vol.

Vérification de la compatibilité avec le mélange gaz naturel/hydrogène 

Préalablement à la phase de démonstration, un vaste programme de travail a été mené en laboratoire pour vérifier la compatibilité des équipements du réseau et des usages gaz avec le mélange gaz naturel/hydrogène.

Compatibilité du réseau

Ainsi, en collaboration avec le ENGIE Lab CRIGEN, le CEA ou encore le CETIM, le premier volet des travaux en laboratoire pilotés par GRDF visait à:

• Étudier la fragilisation de différents matériaux métalliques utilisés sur le réseau de distribution (acier, cuivre, Zamak, etc.
• Évaluer la perméation de l’hydrogène à travers le polyéthylène
• Vérifier l’absence de risque de stratification du mélange gaz naturel/hydrogène
• Vérifier l’étanchéité des matériels de réseaux, ainsi que leur bon fonctionnement

Ces tests R&D réalisés en amont de l’expérimentation GRHYD répondaient à deux enjeux majeurs: assurer la sécurité et l’intégrité des actifs en présence d’hydrogène, et maintenir la qualité de la mission de distribution. Ces axes sont repris aujourd’hui dans la feuille de route R&D H₂ de GRDF.

Compatibilité des usages gaz

Un deuxième volet visait à vérifier la compatibilité des usages gaz avec le mélange gaz naturel/hydrogène. Dans cette optique:

• Des tests d’étanchéité des installations intérieures aux logements (flexibles, canalisations en cuivre etc.) ont été réalisés.
• Des tests de fonctionnement de différents types d’appareils à gaz domestiques (chaudières et gazinières – neuves ou usagées) ont été menés par le CETIAT.

Ces différents travaux ont alimenté un dialogue constructif avec l’administration française qui a débouché sur la publication le 22 juin 2016 de l’arrêté dérogatoire [3] permettant l’injection d’hydrogène à des teneurs allant jusqu’à 20% et qui autorisait notamment la distribution d’un gaz dont le pouvoir calorifique supérieur (PCS) ne respectait pas la plage prévue par la réglementation nationale.

Un bon fonctionnement du réseau de distribution et des usages gaz 

Le démonstrateur terrain a été inauguré en juin 2018 et l’injection d’hydrogène a démarré avec une teneur initiale de 6% en hydrogène dans le gaz distribué. En février 2019, les partenaires du projet ont décidé de passer à une teneur en hydrogène de 10%, puis quelques mois après de 20%. Enfin, dans la dernière phase du projet, les teneurs en hydrogène dans le gaz distribué étaient variables (dans la limite de la borne supérieure de 20%) pour simuler une disponibilité de l’hydrogène qui soit en fonction de la disponibilité des énergies électriques renouvelables et donc un fonctionnement intermittent du power-to-gas (fig. 3).
Lors de cette expérimentation d’une durée de 21 mois, la production d’hydrogène s’est élevée à 13 000 m³(n) (consommation de 112 GWh d’électricité et 14,4 m³ d’eau pure). La capacité de production était de 12 m³(n)/h d’hydrogène, et la capacité de stockage de 50 m³(n).
GRDF a adapté ses procédures d’exploitation du réseau de distribution de gaz [4] de sorte à renforcer la fréquence de ses interventions. Aucun incident n’a été recensé lors de ces interventions (recherche systématique de fuites, inspections des conduites intérieures et conduites montantes des immeubles, etc.).
Par ailleurs, la qualité de l’hydrogène produit était très bonne (< 5 ppm H₂O et < 5 ppm O₂), ce qui a permis le respect des prescriptions techniques pour le gaz distribué – à l’exception de la teneur en hydrogène, du PCS et de l’indice de Wobbe. Pour ces paramètres, des dérogations par rapport aux seuils réglementaires étaient accordées par l’arrêté du 22 juin 2016 [3].
Concernant les appareils à gaz, ENGIE Lab CRIGEN et le CETIAT ont conduit des campagnes de test (fig. 4; à la fois chez des habitants volontaires et sur les chaudières de l’établissement de soins). Ces campagnes confirment les tendances observées lors de tests dans les laboratoires du CETIAT:

• Rendement utile amélioré (évalué à 4% en laboratoire) (fig. 5)
• Réduction des émissions de CO₂, CO, NO_x (fig. 6)

En conclusion, les conditions de sécurité industrielle de fonctionnement du réseau de distribution et des usages gaz dans les secteurs résidentiel et tertiaire ont été équivalentes à celles du gaz naturel.

Retour d'experience: L'injection de l'H₂ sur des zones à forte consommation et peu saisonnalisées 

Pendant l’expérimentation, des interruptions de fonctionnement des équipements liées entre autres aux difficultés d’intégration de l’ensemble de la chaîne (production – stockage notamment) ont été observées. Le démonstrateur a démontré l’importance de la coordination des différents équipements – production, stockage, injection – pour favoriser l’injection d’hydrogène. Le taux de disponibilité s’est amélioré au fil de l’expérimentation.
En outre, la demande en gaz sur le quartier du Petit Village est faible, notamment en été, ce qui induit une difficulté à réaliser la dilution (débit minimal en hydrogène de 0,3 m³(n)/h pour que la régulation soit possible). Ainsi à certaines périodes le démonstrateur n’a pas pu fonctionner du fait du faible débit de gaz consommé sur la zone. Ce retour d’expérience sur la maîtrise de la dilution du taux d’hydrogène plaide pour un modèle d’injection en mélange sur des zones à fort débit, peu saisonnalisées.

Une bonne acceptabilité sociétale de ce nouveau gaz 

Les partenaires du projet ont mis en place un dispositif d’information combinant réunions publiques auprès des futurs habitants du quartier, communications ciblées, affichage sur site, etc. (fig. 7). De plus, une enquête sociologique a été réalisée en début d’expérimentation auprès des habitants du quartier concerné par l’expérimentation GRHYD. À noter que cette zone d’expérimentation était a priori favorable, avec une population accoutumée à un environnement industriel. L’enquête sociologique a montré que les habitants faisaient confiance aux partenaires du projet pour gérer la sécurité industrielle, et que leur préoccupation principale était l’impact sur la facture énergétique (neutre dans le cadre du projet).