Mesure de l'humidité résiduelle dans les gaz combustibles de la 2e famille de gaz

La deuxième famille de gaz comprend les gaz combustibles Gaz naturel et hydrogène ainsi que les gaz naturels comme le gaz d'épuration ou le Biogaz.

Selon la fiche de travailDVGW G260, des valeurs limites sont définies pour les composants gazeux qui peuvent être contenus dans les gaz combustibles afin de les injecter dans le réseau de gaz public. Afin d'éviter d'éventuels problèmes techniques ultérieurs ainsi que des incohérences lors de la facturation à la limite de l'entité juridique, l'injection dans le réseau de gaz doit être interrompue si ces conditions ne sont pas remplies.

Outre les valeurs limites fixées pour les impuretés telles que le soufre, l'ammoniac ou le silicium, etc., il existe également des prescriptions concernant les exigences relatives à la teneur en eau, car celle-ci joue un rôle significatif dans la détermination du pouvoir calorifique des gaz combustibles.

Ainsi, les valeurs limites pour la teneur en eau pendant l'injection sont définies comme suit :

Désignation

Unité

Valeur limite

Teneur en eaumg/m3

200 (Pression maximale ≤ 10 Bar)

50 (Pression maximale > 10 Bar)

Tableau 1 : Valeurs limites pour les composants gazeux - teneur en eau en mg/m3

Si l'on convertit ces valeurs en température de point de rosée, c'est-à-dire la température en dessous de laquelle la vapeur d'eau se dépose sous forme de condensat, on obtient les résultats suivants :

Désignation

Unité

Valeur limite

Température du point de rosée°Ctd

-33° (Pression maximale ≤ 10 Bar)

-46° (Pression maximale > 10 Bar)

Tableau 2 : Valeurs limites pour les composants gazeux - teneur en eau en °Ctd, 1013,25 mbar, 0°C

La teneur en humidité résiduelle est définie en fonction de la température la plus froide jamais mesurée ; il faut également tenir compte des éventuelles variations de pression et de température afin d'exclure la formation de condensation.

Ainsi, lors de l'injection de n'importe quel gaz combustible, il faut veiller à ce que la teneur en eau ne soit pas dépassée. Cela peut être mesuré et surveillé à l'aide d'appareils de mesure appropriés.

En hiver notamment, ou par temps froid, les composants critiques peuvent être endommagés par le givrage, ce qui peut dans le pire des cas entraîner l'arrêt de l'approvisionnement en gaz, le gaz ne pouvant plus circuler dans les conduites en raison des réparations.

Outre les problèmes techniques, une teneur en eau trop élevée se traduit par une réduction du volume normalisé de gaz et de la puissance du brûleur, car celle-ci est spécifiée par mètre cube normalisé et plus il y a d'eau dans un mètre cube normalisé, plus la puissance du brûleur est faible, car il faut plus d'énergie pour vaporiser l'eau. Des variations de température supplémentaires aggravent le problème.

Ainsi, à la limite de l'entité juridique, on décompte le volume normalisé qui, mesuré à 1013,25 mbar et 0°C, avec une teneur en eau de 0% HR (0°C), est par exemple de 1000 Nm3. Mais si l'on convertit ce volume normalisé aux conditions réelles et effectives, par exemple à 20°C et 970 mbar abs., avec une teneur en eau de 60% HR, on obtient seulement 880 m3 de gaz combustible au lieu des 1000 Nm3.

Comme les débitmètres traditionnels pour gaz combustibles ne sont pas compensés en pression et en température et qu'ils ne mesurent donc pas le débit volumétrique normalisé à 1013,25 mbar et 0°C, mais uniquement le volume qui passe dans les conditions ambiantes actuelles, on déduit souvent plus que ce à quoi on pourrait s'attendre en cas de teneur en eau trop élevée, de températures trop fluctuantes entre la mesure du débit volumétrique normalisé et la mesure du débit volumétrique réel.