第2ガス系列燃料ガス中の残留水分測定

第2ガスファミリーは天然ガス、水素、下水ガスやバイオガスのような天然ガスを含みます。

DVGW G260ワークシートは、燃料ガスを公共ガスネットワークに供給するために、燃料ガスに含まれる可能性のあるガス成分の制限値を定義しています。後々の技術的な問題や法人境界での請求の不一致を避けるため、これらの要件が満たされない場合、ガスネットワークへの供給は中断されなければなりません。

硫黄、アンモニア、シリコンなどの不純物に関する制限値の仕様に加え、燃料ガスの燃焼能力を決定する上で重要な役割を果たす含水量に関する要求事項の仕様もある。

フィードイン時の水分含有量の制限値は以下のように定義されている：

指定

単位

限界値

水分mg/m3

200 (最大圧力 10 bar 以下)

50（最大圧力 > 10 bar）

表1：ガス成分の限界値 - 含水量 mg/m3

これらの値を露点温度、すなわち水蒸気が凝縮水として析出する温度以下に換算すると、以下のようになる。

指定

単位

限界値

露点温度°Ctd

-33° (最大圧力≤ 10 bar)

-46°（最大圧力 > 10 bar）

表 2：ガス成分の限界値 - 含水量（単位：℃td、1013.25 mbar、0°C

残留水分量は、これまで測定された中で最も低温の温度に基づいて定義され、結露を防ぐために圧力と温度の変動も考慮しなければならない。

燃料ガスを投入する際には、含水率がこの値を超えないように注意しなければならない。これは適切な測定装置を用いて測定・監視することができる。

特に冬季や寒冷時には、重要な部品が氷結によって損傷する可能性があり、最悪の場合、修理のためにガスが配管を通らなくなり、ガス供給の停止につながることもあります。

技術的な問題だけでなく、水分含有量が多すぎると、標準ガス量が減少し、バーナー出力にも反映される。これは、標準ガス量が標準立方メートル当たりで規定されているためで、標準立方メートルに含まれる水分量が多ければ多いほど、水分の蒸発により多くのエネルギーを必要とするため、バーナー出力は低下する。さらに温度変動が問題を悪化させる。

例えば、1013.25mbar、0℃で測定された標準体積は、含水率0％RH（0℃）の場合、1000Nm3と計算される。しかし、この標準体積を実際の実際の条件、例えば20℃、970mbar abs.、含水率60％RHに換算すると、結果は1000Nm3ではなく、880m3の燃料ガスにしかなりません。

従来の燃料ガス用流量計は圧力・温度補償されていないため、1013.25mbar、0℃における標準体積流量は測定されず、現在の周囲条件下で過去に流れた体積のみが測定されるため、標準体積流量測定と実際の体積流量測定の間で含水率が高すぎたり、温度が変動しすぎたりすると、予想されるよりも多くの量が差し引かれることが多い。