ISO 13686:2013
(Main)Natural gas — Quality designation
Natural gas — Quality designation
ISO 13686:2013 specifies the parameters required to describe finally processed and, where required, blended natural gas. The main text of ISO 13686:2013 contains a list of these parameters, their units and references to measurement standards. Informative annexes give examples of typical values for these parameters, with the main emphasis on health and safety.
Gaz naturel — Désignation de la qualité
L'ISO 13686:2013 traite des paramètres requis pour décrire le gaz naturel dans son état de traitement final et après ajustement, si nécessaire. Ce type de gaz est désigné par la suite dans le texte sous l'appellation «Gaz naturel». Le texte principal de l'ISO 13686:2013 contient une liste de ces paramètres, leurs unités et références aux normes de mesurage. Les annexes informatives donnent des exemples de valeurs types de ces paramètres, avec un accent principal sur la santé et la sécurité.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 13686
Second edition
2013-06-15
Natural gas — Quality designation
Gaz naturel — Désignation de la qualité
Reference number
©
ISO 2013
© ISO 2013
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced or utilized otherwise in any form
or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on the internet or an intranet, without prior
written permission. Permission can be requested from either ISO at the address below or ISO’s member body in the country of
the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2013 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Symbols, abbreviations and units . 6
4.1 Symbols . 6
4.2 Abbreviations . 6
4.3 Subscripts . 6
5 Quality designation parameters. 7
5.1 General . 7
5.2 Gas composition . 7
5.3 Gas properties . 8
6 Sampling . 9
Annex A (informative) Introduction to informative annexes .10
Annex B (informative) German Regulation Code of Practice DVGW G 260:2008, Extract of the
relevant parts for natural gases .18
Annex C (informative) European Standard EN 437 “Test gases, test pressures and categories of
appliances” .22
Annex D (informative) Interchangeability AGA index method .25
Annex E (informative) British Gas Hydrocarbon Equivalence Method .32
Annex F (informative) Weaver index method .37
Annex G (informative) French method for determining gas interchangeability (Delbourg method)
(guide for determining the interchangeability of second family gases) .39
Annex H (informative) Spanish regulation code (Detail Protocol-01 — Measurement) — Extract of
the relevant parts for natural gases .45
Annex I (informative) Harmonization of gas property data for cross-border transportation .46
Bibliography .48
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2. www.iso.org/directives
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received. www.iso.org/patents
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
The committee responsible for this document is ISO/TC 193, Natural gas.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 13686:1998), which has been
technically revised.
iv © ISO 2013 – All rights reserved
Introduction
The need for an International Standard concerning the designation of natural gas quality was a basic
reason for the establishment of ISO/TC 193 in 1989. Standardization of the designation of quality is
specifically stated in the scope of ISO/TC 193. Natural gas, supplying 20 % of the world’s primary energy,
is likely to increase its market share greatly. Yet there is currently no generally accepted definition of
natural gas quality.
To meet this need, it was decided that a general statement of the parameters (i.e. components and
properties) recommended should be established and that the resulting International Standard would
not specify values of, or limits for, these parameters.
Furthermore, it was decided that general-purpose natural gas transmitted to local distribution systems
(LDS), referred to as “natural gas”, should be the first consideration. Thus, this International Standard
was developed. Informative annexes are attached as examples of actual natural gas quality specifications
that already exist.
This International Standard does not impose any quality restrictions on raw gas transported via
pipelines or gathering systems to processing or treating facilities.
It should be understood that this International Standard covers natural gas at the pipeline level prior to
any treatment by LDS for peakshaving purposes. This covers the vast majority of the natural gas that is
sold in international trade and transmitted for custody transfer to local distribution systems.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 13686:2013(E)
Natural gas — Quality designation
1 Scope
This International Standard specifies the parameters required to describe finally processed and, where
required, blended natural gas. Such gas is referred to subsequently in this text simply as “natural gas”.
The main text of this International Standard contains a list of these parameters, their units and references
to measurement standards. Informative annexes give examples of typical values for these parameters,
with the main emphasis on health and safety.
In defining the parameters governing composition, physical properties and trace constituents,
consideration has also been given to existing natural gases to ensure their continuing viability.
The question of interchangeability is dealt with in Annex A (see Clause A.2).
2 Normative references
The following documents, in whole or in part, are normatively referenced in this document and are
indispensable for its application. For dated references, only the edition cited applies. For undated
references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 6326-1, Natural gas — Determination of sulfur compounds — Part 1: General introduction
ISO 6326-3, Natural gas — Determination of sulfur compounds — Part 3: Determination of hydrogen sulfide,
mercaptan sulfur and carbonyl sulfide sulfur by potentiometry
ISO 6326-5, Natural gas — Determination of sulfur compounds — Part 5: Lingener combustion method
ISO 6327, Gas analysis — Determination of the water dew point of natural gas — Cooled surface
condensation hygrometers
ISO 6570, Natural gas — Determination of potential hydrocarbon liquid content — Gravimetric methods
ISO 6974-1, Natural gas — Determination of composition and associated uncertainty by gas
chromatography — Part 1: General guidelines and calculation of composition
ISO 6974-2, Natural gas — Determination of composition and associated uncertainty by gas
chromatography — Part 2: Uncertainty calculations
ISO 6974-3, Natural gas — Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography —
Part 3: Determination of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon dioxide and hydrocarbons up to C8
using two packed columns
ISO 6974-4, Natural gas — Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography —
Part 4: Determination of nitrogen, carbon dioxide and C1 to C5 and C6+ hydrocarbons for a laboratory and
on-line measuring system using two columns
ISO 6974-5, Natural gas — Determination of composition and associated uncertaint y by gas chromatography —
Part 5: Isothermal method for nitrogen, carbon dioxide, C1 to C5 hydrocarbons and C6+ hydrocarbons
ISO 6974-6, Natural gas — Determination of composition and associated uncertainty by gas
chromatography — Part 6: Determination of helium, oxygen, nitrogen, carbon dioxide and C1 to C10
hydrocarbons using capaillary columns
ISO 6975, Natural gas — Extended analysis — Gas-chromatographic method
ISO 6976:1995, Natural gas — Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index
from composition
ISO 6978-1, Natural gas — Determination of mercury — Part 1: Sampling of mercury by chemisorption on iodine
ISO 6978-2, Natural gas — Determination of mercury — Part 2: Sampling of mercury by amalgamation on
gold/platinum alloy
ISO 10101-1, Natural gas — Determination of water by the Karl Fischer method — Part 1: Introduction
ISO 10101-2, Natural gas — Determination of water by the Karl Fischer method — Part 2: Titration procedure
ISO 10101-3, Natural gas — Determination of water by the Karl Fischer method — Part 3: Coulometric procedure
ISO 11541, Natural gas — Determination of water content at high pressure
ISO 13443, Natural gas — Standard reference conditions
ISO 14532, Natural gas — Vocabulary
ISO 15970:2008, Natural gas — Measurement of properties — Volumetric properties: density, pressure,
temperature and compression factor
ISO 15971:2008, Natural gas — Measurement of properties — Calorific value and Wobbe index
ISO 18453, Natural gas — Correlation between water content and water dew point
ISO 19739, Natural gas — Determination of sulfur compounds using gas chromatography
ISO 23874, Natural gas — Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dewpoint calculation
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 14532 and the following apply.
3.1
natural gas
gaseous fuel obtained from underground sources and consisting of a complex mixture of hydrocarbons,
primarily methane, but generally also including ethane, propane and higher hydrocarbons in much
smaller amounts
Note 1 to entry: It also includes some inert gases, such as nitrogen and carbon dioxide, plus minor amounts of
trace constituents.
Note 2 to entry: Natural gas remains in the gaseous state under the temperature and pressure conditions normally
found in service. It is produced by processing raw gas or from liquefied natural gas and, if required, blended to give
a gas suitable for direct use. As pipeline quality natural gas, it can then be transmitted within a local distribution
system, within a country, or across national borders. It is subject to contractual requirements between buyer and
seller, and in some cases to national or state requirements as to quality (see Clause A.1).
3.2
liquefied natural gas
natural gas which, after processing, has been liquefied for storage or transportation purposes
Note 1 to entry: Liquefied natural gas is revaporized and introduced into pipelines for transmission and
distribution as natural gas.
3.3
substitute natural gas
manufactured or blended gas with properties which make it interchangeable with natural gas
Note 1 to entry: Substitute natural gas is sometimes called synthetic natural gas.
2 © ISO 2013 – All rights reserved
Note 2 to entry: This also includes gases manufactured by thermal process from biomass.
3.4
raw gas
unprocessed gas taken from well heads through gathering lines to processing facilities
3.5
local distribution system
gas mains and services which supply natural gas directly to consumers
3.6
gas quality
attribute of natural gas by its composition (major components, minor components and trace components)
and its physical properties (calorific value, Wobbe index, compression factor, relative density and dew points)
3.7
reference conditions
standard reference conditions of temperature, pressure and humidity (state of saturation) to be used for
measurements and calculations carried out on natural gases, natural gas substitutes and similar fluids
in the gaseous state
Note 1 to entry: Standard reference conditions are denoted by the subscript “s”: p = 101,325 kPa; T = 288,15 K.
s s
Note 2 to entry: Adapted from ISO 13443.
3.8
calorific value
amount of heat which would be released by the complete combustion in air of a specified quantity of gas,
in such a way that the pressure at which the reaction takes place remains constant, and all the products
of combustion are returned to the same specified temperature as that of the reactants
Note 1 to entry: It is divided into two types: superior calorific value and inferior calorific value.
Note 2 to entry: Both superior and inferior calorific values, which differ by the heat of condensation of water
formed by combustion, can be specified on a molar, mass or volumetric basis. For the volumetric basis the pressure
and temperature shall be stated at standard reference conditions.
Note 3 to entry: Calorific values can also be stated as dry or wet, depending on the water vapour content of the
gas prior to combustion.
Note 4 to entry: The effect of water vapour on the calorific values, either directly measured or calculated, is
described in Annex F of ISO 6976:1995.
Note 5 to entry: Normally, the calorific value is expressed as the superior, dry value specified as a volumetric basis
under standard reference conditions.
Note 6 to entry: Adapted from ISO 6976.
3.8.1
superior calorific value
amount of heat that would be released by the complete combustion with oxygen of a specified quantity
of gas, in such a way that the pressure p at which the reaction takes place remains constant, and all the
products of combustion are returned to the same specified temperature t as that of the reactants, all
of these products being in the gaseous state except for water, which is condensed to the liquid state at t
Note 1 to entry: Adapted from ISO 6976.
3.8.2
inferior calorific value
amount of heat that would be released by the complete combustion with oxygen of a specified quantity
of gas, in such a way that the pressure p at which the reaction takes place remains constant, and all the
products of combustion are returned to the same specified temperature t as that of the reactants, all of
these products being in the gaseous state
Note 1 to entry: Adapted from ISO 6976.
3.9
density
mass of a gas divided by its volume at specified pressure and temperature
3.10
relative density
density of a gas divided by the density of dry air of standard composition at the same specified conditions
of pressure and temperature
Note 1 to entry: The term “ideal relative density” applies when both gas and air are considered as fluids which
obey the ideal gas law; the term “real relative density” applies when both gas and air are considered as real fluids.
For the standard composition of dry air.
Note 2 to entry: Adapted from ISO 6976.
3.11
Wobbe index
volumetric-basis superior (inferior) calorific value, at specified reference conditions, divided by the
square root of the relative density at the same specified metering reference conditions
Note 1 to entry: The heat input for different natural gas compositions is the same if they have the same Wobbe
index and are used under the same gas pressure.
Note 2 to entry: Adapted from ISO 6976.
3.12
compression factor
compression factor Z is the quotient of the volume of an arbitrary mass of gas, at a specified pressure and
temperature, and that of the same gas under the same conditions as calculated from the ideal gas law
Note 1 to entry: The terms “compressibility factor” and “Z-factor” are synonymous with compression factor.
Note 2 to entry: Adapted from ISO 12213-1.
3.13
water dew point
temperature above which no condensation of water occurs at a specified pressure
Note 1 to entry: For any pressure lower than the specified pressure there is no condensation at this temperature.
Note 2 to entry: Adapted from ISO 6327.
3.14
hydrocarbon dew point
temperature above which no condensation of hydrocarbons occurs at a specified pressure
Note 1 to entry: At a given dew point, there is a pressure range within which condensation occurs except at one
point, the cricondentherm (see A.3.2).
3.15
gas composition
concentrations of the major and minor components and trace components in natural gas as analysed
4 © ISO 2013 – All rights reserved
3.16
molar composition
gas composition expressed as a molar (or mole) fraction, or molar (mole) percentage
Note 1 to entry: The mole fraction, x, of component i is the quotient of amount of substance of this component and
amount of substance of the whole mixture. The unit of amount of substance is mole. The mass of one mole of any
chemical species, in grams, is numerically equal to its relative molecular mass. A table of recommended values of
molar masses is given in ISO 6976. For an ideal gas, the mole fraction is identical to the volume fraction, but this
relationship cannot in general be assumed to apply to real gas behaviour.
3.17
gas analysis
use of test methods and other techniques for determining the gas composition, as stated in this
International Standard
3.18
interchangeability
measure of the degree to which the combustion characteristics of one gas resemble those of another gas
Note 1 to entry: Two gases are said to be interchangeable when one gas may be substituted for the other without
affecting the operation of gas burning appliances or equipment.
3.19
odorization
addition of odorants, in most cases intensively smelling organic sulfur compounds, to natural gas to
allow the recognition of gas leaks by smell at very low concentration (before a build up to a dangerous
gas in air concentration can occur)
Note 1 to entry: Natural gas is normally odourless. It is necessary to add an odorant to the gas for safety reasons.
It permits the detection of the gas by smell at very low concentrations.
Note 2 to entry: Odorants in use for gas odorization are specified in ISO 13734.
3.20
methane number
rating indicating the knocking characteristics of a fuel gas
Note 1 to entry: It is comparable to the octane number for petrol.
Note 2 to entry: The methane number expresses the volume percentage of methane in a methane/hydrogen mixture
which, in a test engine under standard conditions, has the same tendency to knock as the fuel gas to be examined.
4 Symbols, abbreviations and units
4.1 Symbols
Symbol Meaning and units
d Relative density
Molar basis calorific value (kJ/mol)
H
ˆ Mass basis calorific value (MJ/kg)
H
Volumetric basis calorific value (MJ/m )
H
M Mass per mole (kg/kmol)
p (Absolute) pressure (kPa)
t Celsius temperature (°C)
T Thermodynamic (absolute) temperature (K)
V (Gas) volume (m )
W Wobbe index (number) (MJ/m )
Z Compression factor
D Density (kg/m )
4.2 Abbreviations
Abbreviation Meaning
LDS Local distribution system
NG Natural gas
SNG Substitute (synthetic) natural gas
4.3 Subscripts
d (Gas volume) dry
l Inferior (calorific value)
s (Gas volume) saturated
S Superior (calorific value)
w (Gas volume) wet
Superior calorific value is denoted by Hs; inferior calorific value is denoted by H . The calorific value
I
shall be specified under the combustion conditions. The volumetric calorific value shall be specified
under standard reference conditions. The calorific value is normally stated as “dry”.
6 © ISO 2013 – All rights reserved
EXAMPLE Superior calorific value, specified on a volumetric basis, at standard reference conditions and
stated as wet. For simplicity, the combustion conditions are not specified.
Hp(,T )
S,ws s
The Wobbe index, denoted by W, is expressed on a volumetric basis and given in MJ/m3, where the
volume is stated at standard reference conditions. The Wobbe index can be specified as superior or
inferior, depending on the calorific value and as dry or wet, depending on the calorific value and the
corresponding density.
EXAMPLE Wobbe index, superior, specified an a volumetric basis, at standard reference conditions and
stated as “wet”.
Hp(,T )
S,ws s
Wp(,T )=
S,ws s
dp(,T )
ws s
5 Quality designation parameters
5.1 General
This clause deals with the various parameters which may be referred to in a designation of the quality of
natural gas. The parameters actually selected will depend upon the purpose for which the designation
is required and it is unlikely that all the parameters listed in this International Standard will be used.
5.2 Gas composition
5.2.1 General
Natural gas is composed primarily of methane with smaller amounts of higher hydrocarbons and of non
combustible gases. Major and minor components and trace constituents may be determined as given in
Tables 1, 2 and 3.
Limits are not given in this International Standard, but analysis to determine the natural-gas properties
may be specified in contracts and state and federal codes in some countries (see informative annexes).
5.2.2 Major components
Table 1 — Major components of natural gas
Constituent Units Relevant standard
Methane mol % ISO 6974 (parts 1 to 6)
Ethane mol % ISO 6974 (parts 1 to 6)
Propane mol % ISO 6974 (parts 1 to 6)
Butanes mol % ISO 6974 (parts 1 to 6)
Pentanes mol % ISO 6974 (parts 1 to 6)
Hexanes plus mol % ISO 6974 (parts 1 to 6), ISO 6975
Nitrogen mol % ISO 6974 (parts 1 to 6)
Carbon dioxide mol % ISO 6974 (parts 1 to 6), ISO 6975
5.2.3 Minor components
Table 2 — Minor components of natural gas
Constituent Units Relevant standard
Hydrogen mol % ISO 6974-3 and ISO 6974−6,
ISO 6975
Oxygen mol % ISO 6974-3 and ISO 6974−6,
ISO 6975
Carbon monoxide mol % ISO 6974-3
Helium mol % ISO 6974-3 and ISO 6974−6,
ISO 6975
5.2.4 Trace constituents
Table 3 — Trace constituents of natural gas
Constituent Units Relevant standard
Hydrogen sulfide mg/m ISO 6326-1and ISO 6326−3,
ISO 19739
Mercaptan sulfur mg/m ISO 6326-3, ISO 19739
Dialkyl (di) sulfide mg/m ISO 19739
Carbonyl sulfide mg/m ISO 6326-3, ISO 19739
Total sulfur mg/m ISO 6326-5, ISO 19739
Mercury μg/m ISO 6978-1 and ISO 6978−2
5.3 Gas properties
5.3.1 General
Physical properties may be determined as specified in Table 4.
8 © ISO 2013 – All rights reserved
5.3.2 Physical properties
Table 4 — Physical properties of natural gas
Constituent Units Relevant standard
MJ/mol ISO 6976, ISO 15971
Molar calorific value, H
ˆ
MJ/kg ISO 6976, ISO 15971
Mass-basis calorific value, H
MJ/m ISO 6976, ISO 15971
Volumetric-basis calorific value H
Relative density, d - ISO 6976, ISO 15970
Wobbe index, W MJ/m ISO 6976, ISO 15971
Water dew point °C (K) ISO 6327, ISO 18453
ISO 10101-1, ISO 18453
ISO 10101-2
Water content mg/m
ISO 10101-3
ISO 11541
Hydrocarbon dew point °C (K) ISO 23874
Hydrocarbon liquid content mg/m ISO 6570
5.3.3 Other parameters
Content of:
— water and hydrocarbons in liquid form;
— solid particulate substances;
— other gases.
NOTE Usually, the above substances are not present in the natural gas in an amount that could adversely
affect the transportation, distribution or utilization of the gas.
6 Sampling
For the control of natural gas quality, sampling is necessary. Natural gas is generally sampled at agreed
upon points, using routines representing established good practice, applying the relevant standards.
See ISO 10715 for guidance on sampling.
Annex A
(informative)
Introduction to informative annexes
A.1 Quality specification
A.1.1 General
Gas quality specifications are originating from legislation, codes of practice and/or contractual
agreement and are generally nationally based. Within the European Union all infrastructure operators
publish the gas quality parameters to grant access to their systems. As examples, information on some
national situations is given in the following.
A.1.2 German regulations
Code of Practice DVGW G 260:2008 (Relevant parts for natural gases, see Annex B)
NOTE Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches (DVGW) is a scientific association whose prime task
is the production of codes of practice for the entire gas and water industry. It is a member of DIN.
A.1.3 French regulations concerning gas quality
In France, gas quality is principally defined by two governmental regulatory texts (Arretes Ministeriels)
the first of which specifies the superior calorific value and the second the water and sulfur contents. All
other gas quality specifications shall be published by the infrastructure operators. The two governmental
documents can be summed up as follows:
a) Arrête du 16 septembre 1977
Limits of variations of superior calorific value of natural gas. Reference conditions called normal
conditions (n) are:
P: 1,013 bar T: 0 °C
The superior calorific value of natural gas must be between 10,7 and 12,8 kWh/m3 (n) in areas fed by
high cal. gas (H Gas) and between 9,5 and 10,5 kWh/m3 (n) in areas fed by low cal. gas (B Gas). In the
actual regulatory text calorific values are expressed in thermie (th)/m3 (n).
b) Arrête du 28 janvier 1981
Sulfur and sulfur components in natural gases:
The gas must not corrode the pipelines i.e. no component capable of reacting chemically with materials
used in construction of the pipelines or which modifies physical characteristics of these material can be
allowed in natural gas.
— Hydrogen sulfide
Instantaneous content of hydrogen sulfide must be less than 15 milligrams per cubic metre (n).
Hydrogen sulfide content must not exceed 12 milligrams per cubic meter (n) for more than 8
consecutive hours.
10 © ISO 2013 – All rights reserved
The average content of hydrogen sulfide for any period of 8 days must be less than 7 milligrams per
cubic metre (n).
— Sulfur
Instantaneous total sulfur content must be less than 150 milligrams per cubic metre (n).
— Water
Water dew point must be less than - 5 °C at the maximum service pressure of the gas pipeline.
A.1.4 UK. Statutory Legislation with respect to gas quality
Within the UK there are certain statutory requirements with respect to gas quality. This legislation
stipulates standards of purity and odourosity that must be met by any supplier of gas through pipes.
These standards are as follows:
— Purity
No person shall supply through pipes any gas which contains more than 5 mg of hydrogen sulphide
per cubic metre.
— Odour
No person shall supply through pipes any gas which does not possess a distinctive odour.
A.2 Interchangeability
A.2.1 General
The interchangeability of natural gases in a given LDS is not only dependent on the relevant gas
parameters, but is also strongly dependent on the characteristics of the appliances used in the LDS and
on the end use pressure of the gas.
Interchangeability can be defined as the ability of a distributed natural gas to be substituted by another
without the need for adjustment at the customer’s equipment. The appliances will continue to operate
safely and satisfactorily.
The criteria to be considered for interchangeability are as follows:
— Thermal input: Flow of gas through an orifice at constant pressure, a function of Wobbe
index.
— Flash back: The tendency for the flame to contract towards the port and for the combus-
tion to take place inside the burner.
— Lifting: Burning surface expands to the point where burning ceases at the port and
burns above it.
— Yellow tipping: Incomplete combustion where excess hydrocarbons could, but do not always,
result in unacceptable levels of carbon monoxide. May result in soot deposi-
tion and a continuing deterioration of combustion.
The substituted gas may be deemed to be interchangeable when, without the need for adjustment of the
appliances, it provides a thermal input comparable with that provided by the gas previously distributed,
without the occurrence of flash back, lifting or yellow tipping.
For the examination of interchangeability there are two routes which can be followed, namely Wobbe
index or gas composition-based prediction methods.
A.2.2 Wobbe index (see Annexes B, C)
Natural gases are included in the second gas family. Inside the second family different gas groups can
be identified.
Each gas group is a collection of gases characterized by:
— a reference gas with which the appliances operate under nominal conditions, when supplied at the
corresponding normal pressure;
— limit gases representative of the extreme variations in the characteristics of the usable gases;
— test pressures representative of the extreme variations in the appliance supply conditions.
Appliances adjusted on the reference gas, at the normal pressure, and judged to perform satisfactorily
with the limit gases at the test pressures, are approved for use within this gas group. In this approach
the Wobbe index is the primary gas parameter, whose range identifies the gas group.
A.2.3 AGA index method (see Annex D)
In this prediction method for interchangeability, the measured appliance characteristics in the LDS are
translated to defined relevant gas parameters, based on gas composition. Wobbe index is basically a
measure of heat input to the appliance. It is indicative of interchangeability, but not conclusive. When
kept within the established limits as determined by appliance certification procedures, control of the
Wobbe index provides a satisfactory measure.
However, where no such appliance certification regime exists, or for borderline cases of gas composition,
alternative methods for determining interchangeability exist.
A.2.4 British Gas Hydrocarbon Equivalence method (see Annex E)
The British Gas method is a composition and Wobbe index-based prediction method for determining gas
interchangeability within the UK.
A.2.5 Weaver index method (see Annex F)
The Weaver index method introduces the flame speed into the equations particularly for lifting and
flash back.
A.2.6 French method for determining gas interchangeability (Delbourg method) (see
Annex G)
The French method for determining gas interchangeability essentially continues to be the Delbourg
method. The latter is based on the definition of interchangeability indices indicating the limits of gas
combustion. In an appliance at reference conditions, the occurrence of a malfunction (incomplete
combustion, flame lift, flashback, sooting, ignition at the injector) corresponds to a precise index value.
The ranges deemed satisfactory for different indices were suggested to operators in 1963 after studying
a sample of representative appliances available then.
The interchangeability diagram drawn then shows the range in a system of coordinates (corrected
Wobbe number, combustion potential) within which all appliances will function satisfactorily. Any
gas of a different composition is positioned on the basis of the 1963 reference values. The method of
calculation and the interchangeability diagram are shown in Annex G.
12 © ISO 2013 – All rights reserved
Whenever gas conversion becomes necessary, the likely scenario can be determined with the aid of the
interchangeability indices. Deschamps defined in a general manner the indices for second-family gases.
This new method was employed during the 1970s during the changeover from Groningen to Lacq gas.
NOTE Existing approaches to interchangeability are based essentially on experience and studies with
atmospheric burner, natural draft appliances. The technology of gas appliances and equipment is changing
rapidly. Many advanced efficiency units incorporate power burners with much less excess air allowance. Internal
combustion engines used for cogeneration systems are growing in numbers. Natural gas vehicles, fuel cells, and
other end-use applications are coming into use. Thus, interchangeability parameters and techniques must be
constantly reviewed and updated as natural gas utilization becomes more complex and sophisticated with time.
The European test gas procedures, as embodied in EN 437, provide continuous interchangeability proof for
equipment by means of appliance.
A.3 Condensation curves
A.3.1 Water
Key
1 solid
2 liquid
3 vapour
4 triple point
5 D dew point
6 critical point
A.3.2 Hydrocarbons
Key
1 liquid
2 vapour
3 critical point
4 cricondenbar
5 dew point
6 cricondentherm
7 dew point
8 retrograde region
9 two phase area
A.4 Odorization
Distributed natural gas is always odorized to provide information about any possible leakage. The level
of odorization is generally chosen so that the information is perceived before the gas concentration in
air reaches 20 % (warning level). The following different categories of odorant blends are generally used
to odorize natural gases.
a) Blends of mercaptans, consisting predominantly of Tertiary Butyl Mercaptan (TBM) with lower
concentrations of Iso Propyl Mercaptan (IPM) and Normal Propyl Mercaptan (NPM).
b) Blends of mercaptans with alkyl sulfides, where Dimethyl Sulfide (DMS) and Methyl Ethyl Sulfide
(MES) are the most commonly used alkyl sulfides.
c) Tetrahydrothiophene (THT): cyclic sulfide used in the gas industry as single component odorant.
d) Blends of THT with mercaptans.
e) Some countries introduced sulfur free or low sulfur odorants based on acrylates.
Odorant used for the odorization of natural gas have to meet the requirements mentioned in ISO 13734.
Odorization guidelines are described in ISO/TS 16922.
14 © ISO 2013 – All rights reserved
A.5 Nominal range of natural gas components
A.5.1 European market
As relevant to the European market, ‘Natural gas, dried’ is determined by the components (all
concentrations on a mass-to-mass basis) given in Table A.1.
Table A.1 — Natural gas components
Methane 70,0 % to 98,0 % (w/w)
Ethane 0,3 % to 18,0 % (w/w)
Propane < 8,0 % (w/w)
Butane < 2,0 % (w/w)
Pentane < 0,2 % (w/w)
Nitrogen < 30,0 % (w/w)
Carbon dioxide < 15,0 % (w/w)
The content of each of all other components and constituents is less than 0,1 % (w/w).
NOTE Existing Substances Regulation No 793/93 /EEG of 23 March 1993, Natural gas, dried, EINECS no 270-
085-9, CAS no 68410-63-9).
A.5.2 United States
A.5.2.1 National overview
Natural gas composition to end-use customers in the US is a complex issue, with no particularly ‘correct’
answer. There are certainly differences in the chemical constituents present in natural gas as well
as in the key indices used to measure natural gas ‘quality’ and value: heating value, specific gravity,
and Wobbe index. Existing gas industry practices acquired over the years provide a measure of self-
regulating control and are complemented by contract terms for gas sales, regulatory oversight, desire
for product quality, and the pragmatic need to account for gas volumes and their economic value. These
and other factors tend to bring the key measures of natural gas to a common level.
The overwhelming majority of natural gas delivered in this country is non-descript; that is, there are no
distinguishing features in these gases that would raise a concern. However, there are instances where
gas utilities deliver a composition of natural gas that is different from the norm. This occurs most often
for short periods at a select number of utilities (e.g. high demand points in the winter) or, in one instance,
is characteristic of the daily deliveries by a gas utility. The key factor in these cases is whether such
compositions represent a significant variation from the norm for a particular application. A concerted
effort has been made to include in this database cities that represent the industry ‘norm’ as well as
extremes. Twenty-six target cities in 19 states were identified for collection of data on gas composition.
The cities represent the regions and states given in Table A.2.
Table A.2 — Regions and states
Region States
Northeast New York, New Jersey, Pennsylvania, Rhode Island, Massachusetts, Connecticut
Southeast Maryland, Georgia, Virginia
North Central Illinois, Ohio, Michigan, Wisconsin
South Central Texas, Oklahoma, Louisiana
Mountain Colorado
Pacific California, Washington
Figure A.1 graphically shows the distribution of these target areas throughout the US.
A.5.2.2 Summary national statistics
The methodology used to collect these data was described in the previous section, including the issue
of weighting based an volumetric gas deliveries for statistics for all of the 26 cities. In total, these
data constitute over 6 800 gas analyses. The mean column in Table A.3 shows typical composition
and physical property data for end use delivered natural gas. The minimum and maximum columns
illustrate the absolute extremes identified in the data, while the 10th and 90th percentile columns show
relative extremes.
Table A.3 also indicates that the principal components of natural gas are methane, ethane, propane, and
inert gases, with relatively trace levels of butane or heavier hydrocarbons. This fact is clearly illustrated
in Figure A.2, showing average percent levels of non-methane constituents found in natural gas for
each of the 26 cities (in mole percent or essentially equivalent volume percent). The values in Table A.3
also note several extreme values that were set by propane-air peak shaving gas (P/A) compositions.
The consideration of peak shaving gases in three cities noticeably affects the maximum and minimum
national values, as previously noted. The mean and percentile values, however, show little or no difference
compared to when the propane-air peak shaving gases are not considered.
Table A.3 — Natural gas composition and physical properties
Mean Minimum Minimum Maximum Maximum 10th 90th
with P/A without P/A with P/A without P/A %-ile %-ile
Methane (mole %) 93,9 55,8 74,5 98,1 98,1 89,6 96,5
Ethane (mole %) 3,2 0,5 0,5 13,3 13,3 1,5 4,8
Propane (mole %) 0,7 0 0 23,7 2,6 0,2 1,2
C + (mole %) 0,4 0 0 2,1 2,1 0 0,6
CO + N (mole %) 2,6 0 0 15,1 10,0 1,0 4,3
2 2
Heating value (MJ/m ) 38,46 36,14 36,14 45,00 41,97 37,48 39,03
Heating value (BTU/scf) 1033 970 970 1208 1127 1006 1048
Specific gravity 0,598 0,563 0,563 0,883 0,698 0,576 0,623
Wobbe number (MJ/m ) 49,79 44,76 44,76 52,85 52,85 49,59 50,55
Wobbe number (BTU/scf) 1336 1201 1201 1418 1418 1331 1357
Air/fuel ratio (mass) 16,4 12,7 13,7 17,1 17,1 15,9 16,8
Air/fuel ratio (volume) 9,7 9,1 9,1 11,4 10,6 9,4 9,9
Molecular weight 17,3 16,4 16,4 25,5 20,2 16,7 18,0
Critical compression ratio 13,8 9,7 12,5 14,2 14,2 13,4 14,0
Methane number 90,0 34,1 73,1 96,2 96,2 84,9 93,5
Lower flammability limit, % 5,00 4,30 4,56 5,25 5,25 4,84 5,07
Hydrogen:carbon ratio 3,92 3,24 3,68 3,97 3,97 3,82 3,95
16 © ISO 2013 – All rights reserved
Washington
Massachusetts
Wisconsin
New York
Michigan
Rhode Island
Pennsylvania
Connecticut
Ohio
Illinois
New Jersey
Maryland
Virginia
Oklahoma
California
Colorado
Georgia
Texas
Louisiana
Figure A.1 — Regional distribution of gas: Composition survey areas
12 34 5
12 34 56 78 91011121314115 61718192021222324 25 26
Key
1 ethane
2 propane
3 butanes +
4 inerts
5 oxygen
Figure A.2 — Non-methane constituents in natural gas
Annex B
(informative)
German Regulation Code of Practice DVGW G 260:2008, Extract of
the relevant parts for natural gases
B.1 Reference gases, conditioning gases, supplemental gases, substitute gases
Re
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 13686
Deuxième édition
2013-06-15
Gaz naturel — Désignation de la qualité
Natural gas — Quality designation
Numéro de référence
©
ISO 2013
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2013
Droits de reproduction réservés. Sauf indication contraire, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée
sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie, l’affichage sur
l’internet ou sur un Intranet, sans autorisation écrite préalable. Les demandes d’autorisation peuvent être adressées à l’ISO à
l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2013 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction .v
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Symboles, abréviations et unités . 6
4.1 Symboles . 6
4.2 Abréviations . 6
4.3 Indice . 6
5 Paramètres de désignation de la qualité . 7
5.1 Généralités . 7
5.2 Composition du gaz . 7
5.3 Propriétés des gaz . 8
6 Échantillonnage . 9
Annexe A (informative) Introduction aux annexes informatives .10
Annexe B (informative) Réglementation allemande Code de bonne pratique DVGW G 260:2008
Extrait des parties pertinentes pour le gaz naturel .19
Annexe C (informative) Norme Européenne EN 437 «Gaz d’essai, pressions d’essai et catégories
d’appareils» .23
Annexe D (informative) Méthode des indices d’interchangeabilité AGA .27
Annexe E (informative) Méthode British Gas de l’équivalence des hydrocarbures .34
Annexe F (informative) Méthode de l’indice de Weaver .39
Annexe G (informative) Méthode française de détermination de l’interchangeabilité des gaz
(Méthode Delbourg) (Guide de détermination de l’interchangeabilité des gaz de la
deuxième famille) .41
Annexe H (informative) Code de réglementation espagnol (Protocole détaillé .
01 .
Mesurage) . Extrait des parties concernant les
gaz naturels .47
Annexe I (informative) Harmonisation des données de propriétés du gaz pour les
transports transfrontaliers .48
Bibliographie .50
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne
la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/CEI, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/CEI, Partie 2, www.iso.
org/directives
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant les
références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de l’élaboration
du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou sur la liste ISO des déclarations de brevets reçues,
www.iso.org/patents
Les éventuelles appellations commerciales utilisées dans le présent document sont données pour
information à l’intention des utilisateurs et ne constituent pas une approbation ou une recommandation.
Le comité chargé de l’élaboration du présent document est l’ISO/TC 193, Gaz naturel.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 13686:1998), qui a fait l’objet d’une
révision technique.
iv © ISO 2013 – Tous droits réservés
Introduction
Le besoin de disposer d’une Norme internationale de désignation de la qualité du gaz naturel a été à la base
de la création du Comité technique ISO/TC 193 en 1989. La normalisation de la désignation de la qualité
est mentionnée de façon explicite dans le domaine des travaux du Comité. Le gaz naturel, fournissant
20 % de l’énergie primaire dans le monde, est susceptible d’augmenter de beaucoup sa part de marché.
Pourtant, il n’existe actuellement aucune définition généralement acceptée de la qualité du gaz.
Pour répondre à ce besoin, il a été décidé qu’il convenait d’établir une liste générale des paramètres
requis (à savoir constituants et propriétés) et que la Norme internationale résultante ne fixerait pas de
valeurs ou de limites pour ces paramètres.
Il a, de plus, été décidé que le gaz naturel d’usage général transmis aux réseaux locaux de distribution
(LDS) et que l’on désigne sous le terme “gaz naturel” serait le produit considéré en premier. La présente
norme a donc été élaborée. Les annexes informatives sont jointes à titre d’exemples de spécifications de
qualité de gaz naturels réels qui existent déjà.
La présente Norme internationale n’impose aucune restriction sur la qualité du gaz brut transporté par
l’intermédiaire des gazoducs ou des collecteurs vers les installations de transformation ou de traitement.
Il est admis que la présente norme traite du gaz naturel au niveau du gazoduc, avant tout traitement par
les LDS aux fins d’écrêtement des pointes. Cela correspond à la majeure partie du gaz naturel vendu sur
le marché international et cédé aux réseaux locaux de distribution.
NORME INTERNATIONALE ISO 13686:2013(F)
Gaz naturel — Désignation de la qualité
1 Domaine d’application
La présente Norme internationale traite des paramètres requis pour décrire le gaz naturel dans son état
de traitement final et après ajustement, si nécessaire. Ce type de gaz est désigné par la suite dans le texte
sous l’appellation «Gaz naturel».
Le texte principal de la présente Norme internationale contient une liste de ces paramètres, leurs unités
et références aux normes de mesurage. Les annexes informatives donnent des exemples de valeurs types
de ces paramètres, avec un accent principal sur la santé et la sécurité.
Tout en fournissant des paramètres de composition, de propriétés physiques et de constituants en
traces, état est fait des gaz naturels existants de façon à garantir leur viabilité.
La question de l’interchangeabilité est traitée dans l’Annexe A (voir A.2).
2 Références normatives
Les documents suivants, en totalité ou en partie, sont référencés de manière normative dans le présent
document et sont indispensables pour son application. Pour les références datées, seule l’édition citée
s’applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y
compris les éventuels amendements).
ISO 6326-1, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 1: Introduction générale
ISO 6326-3, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 3: Détermination du sulfure
d’hydrogène, des thiols et du sulfure de carbonyle par potentiométrie
ISO 6326-5, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 5: Méthode de combustion Lingener
ISO 6327, Analyse des gaz — Détermination du point de rosée des gaz naturels — Hygromètres à condensation
à surface refroidie
ISO 6570, Gaz naturel — Détermination de la teneur en hydrocarbures liquides potentiels — Méthodes
gravimétriques
ISO 6974-1, Gaz naturel — Détermination de la composition et de l’incertitude associée par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 1: Lignes directrices générales et calcul de la composition
ISO 6974-2, Gaz naturel — Détermination de la composition et de l’incertitude associée par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 2: Calculs d’incertitude
ISO 6974-3, Gaz naturel — Détermination de la composition avec une incertitude définie par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 3: Détermination de l’hydrogène, de l’hélium, de l’oxygène, de l’azote, du dioxyde
de carbone et des hydrocarbures jusqu’à C8 à l’aide de deux colonnes remplies
ISO 6974-4, Gaz naturel — Détermination de la composition avec une incertitude définie par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 4: Détermination de l’azote, du dioxyde de carbone et des hydrocarbures C1 à C5
et C6+ pour un système de mesurage en laboratoire et en continu employant deux colonnes
ISO 6974-5, Gaz naturel — Détermination de la composition et de l’incertitude associée par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 5: Méthode isotherme pour l’azote, le dioxyde de carbone et les hydrocarbures
C1 à C5 et C6+
ISO 6974-6, Gaz naturel — Détermination de la composition avec une incertitude définie par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 6: Détermination de l’hydrogène, de l’hélium, de l’oxygène, de l’azote, du dioxyde
de carbone et des hydrocarbures C1 à C8 en utilisant trois colonnes capillaires
ISO 6975, Gaz naturel — Analyse étendue — Méthode par chromatographie en phase gazeuse
ISO 6976:1995, Gaz naturel — Calcul du pouvoir calorifique, de la masse volumique, de la densité relative et
de l’indice de Wobbe à partir de la composition
ISO 6978-1, Gaz naturel — Détermination de la teneur en mercure — Partie 1: Échantillonnage du mercure
par chimisorption sur iode
ISO 6978-2, Gaz naturel — Détermination de la teneur en mercure — Partie 2: Échantillonnage du mercure
par amalgamation sur alliage or/platine
ISO 10101-1, Gaz naturel — Dosage de l’eau par la méthode de Karl Fischer — Partie 1: Introduction
ISO 10101-2, Gaz naturel — Dosage de l’eau par la méthode de Karl Fischer — Partie 2: Méthode titrimétrique
ISO 10101-3, Gaz naturel — Dosage de l’eau par la méthode de Karl Fischer — Partie 3: Méthode coulométrique
ISO 11541, Gaz naturel — Dosage de l’eau à haute pression
ISO 13443, Gaz naturel — Conditions de référence standard
ISO 14532, Gaz naturel — Vocabulaire
ISO 15970:2008, Gaz naturel — Mesurage des caractéristiques — Caractéristiques volumétriques: masse
volumique, pression, température et facteur de compression
ISO 15971:2008, Gaz naturel — Mesurage des propriétés — Pouvoir calorifique et indice de Wobbe
ISO 18453, Gaz naturel — Corrélation entre la teneur en eau et le point de rosée eau
ISO 19739, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés par chromatographie en phase gazeuse
ISO 23874, Gaz naturel — Exigences relatives à la chromatographie en phase gazeuse pour le calcul du point
de rosée hydrocarbures
3 Termes et définitions
Pour les besoins de la présente Norme internationale, les termes et définitions donnés dans l’ISO 14532
ainsi que les suivants s’appliquent.
3.1
gaz naturel
combustible gazeux obtenu de sources souterraines et constitué d’un mélange complexe d’hydrocarbures,
de méthane principalement, mais généralement aussi d’éthane, de propane et d’hydrocarbures supérieurs
en quantités beaucoup plus faibles
Note 1 à l’article: Il inclut également des gaz inertes tels que l’azote et le dioxyde de carbone, plus des quantités
très faibles d’éléments à l’état de traces.
Note 2 à l’article: Le gaz naturel demeure à l’état gazeux dans les conditions de température et de pression
normalement rencontrées en service. Il est produit par traitement de gaz brut ou à partir de gaz naturel liquéfié
et, si besoin est, mélangé pour être directement utilisable. Comme gaz naturel de qualité gazoduc, il peut être
transporté par un réseau local de distribution, à l’intérieur d’un pays, ou à travers des frontières. Il fait l’objet
de conditions contractuelles entre fournisseur et acheteur et, dans certains cas, de spécifications nationales ou
fédérales en matière de qualité (voir A.1).
2 © ISO 2013 – Tous droits réservés
3.2
gaz naturel liquéfié
gaz naturel qui a subi un traitement de liquéfaction pour le stockage ou le transport
Note 1 à l’article: Le gaz naturel liquide est regazéifié et introduit dans les gazoducs pour pouvoir être transporté
et distribué sous forme de gaz naturel.
3.3
gaz naturel de substitution
gaz manufacturé ou mélangé dont les propriétés le rendent interchangeable avec le gaz naturel
Note 1 à l’article: Le gaz naturel de substitution est parfois appelé gaz naturel synthétique.
Note 2 à l’article: Il inclut également le gaz manufacturé par procédé thermique à partir de biomasse.
3.4
gaz brut
gaz non traité transporté des têtes de puits vers les installations de traitement par l’intermédiaire de
réseaux de collecte
3.5
réseau local de distribution
ensemble des conduites de gaz et services qui apportent le gaz naturel directement au consommateur
3.6
qualité du gaz
attributs du gaz naturel de par sa composition (composants majeurs, composants mineurs et composants
à l’état de trace) et de ses propriétés physiques (pouvoir calorifique, indice de Wobbe, facteur de
compressibilité, densité et point de rosée)
3.7
conditions de référence
conditions de référence standard de la température, de la pression et de l’humidité (saturation) à utiliser
pour les mesurages et les calculs effectués sur les gaz naturels, les substituts de gaz naturels et fluides
similaires à l’état gazeux
Note 1 à l’article: Les conditions de référence standard sont dénotées par le souscrit «s»: p = 101,325 kPa;
s
T = 288,15 K.
s
Note 2 à l’article: Adapté de l’ISO 13443:1996.
3.8
pouvoir calorifique
quantité de chaleur qui serait libérée par la combustion complète d’une quantité spécifiée de gaz dans
l’air, de manière telle que la pression à laquelle la réaction a lieu reste constante et que tous les produits
de la combustion soient ramenés à la même température spécifiée que celle des corps en réaction
Note 1 à l’article: Ils se divisent en deux groupes: le pouvoir calorifique supérieur et le pouvoir calorifique inférieur.
Note 2 à l’article: Les pouvoirs calorifiques supérieur et inférieur qui diffèrent par la chaleur de condensation de
l’eau formée par la combustion peuvent être spécifiés sur une base molaire, massique ou volumétrique. Si la base
est volumétrique, la pression et la température doivent être indiquées dans les conditions normales de référence.
Note 3 à l’article: Les valeurs des pouvoirs calorifiques peuvent également être indiquées à l’état sec ou à l’état
humide selon la teneur du gaz en vapeur d’eau avant la combustion.
Note 4 à l’article: Les effets de la vapeur d’eau sur le pouvoir calorifique, qu’ils soient mesurés directement ou
calculés, sont décrits dans l’ISO 6976:1995, Annexe F.
Note 5 à l’article: Normalement, le pouvoir calorifique indiqué est le pouvoir calorifique supérieur, à l’état sec, sur
une base volumétrique, dans les conditions de référence standard.
Note 6 à l’article: Adapté de l’ISO 6976:1995.
3.8.1
pouvoir calorifique supérieur
quantité de chaleur qui serait libérée par la combustion complète avec de l’oxygène d’une quantité
déterminée de gaz, de sorte que la pression p à laquelle la réaction a lieu reste constante, et que tous les
produits de combustion sont retournés à la même température spécifiée t que celle des réactifs, tous
ces produits étant à l’état gazeux excepté l’eau, qui est condensée à l’état liquide à t
Note 1 à l’article: Adapté de l’ISO 6976:1995.
3.8.2
pouvoir calorifique inférieur
quantité de chaleur qui serait libérée par la combustion complète avec de l’oxygène d’une quantité
déterminée de gaz, de sorte que la pression p à laquelle la réaction a lieu reste constante, et que tous les
produits de combustion sont retournés à la même température spécifiée t que celle des réactifs, tous
ces produits étant à l’état gazeux
Note 1 à l’article: Adapté de l’ISO 6976:1995.
3.9
densité
masse du gaz naturel divisée par son volume, à des conditions spécifiées de pression et de température
3.10
densité relative
densité du gaz naturel divisée par la densité d’air sec de composition normale dans les mêmes conditions
spécifiées de pression et de température
Note 1 à l’article: Le terme «densité relative idéale» s’applique lorsque le gaz et l’air sont considérés comme des
fluides qui obéissent à la loi des gaz parfaits; le terme de densité relative réelle s’applique lorsque le gaz et l’air
sont considérés comme des fluides réels. Pour la composition standard de l’air sec.
Note 2 à l’article: Adapté de l’ISO 6976:1995.
3.11
indice de Wobbe
quotient, sur une base volumique aux conditions de référence spécifiées, du pouvoir calorifique
supérieur (inférieur) par la racine carrée de la densité relative dans les mêmes conditions spécifiées de
référence de mesurage
Note 1 à l’article: L’apport de chaleur de gaz naturels de différentes compositions est le même si ces derniers ont
le même indice de Wobbe et sont à la même pression.
Note 2 à l’article: Adapté de l’ISO 6976:1995.
3.12
facteur de compressibilité
le facteur de compressibilité, Z, est le quotient du volume d’une masse arbitraire de gaz à une pression et
une température spécifiées, et du volume d’une même masse de gaz dans les mêmes conditions calculé
à l’aide de la loi des gaz parfaits
Note 1 à l’article: Les termes «facteur de compressibilité» et «facteur Z» sont synonymes de facteur de compression.
Note 2 à l’article: Adapté de l’ISO 12213-1.
3.13
point de rosée eau
température au-delà de laquelle il ne se produit plus aucune condensation d’eau à une pression donnée
Note 1 à l’article: Pour une pression quelconque inférieure à la pression donnée, il n’y aura pas condensation à la
température du point de rosée.
Note 2 à l’article: Adapté de l’ISO 6327:1981.
4 © ISO 2013 – Tous droits réservés
3.14
point de rosée hydrocarbures
température au-delà de laquelle il ne se produit plus aucune condensation des hydrocarbures à une
pression donnée
Note 1 à l’article: À une température de point de rosée donnée correspond une plage de pression à l’intérieur de
laquelle la condensation se produit toujours, sauf en un point, le cricondentherm (voir A.3.2).
3.15
composition du gaz
concentrations en constituants majeurs et mineurs et en éléments en traces du gaz naturel analysé
3.16
composition molaire
composition du gaz exprimée sous la forme d’une fraction molaire (mole) ou d’un pourcentage molaire (mole)
Note 1 à l’article: La fraction molaire, X, d’un composant, i, est le quotient de la quantité de substance de cet élément
par la quantité de substance de l’ensemble du mélange. L’unité de quantité de matière est la mole. La masse d’une
mole d’une espèce chimique, en grammes, est numériquement égale à sa masse moléculaire relative. Un tableau
des valeurs des masses moléculaires relatives est donné dans l’ISO 6976. Pour un gaz parfait, la fraction molaire
est identique à la fraction volumique, mais cette relation n’est pas en général censée s’appliquer au comportement
des gaz réels.
3.17
analyse des gaz
utilisation de méthodes d’essai et autres techniques permettant de déterminer la composition du gaz
indiqué dans la présente Norme internationale
3.18
interchangeabilité
mesure du degré de compatibilité des caractéristiques de combustion d’un gaz avec celles d’un autre gaz
Note 1 à l’article: Deux gaz sont dits interchangeables quand l’un peut être substitué à l’autre sans perturber le
fonctionnement de l’appareil ou de l’équipement brûlant ce gaz.
3.19
odorisation
ajout d’odorisants, normalement des composés organiques soufrés sentant fortement, au gaz naturel
afin de permettre la découverte de fuites de gaz par une odeur à une très faible concentration (avant
qu’une accumulation de gaz à une concentration dangereuse dans l’air ne se produise)
Note 1 à l’article: Le gaz naturel est normalement inodore. Il est donc nécessaire, pour des raisons de sécurité, de
lui ajouter un odorisant. Cela permet de détecter de très faibles concentrations de gaz naturel à l’odeur.
Note 2 à l’article: Les odorisants utilisés pour l’odorisation du gaz sont spécifiés dans l’ISO 13734.
3.20
indice de méthane
valeur numérique indiquant les caractéristiques antidétonante d’un gaz combustible
Note 1 à l’article: Elle est comparable à l’indice d’octane pour l’essence.
Note 2 à l’article: L’indice de méthane exprime le pourcentage en volume de méthane dans un mélange
méthane/hydrogène qui, dans un moteur expérimental dans des conditions standard, a la même tendance à
détoner que le gaz combustible examiné.
4 Symboles, abréviations et unités
4.1 Symboles
Symbole Signification et unités
d Densité relative
Pouvoir calorifique base molaire (kJ/mol)
H
ˆ Pouvoir calorifique base massique (MJ/kg)
H
Pouvoir calorifique base volumétrique (MJ/m )
H
M Masse par mole (kg/mol)
p Pression absolue (kPa)
t Température Celsius (°C)
T Température absolue (K)
3)
V Volume du gaz (m
W Indice de Wobbe (MJ/m )
Z Facteur de compressibilité du gaz
3)
D Masse volumique (kg/m
4.2 Abréviations
Abréviation Signification
LDS Réseau local de distribution
NG Gaz naturel
SNG Gaz naturel de substitution
4.3 Indice
d (Volume de gaz) sec
l (Pouvoir calorifique) Inférieur
s (Volume de gaz) saturé
S (Pouvoir calorifique) Supérieur
w (Volume de gaz) humide
Pouvoir calorifique supérieur dénoté H ; pouvoir calorifique inférieur dénoté H . Le pouvoir calorifique doit
s i
être spécifié dans les conditions de combustion. La valeur exprimée sur une base volumétrique doit être
spécifiée aux conditions standards de référence. Le pouvoir calorifique est normalement indiqué à l’état sec.
EXEMPLE Pouvoir calorifique supérieur, spécifié sur une base volumétrique, aux conditions standards de
référence et à l’état humide. Pour plus de simplicité, les conditions de combustion ne sont pas spécifiées.
6 © ISO 2013 – Tous droits réservés
Hp(,T )
S,ws s
L’indice de Wobbe, dénoté W, s’exprime sur une base volumétrique et est donné en MJ/m , le volume étant
indiqué dans les conditions normales de référence. L’indice de Wobbe peut être supérieur ou inférieur
en fonction du pouvoir calorifique et, à l’état sec ou humide, en fonction du pouvoir calorifique et de la
masse volumique correspondants.
EXEMPLE Indice de Wobbe, spécifié sur une base volumétrique, aux conditions standard de référence et à
l’état «humide».
Hp(,T )
S,ws s
Wp(,T )=
S,ws s
dp(,T )
ws s
5 Paramètres de désignation de la qualité
5.1 Généralités
Le présent article porte sur les paramètres variés qui peuvent être référencés dans la désignation de la
qualité relative au gaz naturel. La sélection des paramètres dépend de l’objet pour lequel la désignation
est exigée et il est peu probable que tous les paramètres figurant dans la présente Norme internationale
soient utilisés.
5.2 Composition du gaz
5.2.1 Généralités
Le gaz naturel se compose principalement de méthane et de petites quantités d’hydrocarbures supérieurs
et de gaz non combustibles. Les constituants majeurs et mineurs et les éléments en traces peuvent être
déterminés de la façon indiquée dans le Tableaux 1, 2 et 3.
La présente Norme internationale ne fixe pas de limites, mais des analyses nécessaires pour déterminer
les propriétés du gaz naturel peuvent être spécifiées dans les contrats et les codes nationaux et fédéraux
(voir les annexes informatives).
5.2.2 Constituants majeurs
Tableau 1 — Constituants majeurs du gaz naturel
Constituant Unités Norme pertinente
Méthane mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6)
Éthane mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6)
Propane mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6)
Butanes mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6)
Pentanes mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6)
Hexanes plus mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6), ISO 6975
Azote mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6)
Dioxyde de carbone mol % ISO 6974 (Parties 1 à 6), ISO 6975
5.2.3 Constituants mineurs
Tableau 2 — Constituants mineurs du gaz naturel
Constituant Unités Norme pertinente
Hydrogène mol % ISO 6974-3 et ISO 6974−6,
ISO 6975
Oxygène mol % ISO 6974-3 et ISO 6974−6,
ISO 6975
Monoxyde de carbone mol % ISO 6974-3
Hélium mol % ISO 6974-3 et ISO 6974−6,
ISO 6975
5.2.4 Éléments en traces
Tableau 3 — Éléments en trace du gaz naturel
Constituant Unités Norme pertinente
Sulfure d’hydrogène mg/m ISO 6326-1et ISO 6326−3,
ISO 19739
Soufre mercaptan mg/m ISO 6326-3, ISO 19739
(di) Sulfure de dialkyle mg/m ISO 19739
Sulfure de carbonyle mg/m ISO 6326-3, ISO 19739
Soufre total mg/m ISO 6326-5, ISO 19739
Mercure μg/m ISO 6978-1 et ISO 6978−2
5.3 Propriétés des gaz
5.3.1 Généralités
Les propriétés physiques peuvent être déterminées comme spécifié ci-après.
8 © ISO 2013 – Tous droits réservés
5.3.2 Propriétés physiques
Tableau 4 — Propriétés physiques du gaz naturel
Constituant Unités Norme pertinente
MJ/mol ISO 6976, ISO 15971
Pouvoir calorifique molaire, H
ˆ
MJ/kg ISO 6976, ISO 15971
Pouvoir calorifique massique, H
Pouvoir calorifique volumé-
MJ/m ISO 6976, ISO 15971
trique, H
Densité, d - ISO 6976, ISO 15970
Indice de Wobbe, W MJ/m ISO 6976, ISO 15971
Point de rosée eau °C (K) ISO 6327, ISO 18453
ISO 10101-1, ISO 18453
ISO 10101-2
Teneur eau liquide mg/m
ISO 10101-3
ISO 11541
Point de rosée hydrocarbures °C (K) ISO 23874
Teneur en hydrocarbures
mg/m ISO 6570
liquides
5.3.3 Autres propriétés
Contenu en
— eau et hydrocarbures à l’état liquide,
— substances particulaires solides, et
— autres gaz.
NOTE Habituellement, les substances ci-dessus ne sont pas présentes dans le gaz naturel avec une quantité
qui pourrait nuire au transport, à la distribution ou à l’utilisation du gaz.
6 Échantillonnage
L’échantillonnage est nécessaire pour le contrôle de la qualité du gaz naturel. Le gaz naturel est
généralement échantillonné à des points convenus, en utilisant des routines représentant les bonnes
pratiques établies, en appliquant les normes pertinentes. Voir l’ISO 10715 au sujet des lignes directrices
pour l’échantillonnage.
Annexe A
(informative)
Introduction aux annexes informatives
A.1 Spécification de la qualité
A.1.1 Généralités
Les spécifications de qualité du gaz sont originaires de la législation, des codes de pratique et/ou d’un
accord contractuel et sont généralement à base nationale. Dans l’Union Européenne, tous les exploitants
d’infrastructures doivent publier les paramètres de qualité du gaz pour garantir l’accès à leurs systèmes. À
titre d’exemples, des informations sur certaines situations nationales sont données dans les textes suivants.
A.1.2 Réglementation allemande
Code de bonne pratique DVGW G 260:2008 (Parties intéressant les gaz naturels, voir Annexe B).
NOTE Le Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches (DVGW) est une association scientifique dont la
tâche première est l’élaboration des codes de bonne pratique pour l’industrie du gaz et de l’eau en général. Il est
membre du DIN.
A.1.3 Réglementation française concernant la qualité des gaz
En France, la qualité des gaz est définie principalement par deux textes réglementaires d’origine
gouvernementale (arrêtés ministériels), dont le premier spécifie le pouvoir calorifique supérieur et le second,
la teneur en eau et en soufre. Toutes les autres spécifications relatives à la qualité des gaz sont publiées par
les opérateurs d’infrastructures. Ces deux documents ministériels peuvent se résumer comme suit:
Arrêté du 16 septembre 1977
Limites de variation du pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel. Les conditions de référence
appelées conditions normales (n) sont les suivantes:
P = 1,013 bar T = 0 degré C
3 3
Le pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel doit être compris entre 10,7 kWh/m et 12,8 kWh/m (n)
3 3
dans les régions alimentées en gaz à haut pouvoir calorifique (gaz H) et entre 9,5 kWh/m et 10,5 kWh/m
(n) dans les zones alimentées en gaz à bas pouvoir calorifique (gaz B). Dans les textes réglementaires
proprement dits, le pouvoir calorifique est exprimé en thermies (th)/m (n).
Arrêté du 28 janvier 1981
Teneur en soufre et composés sulfurés dans les gaz naturels:
Le gaz ne doit pas oxyder les canalisations, c’est-à-dire qu’aucun élément pouvant réagir chimiquement
avec les matériaux de construction du gazoduc ou modifier les caractéristiques chimiques de ces
matériaux ne doit se trouver en contact avec le gaz naturel.
sulfure d’hydrogène
La teneur instantanée en sulfure d’hydrogène doit être inférieure à 15 milligrammes par mètre cube (n).
La teneur en sulfure d’hydrogène ne doit pas dépasser 12 milligrammes par mètre cube (n) sur plus de
8 h consécutives.
10 © ISO 2013 – Tous droits réservés
La teneur moyenne en sulfure d’hydrogène sur une période quelconque de 8 jours doit être inférieure à
7 milligrammes par mètre cube (n).
soufre
La teneur instantanée en soufre total doit être inférieure à 150 mg/m (n).
eau
Le point de rosée eau doit être inférieur à −5 °C à la pression maximale de service du gazoduc.
A.1.4 Législation britannique relative à la qualité des gaz
Certaines exigences législatives s’appliquent à la qualité des gaz au Royaume-Uni. La législation stipule
en particulier des normes de pureté et de pouvoir odorant à respecter par tout fournisseur de gaz amené
par canalisation.
Ces normes sont les suivantes:
pureté
Personne ne doit fournir par canalisation un gaz qui renferme plus de 5 milligrammes de sulfure
d’hydrogène par mètre cube.
odeur
Personne ne doit fournir par canalisation un gaz qui ne présente pas une odeur distinctive.
A.2 Interchangeabilité
A.2.1 Généralités
L’interchangeabilité des gaz naturels dans un LDS donné dépend non seulement des paramètres
pertinents du gaz mais encore et, de façon prédominante, des caractéristiques des appareils branchés
sur le LDS ainsi que de la pression d’utilisation finale du gaz.
L’interchangeabilité peut se définir comme la possibilité pour un gaz naturel distribué d’être remplacé
par un autre sans qu’il soit besoin de régler les appareils chez l’utilisateur, les appareils continuant de
fonctionner en toute sécurité et de façon satisfaisante.
Les critères à prendre en compte pour l’interchangeabilité sont les suivants:
— Débit calorifique: Débit de gaz, fonction de l’indice de Wobbe, passant à travers un orifice à
pression constante.
— Retour de flamme: Tendance de la flamme à se contracter dans l’orifice entraînant une combus-
tion à l’intérieur du brûleur.
— Décollement de la Dilatation de la surface de chauffe, entraînant l’arrêt de la combustion au
flamme: niveau de l’orifice du brûleur et sa reprise au-dessus de celui-ci
— Pointe jaune: Combustion incomplète au cours de laquelle les hydrocarbures en excès
peuvent, mais pas toujours, donner des niveaux inacceptables de monoxyde
de carbone. Ce phénomène peut entraîner un charbonnement et une détério-
ration continue de la combustion.
Le gaz de substitution peut assurer l’interchangeabilité lorsque, sans qu’il soit nécessaire de régler les
appareils, il donne un débit calorifique comparable à ce que donnait le gaz antérieurement distribué
sans qu’il ne se produise ni retour de flamme, ni décollement de flamme, ni pointe jaune.
Deux chemins peuvent être suivis pour vérifier l’interchangeabilité, à savoir:
les méthodes reposant sur l’indice de Wobbe ou les méthodes de prévision fondées sur la composition
des gaz.
A.2.2 Indice de Wobbe (voir Annexes B, C)
Les gaz naturels font partie de la deuxième famille de gaz. À l’intérieur de cette famille, différents
groupes de gaz peuvent être identifiés.
Chaque groupe de gaz est un ensemble qui se caractérise par:
— un gaz de référence avec lequel l’appareil fonctionne dans les conditions nominales, quand il est
alimenté à la pression normale correspondante;
— des gaz limites représentatifs des variations extrêmes des caractéristiques des gaz utilisables;
— des pressions d’épreuve représentatives des variations extrêmes dans les conditions d’alimentation
de l’appareil.
Les appareils réglés sur le gaz de référence à la pression normale et jugés comme fonctionnant de façon
satisfaisante avec les gaz limites aux pressions d’essai, sont d’usage approuvé à l’intérieur du groupe de
gaz considéré. Dans la méthode considérée, l’indice de Wobbe est le paramètre principal du gaz et c’est
la plage de variation de cet indice qui identifie le groupe de gaz.
A.2.3 Méthode des indices AGA (voir Annexe D)
Dans cette méthode prédictive de l’interchangeabilité, les caractéristiques mesurées des appareils dans
le LDS sont traduites en paramètres donnés pertinents des gaz, fonction de la composition de ceux-ci.
L’indice de Wobbe est fondamentalement une mesure du débit calorifique fourni à l’appareil. Cet indice
est indicatif de l’interchangeabilité mais ne la conditionne pas. Lorsqu’il est maintenu dans les limites
déterminées par les procédures de certification des appareils, un indice de Wobbe bien maîtrisé fournit
toutefois une mesure satisfaisante.
En revanche, quand il n’existe pas de certification des appareils ou dans les cas limites de composition
des gaz, il existe d’autres méthodes pour déterminer l’interchangeabilité.
A.2.4 Méthode British Gas de l’équivalent hydrocarbure (voir Annexe E)
La méthode de British Gas est une méthode de prévision de l’interchangeabilité des gaz au Royaume-Uni
reposant sur la composition et l’indice de Wobbe.
A.2.5 Méthode des indices de Weaver (voir Annexe F)
La méthode des indices de Weaver introduit la vitesse de la flamme dans les équations notamment pour
les phénomènes de décollement et de retour de flamme.
A.2.6 Méthode française de détermination de l’interchangeabilité des gaz (Méthode
Delbourg) (voir Annexe G)
La méthode française de détermination de l’interchangeabilité des gaz continue essentiellement d’être la
méthode Delbourg. Celle-ci se fonde sur la définition d’indices d’interchangeabilité indiquant les limites
de combustion des gaz. Dans un appareil fonctionnant dans les conditions de référence, l’apparition
d’un mauvais fonctionnement (combustion incomplète, décollement de flamme, retour de flamme,
inflammation de la suie au niveau de l’injecteur) correspond à une valeur d’indice précise. Les plages
jugées satisfaisantes en fonction des indices ont été suggérées aux opérateurs en 1963 après étude d’un
échantillon d’appareils représentatifs disponibles à l’époque.
Le diagramme d’interchangeabilité établi alors indique la plage à l’aide d’un système de coordonnées
(indice de Wobbe corrigé, potentiel de combustion) à l’intérieur de laquelle tous les appareils
12 © ISO 2013 – Tous droits réservés
fonctionneront de manière satisfaisante. Tout gaz de composition autre est positionné en fonction des
valeurs de référence de 1963. La méthode de calcul et le diagramme d’interchangeabilité sont indiqués
en Annexe G.
Dès qu’une conversion apparaît nécessaire, on peut définir le scénario probable à partir des indices
d’interchangeabilité. Deschamps a défini de manière générale les indices des gaz de la deuxième famille.
La méthode a été utilisée durant les années 70 lors du passage du gaz de Groningue au gaz de Lacq.
NOTE Les approches existantes d’interchangeabilité sont basées essentiellement sur l’expérience et les études
sur les brûleurs atmosphériques et les appareils à tirage naturel. La technologie des appareils à gaz et des équipements
est en train de changer rapidement. De nombreuses unités efficaces et avancées incorporent des brûleurs puissants
avec beaucoup moins d’air d’admission en excès. Les moteurs de combustion interne utilisés pour les systèmes de
cogénération vont croissants. Des véhicules à gaz naturel, des piles à combustible et d’autres applications finales
deviennent d’usage. Ainsi, les paramètres et les techniques d’interchangeabilité doivent être constamment revus et
mis à jour comme l’utilisation du gaz naturel devient plus complexe et sophistiquée dans le temps.
Les procédures européennes d’essai du gaz, comme définies dans l’EN 437, fournissent une preuve permanente
d’interchangeabilité pour les équipements au moyen du système de certification.
A.3 Courbes de condensation
A.3.1 Eau
Légende
X température
Y pression
1 solide
2 liquide
3 vapeur
4 point triple
5 point de rosée D
6 point critique
A.3.2 Hydrocarbures
Légende
X température
Y pression
1 liquide
2 vapeur
3 point critique
4 cricondenbar
5 point de rosée
6 cricondentherm
7 point de rosée
8 zone rétrograde
9 zone biphasique
A.4 Odorisation
Le gaz naturel est toujours odorisé dans le réseau local de distribution pour informer d’une fuite
possible. Le niveau d’odorisation est généralement choisi de sorte que l’information est perçu avant que
la concentration de gaz dans l’air atteigne 20 % (seuil d’alerte). Les différentes catégories suivantes de
mélanges odorisants sont généralement utilisées pour odoriser les gaz naturels:
a) mélanges de mercaptans comportant principalement du tertiobutyl mercaptan (TBM) et, en
concentrations plus faibles, de l’isopropyl mercaptan (IPM) et du n-propyl mercaptan (NPM);
b) mélanges de mercaptans et de sulfures d’alkyle, dont les plus communément utilisés sont le sulfure
de diméthyle (DMS) et le sulfure de méthyle éthyle (MES);
c) tétrahydrothiophène (THT): Sulfure cyclique utilisé dans l’industrie gazière comme odorisant
mono-constituant;
d) mélanges de THT et de mercaptans.
e) Certains pays ont introduit du soufre libre ou des odorants à faible teneur en soufre à base d’acrylates.
14 © ISO 2013 – Tous droits réservés
L’odorant utilisé pour l’odorisation du gaz naturel doit répondre aux exigences mentionnées dans
l’ISO 13734. Les lignes directrices de l’odorisation sont décrites dans l’ISO/TS 16922.
A.5 Plage nominale de concentration des constituants du gaz naturel
A.5.1 Marché européen
Sur le marché européen, le «gaz naturel, à l’état sec» comprend les constituants (toutes les concentrations
étant données en masse) donnés dans le Tableau A.1.
Tableau A.1 — Constituants du gaz naturel
Méthane 70,0 % to 98,0 % (m/m)
Éthane 0,3 % to 18,0 % (m/m)
Propane < 8,0 % (m/m)
Butane < 2,0 % (m/m)
Pentane < 0,2 % (m/m)
Azote < 30,0 % (m/m)
Dioxyde de carbone < 15,0 % (m/m)
La teneur en chacun des autres constituants et éléments constitutifs est inférieure à 0,1 % (m/m).
Réglementation sur les substances existantes n° 793/93/CEE du 23 mars 1993, Gaz naturel à l’état sec
(EINECS n° 270-085-9, CAS n° 68410-63-9).
A.5.2 États-Unis
A.5.2.1 Vue d’ensemble nationale
La composition du gaz naturel fourni au consommateur final aux États-Unis est une question complexe
et qui n’a pas reçu de réponse «correcte». Il existe certainement des différences entre les constituants
chimiques présents dans le gaz naturel ainsi qu’entre les indices clés utilisés pour mesurer la «qualité» et
les paramètres du gaz naturel: pouvoir calorifique, densité et indice de Wobbe. Les pratiques existantes,
acquises pa
...
МЕЖДУНАРОДНЫЙ ISO
СТАНДАРТ 13686
Второе издание
2013-06-15
Газ природный. Обозначение качества
Natural gas — Quality designation
Ответственность за подготовку русской версии несёт GOST R
(Российская Федерация) в соответствии со статьёй 18.1 Устава
Ссылочный номер
©
ISO 2013
ДОКУМЕНТ ЗАЩИЩЕН АВТОРСКИМ ПРАВОМ
© ISO 2013
Все права сохраняются. Если не задано иначе, никакую часть настоящей публикации нельзя копировать или использовать в
какой-либо форме или каким-либо электронным или механическим способом, включая фотокопии и микрофильмы, без
предварительного письменного согласия офиса ISO по адресу, указанному ниже, или членов ISO в стране регистрации
пребывания.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Опубликовано в Швейцарии
ii © ISO 2013 – Все права сохраняются
Содержание Страница
Предисловие. iv
Введение . v
1 Область применения . 1
2 Нормативные ссылки . 1
3 Термины и определения . 2
4 Обозначения, аббревиатуры и единицы измерения . 6
4.1 Обозначения . 6
4.2 Аббревиатуры . 7
4.3 Подстрочные индексы . 7
5 Параметры обозначения качества . 7
5.1 Общие положения . 7
5.2 Состав газа . 7
5.3 Свойства газа . 8
6 Отбор проб . 9
Приложение А (информативное) Введение в информативные приложения . 10
Приложение B (информативное) Германский регламент DVGW G 260:2008, Выдержки
соответствующих частей по природному газу . 18
Приложение C (информативное) Европейский стандарт EN 437 “Тестовые газы, тестовые
давления и категории газовых установок ” . 22
Приложение D (информативное) Метод определения взаимозаменяемости по индексу AGA . 25
Приложение E (информативное) Британский метод эквивалентности углеводородов газа . 32
Приложение F (информативное) Метод с использованием индекса Вивера . 37
Приложение G (информативное) Французский метод определения взаимозаменяемости
газов (Метод Дельбура) (руководство по определению взаимозаменяемости
второго семейства газов) . 39
Приложение H (информативное) Нормы и правила в Испании (Подробный протокол-01 .
Измерение) . Извлечение из текста, касающееся природных газов . 45
Приложение I (информативное) Гармонизация данных по свойствам газа для
транспортирования через границу . 46
Библиография . 48
Предисловие
Международная организация по стандартизации (ISO) всемирная федерация национальных органов
по стандартизации (комитеты-члены ISO). Работа по подготовке международных стандартов обычно
ведется через технические комитеты ISO. Каждый комитет-член ISO, проявляющий интерес к
тематике, по которой учрежден технический комитет, имеет право быть представленным в этом
комитете. Международные организации, государственные и негосударственные, имеющие связи с ISO,
также принимают участие в работе. ISO тесно сотрудничает с Международной электротехнической
комиссией (IEC) по всем вопросам стандартизации в области электротехники.
Процедуры, используемые для разработки данного документа, и процедуры, предусмотренные для его
дальнейшего ведения, описаны в Директивах ISO/IEC Directives, Part 1. В частности, следует отметить
различные критерии утверждения, требуемые для различных типов документов ISO. Проект данного
документа был разработан в соответствии с редакционными правилами Директив ISO/IEC Directives,
Part 2. www.iso.org/directives .
Необходимо обратить внимание на возможность того, что ряд элементов данного документа могут
быть предметом патентных прав. Международная организация ISO не должна нести ответственность
за идентификацию таких прав, частично или полностью. Сведения о патентных правах,
идентифицированных при разработке документа, будут указаны во Введении и/или в перечне
полученных ISO объявлениях о патентном праве. www.iso.org/patents .
Любое торговое название, использованное в данном документе, является информацией,
предоставляемой для удобства пользователей, а не свидетельством в пользу того или иного товара
или той или иной компании.
Технический комитет, несущий ответственность за данный документ, ISO/TC 193, Природный газ.
Настоящее второе издание отменяет и заменяет первое издание (ISO 13686:1998) после технического
пересмотра.
iv © ISO 2013– Все права сохраняются
Введение
Потребность в международном стандарте, касающемся обозначения качества природного газа, стала
основной причиной для создания технического комитета ISO/TC 193 в 1989 г. Стандартизация
обозначения качества специально записана в компетенции ISO/TC 193. Природный газ, дающий 20 %
первичных энергоресурсов в мире, способен значительно увеличить свой удельный вес на рынке. При
этом до сих пор не существует общепризнанного определения качества природного газа.
Чтобы удовлетворить эту потребность, было решено разработать общее положение о рекомендуемых
параметрах (т.e.компонентах и свойствах) и не задавать значений или диапазонов значений для этих
параметров в будущем международном стандарте.
Кроме того, было решено, что в первую очередь следует рассмотреть природный газ общего
назначения, передаваемый в местные распределительные системы (LDS), называемый “природный
газ”. Таким образом, был разработан настоящий международный стандарт. Справочные приложения
даны как примеры уже существующих спецификаций качества реального природного газа.
Данный международный стандарт не налагает каких-либо ограничений по качеству на неочищенный
(пластовый) газ, транспортируемый по трубопроводам или газосборным системам на очистные или
обрабатывающие предприятия.
Следует понимать, что данный международный стандарт охватывает природный газ на уровне
трубопровода перед обработкой в системах LDS для применения в качестве резервного топлива для
удовлетворения пиковых энергетических нагрузок. Сюда входит большая часть природного газа,
который продается на международном рынке и перекачивается потребителю в местные
распределительные системы.
МЕЖДУНАРОДНЫЙ СТАНДАРТ ISO 13686:2013(R)
Газ природный. Обозначение качества
1 Область применения
Настоящий международный стандарт устанавливает параметры, требующиеся для описания
природного газа, окончательно подготовленного к транспортировке по трубопроводу и, если требуется,
смесь природного газа. Такой газ называют по тексту просто “природный газ”.
В основном тексте данного международного стандарта содержится перечень параметров, единиц их
измерения и ссылки на стандарты по измерению. В справочных приложениях даются примеры
типичных значений для этих параметров с особым ударением на охрану здоровья и безопасность.
При определении параметров, определяющих состав, физические свойства и содержание
микроэлементов, необходимо уделить внимание существующим природным газам, чтобы обеспечить
их постоянную жизнеспособность.
Вопрос взаимозаменяемости рассматривается в Приложении A (см. Раздел A.2).
2 Нормативные ссылки
Нижеследующие нормативные документы являются обязательными для применения настоящего
документа. В отношении датированных ссылок действительными являются только указанные издания.
В отношении недатированных ссылок применимо последнее издание ссылаемого документа, включая
любые изменения к нему.
ISO 6326-1, Газ природный. Определение содержания сернистых соединений. Часть 1. Общее введение
ISO 6326-3, Газ природный. Определение содержания сернистых соединений. Часть 3. Определение
содержания сероводорода, тиолов и сернистого карбонила
ISO 6326-5, Газ природный. Определение содержания сернистых соединений. Часть 5. Метод
сжигания по Лингнеру
ISO 6327, Анализ газов. Определение точки росы воды природного газа. Гигрометры с охлаждаемой
поверхностью
ISO 6570, Газ природный. Определение потенциального содержания углеводородной жидкости.
Гравиметрические методы
ISO 6974-1, Газ природный. Определение состава и ассоциированной неопределенности методом
газовой хроматографии. Часть 1. Общее руководство и расчет состава
ISO 6974-2, Газ природный. Определение состава и ассоциированной неопределенности методом
газовой хроматографии. Часть 2. Расчеты неопределенности
ISO 6974-3, Газ природный. Определение состава и ассоциированной неопределенности методом
газовой хроматографии. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, углекислого газа
и углеводородов до С8, используя две хроматографические колонки
ISO 6974-4, Газ природный. Определение состава и ассоциированной неопределенности методом
газовой хроматографии. Часть 4. Метод определения азота, углекислого газа и углеводородов от С1
до С5 и С6+ для лабораторной и промышленной измерительной системы, использующей две колонки
ISO 6974-5, Газ природный. Определение состава и ассоциированной неопределенности методом
газовой хроматографии. Часть 5. Изотермический метод определения содержания азота, диоксида
углерода и углеводородов С1 - С5 и С6+
ISO 6974-6, Газ природный. Определение состава и ассоциированной неопределенности методом
газовой хроматографии. Часть 6. Определение содержания гелия, кислорода, азота, углекислого
газа и углеводородов (С1 – С10) с использованием капиллярных колонок
ISO 6975, Газ природный. Расширенный анализ. Метод газовой хроматографии
ISO 6976:1995, Газ природный. Расчёт теплотворной способности, плотности, относительной
плотности и индекса Вобба для смеси
ISO 6978-1, Газ природный. Определение содержания ртути. Часть 1. Отбор проб ртути методом
хемосорбции на йоде
ISO 6978-2, Газ природный. Определение содержания ртути. Часть 2. Отбор проб ртути путем
амальгамирования со сплавом на основе золота и платины
ISO 10101-1, Газ природный. Определение содержания воды методом Карла Фишера. Часть 1. Введение
ISO 10101-2, Газ природный. Определение содержания воды методом Карла Фишера. Часть 2.
Метод титрования
ISO 10101-3, Газ природный. Определение содержания воды методом Карла Фишера. Часть 3.
Кулонометрический метод
ISO 11541, Газ природный. Определение содержания воды при высоком давлении
ISO 13443, Газ природный. Стандартные эталонные условия для проведения измерений и расчетов
ISO 14532, Газ природный. Словарь
ISO 15970:2008, Газ природный. Измерение свойств. Свойства, относящиеся к объему: плотность,
давление, температура и коэффициент сжатия
ISO 15971:2008, Газ природный. Измерение свойств. Теплотворная способность и тепловой эквивалент
ISO 18453, Газ природный. Корреляция между содержанием воды и точкой росы по воде
ISO 19739, Газ природный. Определение содержания соединений серы с использованием газовой
хроматографии
ISO 23874, Природный газ. Требования к газовой хроматографии для расчета точки росы по
углеводородам
3 Термины и определения
В данном документе используются термины и определения, приведенные в ISO 14532, а также следующие.
3.1
природный газ
natural gas
газообразное топливо, полученное из подземных источников, которое представляет собой сложную
смесь углеводородов, содержащую, главным образом, метан, а также, обычно в гораздо меньших
количествах, включает этан, пропан и высших углеводородов
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Эта смесь также включает некоторые инертные газы, такие как азот и двуокись углерода плюс
микроколичества следовых элементов.
2 © ISO 2013 – Все права сохраняются
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Природный газ остается в газообразном состоянии при температуре и давлении, обычно
используемых при эксплуатации. Его получают очисткой пластового газа или из сжиженного природного газа и,
если требуется, готовят смесь, чтобы получить газ, пригодный для непосредственного использования. В качестве
природного газа, транспортируемого по трубопроводу, этот газ можно подавать в местную распределительную
систему, в пределах одной страны, или транспортировать через национальные границы. Это является предметом
договора между покупателем и продавцом, и в некоторых случаях предметом национальных или государственных
требований в отношении качества природного газа (см. Раздел A.1).
3.2
сжиженный природный газ
liquefied natural gas
природный газ, который после обработки, сжижают для хранения или транспортирования
ПРИМЕЧАНИЕ Сжиженный природный газ переводят в газообразное состояние и подают в трубопроводы для
передачи и распределения в качестве природного газа.
3.3
заменитель природного газа
substitute natural gas
коммунально-бытовой газ или газовая смесь, которая по своим свойствам может заменить природный газ
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Заменитель природного газа иногда называют синтетическим природным газом или синтез-газом.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Он также включает газы, полученные по технологии термопроцесса из биомассы.
3.4
неочищенный (пластовый) газ
raw gas
необработанный газ, отбираемый с устья скважин, который поступает по газосборной линии к
технологическому оборудованию и очистным сооружениям
3.5
местная распределительная система
local distribution system
газовые магистрали и службы, подающие природный газ непосредственно потребителям
3.6
качество газа
gas quality
показатели природного газа, определяемые его составом (основные компоненты, второстепенные
компоненты и микрокомпоненты) и его физическими свойствами (теплотворная способность, индекс
Вобба (Wobbe), коэффициент сжатия, относительная плотность и точки росы)
3.7
нормальные условия
reference conditions
стандартные условия температуры, давления и влажности (состояние насыщения), которые
используют для измерений и расчетов, осуществляемых на природных газах, заменителях природного
газа и аналогичных флюидах в газообразном состоянии
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Стандартные (нормальные) условия обозначаются подстрочным индексом “s”: p = 101,325 kПa;
s
T = 288,15 K.
s
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Взято из ISO 13443.
3.8
теплотворная способность
calorific value
количество энергии, выделяющейся в виде теплоты при полном сгорании в воздухе заданного
количества газа, при выполнении следующих условий: реакция протекает при постоянном давлении, а
все продукты сгорания возвращаются к той же самой установленной температуре, при которой
находились изначально реагенты
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Теплотворная способность делится на два типа: высшая теплотворная способность и низшая
теплотворная способность.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Как высшая, так и низшая теплотворная способность, которые отличаются по теплоте конденсации
воды, образовавшейся при горении, могут быть установлены на молярной, массовой и объемной основе. Для объемной
основы давление и температуру необходимо задавать при стандартных (нормальных) условиях.
ПРИМЕЧАНИЕ 3 Теплотворную способность можно также устанавливать как теплотворную способность сухого
или влажного газа, в зависимости от содержания водяного пара в газе перед сжиганием.
ПРИМЕЧАНИЕ 4 Влияние водяного пара на теплотворную способность, измеренную непосредственно или
рассчитанную, описано в Приложении F международного стандарта ISO 6976:1995.
ПРИМЕЧАНИЕ 5 Обычно теплотворную способность выражают как высшую, сухую, установленную на объемной
основе в стандартных (нормальных) условиях.
ПРИМЕЧАНИЕ 6 Взято из ISO 6976.
3.8.1
высшая теплотворная способность
superior calorific value
количество энергии, выделяющейся в виде теплоты при полном сгорании в воздухе заданного
количества газа, при выполнении следующих условий: реакция протекает при постоянном давлении p ,
а все продукты сгорания возвращаются к той же самой установленной температуре t , при которой
находились изначально реагенты, оставаясь при этом в газообразном состоянии, за исключением
образовавшейся при горении воды, которая при температуре t переходит в жидкое состояние
ПРИМЕЧАНИЕ Взято из ISO 6976.
3.8.2
низшая теплотворная способность
inferior calorific value
количество энергии, выделяющейся в виде теплоты при полном сгорании в воздухе заданного
количества газа, при выполнении следующих условий: реакция протекает при постоянном давлении p ,
а все продукты сгорания возвращаются к той же самой установленной температуре t , при которой
находились изначально реагенты, оставаясь при этом в газообразном состоянии
ПРИМЕЧАНИЕ Взято из ISO 6976.
3.9
плотность
density
масса газа, деленная на его объем при заданном давлении и температуре
3.10
относительная плотность
relative density
плотность газа, деленная на плотность сухого воздуха стандартного состава при одинаковых
установленных значениях давления и температуры
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Термин "идеальная относительная плотность" применим, когда газ и воздух рассматривают как
среды, подчиняющиеся законам для идеального газа; термин "реальная относительная плотность" применим,
когда газ и воздух рассматривают как реальные среды. Для стандартного состава сухого воздуха.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Взято из ISO 6976.
4 © ISO 2013 – Все права сохраняются
3.11
индекс Вобба
Wobbe index
высшая (низшая) теплотворная способность на объемной основе, в заданных стандартных условиях,
деленная на корень квадратный из относительной плотности при тех же заданных стандартных
условиях измерения
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Если природные газы различного состава имеют одинаковый индекс Вобба и используются при
одинаковом давлении газа, то затраты тепла для них будут тоже одинаковыми.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Взято из ISO 6976.
3.12
коэффициент сжатия
compression factor
коэффициент сжатия Z частное отделения объема произвольной массы газа, при установленном
давлении и температуре, и объема того же самого газа в тех же самых условиях, рассчитанного по
закону для идеального газа
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Термины "коэффициент сжимаемости" и "Z-фактор" являются синонимами коэффициента сжатия.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Взято из ISO 12213-1.
3.13
точка росы по воде
water dew point
температура, выше которой при установленном давлении не происходит конденсации воды
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Для любого давления ниже установленного давления при этой температуре не происходит
конденсации воды.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Взято из ISO 6327.
3.14
точка росы по углеводородам
hydrocarbon dew point
температура, выше которой при установленном давлении не происходит конденсации углеводородов
ПРИМЕЧАНИЕ При данной точке росы существует интервал значений давления, в пределах которого
происходит конденсация, за исключением одной точки, крикондентермы (см. A.3.2).
3.15
состав газа
gas composition
концентрации основного и второстепенных компонентов и микроэлементов в природном газе,
полученные в результате анализа
3.16
молярный состав
molar composition
состав газа, выраженный как молярная (или мольная) доля, или молярный (мольный) процент
ПРИМЕЧАНИЕ Мольная доля, x, компонента i представляет собой частное от деления количества вещества
данного компонента на количество вещества всей смеси. Единица количества вещества - моль. Масса одного
моля любых химических веществ, в граммах, численно равна его относительной молекулярной массе. Таблица
рекомендованных молярных масс приведена в ISO 6976. Для идеального газа мольная доля идентична объемной
доле, но, в общем, это соотношение нельзя применять к реальному газу.
3.17
анализ газа
gas analysis
использование методов испытаний и других способов для определения состава газа, как установлено
в настоящем международном стандарте
3.18
взаимозаменяемость
interchangeability
критерий степени совместимости горючих свойств одного газа с горючими свойствами другого газа
ПРИМЕЧАНИЕ Два газа считаются взаимозаменяемыми, если один из них можно заменить на другой, не влияя
при этом на работу газоиспользующих установок и оборудования.
3.19
одоризация
odorization
добавление одорантов, в большинстве случаев серосодержащих органических веществ с сильным
запахом, в природный газ для возможности обнаружения утечек газа по запаху в очень низкой
концентрации (до того, как образуется опасная концентрация газа в воздухе)
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Обычно природный газ не имеет запаха. В газ необходимо добавить одорант в целях
безопасности. Это позволяет обнаружить газ по запаху в очень низких концентрациях.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Одоранты, использующиеся для одоризации газа, указаны в ISO 13734.
3.20
метановое число
methane number
показатель детонационных характеристик горючего газа
ПРИМЕЧАНИЕ 1 Это число сопоставимо с октановым числом для бензина.
ПРИМЕЧАНИЕ 2 Метановое число выражает процент метана по объему в смеси метан/водород, который в
испытательном двигателе в стандартных условиях имеет такую же тенденцию к детонации, как испытуемый горючий газ.
4 Обозначения, аббревиатуры и единицы измерения
4.1 Обозначения
Обозначение Определение и единицы измерения
d Относительная плотность
Теплотворная способность на молярной основе (кДж/моль)
H
Теплотворная способность на массовой основе (МДж/кг)
Теплотворная способность на объемной основе (МДж/м )
H
M Масса на моль (кг/кмоль)
p (Абсолютное) давление (kПa)
t Температура по Цельсию (°C)
T Термодинамическая (абсолютная) температура (K)
V Объем (газа) (м )
W Индекс Вобба (числовой) (MДж/м )
Z Коэффициент сжатия
D Плотность (кг/м )
6 © ISO 2013 – Все права сохраняются
4.2 Аббревиатуры
Аббревиатура Значение
LDS Местная распределительная система
NG Природный газ
SNG Заменитель природного газа (синтез-газ)
4.3 Подстрочные индексы
d (Объем газа) сухого
l Низшая (теплотворная способность)
s (Объем газа) насыщенного
S Высшая (теплотворная способность)
w (Объем газа) влажного
Высшая теплотворная способность обозначается Hs; низшая теплотворная способность обозначается HI.
Теплотворная способность должна быть установлена в условиях горения. Объемная теплотворная
способность должна устанавливаться в стандартных (нормальных) условиях. такую теплотворную
способность обычно считают “сухой”.
ПРИМЕР Высшая теплотворная способность, заданная на основе объема, в нормальных условиях, для
влажного газа. Для упрощения условия горения не устанавливаются.
H (pT,)
S,w s s
Индекс Вобба, обозначенный W, выражают на объемной основе и дают в MДж/м , где объем
устанавливают в нормальных условиях. Индекс Вобба можно установить как высший или низший, в
зависимости от теплотворной способности и как сухой или влажный, в зависимости от теплотворной
способности и соответствующей плотности corresponding density.
ПРИМЕР Индекс Вобба, высший, установленный на объемной основе, в стандартных (нормальных)
условиях и как “влажный”.
H (pT,)
S,w s s
W (pT,)=
S,w s s
d (pT,)
w ss
5 Параметры обозначения качества
5.1 Общие положения
В данном разделе рассматриваются различные параметры, на которые можно ссылаться в
обозначении качества природного газа. Фактический выбор параметров будет зависеть от цели, для
которой требуется обозначение, также маловероятно, что будут использоваться одновременно все
параметры, перечисленные в данном международном стандарте.
5.2 Состав газа
5.2.1 Общие положения
В состав природного газа, в первую очередь, входит метан с небольшими количествами высших
углеводородов и негорючих газов. Основные и второстепенные компоненты и микрокомпоненты можно
определить по Таблицам 1, 2 и 3.
В данном международном стандарте не указываются предельные значения, но в контрактах и
федеральных и местных нормах некоторых стран может быть установлен анализ по определению
свойств природного газа (см. справочные приложения).
5.2.2 Основные компоненты
Таблица 1 — Основные компоненты природного газа
Компонент Единицы измерения Соответствующий стандарт
Метан мольный % ISO 6974 (части 1 − 6)
Этан мольный %
ISO 6974 (части1 − 6)
Пропан мольный % ISO 6974 (части 1 − 6)
Бутаны мольный %
ISO 6974 (части 1 − 6)
Пентаны мольный % ISO 6974 (части 1 − 6)
Гексаны плюс мольный % ISO 6974 (части 1 to 6), ISO 6975
Азот мольный %
ISO 6974 (части 1 − 6)
Диоксид углерода Мольный % ISO 6974 (части 1 − 6), ISO 6975
5.2.3 Второстепенные компоненты
Таблица 2 — Второстепенные компоненты природного газа
Компонент Единицы измерения Соответствующий стандарт
Водород мольный % ISO 6974-3 и ISO 6974−6, ISO 6975
Кислород мольный % ISO 6974-3 и ISO 6974−6, ISO 6975
Моноксид углерода мольный % ISO 6974-3
Гелий мольный % ISO 6974-3 и ISO 6974−6, ISO 6975
5.2.4 Микрокомпоненты
Таблица 3 — Микрокомпоненты природного газа
Компонент Единицы измерения Соответствующий стандарт
Сероводород мг/м ISO 6326-1и ISO 6326−3, ISO 19739
Сера меркаптанов мг/м ISO 6326-3, ISO 19739
Диалкил(ди)сульфид мг/м ISO 19739
Карбонилсульфид мг/м ISO 6326-3, ISO 19739
Общая сера мг/м ISO 6326-5, ISO 19739
Ртуть мкг/м ISO 6978-1 и ISO 6978−2
5.3 Свойства газа
5.3.1 Общие положения
Физические свойства можно определить по Таблице 4.
8 © ISO 2013 – Все права сохраняются
5.3.2 Физические свойства
Таблица 4 — Физические свойства природного газа
Компонент Единицы измерения Соответствующий стандарт
Молярная теплотворная
МДж/моль ISO 6976, ISO 15971
способность, H
Теплотворная способность на
МДж /кг ISO 6976, ISO 15971
массовой основе,
Теплотворная способность на
МДж /м ISO 6976, ISO 15971
объемной основе H
Относительная плотность, d - ISO 6976, ISO 15970
Индекс Вобба, W МДж /м ISO 6976, ISO 15971
Точка росы по воде °C (K) ISO 6327, ISO 18453
ISO 10101-1, ISO 18453
ISO 10101-2
Содержание воды мг/м
ISO 10101-3
ISO 11541
Точка росы по углеводородам °C (K) ISO 23874
Содержание жидких углеводородов мг/м ISO 6570
5.3.3 Другие параметры
Содержание:
— воды и углеводородов в жидкой форме;
— твердых частиц;
— других газов.
ПРИМЕЧАНИЕ Обычно, перечисленные выше вещества в природном газе не присутствуют в таком количестве,
которое могло бы отразиться на транспортировании, распределении или утилизации газа.
6 Отбор проб
Для контроля качества природного газа необходим отбор проб. Обычно пробы природного газа
отбирают в согласованных точках, используя процедуры, представленные в надлежащей практике, и
придерживаясь существующих стандартов. В отношении руководства по отбору проб см. ISO 10715.
Приложение А
(информативное)
Введение в информативные приложения
A.1 Предъявляемые к качеству газа требования
A.1.1 Общие положения
Предъявляемые к качеству газа требования вытекают из законодательства, кодов установившейся
практики и/или договоров, обычно на национальном уровне. В Евросоюзе все операторы
инфраструктур публикуют параметры качества газа, чтобы получить доступ к их системам. В качестве
примеров дается информация по ситуациям в некоторых странах, а именно.
A.1.2 Регламент Германии
Code of Practice DVGW G 260:2008 (Соответствующие части по природным газам, см. Приложение B)
ПРИМЕЧАНИЕ Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches (DVGW) – это научная ассоциация,
первоочередной задачей которой является разработка правил и норм по газовому и водному хозяйству в целом.
Ассоциация является членом DIN.
A.1.3 Французский регламент по качеству газа
Во Франции качество газа, главным образом, определяется текстами двух правительственных регламентов
(Arretes Ministeriels = постановления правительства), первый из которых устанавливает высшую теплотворную
способность, а второй – содержание воды и серы. Все другие спецификации по качеству газа должны
публиковать операторы инфраструктуры. Два эти документа можно подытожить следующим образом:
a) Arrête (Постановление) от 16 сентября 1977
Пределы допусков для высшей теплотворной способности природного газа. Стандартные условия,
называемые нормальными условиями (n) следующие:
P: 1,013 бар T: 0 °C
3 3
Высшая теплотворная способность природного газа должна быть от 10,7 kВтч/м до 12,8 kВтч/м (n) в
3 3
районах, использующих высококалорийный газ (H Gas) и от 9,5 kВтч/м до 10,5 kВтч/м (n) в районах,
использующих низкокалорийный газ (B Gas). В реальном тексте документов значения теплотворной
способности выражаются в in термиях (th)/м (n).
b) Arrête (Постановление) от 28 января 1981
Содержание серы и соединений серы в природных газах:
Газ не должен разъедать трубопровод т.e. ни один компонент газа, способный вступать в химическую
реакцию с материалами, используемыми при изготовлении трубопровода, или изменять физические
характеристики этих материалов не допускается в составе природного газа.
— Сероводород
Содержание на текущий момент (моментальное содержание) сероводорода должно быть меньше
15 миллиграммов на кубический метр (n).
Содержание сероводорода не должно превышать 12 миллиграммов на кубический метр (n) в течение
более 8 часов подряд.
10 © ISO 2013 – Все права сохраняются
Среднее содержание сероводорода в течение любого периода на протяжении 8 дней должно быть
меньше 7 миллиграммов на кубический метр (n).
— Сера
Моментальное общее содержание серы должно быть меньше 150 миллиграммов на кубический метр (n).
— Вода
Точка росы по воде должна быть меньше – 5 °C при максимальном эксплуатационном давлении в
газопроводе.
A.1.4 Соединенное королевство. Законодательные требования к качеству газа
В пределах UK существуют определенные государственные требования в отношении качества газа.
Это законодательство предусматривает стандарты по чистоте и одоризации газа, которым необходимо
следовать поставщику газа по трубам.
Эти стандарты касаются следующего:
— Чистота
Не допускается поставлять по трубам газ, который содержит больше 5 мг сероводорода на кубический метр.
— Запах
Не допускается поставлять по трубам газ, который не имеет резкого характерного запаха.
A.2 Взаимозаменяемость
A.2.1 Общие положения
Взаимозаменяемость природных газов в данной системе LDS зависит не только от параметров
соответствующих газов, но также в значительной степени зависит от характеристик установок,
используемых в LDS, и от давления газа в конечном использовании.
Взаимозаменяемость можно определить как возможность замены распределяемого природного газа
на другой без необходимости переналадки оборудования потребителя. Газовые установки должны
продолжать работать безопасно и удовлетворительно.
Для взаимозаменяемости необходимо рассмотреть следующие критерии:
— Подводимое тепло: Ток газа через отверстие при постоянном давлении, функция индекса Вобба.
— Проскок пламени: Тенденция пламени укорачиваться в направлении устья горелки и к гореть
внутри горелки.
— Отрыв пламени: Поверхность горения расширяется до точки, где горение прекращается в
устье горелки и горит над ним.
— Желтые язычки Неполное сгорание, когда избыток углеводородов может давать (но
пламени: необязательно) неприемлемые уровни, моноксида углерода. Неполное
сгорание может вызвать отложение сажи и постепенное ухудшение горения.
Заменитель газа может считаться взаимозаменяемым, когда, без необходимости переналадки
оборудования, он обеспечивает подвод тепла, сопоставимый с подводом тепла ранее распределяемого
газа, при этом не возникает проскока пламени, подъема пламени или желтых язычков.
При изучении взаимозаменяемости можно следовать двумя путями, а именно методом прогноза на
основе индекса Вобба или методом прогноза на основе состава газа.
A.2.2 Индекс Вобба (см. Приложения B, C)
Природные газы включены во второе семейство газов. Внутри этого семейства можно
идентифицировать различные группы газов.
Каждая группа газов представляет собой газы, которые характеризуются следующим:
— контрольный (референтный) газ, на котором установки работают в номинальных условиях, когда
газ подается при соответствующем нормальном давлении;
— предельные газы, представляющие крайние варианты характеристик пригодных газов;
— тестовые давления, представляющие крайние варианты условий подачи газа на установку.
Газовое оборудование, отрегулированное по контрольному газу, при нормальном давлении, которое
будет работать удовлетворительно с предельными газами при тестовых давлениях, апробируют для
использования в рамках рассматриваемой группы газов. В этом варианте индекс Вобба является
первичным параметром газа, диапазон значений которого определяет группу газов.
A.2.3 Метод с использованием индекса AGA (см. Приложение D)
В этом методе прогнозирования взаимозаменяемости измеренные характеристики оборудования в
системе LDS приспосабливают для идентификации соответствующих параметров газа на основе
состава газа. Индекс Вобба, в основном, является мерой подвода тепла к оборудованию. Он является
показательным для взаимозаменяемости, но не решающим. При удерживании в установленных
границах, определенных в ходе сертификации газового оборудования, контроль индекса Вобба
обеспечивает удовлетворительный критерий.
В то же время, когда не существует такого режима сертификации оборудования, или для граничных
случаев состава газа, существуют альтернативные методы определения взаимозаменяемости.
A.2.4 Британский метод эквивалентности углеводородов газа (см. Приложение E)
Британский газовый метод является методом прогнозирования на основе состава газа и индекса
Вобба для определения взаимозаменяемости газов в пределах Соединенного Королевства.
A.2.5 Метод индекса Вивера (Weaver) (см. Приложение F)
Метод индекса Вивера вводит скорость распространения пламени в уравнения, особенно в отношении
отрыва пламени и проскока пламени.
A.2.6 Французский метод определения взаимозаменяемости газов (метод Дельбура
(Delbourg)) (см. Приложение G)
Французский метод определения взаимозаменяемости в главном совпадает с методом Дельбура.
Последний основан на определении индексов взаимозаменяемости, указывающих пределы сгорания
газа. В установке при стандартных условиях возникновение сбоев (неполное сгорание, отрыв пламени,
проскок пламени, образование сажи, зажигание в инжекторе) соответствует точному значению индекса.
В 1963 г. Операторам были предложены диапазоны, считающиеся удовлетворительными для
различных индексов, после изучения выборки репрезентативных установок, имеющихся на тот момент.
Диаграмма взаимозаменяемости, построенная в то время, показывает такой диапазон в системе координат
(скорректированное число Воббса, потенциал сгорания) , в пределах которого все газовые установки будут
функционировать удовлетворительно. Любой газ иного состава позиционируют на основе справочных
данных 1963 г. Метод расчетов и диаграмма взаимозаменяемости представлены в Приложении G.
12 © ISO 2013 – Все права сохраняются
Там где требуется конверсия газа, вероятный сценарий можно определить с помощью индексов
взаимозаменяемости. Дешан (Deschamps) определил обычным способом индексы газов второго
семейства. Этот новый метод применялся в 1970-е для замены гронингенского газа на Lacq газ.
ПРИМЕЧАНИЕ Существующие подходы к определению взаимозаменяемости, главным образом, основаны на
опыте и исследованиях атмосферной горелки, установок с естественной тягой. Технология газовых установок и
оборудования быстро меняется. Множество современных эффективных установок включают мощные горелки при
гораздо меньшем доступе воздуха. Увеличивается количество двигателей внутреннего сгорания, используемых
для систем теплофикации. Все чаще применяются транспортные средства, работающие на газовом топливе,
топливные элементы и другие конечные применения. Таким образом, параметры взаимозаменяемости и
технические приемы необходимо постоянно отслеживать и актуализировать, поскольку применение природного
газа становится все более комплексным и сложным.
Европейские методы испытания природного газа, описанные в EN 437, обеспечивают постоянное
подтверждение взаимозаменяемости для оборудования посредством наладки и дополнительных
приспособлений.
A.3 Кривые конденсации
A.3.1 Вода
Обозначение
1 твердая фаза
2 жидкость
3 пар
4 тройная точка
5 точка росы D
6 критическая точка
A.3.2 Углеводороды
Обозначение
1 жидкость
2 пар
3 критическая точка
4 крикоденбара
5 точка росы
6 крикодентерма
7 точка росы
8 ретроградная область
9 ббласть двух фаз
A.4 Одоризация
Распределяемый природный газ всегда одорируют для обеспечения информации о возможной утечке.
Уровень одоризации обычно выбирают так, чтобы информация поступила до того, как концентрация
газа в воздухе достигнет 20 % (порог предупреждения). Для одоризации природных газов обычно
используют следующие различные категории смесей одорантов.
a) Смеси меркаптанов, состоящие преимущественно из третичного бутилмеркаптана (TBM) и
изопропилмеркаптана (IPM) и нормального пропилмеркаптана (NPM) в низких концентрациях.
b) Смеси меркаптанов с алкилсульфидами, среди которых наиболее часто используются
диметилсульфид (DMS) и метилэтилсульфид (MES).
c) Тетрагидротиофен (THT): циклический сульфид, используемый в газовой промышленности в
качестве однокомпонентного одоранта.
d) Смеси THT с меркаптанами.
e) В некоторых странах вводят не содержащие серы или с низким содержанием серы одоранты
на основе акрилатов.
Одорант, используемый для одоризации природного газа должен соответствовать требованиям
ISO 13734. Руководство по одоризации описано в ISO/TS 16922.
14 © ISO 2013 – Все права сохраняются
A.5 Номинальный диапазон компонентов природного газа
A.5.1 Европейский рынок
Что касается европейского рынка, 'Природный газ, просушенный' определяется компонентами (все
концентрации которых указаны на основе массы), приведенными в Таблице A.1.
Таблица A.1 — Компоненты природного газа
Метан от 70,0 % до98,0 % (по массе)
Этан от 0,3 % до 18,0 % (по массе)
Пропан < 8,0 % (по массе)
Бутан < 2,0 % (по массе)
Пентан < 0,2 % (по массе)
Азот < 30,0 % (по массе)
Диоксид углерода < 15,0 % (по массе)
Содержание каждого из всех других компонентов и элементов меньше 0,1 % (по массе).
ПРИМЕЧАНИЕ Действующий регламент по веществам No 793/93 /EEG от 23 марта 1993, Природный газ,
просушенный, № по EINECS : 270-085-9, № по CAS : 68410-63-9).
A.5.2 США
A.5.2.1 Национальный обзор
Состав природного газа, подаваемого конечным потребителям в США, является сложным вопросом, практически
не имеющим 'верного' ответа. Определенно существуют различия в химических компонентах, присутствующих в
природном газе, а также в основных индексах и параметрах, используемых для измерения 'качества' природного
газа: теплотворная способность, удельный вес, и индекс Воббе. Существующий в газовой промышленности
практический опыт, приобретенный с годами, обеспечивает критерий контроля саморегулирования дополняется
договорными условиями по продаже газа, регулирующим надзором, желаемым качеством продукции и
прагматической потребностью отчета за объемы газа и их экономическую стоимость. Эти и другие факторы
стремятся привести основные критерии качества природного газа к общему уровню.
Преобладающая часть природного газа, поставляемого в эту страну, не поддается классификации; т.е. не
существует отличительных признаков в этих газах, чтобы поставить вопрос о классификации. В то же время,
есть примеры, когда where энергетические компании поставляют природный газ, состав которого отличается от
нормы. Наиболее часто это происходит в течение коротких периодов у избранного числа компаний (например, в
зимний период на пике спроса) или, в одном из примеров, является характеристикой ежедневных поставок
газовой компанией. Ключевым фактором в таких случаях является то, представляют ли такие составы
значительное отклонение от нормы для конкретного применения. Предпринимаются скоординированные
усилия для включения в эту базу данных города, которые представляют промышленную ' норму ', а также
которые представляют экстремумы. Были идентифицированы двадцать шесть городов в 19 штатов для сбора
данных по составу природного газа. Эти города представляют регионы и штаты, приведенные в Таблице A.2.
Таблица A.2 — Регионы и штаты
Регион Штаты
Северо-восток Нью-Йорк, Нью Джерси, Пенсильвания, Род-Айленд, Массачусетс, Коннектикут
Юго-восток Мэриленд, Джорджия, Виржиния
Северный центральный Иллинойс, Огайо, Мичиган, Висконсин
Южный центральный Техас, Оклахома, Луизиана
Маунтин Колорадо
Пасифик Калифорния, Вашингтон
На Рисунке A.1 графически представлено распределение этих целевых областей по территории США.
A.5.2.2 Краткая национальная статистика
Методология, использованная для сбора данных, была описана в предыдущем разделе, включая вопрос
взвешивания на основе объемных поставок газа для статистики во всех 26 городах. В общем, эти данные
составлены из более 6 800 анализов газа. Средний столбец в Таблице A.3 показывает типичный состав и
данные о физических свойствах поставляемого природного газа для конечного использования. Столбцы
Минимум и Максимум показывают абсолютные значения, идентифицированные по данным, а столбцы
10-ого и 90-ого процентиля показывают относительные экстремумы.
В Таблице A.3 также показано, что основными компонентами природного газа являются метан, этан,
пропан и инертные газы с относительно низкими концентрациями бутана или более тяжелых
углеводородов. Этот факт четко проиллюстрирован на Рисунке A.2, показывающем средние
относительные уровни компонентов природного газа (кроме метана), обнаруженных в природном газе
каждого из 26 городов (в мольных процентах или практически эквивалентных объемных процентах). Среди
значений в Таблице A.3 также отмечено несколько экстремальных значений, которые были установлены
составами газа для пиковых нагрузок по отношению пропан-воздух (P
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.