ISO 17507-2:2025

Natural gas — Calculation of methane number of gaseous fuels for reciprocating internal combustion engines — Part 2: PKI method

This document specifies the PKI method for the calculation of the methane number of a gaseous fuel, using the composition of the gas as sole input for the calculation. This document applies to natural gas (and biomethane) and their admixtures with hydrogen.

Gaz naturel — Calcul de l'indice de méthane des combustibles gazeux pour les moteurs alternatifs à combustion interne — Partie 2: Méthode PKI

Le présent document définit la méthode PKI pour le calcul de l'indice de méthane d'un combustible gazeux, en utilisant la composition du gaz comme entrée unique pour le calcul. Le présent document s'applique au gaz naturel (et au biométhane) et à leurs mélanges avec l'hydrogène.

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 08-Dec-2025
• ICS: 75.060 - Natural gas
• Technical Committee: ISO/TC 193 - Natural gas
• Drafting Committee: ISO/TC 193 - Natural gas
• Current Stage: 6060 - International Standard published
• Start Date: 09-Dec-2025
• Due Date: 21-Sep-2025
• Completion Date: 09-Dec-2025

Standards Content (Sample)

International
Standard
ISO 17507-2
First edition
Natural gas — Calculation of
2025-12
methane number of gaseous
fuels for reciprocating internal
combustion engines —
Part 2:
PKI method
Gaz naturel — Calcul de l'indice de méthane des combustibles
gazeux pour les moteurs alternatifs à combustion interne —
Partie 2: Méthode PKI
Reference number
© ISO 2025
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Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Abbreviated terms . 2
5 PKI method. 2
5.1 Introduction .2
5.2 Applicability .2
5.2.1 Standard gaseous fuel composition range .2
5.2.2 Handling of other gaseous fuel components .3
5.3 Methodology to calculate the MN .4
PKI
5.3.1 General .4
5.3.2 Step 1: Calculation of the PKI .4
5.3.3 Step 2: Calculation of the MN .5
PKI
5.4 Expression of results . .5
5.5 Uncertainty error and bias .5
6 Example calculations . 6
6.1 Example calculation 1 .6
6.2 Example calculation 2 .6
Annex A (normative) Listing of coefficients used in Formula (1) and Formula (4) . 9
Annex B (informative) PKI and MN values for selected gaseous fuel compositions .13
PKI
Annex C (informative) Tools for users of the MN method .15
PKI
Annex D (normative) Uncertainty error and bias .16
Annex E (informative) Natural gas-based fuels for reciprocating internal combustion engines .18
Annex F (informative) Basis of the PKI method . 19
Bibliography .22

iii
Foreword
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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 document should be noted. This document was drafted in accordance with the editorial rules of the
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This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 193, Natural gas, in collaboration with the
European Committee for Standardization (CEN) Technical Committee CEN/TC 408, Biomethane and other
renewable and low-carbon methane rich gases, in accordance with the Agreement on technical cooperation
between ISO and CEN (Vienna Agreement).
A list of all parts in the ISO 17507 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.

iv
Introduction
The globalization of the natural gas market and the drive towards sustainability are increasing the diversity
of the supply of gases to the natural gas infrastructure. For example, the introduction of regasified liquefied
natural gas (LNG) can result in higher fractions of non-methane hydrocarbons in the natural gas grid
than the traditionally distributed pipeline gases for which these hydrocarbons have been removed during
processing. Also, the drive towards sustainable gaseous fuels, such as hydrogen and gases derived from
biomass, results in the introduction of “new” gas compositions that contain components that do not occur
in the traditional natural gas supply. Consequently, the increasing variations in gas composition affect the
knock resistance of the gas when used as a fuel. This can affect the operational integrity of reciprocating
internal combustion engines.
For the efficient and safe operation of gas engines, it is of great importance to characterize the knock
resistance of gaseous fuels accurately. Engine knock is caused by the autoignition of unburned fuel mixture
ahead of this mixture being consumed by the propagating flame. Mild engine knock increases pollutant
emissions accompanied by gradual build-up of component damage and complete engine failure if not
counteracted. Severe knock causes structural damage to critical engine parts, quickly leading to catastrophic
engine failure. To ensure that gas engines are matched with the expected variations in fuel composition, the
knock resistance of the fuel is to be characterized, and subsequently specified, unambiguously.
Traditional methods for characterizing the knock resistance of gaseous fuels, such as the methane number
method developed by Anstalt für Verbrennungskraftmaschinen List (AVL) in the 1960s, relate the knock
propensity of a given fuel with that of an equivalent methane/hydrogen mixture using a standardized test
engine (see References [1], [2] and [3]). Several other methane number methods have since been developed,
sometimes based on either the approach or data, or both from the original experimental work performed by
AVL.
In recognition of the need to standardize a method for characterizing the knock resistance of gaseous fuels,
several existing methods for calculating a methane number have been considered, including the propane
knock index (PKI) method outlined in this document. ISO 17507-1 describes the MN method.
C
Methods to calculate a methane number are based on the input of the gas composition under investigation.
While methods can be fundamentally different in their development approach, ideally the methods produce
similar methane numbers for the range of gas compositions they are valid for. Yet, differences in outcome can
be observed. Engine manufacturers typically determine the calculation method to be used when specifying
a methane number value for their engines as part of their application and warranty statements. In all cases,
when specifying a methane number based on either method, or any other method, the method used should
be noted.
The PKI method was developed by Det Norske Veritas (DNV), headquartered in Oslo, Norway in a consortium
of engine Original Equipment Manufacturers (OEMs) and natural gas fuel suppliers. The method is based on
the physics and chemistry of the air-fuel mixture during the compression and combustion phases of the
engine working cycle that determine engine knock, using an experimentally verified engine combustion
model.
The PKI method uses two polynomial functions to compute the methane number from the gaseous fuel
composition input. The development and experimental verification of the PKI method is documented in a
series of publications (see References [5] to [18]). A more detailed history of the PKI method can be found in
Annex F.
A version of the PKI method dedicated to LNG fuels is described in ISO 23306:2020, Annex A.

v
International Standard ISO 17507-2:2025(en)
Natural gas — Calculation of methane number of gaseous
fuels for reciprocating internal combustion engines —
Part 2:
PKI method
1 Scope
This document specifies the PKI method for the calculation of the methane number of a gaseous fuel, using
the composition of the gas as sole input for the calculation.
This document applies to natural gas (and biomethane) and their admixtures with hydrogen.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content constitutes
requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references,
the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 14532, Natural gas — Vocabulary
ISO 14912, Gas analysis — Conversion of gas mixture composition data
ISO/IEC Guide 98-3, Uncertainty of measurement — Part 3: Guide to the expression of uncertainty in
me a s ur ement (GUM: 1995)
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 14532 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1
methane number
MN
numerical rating indicating the knock resistance of a gaseous fuel
Note 1 to entry: It is analogous to the octane number for petrol. The methane number is the volume fraction expressed
as the percentage of methane in a methane-hydrogen mixture, that in a test engine under standard conditions has the
same knock resistance as the gaseous fuel to be examined.
3.2
PKI methane number
MN
PKI
numerical rating index obtained by calculation, indicating the knock resistance of a gaseous fuel according
to this document
Note 1 to entry: This analytical estimate of a methane number is based on using mole fraction gaseous fuel composition
as input.
4 Abbreviated terms
MN methane number
PKI propane knock index
MN PKI methane number
PKI
5 PKI method
5.1 Introduction
The methane number of a gas quantifies the knock propensity of that gas when used as a fuel in a
reciprocating internal combustion engine. The higher the methane number, the more knock resistant the
gaseous fuel is, and vice versa.
The methane number of a gaseous fuel is calculated from its composition according to several different
methods, all of which can give different results. The PKI method is used by engine OEMs, gaseous fuel
suppliers, engine operators, consulting engineers and engine control and gas analyser equipment OEMs. It
has been adopted in ISO 23306. When referring to a methane number value, the method used should be
noted.
The PKI method described in this document has been developed for a range of gaseous fuel compositions
exceeding the typical composition range of natural gas-based fuels used in reciprocating internal combustion
engines shown in Table E.1.
The PKI method can be used to calculate the methane number of any gaseous engine fuel as long as the gas
composition input ranges, shown in Table 1, and further boundary conditions of this method are adhered to.
The boundary conditions for the PKI method are set out in this document.
The method is based on gaseous fuel compositions in mole fraction, expressed as a percentage. If the gas
composition is available either as volume fraction or as mass fraction, conversion to mole fraction shall be
performed using the methods specified in ISO 14912.
Calculation of the MN from the gas composition involves two polynomial functions, as described in
PKI
5.3. Numerical examples are provided to enable software developers to validate implementations of the
methodology described in this document.
5.2 Applicability
5.2.1 Standard gaseous fuel composition range
The PKI method described in this document has been developed for and is applicable to all reciprocating
internal combustion engines using a gaseous fuel.
In general, the use of any method for calculating the methane number of a gaseous fuel requires either
careful consideration or consultation or both with specialist industry parties, such as engine suppliers, fuel
suppliers and consulting firms.
The PKI method described in this document is applicable to gaseous fuels comprising the following
components:
— methane
— ethane
— propane
— n-butane
— i-butane
— n-pentane
— i-pentane
— neo-pentane
— hexanes
— hydrogen
— carbon monoxide
— carbon dioxide
— nitrogen
— hydrogen sulfide
Upper and lower limits for gaseous fuels applied to this method are shown in Table 1.
Table 1 — Upper and lower limits of gaseous fuel components
for the PKI method
Amount of substance
Component
mole fraction / %
methane 65 to 100
ethane 0 to 20
propane 0 to 20
a
n-butane 0 to 5
a
i-butane 0 to 5
a
n-pentane 0 to 2
a
i-pentane 0 to 2
a
neo-pentane 0 to 2
+ b
hexanes 0 to 1,5
hydrogen 0 to 35
carbon monoxide 0 to 10
carbon dioxide 0 to 20
nitrogen 0 to 20
hydrogen sulfide 0 to 0,5
a
The PKI method differentiates between the isomers of butane and pentane in
recognition of their difference in knock propensity.
b
The PKI method treats the sum of hexanes and higher hydrocarbons including their
+
isomers (listed as hexanes ) as n-hexane.
Gas composition analyses can comprise of (non-)hydrocarbon components not listed as valid gas input
components for the PKI method as per Table 1. To provide guidance towards the correct use of and optimum
results from the PKI method, instructions for selecting non-listed gas components are given in 5.2.2.
5.2.2 Handling of other gaseous fuel components
5.2.2.1 Oxygen and water vapour
Any mole fractions of oxygen and water vapour present in the gaseous fuel under investigation shall be
ignored. The resulting gas composition shall be normalized as a composition free of oxygen and water
vapour.
5.2.2.2 Argon and helium
Any mole fractions of argon or helium present in the gaseous fuel under investigation shall be assigned to
the mole fraction of nitrogen.
5.2.2.3 Other non-listed gaseous fuel components
Any component present in the gaseous fuel under investigation not listed as valid gas input component
for the PKI method as per Table 1 and not listed in 5.2.2.1 or 5.2.2.2 shall be ignored. The resulting gas
composition shall be normalized as a composition without that component.
5.3 Methodology to calculate the MN
PKI
5.3.1 General
The MN of the gaseous fuel under investigation is calculated from its composition in two steps:
PKI
a) calculation of the PKI, based on the gas composition;
b) calculation of the MN , based on the PKI calculated in step a).
PKI
Several calculation tools have been developed to support users of this method. See Annex C.
5.3.2 Step 1: Calculation of the PKI
To calculate the PKI, a polynomial function, Formula (1) is used.
n k m
PKIX  XX (1)
nk m
i  i j
n1 i m=1 k=1 ()ij
where
PKI is the propane knock index of the gaseous fuel;
X is the (normalized) mole fraction of component i or component j in the gaseous fuel;
α is a coefficient relating to component i in the gaseous fuel; α values are given in Table A.1
(α values not listed in Table A.1 shall be assumed zero);
β is a coefficient relating to combinations of components i and j in the gaseous fuel;
β values are given in Table A.1 (β values not listed in Table A.1 shall be assumed zero);
i is an index indicating a gaseous fuel component from the range: CH , C H , C H , n-C H ,
4 2 6 3 8 4 10
i-C H , n-C H , i-C H , neo-C H , CO , CO, H or N ;
4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
j is an index indicating a gaseous fuel component from the range C H , C H , n-C H , i-C H ,
2 6 3 8 4 10 4 10
n-C H , i-C H , neo-C H , CO , CO, H or N ;
5 12 5 12 5 12 2 2 2
k 1, 2
m 1, 2
n 1 to 4
The result of Formula (1) is only valid if all of the following conditions are met:
a) the composition of the gaseous fuel used as input for Formula (1) conform with the limits/ranges listed
in Table 1;
b) the total mole percentage of the gaseous fuel used as input for Formula (1) is 100 %, or unity in the case
of using mole fractions;
c) the PKI value resulting from Formula (1) is ≤ 20.
Scaling factors are used to account for the presence of hexanes and higher hydrocarbons (denoted as
+
hexanes ) and hydrogen sulfide in the gaseous fuel under investigation. These factors convert the effect
of the components on the knock resistance of the gas to that of methane and n-pentane respectively. The

method to adjust the methane and n-pentane mole fractions used as input for Formula (1) is given in
Formulae (2) and (3).
XX03, X (2)

CH44 CH
CH614
XXXX13, (3)

nC51HC25 n HH12 2S
CH614
where
X is the adjusted mole fraction of methane in the gaseous fuel;
CH4’
X is the initial (normalized) mole fraction of methane in the gaseous fuel;
CH4
+ +
X is the (normalized) mole fraction of hexanes in the gaseous fuel;
C6H14
X is the adjusted mole fraction of n-pentane in the gaseous fuel;
n-C5H12’
X is the initial (normalized) mole fraction of n-pentane in the gaseous fuel;
n-C5H12
X is the (normalized) mole fraction of hydrogen sulfide in the gaseous fuel.
H2S
5.3.3 Step 2: Calculation of the MN
PKI
To calculate the MN , a polynomial function, Formula (4) is used:
PKI
2 3 4 5 6
MN = a · PKI + a · PKI + a · PKI + a · PKI + a · PKI + a · PKI + b (4)
PKI 1 2 3 4 5 6
where
MN is the PKI methane number of the gaseous fuel;
PKI
PKI is the propane knock index of the gaseous fuel as calculated with Formula (1);
a to a are coefficients; values are given in Table A.2;
1 6
b is a coefficient; value is given in Table A.2.
The result of Formula (4) is only valid if all of the following conditions are met:
a) the PKI value used as input for Formula (4) is ≤ 20;
b) the MN value resulting from Formula (4) is ≥ 53.
PKI
5.4 Expression of results
To express the final result, the calculated methane number is expressed as an integer. The method used
should be noted, e.g. 74 MN as per ISO 17507-2. Rounding to an integer value according to ISO 80000-1 is
PKI
recommended as a higher numerical resolution of the MN value is not relevant in practice.
PKI
5.5 Uncertainty error and bias
The MN is calculated from the mole fraction composition of the gaseous fuel under review as the sole
PKI
input, using two polynomial functions. The coefficients used in both polynomial functions have a fixed value
based on the particular composition of the gaseous fuel under review. This means that there can only be one
MN value for a given gaseous fuel composition. For the purposes of this document, the MN values thus
PKI PKI
calculated are deemed to be exact according to the PKI method. Hence, any error or bias in an MN value
PKI
arises solely from errors in the gaseous fuel compositions used as input.
The resulting uncertainty shall be estimated according to Annex D.

6 Example calculations
6.1 Example calculation 1
The determination of the MN (and PKI) of a gaseous fuel is illustrated here by an example calculation for a
PKI
gas with mole fractions expressed as percentages of 90 % methane and 10 % ethane.
This gaseous fuel meets the gas composition limits/ranges of the PKI method as given in Table 1. The
composition of the gaseous fuel adds up to 100 %, meaning that the PKI method can be applied.
For the example gas composition noted, Formula (1) for the calculation of the PKI of this gaseous fuel can be
simplified to Formula (5):
2 2 3 3 4 4 2 2
PKI = X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α + X · α + (X ) · α +
CH4 CH4 CH4 (CH4) CH4 (CH4) CH4 (CH4) C2H6 C2H6 C2H6 (C2H6)
3 3 4 4
(X ) · α + (X ) · α + X · X · β (5)
C2H6 (C2H6) C2H6 (C2H6) CH4 C2H6 CH4 · C2H6
Based on the gaseous fuel composition, the methane mole fraction X and ethane mole fraction X
CH4 C2H6
amount to 0,9 and 0,1 respectively. Using these fractions and the relevant α- and β coefficients from Table A.1
in Formula (5), the calculation of the PKI for this gaseous fuel amounts to:
2 3
PKI = 0,9 · 569,285 536 016 002 0 + (0,9) · −650,854 339 490 7 + (0,9) · 64,359 575 257 386 2 +
4 2
(0,9) · 17,214 959 222 053 6 + 0,1 · −645,099 966 662 855 0 + (0,1) · 694,229 376 857 102 0 +
3 4
(0,1) · −675,381 075 231 165 0 + (0,1) · 1 474,790 791 373 33 + 0,1 · 0,9 · 201,788 909 592 169
The calculation delivers a PKI value of 3,443 after rounding to three decimals.
This PKI value meets the criterion of PKI ≤ 20 and thus can be used as input for Formula (4). Using the PKI
value of 3,443 and the a and b coefficients from Table A.2 in Formula (4), the calculation of the MN of this
PKI
gaseous fuel amounts to:
2 3 4
MN = −9,757 977 · 3,443 + 1,484 961 · 3,443 - 0,139 533 · 3,443 + 0,007 031 306 · 3,443 −
PKI
5 6
0,000 177 002 9 · 3,443 + 0,000 001 751 212 · 3,443 + 100
The calculation delivers a MN value of 79 after rounding to an integer value.
PKI
This MN value meets the criterion of MN ≥ 53 and thus is a valid result of the PKI method for this
PKI PKI
example gaseous fuel.
6.2 Example calculation 2
The determination of the MN (and PKI) of a gaseous fuel is illustrated here by an example calculation for
PKI
a gas with mole fractions expressed as percentages of 84,5 % methane, 6,0 % ethane, 4,0 % propane, 1,5 %
+
i-butane, 0,5 % n-pentane, 0,4 % hexanes , 3,0 % nitrogen and 0,1 % hydrogen sulfide.
This gaseous fuel meets the gas composition limits/ranges of the PKI method as given in Table 1. The
composition of the gaseous fuel adds up to 100 %, meaning that the PKI method can be applied.
Before calculating the PKI of this gaseous fuel, the knock resistance of the hexanes and higher hydrocarbons
+
(denoted as hexanes ) and hydrogen sulfide fractions in the gas shall be accounted for. This is done by
adjusting the methane and n-pentane mole fractions of the gaseous fuel according to Formulae (2) and (3).

+
Using the initial mole fractions of methane and hexanes in this gaseous fuel of 0,845 and 0,004 respectively
in Formula (2), the calculation of the adjusted mole fraction of methane amounts to:
X 0,,845 030,,004 0 8438

CH4
+
Using the initial mole fractions of n-pentane, hydrogen sulfide and hexanes in this gaseous fuel of 0,005,
0,001 and 0,004 respectively in Formula (3), the calculation of the adjusted mole fraction of n-pentane
amounts to:
X 0,,,005 0 00113 0,,0040 0112

nC 51H 2
The calculation results deliver an adjusted gas composition comprising of 84,38 % methane, 6,0 % ethane,
4,0 % propane, 1,5 % i-butane, 1,12 % n-pentane and 3,0 % nitrogen.
For the adjusted gas composition noted, Formula (1) for the calculation of the PKI of this gaseous fuel can be
simplified to Formula (6):
2 2 3 3 4 4 2 2
PKI = X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α + X · α + (X ) · α +
CH4’ CH4 CH4’ (CH4) CH4’ (CH4) CH4’ (CH4) C2H6 C2H6 C2H6 (C2H6)
3 3 4 4 2 2
(X ) · α + (X ) · α + X · X · β + X · α + (X ) · α +
C2H6 (C2H6) C2H6 (C2H6) CH4’ C2H6 CH4 · C2H6 C3H8 C3H8 C3H8 (C3H8)
3 3 4 4
(X ) · α + (X ) · α + X · X · β + X · α +
C3H8 (C3H8) C3H8 (C3H8) CH4’ C3H8 CH4 · C3H8 i-C4H10 i-C4H10
2 2 3 3 4 4
(X ) · α + (X ) · α + (X ) · α +
i-C4H10 (i-C4H10) i-C4H10 (i-C4H10) i-C4H10 (i-C4H10)
2 2
X · X · β + (X · X ) · β + X · X · β +
CH4’ i-C4H10 CH4 · i-C4H10 CH4’ i-C4H10 (CH4 · i-C4H10) C2H6 i-C4H10 C2H6 · i-C4H10
2 2 3 3 4 4
X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α +
n-C5H12’ n-C5H12 n-C5H12’ (n-C5H12) n-C5H12’ (n-C5H12) n-C5H12’ (n-C5H12)
X · X · β + X · X · β + X · X · β +
CH4’ n-C5H12’ CH4 · n-C5H12 C2H6 n-C5H12’ C2H6 · n-C5H12 C3H8 n-C5H12’ C3H8 · n-C5H12
2 2 2 2
X · (X ) · β + (X ) · X · β +
C3H8 n-C5H12’ C3H8 · (n-C5H12) C3H8 n-C5H12’ (C3H8) · n-C5H12
2 2 3 3 4 4
X · X · β + X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α +
i-C4H10- n-C5H12’ i-C4H10 · n-C5H12 N2 N2 N2 (N2) N2 (N2) N2 (N2)
2 2 2 2
X · X · β + X · X · β + X · (X ) · β + (X ) · X · β +
CH4’ N2 CH4 · N2 C2H6 N2 C2H6 · N2 C2H6 N2 C2H6 · (N2) C2H6 N2 (C2H6) · N2
X · X · β + X · X · β + X · X · β (6)
C3H8 N2 C3H8 · N2 i-C4H10 N2 i-C4H10 · N2 n-C5H12’ N2 n-C5H12 · N2
Using the mole fractions of the adjusted gas composition and the relevant α- and β coefficients from Table A.1
in Formula (6), the calculation of the PKI of this gaseous fuel amounts to:
PKI = 0,843 8 · 569,285 536 016 002 0 + (0,843 8) · −650,854 339 490 7 +
3 4
(0,843 8) · 64,359 575 257 386 2 + (0,843 8) · 17,214 959 222 053 6 +
0,06 · −645,099 966 662 855 0 + (0,06) · 694,229 376 857 102 0 +
3 4
(0,06) · −675,381 075 231 165 0 + (0,06) · 1 474,790 791 373 33 +
0,843 8 · 0,06 · 201,788 909 592
...

Norme
internationale
ISO 17507-2
Première édition
Gaz naturel — Calcul de l'indice de
2025-12
méthane des combustibles gazeux
pour les moteurs alternatifs à
combustion interne —
Partie 2:
Méthode PKI
Natural gas — Calculation of methane number of gaseous fuels
for reciprocating internal combustion engines —
Part 2: PKI method
Numéro de référence
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CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: [phone]
E-mail: [e-mail]
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction .v
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Symboles et abréviations . 2
5 Méthode IM . 2
PKI
5.1 Introduction .2
5.2 Applicabilité .2
5.2.1 Plage de composition normalisée du combustible gazeux .2
5.2.2 Manipulation d'autres constituants de combustible gazeux .4
5.3 Méthodologie de calcul de l'IM . .4
PKI
5.3.1 Généralités .4
5.3.2 Étape 1: Calcul du PKI .5
5.3.3 Étape 2: Calcul de l'IM .6
PKI
5.4 Expression des résultats . .6
5.5 Erreur d'incertitude et biais .6
6 Exemple de calculs . 6
6.1 Exemple de calcul 1 .6
6.2 Exemple de calcul 2 .7
Annexe A (normative) Liste des coefficients utilisés dans la Formule (1) et la Formule (4) . 9
Annexe B (informative) Valeurs de PKI et d'IM pour certaines compositions de combustibles
PKI
gazeux .13
Annexe C (informative) Outils destinés aux utilisateurs de la méthode IM .15
PKI
Annexe D (normative) Erreur d'incertitude et biais .16
Annexe E (informative) Combustibles à base de gaz naturel pour les moteurs alternatifs à
combustion interne . 19
Annexe F (informative) Base de la méthode PKI .20
Bibliographie .23

iii
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 (IEC) 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/IEC, 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/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'ISO attire l'attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l'utilisation
d'un ou de plusieurs brevets. L'ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l'applicabilité
de tout droit de propriété revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l'ISO [avait/
n'avait pas] reçu notification qu'un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application.
Toutefois, il y a lieu d'avertir les responsables de la mise en application du présent document que des
informations plus récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à
l'adresse www.iso.org/brevets. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié tout ou
partie de tels droits de brevet.
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données pour
information, par souci de commodité, à l'intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion de
l'ISO aux principes de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles techniques au
commerce (OTC), voir www.iso.org/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 193, Gaz naturel, en collaboration avec le
comité technique CEN/TC 408, Biométhane pour utilisation dans les transports et injection dans le réseau de
gaz naturel, du Comité européen de normalisation (CEN) conformément à l’Accord de coopération technique
entre l’ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Une liste de toutes les parties de la série ISO 17507 se trouve sur le site web de l'ISO.
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes se
trouve à l’adresse www.iso.org/fr/members.html.

iv
Introduction
La mondialisation du marché du gaz naturel et la recherche de développement durable augmentent la diversité
en termes d'approvisionnement en gaz de l'infrastructure de gaz naturel. Par exemple, l'introduction de GNL
regazéifié peut entraîner des fractions plus élevées d'hydrocarbures non méthaniques dans le réseau de gaz
naturel que dans les gaz de canalisation traditionnellement distribués pour lesquels ces hydrocarbures ont
été éliminés pendant le traitement. De plus, la recherche d'introduction de combustibles gazeux durables tels
que l'hydrogène et les gaz dérivés de la biomasse conduit à l'introduction de «nouvelles» compositions du
gaz, contenant des constituants qui ne se trouvent pas dans l'approvisionnement traditionnel en gaz naturel.
Par conséquent, les variations croissantes de la composition du gaz ont une influence sur la résistance au
cliquetis du gaz lorsqu'il est utilisé comme combustible, ce qui peut influer sur l'intégrité opérationnelle des
moteurs alternatifs à combustion interne.
Pour le fonctionnement efficace et sûr des moteurs à gaz, il est très important de caractériser avec
précision la résistance au cliquetis des combustibles gazeux. Le cliquetis du moteur est provoqué par l'auto-
inflammation du mélange de combustible imbrûlé avant que ce mélange ne soit consommé par la flamme
de propagation. Les cliquetis légers du moteur augmentent les émissions polluantes et endommagent
progressivement les composants jusqu'à une défaillance complète du moteur s'ils ne sont pas contrecarrés.
Un cliquetis important provoque des dommages structurels aux parties critiques du moteur, entraînant
rapidement une défaillance catastrophique du moteur. Pour s'assurer que les moteurs à gaz sont compatibles
avec les variations attendues de la composition du combustible, la résistance au cliquetis du combustible
doit être caractérisée, puis spécifiée sans ambiguïté.
Les méthodes traditionnelles de caractérisation de la résistance au cliquetis des combustibles gazeux, telles
que la méthode de calcul de l'indice de méthane développée par Anstalt für Verbrennungskraftmaschinen
List (AVL) dans les années 60, établissent un lien entre la propension au cliquetis d'un combustible donné
et celle d'un mélange méthane/hydrogène équivalent à l'aide d'un moteur d'essai normalisé (voir les
Références [1], [2] et [3]). Plusieurs autres méthodes de calcul de l'indice de méthane ont été développées
depuis, parfois sur la base de l'approche et/ou des données issues du travail expérimental d'origine conduit
par AVL.
Compte tenu de la nécessité de normaliser une méthode de caractérisation de la résistance au cliquetis des
combustibles gazeux, plusieurs méthodes existantes de calcul de l'indice de méthane ont été considérées, y
compris la méthode PKI décrite dans le présent document. L'ISO 17507-1 décrit la méthode IMc.
Les méthodes de calcul de l'indice de méthane sont basées sur l'entrée de la composition du gaz étudié. Si
les méthodes peuvent être fondamentalement différentes dans leur approche de développement, il convient
qu'elles produisent idéalement des indices de méthane similaires pour la gamme de compositions du gaz pour
laquelle elles sont valables. Cependant, des différences de résultats peuvent être observées. Les fabricants
de moteurs déterminent généralement la méthode de calcul à utiliser pour spécifier une valeur d'indice de
méthane pour leurs moteurs dans le cadre de leur application et de leurs déclarations de garantie. Dans tous
les cas, lors de la spécification d'un indice de méthane basé sur l'une ou l'autre méthode, ou sur toute autre
méthode, il convient de noter la méthode utilisée.
La méthode PKI a été développée par DNV dans le cadre d'un consortium de fabricants d'équipement
d'origine (OEM) du moteur et de fournisseurs de gaz naturel. La méthode est basée sur la physique et la
chimie du mélange air-combustible pendant les phases de compression et de combustion du cycle de travail
du moteur qui déterminent le cliquetis du moteur, et utilise un modèle de combustion du moteur vérifié
expérimentalement.
La méthode PKI utilise deux fonctions polynomiales pour calculer l'indice de méthane à partir de l'entrée de
la composition du combustible gazeux. Le développement et la vérification expérimentale de la méthode PKI
sont documentés dans une série de publications (voir les Références [5] à [18]). Un historique plus détaillé
de la méthode PKI figure à l'Annexe F.
Une version de la méthode PKI dédiée aux combustibles GNL est actuellement décrite à l'Annexe A de
l'ISO 23306:2020.
v
Norme internationale ISO 17507-2:2025(fr)
Gaz naturel — Calcul de l'indice de méthane des combustibles
gazeux pour les moteurs alternatifs à combustion interne —
Partie 2:
Méthode PKI
1 Domaine d'application
Le présent document définit la méthode PKI pour le calcul de l'indice de méthane d'un combustible gazeux,
en utilisant la composition du gaz comme entrée unique pour le calcul.
Le présent document s'applique au gaz naturel (et au biométhane) et à leurs mélanges avec l'hydrogène.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. 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 14532, Gaz naturel — Vocabulaire
ISO 14912, Analyse des gaz — Conversion des données de composition de mélanges gazeux
Guide ISO/IEC 98-3, Incertitude de mesure — Partie 3: Guide pour l’expression de l’incertitude de mesure (GUM:
1995)
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions de l'ISO 14532 ainsi que les suivants
s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en normalisation,
consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l'adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
indice de méthane
IM
valeur numérique indiquant la résistance au cliquetis d'un combustible gazeux
Note 1 à l'article: Elle est analogue à l'indice d'octane pour l'essence. L'indice de méthane est la fraction volumique
exprimée en pourcentages de méthane dans un mélange méthane-hydrogène, qui dans un moteur d'essai sous des
conditions standard, a la même résistance au cliquetis que le combustible gazeux à examiner.

3.2
indice de méthane PKI
IM
PKI
calcul d'un indice de valeur numérique indiquant la résistance au cliquetis d'un combustible gazeux
conformément au présent document
Note 1 à l'article: Cette estimation analytique d'un indice de méthane est basée sur l'utilisation de la fraction molaire
de la composition du combustible gazeux comme entrée.
4 Symboles et abréviations
IM indice de méthane
PKI indice de cliquetis du propane (propane knock index)
IM indice de méthane PKI
PKI
5 Méthode IM
PKI
5.1 Introduction
L'indice de méthane d'un gaz quantifie la propension au cliquetis de ce gaz lorsqu'il est utilisé comme
carburant dans un moteur à combustion interne à pistons alternatifs. Plus l'indice méthane est élevé, plus le
carburant gazeux est résistant au cliquetis, et inversement.
L'indice de méthane d'un combustible gazeux est calculé à partir de sa composition selon plusieurs
méthodes, qui peuvent toutes produire des résultats différents. La méthode PKI est utilisée par les OEM du
moteur, les fournisseurs de combustible gazeux, les opérateurs du moteur, les ingénieurs-conseils et les OEM
de l'équipement de contrôle du moteur et d'analyse du gaz, et a été adoptée dans l'ISO 23306. Il convient de
noter la méthode utilisée lorsque l'on fait référence à une valeur de l'indice de méthane.
La méthode PKI décrite dans le présent document a été développée pour une gamme de compositions du
combustible gazeux dépassant la gamme de compositions type des combustibles à base de gaz naturel
utilisés dans les moteurs alternatifs à combustion interne présentés dans le Tableau E.1.
La méthode PKI peut donc être utilisée pour le calcul de l'indice de méthane de tout combustible pour moteur
gazeux tant que les plages d'entrée de la composition du gaz, indiquées dans le Tableau 1, et que d'autres
conditions aux limites de cette méthode sont respectées. Les conditions aux limites de la méthode PKI sont
définies dans le présent document.
La méthode est basée sur des compositions du combustible gazeux en fraction molaire, exprimées en
pourcentage. Si la composition du gaz est disponible sous forme de fraction volumique ou de fraction
massique, la conversion en fraction molaire doit être réalisée à l'aide des méthodes de l'ISO 14912.
Le calcul de l'IM à partir de la composition du gaz implique deux fonctions polynomiales, comme décrit
PKI
en 5.3. Des exemples numériques sont fournis pour permettre aux développeurs de logiciels de valider les
applications de la méthode décrite dans le présent document.
5.2 Applicabilité
5.2.1 Plage de composition normalisée du combustible gazeux
La méthode PKI décrite dans le présent document a été élaborée pour, et s’applique à tous les moteurs
alternatifs à combustion interne utilisant un combustible gazeux.
En règle générale, l'utilisation de toute méthode visant à calculer l'indice de méthane d'un combustible
gazeux nécessite une attention particulière et/ou la consultation de parties spécialisées de l'industrie telles
que les fournisseurs de moteurs, les fournisseurs de combustibles et des sociétés de conseil.

La méthode PKI décrite dans le présent document s'applique aux combustibles gazeux comprenant les
constituants suivants:
— méthane
— éthane
— propane
— n-butane
— i-butane
— n-pentane
— i-pentane
— néo-pentane
— hexanes
— hydrogène
— monoxyde de carbone
— dioxyde de carbone
— azote
— sulfure d'hydrogène
Les limites supérieures et inférieures pour les combustibles gazeux appliquées à cette méthode sont
indiquées dans le Tableau 1.
Tableau 1 — Limites supérieures et inférieures des constituants du combustible gazeux pour la
méthode PKI
Quantité de substance
Constituant
Fraction molaire
%
méthane 65 à 100
éthane 0 à 20
propane 0 à 20
a
n-butane 0 à 5
a
i-butane 0 à 5
a
n-pentane 0 à 2
a
i-pentane 0 à 2
a
néo-pentane 0 à 2
+ b
hexanes 0 à 1,5
hydrogène 0 à 35
monoxyde de carbone 0 à 10
dioxyde de carbone 0 à 20
azote 0 à 20
sulfure d'hydrogène 0 à 0,5
a
La méthode PKI fait la différence entre les isomères du butane et du pentane en
reconnaissance de leur différence de propension au cliquetis.
b
La méthode PKI traite la somme des hexanes et des hydrocarbures supérieurs, y
+
compris leurs isomères (énumérés sous forme d'hexanes ) en tant que n-hexane.

Les analyses de la composition du gaz peuvent comprendre des constituants d'hydrocarbures ou d'autres
combustibles répertoriés comme constituants d'entrée de gaz valides pour la méthode PKI, conformément
au Tableau 1. Pour fournir des recommandations en vue de l'utilisation correcte de la méthode PKI et de
l'obtention de résultats optimaux via son utilisation, des instructions relatives à la manipulation d'une
sélection de ces constituants gazeux non répertoriés sont données en 5.2.2.
5.2.2 Manipulation d'autres constituants de combustible gazeux
5.2.2.1 Oxygène et vapeur d'eau
Tout oxygène et toute vapeur d'eau présents dans le combustible gazeux étudié doivent être ignorés. La
composition du gaz résultante doit être normalisée pour obtenir une composition libre d’oxygène et de
vapeur d’eau.
5.2.2.2 Argon et hélium
Tout argon ou hélium présent dans le combustible gazeux étudié doit être attribué à la fraction molaire
d'azote.
5.2.2.3 Autres constituants de combustible gazeux non répertoriés
Tout constituant présent dans le combustible gazeux étudié non répertorié comme constituant d'entrée
de gaz valide pour la méthode PKI conformément au Tableau 1 et non répertorié en 5.2.2.1 ou 5.2.2.2, doit
être ignoré. La composition du gaz résultante doit être normalisée pour obtenir une composition sans ce
constituant.
5.3 Méthodologie de calcul de l'IM
PKI
5.3.1 Généralités
L'IM du combustible gazeux étudié est calculé à partir de sa composition en deux étapes:
PKI
a) le calcul du PKI, basé sur la composition du gaz;
b) le calcul de l'IM , basé sur le PKI calculé à l'étape a).
PKI
Plusieurs outils de calcul ont été développés pour aider les utilisateurs de la méthode. Voir l'Annexe C.

5.3.2 Étape 1: Calcul du PKI
Pour calculer le PKI, la Formule (1) polynomiale est utilisée:
4 2 2
n k m
PKIXXX (1)
nk m
i  i j
n1 i m1 k1 ij
où
PKI est l'indice de cliquetis du propane du combustible gazeux;
X est la fraction molaire (normalisée) du constituant i ou du constituant j dans le combustible
gazeux;
α est un coefficient lié au constituant i dans le combustible gazeux; les valeurs α sont données
dans le Tableau A.1 (les valeurs α ne figurant pas dans le Tableau A.1 doivent être supposées
égales à zéro);
β est un coefficient lié aux combinaisons des constituants i et j dans le combustible gazeux; les
valeurs β sont données dans le Tableau A.1 (les valeurs β non énumérées dans le Tableau A.1
doivent être supposées égales à zéro);
i est un indice indiquant un constituant de combustible gazeux dans la plage CH , C H , C H ,
4 2 6 3 8
n-C H ,, i-C H , n-C H , i-C H , neo-C H , CO , CO, H or N ;
4 10 4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
j est un indice indiquant un constituant de combustible gazeux dans la plage C H , C H , n-C H ,
2 6 3 8 4 10
i-C H ,, n-C H , i-C H , neo-C H , CO , CO, H ou N ;
4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
k 1, 2
m 1, 2
n 1 à 4
Le résultat de la Formule (1) n'est valide que si toutes les conditions suivantes sont satisfaites:
a) la composition du combustible gazeux utilisé comme entrée pour la Formule (1) est conforme aux
limites/plages indiquées dans le Tableau 1;
b) le pourcentage molaire total du combustible gazeux utilisé comme entrée pour la Formule (1) est de
100 %, ou une unité si des fractions sont utilisées;
c) la valeur du PKI résultant de la Formule (1) est ≤ 20.
+
Pour tenir compte de la présence d'hexanes, d'hydrocarbures supérieurs (désignés sous forme d'hexanes )
et de sulfure d'hydrogène dans le combustible gazeux étudié, des facteurs d'échelle sont utilisés. Ces
facteurs convertissent l'effet de ces constituants sur la résistance au cliquetis du gaz en celui du méthane et
du n-pentane, respectivement. La méthode d'ajustement des fractions molaires de méthane et de n-pentane
utilisées comme entrée pour la Formule (1) est indiquée dans les Formules (2) et (3).
XX03,  X (2)

CH44CH C6
XXXX13, (3)
nnC5HC12 5H12 H2SC6
où
X est la fraction molaire ajustée du méthane dans le combustible gazeux;
CH4’
X est la fraction molaire (normalisée) initiale du méthane dans le combustible gazeux;
CH4
+
X + est la fraction molaire (normalisée) d'hexanes dans le combustible gazeux;
C6
X est la fraction molaire ajustée du n-pentane dans le combustible gazeux;
nC5H12’
X est la fraction molaire (normalisée) initiale du n-pentane dans le combustible gazeux;
nC5H12
X est la fraction molaire (normalisée) de sulfure d'hydrogène dans le combustible gazeux.
H2S
5.3.3 Étape 2: Calcul de l'IM
PKI
Pour calculer l'IM , la Formule (4) polynomiale est utilisée:
PKI
2 3 4 5 6
IM = a · PKI + a · PKI + a · PKI + a · PKI + a · PKI + a · PKI + b (4)
PKI 1 2 3 4 5 6
où
IM est l'indice de méthane PKI du combustible gazeux;
PKI
PKI est l'indice de cliquetis du propane du combustible gazeux, calculé à l'aide de la Formule (1);
a a ,…, a est un coefficient; les valeurs en sont données dans le Tableau A.2;
1, 2 6
b est un coefficient; la valeur en est donnée dans le Tableau A.2;
Le résultat de la Formule (4) n'est valide que si toutes les conditions suivantes sont satisfaites:
a) la valeur de PKI utilisée comme entrée pour la Formule (4) est ≤ 20;
b) la valeur d'IM résultant de la Formule (4) est ≥ 53.
PKI
5.4 Expression des résultats
Pour l'expression du résultat final, l'indice de méthane calculé est exprimé sous la forme d'un nombre entier
et il convient de noter la méthode utilisée. Par exemple, 74 IM selon l'ISO 17507-2. L'arrondi à une valeur
PKI
entière conformément à l'ISO 80000-1 est recommandé, car une résolution numérique plus élevée de la
valeur de l'IM n'est pas pertinente dans la pratique.
PKI
5.5 Erreur d'incertitude et biais
L'IM est calculé à partir de la composition de la fraction molaire du combustible gazeux examiné comme
PKI
entrée unique, en utilisant deux fonctions polynomiales. Les coefficients utilisés dans les deux fonctions
polynomiales ont une valeur fixe, ce qui signifie que pour une composition du combustible gazeux donnée, il
ne peut y avoir qu'une seule valeur d'IM . Pour les besoins de la présente norme, les valeurs de l'IM ainsi
PKI PKI
calculées sont considérées comme exactes selon la méthode PKI. Par conséquent, toute erreur ou tout biais
dans une valeur d'IM résulte uniquement d'erreurs dans les compositions de combustible gazeux utilisées
PKI
comme entrée.
L'incertitude qui en résulte doit être estimée conformément à l'Annexe D.
6 Exemple de calculs
6.1 Exemple de calcul 1
La détermination de l'IM (et du PKI) d'un combustible gazeux est illustrée ici par un exemple de calcul
PKI
pour un gaz avec des fractions molaires exprimées en pourcentages de 90 % de méthane et 10 % d'éthane.
Ce combustible gazeux satisfait aux limites/gammes de composition du gaz de la méthode PKI donnée dans
le Tableau 1 et sa composition atteint 100 %, ce qui signifie que la méthode PKI peut être appliquée.

Pour l'exemple de composition de gaz noté, la Formule (1) pour le calcul du PKI de ce combustible gazeux est
simplifiée en Formule (5):
2 2 3 3 4 4 2 2
PKI = X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α + X · α + (X ) · α +
CH4 CH4 CH4 (CH4) CH4 (CH4) CH4 (CH4) C2H6 C2H6 C2H6 (C2H6)
3 3 4 4
(X ) · α + (X ) · α + X · X · β (5)
C2H6 (C2H6) C2H6 (C2H6) CH4 C2H6 CH4 · C2H6
Sur la base de la composition du combustible gazeux, la fraction molaire de méthane X et la fraction
CH4
molaire d'éthane X s'élèvent respectivement à 0,9 et 0,1. En utilisant ces fractions et les coefficients
C2H6
pertinents α- et β du Tableau A.1 dans le Formule (5), le calcul du PKI de ce combustible gazeux est égal à:
2 3
PKI = 0,9 · 569,285 536 016 002 0 + (0,9) · −650,854 339 490 7 + (0,9) · 64,359 575 257 386 2 +
4 2
(0,9) · 17,214 959 222 053 6 + 0,1 · −645,099 966 662 855 0 + (0,1) · 694,229 376 857 102 0 +
3 4
(0,1) · −675,381 075 231 165 0 + (0,1) · 1 474,790 791 373 33 + 0,1 · 0,9 · 201,788 909 592 169
ce qui donne une valeur de PKI de 3,443 après avoir été arrondie à la troisième décimale.
Cette valeur de PKI satisfait au critère de PKI ≤ 20 et peut donc être utilisée comme entrée à la Formule (4).
En utilisant la valeur de PKI de 3,443 et les coefficients a et b du Tableau A.2, le calcul de l'IM de ce
PKI
combustible gazeux est égal à:
2 3 4
IM = −9,757 977 · 3,443 + 1,484 961 · 3,443 - 0,139 533 · 3,443 + 0,007 031 306 · 3,443 −
PKI
5 6
0,000 177 002 9 · 3,443 + 0,000 001 751 212 · 3,443 + 100
ce qui donne une valeur de l'IM de 79 après arrondissement à une valeur entière.
PKI
Cette valeur de l'IM satisfait au critère de IM ≥ 53 et est donc un résultat valide de la méthode PKI pour
PKI PKI
cet exemple de combustible gazeux.
6.2 Exemple de calcul 2
La détermination de l'IM (et du PKI) d'un combustible gazeux est illustrée ici par un exemple de calcul
PKI
pour un gaz avec des fractions molaires exprimées en pourcentages de 84,5 % de méthane, 6,0 % d'éthane,
+
4,0 % de propane, 1,5 % d'i-butane, 0,5 % de n-pentane, 0,4 % d'hexanes , 3,0 % d'azote et 0,1 % de sulfure
d'hydrogène.
Ce combustible gazeux satisfait aux limites/gammes de composition du gaz de la méthode PKI donnée dans
le Tableau 1 et sa composition atteint 100 %, ce qui signifie que la méthode PKI peut être appliquée.
Avant de calculer le PKI de ce combustible gazeux, il est nécessaire de tenir compte de la résistance au
+
cliquetis des fractions des hexanes, des hydrocarbures supérieurs (désignés comme hexanes ) et des
fractions de sulfure d'hydrogène dans le gaz. Cela est effectué en ajustant les fractions molaires de méthane
et de n-pentane du combustible gazeux à l'aide des Formules (2) et (3).
En utilisant les fractions molaires initiales de méthane et d'hexanes+ dans ce combustible gazeux,
respectivement de 0,845 et 0,004 dans la Formule (2), le calcul de la fraction molaire ajustée de méthane
s'élève à:
X 84,,50 30,,40 8438

CH4
En utilisant les fractions molaires initiales de n-pentane, d'hydrogène sulfuré et d'hexanes+ dans ce
combustible gazeux, respectivement égales à 0,005, 0,001 et 0,004 dans la Formule (3), le calcul de la fraction
molaire ajustée du n-pentane s'élève à:
X 0,,,005 0 00113 0,,0040 0112 %

nC51H 2
Le résultat du calcul résulte en une composition du gaz ajustée comprenant 84,38 % de méthane, 6,0 %
d'éthane, 4,0 % de propane, 1,5 % d'i-butane, 1,12 % de n-pentane et 3,0 % d'azote.

Pour la composition de gaz ajustée notée, la Formule (1) pour le calcul du PKI de ce combustible gazeux est
simplifiée en Formule (6):
2 2 3 3 4 4 2 2
PKI = X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α + X · α + (X ) · α +
CH4’ CH4 CH4’ (CH4) CH4’ (CH4) CH4’ (CH4) C2H6 C2H6 C2H6 (C2H6)
3 3 4 4 2 2
(X ) · α + (X ) · α + X · X · β + X · α + (X ) · α +
C2H6 (C2H6) C2H6 (C2H6) CH4’ C2H6 CH4 · C2H6 C3H8 C3H8 C3H8 (C3H8)
3 3 4 4
(X ) · α + (X ) · α + X · X · β + X · α +
C3H8 (C3H8) C3H8 (C3H8) CH4’ C3H8 CH4 · C3H8 i-C4H10 i-C4H10
2 2 3 3 4 4
(X ) · α + (X ) · α + (X ) · α +
i-C4H10 (i-C4H10) i-C4H10 (i-C4H10) i-C4H10 (i-C4H10)
2 2
X · X · β + (X · X ) · β + X · X · β +
CH4’ i-C4H10 CH4 · i-C4H10 CH4’ i-C4H10 (CH4 · i-C4H10) C2H6 i-C4H10 C2H6 · i-C4H10
2 2 3 3 4 4
X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α +
n-C5H12’ n-C5H12 n-C5H12’ (n-C5H12) n-C5H12’ (n-C5H12) n-C5H12’ (n-C5H12)
X · X · β + X · X · β + X · X · β +
CH4’ n-C5H12’ CH4 · n-C5H12 C2H6 n-C5H12’ C2H6 · n-C5H12 C3H8 n-C5H12’ C3H8 · n-C5H12
2 2 2 2
X · (X ) · β + (X ) · X · β +
C3H8 n-C5H12’ C3H8 · (n-C5H12) C3H8 n-C5H12’ (C3H8) · n-C5H12
2 2 3 3 4 4
X · X · β + X · α + (X ) · α + (X ) · α + (X ) · α +
i-C4H10- n-C5H12’ i-C4H10 · n-C5H12 N2 N2 N2 (N2) N2 (N2) N2 (N2)
2 2 2 2
X · X · β + X · X · β + X · (X ) · β + (X ) · X · β +
CH4’ N2 CH4 · N2 C2H6 N2 C2H6 · N2 C2H6 N2 C2H6 · (N2) C2H6 N2 (C2H6) · N2
X · X · β + X · X · β + X · X · β (6)
C3H8 N2 C3H8 · N2 i-C4H10 N2 i-C4H10 · N2 n-C5H12’ N2 n-C5H12 · N2
En utilisant les fractions molaires de la composition du gaz ajustée et les coefficients pertinents α- et β du
Tableau A.1 dans la Formule (6), le calcul du PKI de ce combustible gazeux est égal à:
PKI = 0,843 8 · 569,285 536 016 002 0 + (0,843 8) · −650,854 339 490 7 +
3 4
(0,843 8) · 64,359 575 257 386 2 + (0,843 8) · 17,214 959 222 053 6 +
0,06 · −645,099 966 662 855 0 + (0,06) · 694,229 376 857 102 0 +
3 4
(0,06) · −675,381 075 231 165 0 + (0,06) · 1 474,790 791 373 33 +
0,843 8 · 0,06 · 201,788 909 592 169 + 0,04 · 499,398 492 651 52 +
2 3
(0,04) · −576,665 945 472 394 0 + (0,04) · 252,193 674 060 28 +
(0,04) · 593,958 975 466 507 0 + 0,843 8 · 0,04 · −865,856 657 223 225 +
0,015 · 735,223 884 113 728 0 + (0,015) · −3 182,614 393 379 67 +
3 4
(0,015) · 20 945,186 725 021 9 + (0,015) · 159 067,868 032 595 0 +
2 2
0,843 8 · 0,015 · −1 023,278 147 470 3 + (0,843 8) · (0,015) · 1 550,095 184 612 58 +
0,06 · 0,015 · −109,983 789 902 769 + 0,011 2 · 2 571,930 793 605 35 +
2 3
(0,011 2) · 10 516,494 109 227 50 + (0,011 2) · −770 539,377 197 693 +
(0,011 2) · 28 633 475,586 565 4 + 0,843 8 · 0,011 2 · −2 811,677 404 325 23 +
0,06 · 0,011 2 · −1 870,347 465 005 63 + 0,04 · 0,011 2 · −1 734,805 682 394 27 +
2 2
0,04 · (0,011 2) · 127 551,642 193 201 + (0,04) · 0,011 2 · 11 318,418 395 072 2 +
0,015 · 0,011 2 · 5 056,603 091 637 61 + 0,03 · −469,428 097 827 742 +
2 3
(0,03) · 352,688 107 288 763 + (0,03) · −220,491 687 402 358 +
(0,03) · 1 419,680 053 962 420 + 0,843 8 · 0,03 · −1,053 973 329 306 09 +
0,06 · 0,03 · 968,887 620 927 515 + 0,06 · (0,03) · 337,464 863 958 288 +
(0,06) · 0,03 · 267,472 766 191 96 + 0,04 · 0,03 · 13,345 337 812 469 +
0,015 · 0,03 · 14,803 895 799 972 4 + 0,011 2 · 0,03 · −1 573,688 937 706 25
Le calcul résulte en une valeur de PKI de 15,734 après avoir été arrondie à la troisième décimale.
Cette valeur de PKI satisfait au critère de PKI ≤ 20 et peut donc être utilisée comme entrée à la Formule (4).
En utilisant la valeur de PKI de 15,734 et les coefficients a et b du Tableau A.2 dans la Formule (4), le calcul de
l'IM de ce combustible gazeux est égal à:
PKI
2 3 4
IM = −9,757 977 · 15,734 + 1,484 961 · 15,734 − 0,139 533 · 15,734 + 0,007 031 306 · 15,734 −
PKI
5 6
0,000 177 002 9 · 15,734 + 0,000 001 751 212 · 15,734 + 100
ce qui donne une valeur d'IM de 57 après arrondissement à une valeur entière.
PKI
Cette valeur de l'IM satisfait au critère de IM ≥ 53 et est donc un résultat valide de la méthode PKI pour
PKI PKI
le gaz combustible de cet exemple.
Pour fournir des recommandations supplémentaires sur le calcul des PKI et des IM , l'Annexe B énumère
PKI
une sélection de combustibles gazeux et les valeurs de PKI et d'IM correspondantes.
PKI
Annexe A
(normative)
Liste des coefficients utilisés dans la Formule (1) et la Formule (4)
A.1 Coefficients utilisés dans la Formule (1)
a
Tableau A.1 — Coefficients α et β utilisés dans la Formule (1)
Coefficient Valeur
α 569,285 536 016 002 0
CH4
α −650,854 339 490 7
(CH4)
α 64,359 575 257 386 2
(CH4)
α 17,214 959 222 053 6
(CH4)
α −645,099 966 662 855 0
C2H6
α 694,229 376 857 102 0
(C2H6)
α −675,381 075 231 165 0
(C2H6)
α 1 474,790 791 373 33
(C2H6)
α 499,398 492 651 52
C3H8
α −576,665 945 472 394 0
(C3H8)
α 252,193 674 060 28
(C3H8)
α 593,958 975 466 507 0
(C3H8)
α 934,466 273 223 240 0
n-C4H10
α −86,872 357 077 023 8
(n-C4H10)
α −20 418,906 767 397 9
(n-C4H10)
α 633 286,561 358 521 0
(n-C4H10)
α 735,223 884 113 728 0
iso-C4H10
α −3 182,614 393 379 67
(iso-C4H10)
α 20 945,186 725 021 9
(iso-C4H10)
α 159 067,868 032 595 0
(iso-C4H10)
α 2 571,930 793 605 35
n-C5H12
α 10 516,494 109 227 50
(n-C5H12)
α −770 539,377 197 693
(n-C5H12)
α 28 633 475,586 565 4
(n-C5H12)
α −3 582,967 844 353 79
iso-C5H12
α 403 155,950 864 334
(iso-C5H12)
α −11 917 333,837 932 9
(iso-C5H12)
α 1 123,396 367 098 65
neo-C5H12
α 1 679,728 075 248 10
(neo-C5H12)
α −172 182,649 067 176
(neo-C5H12)
α 3 467 918,607 466 990
(neo-C5H12)
α −469,428 097 827 742
N2
α 352,688 107 288 763
(N2)
a
La valeur des coefficients α et β non énumérés doit être supposée égale à zéro.

TTabableleaauu A A.11 ((ssuuiitte)e)
Coefficient Valeur
α −220,491 687 402 358
(N2)
α 1 419,680 053 962 420
(N2)
α −953,460 328 339 263
CO2
α 1 148,487 258 682 280
(CO2)
α −601,339 855 375 907
(CO2)
α 448,125 565 457 084
(CO2)
α −5 813,759 963 900 21
CO
α 5 511,721 025 828 67
(CO)
α 1 647,043 065 843 26
(CO)
α −3 471,241 525 554 25
(CO)
α −2 012,525 21 90 63
H2
α 2 059,631 57 03 14 47
(H2)
α −313,277 15 07 26 788
(H2)
α 957,327 60 80 16 344
(H2)
β 201,788 909 592 169
CH4 · C2H6
β −865,856 657 223 225
CH4 · C3H8
β −1 210,227 541 932 4
CH4 · n-C4H10
β 1 331,555 523 696 450
(CH4 · n-C4H10)
β −1 023,278 147 470 3
CH4 · iso-C4H10
β 1 550,095 184 612 58
(CH4 · iso-C4H10)
β −2 811,677 404 325 23
CH4 · n-C5H12
β 3 363,981 505 063 56
CH4 · iso-C5H12
β −1 534,525 674 887 23
CH4 · neo-C5H12
β −1,053 973 329 306 09
CH4 · N2
β 473,574 764 109 71
CH4 · CO2
β −308,259 010 229 21
(CH4 · CO2)
β 5 356,433 570 549 5
CH4 · CO
β 1 227,107 72 94 97 01
CH4 · H2
β 253,206 75 96 21 511
CH4 · (H2)
β · 326,009 79 53 02 013
(CH4) H2
β −437,695 363 730 406
C2H6 · n-C4H10
β −109,983 789 902 769
C2H6 · iso-C4H10
β −1 870,347 465 005 63
C2H6 · n-C5H12
β 3 909,509 060 762 45
C2H6 · iso-C5H12
β −886,578 525 827 322
C2H6 · neo-C5H12
β 968,887 620 927 515
C2H6 · N2
β · 267,472 766 191 96
(C2H6) N2
β 337,464 863 958 288
C2H6 · (N2)
β 1 431,950 116 993 15
C2H6 · CO2
β 6 463,144 442 956 27
C2H6 · CO
β 2 974,729 29 65 84 95
C2H6 · H2
β −118,490 180 710 956
C3H8 · n-C4H10
β −1 734,805 682 394 27
C3H8 · n-C5H12
a
La valeur des coefficients α et β non énumérés doit être supposée égale à zéro.

TTabableleaauu A A.11 ((ssuuiitte)e)
Coefficient Valeur
β 127 551,642 193 201
C3H8 · (n-C5H12)
β · 11 318,418 395 072 2
(C3H8) n-C5H12
β 3 318,968 208 193 38
C3H8 · iso-C5H12
β 13,345 337 812 469
C3H8 · N2
β 292,275 289 330 565
C3H8 · CO2
β 5 403,502 607 948 29
C3H8 · CO
β · 2 333,823 463 429 21
(C3H8) CO
β 2 067,292 42 46 09 78
C3H8 · H2
β 3 500,702 828 522 74
n-C4H10 · iso-C4H10
β −4 737,328 494 949 99
n-C4H10 · n-C5H12
β 525 591,310 711 326
n-C4H10 · (n-C5H12)
β · 297 556,039 242 685
(n-C4H10) n-C5H12
β 6 095,059 988 750 87
n-C4H10 · iso-C5H12
β −953,002 183 779 388
n-C4H10 · neo-C5H12
β −103,571 484 346 062
n-C4H10 · CO2
β 5 869,190 506 527 74
n-C4H10 · CO
β 2 377,694 85 62 41 19
n-C4H10 · H2
β 5 056,603 091 637 61
iso-C4H10 · n-C5H12
β 6 619,278 776 370 44
iso-C4H10 · iso-C5H12
β −1 363,961 016 448 41
iso-C4H10 · neo-C5H12
β 14,803 895 799 972 4
iso-C4H10 · N2
β 211,752 602 673 394
iso-C4H10 · CO2
β 5 786,325 257 174 88
iso-C4H10 · CO
β 2 567,653 63 14 925
iso-C4H10 · H2
β 12 268,283 772 748
n-C5H12 · iso-C5H12
β −1 573,688 937 706 25
n-C5H12 · N2
β −898,466 856 535 774
n-C5H12 · CO2
β · −42 401,411 139 182 4
(n-C5H12) CO2
β 3 985,110 420 511 03
n-C5H12 · CO
β · 48 265,319 103 373 7
(n-C5H12) CO
β · 99 313,950 84 34 517
(n-C5H12) H2
β 3 773,449 267 853 97
iso-C5H12 · neo-C5H12
β 4 490,678 300 326 75
iso-C5H12 · N2
β 5 122,009 935 455 09
iso-C5H12 · CO2
β · −28 087,848 186 432 6
(iso-C5H12) CO2
β 10 248,340 825 423 2
iso-C5H12 · CO
β 6 575,397 11 80 68 26
iso-C5H12 · H2
β −642,170 828 416 611
neo-C5H12 · N2
β · −11 320,112 689 948 1
(neo-C5H12) CO2
β 4 772,677 301 186 82
neo-C5H12 · CO
β 1 108,926 38 47 52 54
neo-C5H12 · H2
β 1 156,200 327 160 21
N2 · CO2
β · 359,342 203 118 816
(N2) CO2
a
La valeur des coefficients α et β non énumérés doit être supposée égale à zéro.

TTabableleaauu A A.11 ((ssuuiitte)e)
Coefficient Valeur
β 6 076,818 092 916 31
N2 · CO
β · 389,853 153 629 781
(N2) CO
β 367,319 351 280 689
N2 · (CO)
β 2 616,219 56 43 13 42
N2 · H2
β 6 557,376 349 418 7
CO2 · CO
β 1 824,585 879 374 03
(CO2 · CO)
β 3 034,741 34 60 668
CO2 · H2
β −1 664,28 09 40 74 521
(CO2 · H2)
β 8 006,508 20 72 31 09
CO · H2
β 884,142 62 53 84 53
(CO · H2)
a
La valeur des coefficients α et β non énumérés doit être supposée égale à zéro.
A.2 Coefficients utilisés dans la Formule (4)
Tableau A.2 — Coefficients a et b utilisés dans la Formule (4)
Coefficient Valeur
a −9,757 977
a 1,484 961
a −0,139 533
a 0,007 031 306
a −0,000 177 002 9
a 0,000 001 751 212
b 100
Annexe B
(informative)
Valeurs de PKI et d'IM pour certaines compositions de
PKI
combustibles gazeux
B.1 Valeurs de PKI et d'IM pour certaines compositions de combustibles gazeux
PKI
Afin de fournir des recommandations aux utilisateurs de la méthode PKI sur la mise en œuvre de la méthode,
les Tableaux B.1 et B.2 énumèrent un total de 12 mélanges de combustibles gazeux et leurs valeurs de PKI et
d'IM correspondantes.
PKI
Tableau B.1 — Valeurs de PKI et d'IM calculées pour une gamme sélectionnée de mélanges de
PKI
combustibles gazeux
Quantité de fraction molaire, %, dans les mélanges de combustibles gazeux
Constituant 1 2 3 4 5 6
Méthane 100 65,471 81,4 88,5 68,452 80
Éthane 0 12,400 2,0 4,0 2,600 5
Propane 0 10,200 1,0 1,0 0,340 15
n-Butane 0 0,090 0,1 0,5 0,650 0
i-Butane 0 0,160 0,0 0,0 0,050 0
n-Pentane 0 0,014 0,0 0,0 0,016 0
i-Pentane 0 0,015 0,0 0,0 0,002 0
néo-Pentane 0 0,000 0,5 0,0 0,000 0
+
Hexanes 0 0,000 0,0 0,5 0,000 0
Hydrogène 0 0,000 0,0 0,0 8,900 0
Monoxyde de carbone 0 0,000 0,0 5,0 5,700 0
Dioxyde de carbone 0 0,750 1,0 0,0 0,890 0
Azote 0 10,900 14,0 0,0 12,400 0
Sulfure d'hydrogène 0 0,000 0,0 0,5 0,000 0
Valeurs de PKI et d'IM calculées, arrondies à la troisième décimale
PKI
Quantité calculée
PKI 0,006 13,536 2,058 9,364 6,528 15,546
IM 99,944 60,324 85,112 66,765 71,572 57,628
PKI
Valeurs d'IM résultantes, après arrondissement à l'entier
PKI
Quantité
IM 100 60 85 67 72 58
PKI
Tableau B.2 — Valeurs de PKI et d'IM calculées pour une gamme sélectionnée de mélanges de
PKI
combustibles gazeux
Quantité de fraction molaire, %, dans les mélanges de combustibles gazeux
Constituant 7 8 9 10 11 12
Méthane 65,83 95,6 79,1 80 90 88
Éthane 2,30 1,0 1,0 0 0 5
Propane 0,50 0,0 0,0 0 0 5
n-Butane 0,00 3,4 0,0 0 0 0
i-Butane 0,00 0,0 4,9 0 0 0
n-Pentane 0,00 0,0 0,0 0 0 0
i-Pentane 0,00 0,0 0,0 0 0 1
néo-Pentane 0,00 0,0 0,0 0 0 1
+
Hexanes 0,00 0,0 0,0 0 0 0
Hydrogène 20,00 0,0 5,0 20 0 0
Monoxyde de ca
...