ISO 13686:1998

Natural gas - Quality designation

Gaz naturel — Désignation de la qualité

L'ISO 13686:1998 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 sous l'appellation "gaz naturel". Elle comporte une partie principale renfermant une liste de paramètres, les unités dans lesquelles ceux-ci s'expriment et les références à des normes de mesurage, ainsi que des annexes informatives donnant des exemples de valeurs types de ces paramètres avec un accent particulier mis sur l'hygiène 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. Des détails concernant l'interchangeabilité sont donnés en Annexe.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 29-Apr-1998
• Withdrawal Date: 29-Apr-1998
• ICS: 75.060 - Natural gas
• Technical Committee: ISO/TC 193 - Natural gas
• Drafting Committee: ISO/TC 193 - Natural gas
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 13-Jun-2013
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Revised: ISO 13686:2013 - Natural gas - Quality designation
• Effective Date: 18-Dec-2008

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL IS0
STANDARD 13686
First edition
1998-05-01
Natural gas -
Quality designation
Gaz nature/ - Dhignation de la qua/it6
Reference number
IS0 13686: 1998(E)
IS0 13686:1998(E)
Contents
V
Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 Scope .*.,.,.,.,.,.,.,.,,.,,,,.~.~,,~,,~~,~,~,~,~~~~,,~
2 Normative references . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .*.*.
3 Definitions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .~.~.~.
4 Symbols, abbreviations and units . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .*.
5 Quality designation parameters .
..............................................................................................
5.1 Gas composition
5.2 Gas properties .
6 Sampling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .~~.~~~.~~~~.~~~.~~~.~.~~~.~.~.~~.~~~.~~~,,~~.~,~,~,~~~~,,,
..........................................
Annex A (informative) Introduction to informative annexes
A 1 Quality specification .
A 2 Interchangeability .
...........................................................
A 3 Natural gas, Local distribution system
A 4 Condensation curves .
.....................................................................................................
A.5 Odorization
...................................................
A 6 Nominal range of natural gas components
0 IS0 1998
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced
or utilized in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying and
microfilm, without permission in writing from the publisher.
International Organization for Standardization
Case postale 56 l CH-1211 Geneve 20 l Switzerland
Internet central @I iso.ch
x.400 c=ch; a=400net; p=iso; o=isocs; s=central
Printed in Switzerland
ii
IS0 13686: 1998(E)
@ IS0
Annex B (informative) German Regulations Code of Practice DVGW G 260 I:
.................. .22
1983, G 260/l I: 1990 Extract of the relevant parts for natural gases
B 1 Basic gases, substitute gases, additive gases .
............................................................................................... 22
B 2 Standard state
B 3 Standard values .
B 4 Gas families, groups .
............................................................................................
B 5 Gas composition
.............................................................. 24
B 6 Notes on the technical burning data
.25
.................
B 7 Notes on the gas constituents and gas secondary substances.
..................................................... 27
B 8 Data and guide values for the gas quality
Annex C (informative) European standard EN 437 “Test gases, test pressures
. . . . .*.*.
and categories of appliances”
................................... 31
Annex D (informative) Interchangeability A.G.A. Index Method
..............................................................................
D 1 Example for a calculation
...................... .37
Annex E (informative) British Gas Hydrocarbon Equivalence Method.
....................................................................... 37
E 1 Composition-based prediction
..................................................................... 38
E 2 Prediction of Interchangeability
.........................................................
E 3 Three Dimensional Prediction Diagram
. . . . . . . . . . . . . . . . . .*.*. 41
Annex F (informative) Weaver Index Method
Annex G (informative) French Method for Determining Gas Interchangeability
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
(Delbourg Method)
G 1. Calculation of Interchangeability Indices on the Basis of Chemical
Composition of the Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
G 2. Interchangeability Limits for Second-family Gases for Domestic
Appliances at 20 mbar .,,.,.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Annex H (informative) Bibliography

@ IS0
IS0 13686:1998(E)
Foreword
IS0 (the International Organization for Standardization) is a worldwide
federation of national standards bodies (IS0 member bodies). The work of
preparing International Standards is normally carried out through IS0
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. IS0
collaborates closely with the International Electrotechnical Commission
(IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
Draft International Standards adopted by the technical committees are
circulated to the member bodies for voting. Publication as an International
Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting
a vote.
International Standard IS0 13686 was prepared by Technical Committee
ISO/TC 193, NaturaI gas.
Annexes A to H of this International Standard are for information only.
iv
@ IS0
IS0 13686: 1998(E)
Introduction
The need for an International Standard concerning the designation of natural gas
quality was a basic reason for the establishment of lSO/TC 193 in 1989.
Standardisation of the designation of quality is specifically stated in the scope of the
TC. 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) required 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 percentage of the natural gas that is sold in international trade and
transmitted for custody transfer to local distribution systems.
V
This page intentionally left blank

IS0 13686: 1998(E)
INTERNATIONAL STANDARD o IS0
Quality designation
Natural gas -
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 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 clause A.2.
2 Normative references
The following standards contain provisions which, through reference in this
text, constitute provisions of this International Standard. At the time of publica-
tion, the editions indicated were valid. All standards are subject to revision,
and parties to agreements based on this International Standard are
encouraged to investigate the possibility of applying the most recent editions of
the standards indicated below. Members of IEC and IS0 maintain registers of
currently valid International Standards.
IS0 6326-l : 1989, Natural gas - Determination of sulfur compounds -
Part I: General introduction.
IS0 6326-2: 1981,
Gas analysis - Determination of sulphur compounds
in natural gas - Part 2: Gas chromatographic method
using an electrochemical detector for the
determination of odoriferous sulphur compounds.
IS0 6326-3: 1989, Natural gas - Determination of sulfur compounds -
Part 3: Determination of hydrogen sulfide, mercaptan
sulfur and carbonyl sulfide sulfur by potentiometry.
IS0 6326-4: 1994, Natural gas - Determination of sulfur compounds -
Pat? 4: Gas chromatographic method using a flame
photometric detector for the determination of
hydrogen sulfide, carbonyl sulfide and other sulfur-
containing odorants.
0 IS0
IS0 13686: 1998(E)
IS0 632695:1989, Natural gas - Determination of sulfur compounds -
Par? 5: Lingener combustion method.
Gas analysis - Determination of the water dew point
IS0 6327:1981,
of natural gas - Cooled surface condensation
hygrometers.
Natural gas - Simple analysis by gas
IS0 6568:1981,
chromatography.
IS0 65709t1983, Natural gas - Determination of potential hydrocarbon
liquid content - Part 1: Principles and general
requirements.
IS0 657002:1984, Natural gas - Determination of potential hydrocarbon
liquid content - Part 2: Weighing method.
IS0 6570-3:1984, Natural gas - Determination of potential hydrocarbon
liquid content - Part 3: Volumetric method.
Natural gas - Determination of hydrogen, inert gases
ISO6974:1984,
and hydrocarbons up to Cs - Gas chromatographic
method
Natural gas - Extended analysis - Gas
IS0 6975: 1997,
chroma tographic method.
IS0 6976:1995, Natural gas - Calculation of calorific values, density,
relative density and Wobbe index from composition.
Natural gas - Determination of water by the
IS0 lOlOl-1:1993,
Karl Fischer method - Part I: Introduction.
IS0 lOlOl-2:1993, Natural gas - Determination of water by the
Karl Fischer method - Part 2: Titration procedure.
IS0 10101-3:1993, Natural gas - Determination of water by the
Karl Fischer method - Part 3: Coulometric procedure.
IS0 10715:1997, Natural gas - Sampling.
IS0 11541:1997, Natural gas - Determination of water content at
high pressure.
IS0 12213-1:1997, Natural gas - Calculation of compression factor - Part
1: Introduction and guidelines.
IS0 13443:1996, Natural gas - Standard reference conditions.
IS0 13686:1998(E)
0 IS0
Definitions
For the purposes of this International Standard, the following definitions and
explanations apply.
3.1 natural gas
A 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.
It generally also includes some inert gases, such as nitrogen and carbon
dioxide, plus minor amounts of trace constituents.
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 may then be transmitted within a local dis-
tribution 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 annex A, clause A. 1).
3.2 liquefied natural gas
Natural gas which, after processing, has been liquefied for storage or trans-
portation purposes. Liquefied natural gas is revapourized 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. Substitute natural gas is sometimes called synthetic natural
gas.
3.4 raw gas
II heads through gathering I ines to processing
Unprocessed gas taken from we
facilities.
3.5 local distribution system
The gas mains and services which supply natural gas directly to consumers.
3.6 gas quality
The quality of a natural gas is defined by its composition and t he following
physical properties:
Major components: calorific value, Wobbe index
Minor components: density, compression factor
Trace constituents: relative density, dew points

0 IS0
IS0 13686: 1998(E)
3.7 reference conditions
The preferred reference conditions are referred to as standard reference
conditions and denoted by the subscript “s” (see IS0 13443):
=
101,325 kPa
S
P
W
T 288,1!5 K
s -
3.8 calorific values
Divided into two types: superior calorific value and inferior calorific value,
defined as follows (see IS0 6976).
3.8.1 superior calorific value
The 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, all of these
products being in the gaseous state except for water formed by combustion,
which is condensed to the liquid state at the above mentioned temperature.
The above mentioned pressure and temperature must be specified.
3.8.2 Inferior calorific value
The 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, all of these
products being in the gaseous state. The above mentioned pressure and
temperature must be specified.
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 tempera-
ture shall be stated at standard reference conditions.
Calorific values can also be stated as dry or wet, depending on the water
vapour content of the gas prior to combustion.
The effect of water vapour on the calorific values, either directly measured or
calculated, is described in annex F of IS0 6976.
Normally, the calorific value is expressed as the superior, dry value specified
on a volumetric basis under standard reference conditions.
3.9 density
The mass of a gas divided by its volume at specified pressure and
temperature.
IS0 13686:1998(E)
3.10 relative density
Often called specific gravity, it is the mass of natural gas, dry or wet, per unit
volume divided by the mass of an equal volume of dry air, both at the same
specified pressure and temperature (see IS0 6976).
3.11 Wobbe index
The Wobbe index is a measure of the heat input to gas appliances, derived
from the orifice flow equation. It is defined as the specified calorific value,
always on a volume basis, divided by the square root of the corresponding
relative density. 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 (see IS0 6976).
3.12 compression factor
The 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.
The terms compressibility factor and Z-factor are synonymous with compres-
sion factor (see IS0 12213-l ).
3.13 water dew point
The dew point defines the temperature above which no condensation of water
occurs at a specified pressure. For any pressure lower than the specified pres-
sure there is no condensation at this temperature
(see A.4.1 and IS0 6327).
3.14 hydrocarbon dew point
The dew point defines the temperature above which no condensation of hy-
drocarbons occurs at a specified pressure.
At a given dew point, there is a pressure range within which condensation
occurs except at one point, the cricondentherm (see A.4.2).
3.15 molar composition
The molar composition of a gas is the term used when the proportion of each
component is expressed as a molar (or mole) fraction, or molar (mole) percen-
tage, of the whole.
Thus the mole fraction, xi, of component i is the quotient of the number of
moles of component i and the number of moles of the whole mixture present in
the same arbitrary volume. One mole of any chemical species is the amount of
substance which has the relative molecular mass in grams. A table of
recommended values of relative molecular masses is given in IS0 6976.
For an ideal gas, the mole fraction (or percentage) is identical to the volume
fraction (percentage), but this relationship cannot in general be assumed to
apply to real gas behaviour.
IS0 13686:1998(E)
@ IS0
3.16 gas composition
The concentrations of the major and minor components and trace constituents
in natural gas as analysed.
3.17
gas analysis
The use of test methods and other techniques for determining the gas
composition, as stated in this International Standard.
3.18 interchangeability
A measure of the degree to which the combustion characteristics of one gas
resemble those of another gas. 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
Natural gas is normally odourless. It is necessary to add an odorant to the gas
fed into the distribution system for safety reasons. It permits the detection of
the gas by smell at very low concentrations.
3.20 methane number
The methane number is a rating indicating the knocking characteristics of a
fuel gas. It is comparable to the octane number for petrol.
The methane number expresses the volume percentage of methane in a met-
hane/hydrogen mixture which, in a test engine under standard conditions, has
the same tendency to knock as the fuel gas to be examined.

ISO13686:1998( E)
0 IS0
4 Symbols, abbreviations and units
Symbol/Abbreviation Meaning and units
d Relative density
Molar basis calorific value (kJ/mol)
H
h
Mass basis calorific value (MJ/kg)
H
-
Volumetric basis calorific value (MJ/m3)
H
LDS Local distribution system
M Mass per mole (kglkmol)
NG Natural gas
(Absolute) pressure (kPa)
P
SNG Substitute (synthetic) natural gas
t Celsius temperature ( “C)
T Thermodynamic (absolute) temperature (K)
V (Gas) volume (m3)
W Wobbe index (number) (MJ/m3)
Z Compression factor
d Density ( kg/m3)
Subscripts
d (Gas volume) dry
I Inferior (calorific value)
S (Gas volume) saturated
S Superior (calorific value)
(Gas volume) wet
Calorific value
Superior calorific value denoted by Hs; inferior calorific value denoted by HI.
The calorific value 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 ”.
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.
fi s,w (ps, T,)
Wobbe index
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.
0 IS0
IS0 13686: 1998(E)
Example:
Wobbe index, superior, specified on a volumetric basis, at standard reference
conditions and stated as “wet”
&w (Ps 9 7;)
wsw (Ps9Ts) = &i&-y)
5 Quality designation parameters
This section 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.
51 . Gas composition
Natural gas is composed primarily of methane with smaller amounts of higher
hydrocarbons and non combustible gases. Major and minor components and
trace constituents may be determined as follows.
Limits are not given in this document, but analysis to determine the natural-gas
properties may be specified in contracts and state and federal codes in some
countries. (See informative annexes.)
5.1 .I Major components
-
Test methods
Constituent Units
Methane
Ethane
Propane
IS0 6568
Butanes
mol % IS0 6974
Pentanes
IS0 6975
Hexanes plus
Nitrogen
Carbon dioxide
5.1.2 Minor components
Units Test methods
Constituent
Hydrogen
IS0 6975
Oxygen
mol % IS0 6974
Carbon monoxide
Helium
0 IS0
IS0 13686:1998(E)
5.1.3 Trace constituents
Constituent Units
Test methods
Hydrogen sulfide
IS0 6326-l
Mercaptan sulfur
IS0 6326-2
Dialkyl (di) sulfide mglm3
IS0 6326-3
Carbonyl sulfide IS0 6326-4
Total sulfur IS0 6326-5
52 . Gas properties
5.2.1 Physical properties
Property Units Test methods
Molar calorific value H
M J/mol
Mass-basis calorific value k M J/kg
Volumetric-basis calorific value i?
M J/m3
IS0 6976
Density
d
Wobbe index
W M J/m3
Water dew point
IS0 6327
OC 0
Water liquid content
mg/m3 IS0 10101-1
IS0 10101-2
IS0 10101-3
IS0 11541
Hydrocarbon dew point
OC (K)
Hydrocarbon liquid content
mg/m3
IS0 6570-I
IS0 6570-2
IS0 6570-3
5.2.2 Other properties
Natural gas shall be technically free of:
Water and hydrocarbons in liquid form;
Solid particulate substances in amounts deleterious to the materials
normally encountered in transportation and utilisation;
Other gases that could adversely affect the transportation or utilisation of
the gas.
Note:
Technically free means that there are no visible traces of the components mentioned under actual
conditions.
Sampling
Natural gas shall be sampled at agreed upon points, using routines
representing established good practice, for the purpose of applying the test
methods required. See IS0 10715 for guidance on sampling.

0 IS0
IS0 13686:1998(E)
Annex A
(informative)
Introduction to informative annexes
Al Quality specification
German regulations Code of Practice DVGW G 26011: 1983;
A 1.1
G 260111: 1990
(Relevant parts for natural gases, see Annex B)
NOTE Deutscher Verein 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 1.2 French regulations concerning gas quality
In France, gas quality is principally defined by two government 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 should be
defined if necessary by contractual documents signed between the companies
involved in gas transportation, which are now Gaz de France, Elf Aquitaine
Production and Societe Nationale des Gaz du Sud Quest. The two governmental
documents can be summed up as follows:
1 Arr& du 16 septembre 1977
Limits of variations of superior calorific value of natural gas. Reference
conditions called normal conditions (n) are:
T : 0 degree C
P : 1,013 bar
The superior calorific value of natural gas must be between IO,7 and 12,8 kWh/m3
(n) in areas fed by high cal. gas (H Gas) and between 9,5 and IO,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).
2 ArrM 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 the pipelines or
which modifies physical characteristics of these material can be allowed in
natural gas.
0 IS0
IS0 13686: 1998(E)
Hydrogen sulfide
Instantaneous content of hydrogen sulfide must be less than 15 milligrams
per cubic meter (n).
Hydrogen sulfide content must not exceed 12 milligrams per cubic meter
(n) for more than 8 consecutive hours.
The average content of hydrogen sulfide for any period of 8 days must be
less than 7 milligrams per cubic meter (n).
Sulfur
instantaneous total sulfur content must be less than 150 milligrams per
cubic meter (n).
Water
Water dew point must be less than - 5 OC at the maximum service
pressure of the gas pipeline.
A 1.3 U.K. Statutory Legislation with respect to gas quality
Within the U.K. there are certain statutory requirements with respect to
gas quality. This legislation stipulates standards of purity and odorosity
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 milligrams 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
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 customers 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 fun-
ction of Wobbe index.
Flash back: The tendency for the flame to contract towards the port
and for the combustion to take place inside the burner.
Lifting: Burning surface expands to the point where burning cea-
0 IS0
IS0 13686:1998(E)
ses at the port and burns above it.
Incomplete combustion where excess hydrocarbons
Yellow Tipping:
could, but does not always, result in unacceptable levels
of carbon monoxide. May result in soot deposition 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 the interchangeability there are two routes which can be
followed, namely:
Wobbe index or gas composition based prediction methods
A 2.1 Wobbe index (see Annex 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 characterised 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.
This method is followed by the German regulations Code of Practice DVGW-G260/l;
1983, G260/11;1990 (see Annex B), and, for appliances, by the European Standard
EN 437 (see Annex C).
The definitions in force for testing appliances and gas quality are given in
table A.I.
0 IS0 IS0 13686: 1998(E)
Table A.1 Definitions for testing appliances and gas quality
Testing appliances Gas Quality
Gas family: Second
A gas family is a collection of gases with common main constitu- family
ents NG or SNG
Gas group:
A gas group is a collection of gases in one gas family, all around Range of
a reference gas having similar combustion characteristics and Wobbe index
determined by limit gases and test pressures.
in LDS
Reference gas:
A gas with which appliances operate under nominal conditions, Gas in LDS
when supplied at the corresponding normal pressure.
Limit gases:
Gases representative of extreme variations in the characteristics
of the usable gases.
Normal pressure: Pressure in
The pressure at which appliances operate under nominal
LDS
conditions, when they are supplied with the corresponding
reference gas.
Test pressures:
Range of
Pressures representative of the extreme variations in the
gas pressure
appliance supply conditions. in LDS
A 2.2 A.G.A. 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 2.3 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.
0 IS0
IS0 13686:1998(E)
A 2.4 Weaver index method (see Annex F)
The Weaver index method introduces the flame speed into the equations
particularly for lifting and flash back.
A 2.5 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 co-
ordinates (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.
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 utilisation 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
IS0 13686:1998(E)
0 IS0
A 3 Natural Gas y L&al Distribution System
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
b
.
b
.
.
*
b
national border
.
LDS i
.
.
.
.
. a
.
.
.
.
. . . . . . . . . b9bbOObbrn. i
i
i
.
I
i
t
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
. LDS i
.
.
.
. : 8
.
.
.
.
.
. . . . . . . . . . . . .O.ObO.
i
.
I l
i
*
.ooooo.oo.o.
. i
i i
i i
LDS
:i
i i
= . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ;
i
.
u b
i
TAB/3~712~01/501/05.10.95
After PROCESSING the gas is suitable for use on LDS, after TREATMENT
the gas is not suitable for use on LDS.
In the diagram MIXING relates to the mixing of two gases that are both suitable
for use on an LDS. BLENDING has the purpose to produce an acceptable gas for
distribution out of two gases where of at least one is not suitable for distribution.
0 IS0
IS0 13686: 1998(E)
A4 condensation curves
A 4.1 water
t
a
a
CRITICAL POINT
a
u
a
t
/APOUR
LIQUID
/t\ 8
ii! PD
IL
t
s I
i
cn
i
a
i
tn
i
i
a
i
L
i
i
u
t i
i
t
TRIPLE POINT
/\’
temperature d
A 4.2 hydrocarbons
TAB / 3-712-01 / S 02 / 05.10.95
CRICONDENBAR
l - DEW POINT
TWO PHASE AREA
temperature -
8 IS0
IS0 13686: 1998(E)
A 5 Odorization
Natural gas is odorized upon entering the local distribution system so that
consumers will be alerted to its presence. An alert level consisting in an intensity of
odour equivalent to 2 olfactory degrees reached when the concentration of gas in air
is below 1 %, is often specified (Wienke, K.; Ermittlung und uberprufung der
Geruchsintensitatskurven von Gasen und Odoriermitteln. gas warme international.
Band 18(1969), Nr. 6. S. 223 - 232, und Nr. 1 I, S. 418 - 421). Other levels may be
required in different areas. The following four different categories of odorant blends
are generally used to odorize Natural gases:
1 . Blends of Mercaptans, consisting predominantly of Tertiary Butyl Mercaptan
(TBM) with lower concentrations of Iso Propyl Mercaptan (IPM) and Normal
Propyl Mercaptan (NPM).
2 . Blends of Mercaptans with Alkyl Sulfides, where Dimethyl Sulfide (DMS) and
Methyl Ethyl Sulfide (MES) are the most commonly used Alkyl Sulfides.
3 . Tetrahydrothiophene (THT): Cyclic Sulfide used in the gas industry as single
component odorant.
4 . Blends of THT with Mercaptans.
Odorant used for the odorization of natural gas have to meet the requirements
mentioned in lSO/DlS 13734.
In Germany the practice of odorization, featuring the technique, safety aspects
odorant requirement and dosage, is contained in code of practice DVGW G 280 and
G 281, whilst products concerned as odorants or odorant containers are regulated
by DIN standards (DIN 30650, DIN 30651).
A 6 Nominal range of natural gas components
A 6.1 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.2.
Table A.2 Natural gas components
methane
70,O - 98,0 % (w/w)
ethane 0,3 - 18,O % (w/w)
,
*
propane < 8,0 % (w/w)
butane c 2,0 % (w/w)
pentane c 0,5 % (wlw)
nitrogen c 30,o % (w/w)
carbon dioxide c 15,0 % (wlw)
IS0 13686:1998(E) QISO
The content of each of all other components and constituents is less than 0,l %
(w/w).
Existing Substances Regulation No 793193 /EEC of 23 March 1993, Natural gas,
dried, EINECS no 270-085-9, CAS no 68410-63-g)
A 6.2
United States
A 6.2.1 National Overview
Natural gas composition to end-use customers in the U.S. 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
heating value, specific gravity, and Wobbe index.
natural gas ‘quality’ and value -
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 nondescript;
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.3.
Table A.3 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 . .
IS0 13686:1998(E)
0 IS0
A 6.2.2 Summary National Statistics
The methodology used to collect these data was described in the previous section,
including the issue of weighting based on 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.4 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.4 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.4
also note several extreme values that were set by propane - air peakshaving gas
compositions. The consideration of peakshaving 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 peakshaving gases are not considered.
IS0 13686:1998(E)
0 IS0
Table A.4 Natural gas composition and physical properties.
Mean Minimum Minimum Maximum Maximum
10th 90th
WithPlA WIOPIA WithP/A W/OP/A
%-ile %-ile
Methane (Mole %)
93,9 558
743 98,l 98,l
89,6 96,5
Ethane (Mole %)
32 1 I 5
1 5 13,3
13,3 15 9 48 9
Propane (Mole %) 9 7
P 0 9 0 23,7
26 1 3 2 12 9
0 21
9 0 21 1 ! 6
C4 + (Mole %) 4 9 9
? 1 1
9 0 1 0 15,l 10,O
CO2 + N2 (Mole %) 26 I,0 4,3
Heating Value (MJ/m3>
38,46 36,14 36,14 45,oo
41,97 37,48 39,03
Heating Value (BTU/s@
1033 970
970 1208 1127
1006 1048
Specific Gravity
,598 ,563
,563 ,883
,698 ,576 ,623
Wobbe Number (MJ/m3) 49,79 44,76
44,76 52,85 52,85 49,59 50,55
Wobbe Number (BTUkcf) 1336
1201 1201 1418
1418 1331 1357
Air/Fuel Ratio (Mass)
16,4 12,7 13,7
17,l 17,l
15,9 16,8
Air/Fuel Ratio volume)
9,7 9,l 91 1
11,4 IO,6 94 9
99 9
Molecular Weight 17,3
16,4 16,4 25,5
20,2 16,7
18,O
Critical Compression Ratio
13,8 9,7 12,5
14,2 14,2 13,4
14,o
Methane Number
90,o 34,l 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
0 IS0
IS0 13686:1998(E)
FIGURE A.1 Regional Distribution of Gas
.
. Composition Survey Areas
FIGURE A.2 Non-Methane Constituents
in Natural Gas
TAB / 3-712-01 / S 03 / 0510.95
20/
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
IS0 13686: 1998(E) 0 IS0
Annex B
(informative)
German Regulations Code of Practice DVGW G 260 I: 1983, G 260/k 1990
Extract of the relevant parts for natural gases
Bl
Basic gases, substitute gases, additive gases
Basic gases are the gases usually distributed in a supply area.
To be able to meet the requirements in peak gas supply gas conditioning in some
cases is necessary. This can be done either with:
I
Substitute gases, which are gas mixtures that despite having a composition
different from that of basic gas and, sometimes, having different characteristic
data, have an equivalent behaviour in the burner to the basic gas, at the same
pressure and with the equipment setting unchanged. They can be used in
place of the supplied gases without limitation.
-
Additive gases, which are gas mixtures that in composition and technical
combustion characteristics differ considerably from the basic gas. They can be
added to the basic gas in limited quantities, whereby the requirement for an
equal performance of the mixture in the burner determines the level of
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 13686
Première édition
1998-05-01
Gaz naturel — Désignation de la qualité
Natural gas — Quality designation

Numéro de référence
©
ISO 1998
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ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax. + 41 22 749 09 47
E-mail [e-mail]
Web www.iso.org
Version française parue en 2006
Publié en Suisse
ii © ISO 1998 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos. v
Introduction . vi
1 Domaine d'application. 1
2 Références normatives . 1
3 Définitions . 2
4 Symboles, abréviations et unités. 6
5 Paramètres de désignation de la qualité. 7
5.1 Composition du gaz. 7
5.2 Propriétés des gaz. 9
6 Échantillonnage . 10
Annexe A (informative) Introduction aux annexes informatives. 11
A.1 Spécification de la qualité. 11
A.2 Interchangeabilité . 12
A.3 Gaz naturel, réseau local de distribution (LDS). 15
A.4 Courbes de condensation. 16
A.5 Odorisation. 17
A.6 Plage nominale de concentrations des constituants du gaz naturel . 18
Annexe B (informative) Réglementation allemande, Code de bonne pratique DVGW G 260/I:1983,
G 260/II:1990 Extrait des parties pertinentes pour le gaz naturel. 21
B.1 Gaz de base, gaz de remplacement, additifs gazeux. 21
B.2 État normal . 21
B.3 Valeurs normales. 21
B.4 Familles de gaz, groupes de gaz. 22
B.5 Composition des gaz. 22
B.6 Notes sur les caractéristiques techniques de la combustion. 23
B.7 Notes sur les constituants gazeux et les substances gazeuses secondaires. 24
B.8 Données et valeurs indicatrices de la qualité des gaz. 25
Annexe C (informative) Norme européenne EN 437 «Gaz d'essais — Pressions d'essais —
Catégories d'appareils» . 27
Annexe D (informative) Méthode des indices d'interchangeabilité A.G.A. 29
D.1 Exemple de calcul. 29
Annexe E (informative) Méthode British Gas de l'équivalence des hydrocarbures. 36
E.1 Prévision fondée sur la composition. 36
E.2 Prévision de l'interchangeabilité. 37
E.3 Schéma de prévision tridimensionnel. 38
Annexe F (informative) Méthode des indices de Weaver. 41
© ISO 1998 – Tous droits réservés iii

Annexe G (informative) Méthode française de détermination de l'interchangeabilité des gaz
(Méthode Delbourg) . 43
G.1 Calcul des indices d'interchangeabilité sur la base de la composition chimique du gaz. 43
G.2 Limites d'interchangeabilité pour les gaz de la deuxième famille pour appareils
domestiques sous 20 mbar. 44
Bibliographie . 49

iv © ISO 1998 – Tous droits réservés

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.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
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.
L'ISO 13686 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 193, Gaz naturel.
Les annexes A à G de la présente Norme internationale sont données uniquement à titre d'information.
© ISO 1998 – Tous droits réservés v

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 fournit 20 % de
l'énergie primaire du monde et sa part de marché a de grandes chances de croître. Cependant, la qualité du
gaz naturel n'avait pas jusqu'à présent de définition universellement acceptée.
Pour pallier ce manque, il a été décidé d'établir une liste générale des paramètres requis, à savoir
constituants et propriétés, et de ne pas fixer de valeurs ou de limites pour ces paramètres dans la Norme
internationale résultante.
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
internationale a donc été élaborée, à laquelle on a joint des annexes donnant des exemples de spécifications
actuellement existantes sur la qualité du gaz naturel.
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 traitement.
Il est admis que la présente Norme internationale traite du gaz naturel au niveau du gazoduc, avant tout
traitement par les LDS aux fins d’écrêtement des pointes, ce qui correspond à la majeure partie du gaz
naturel vendu sur le marché international et cédé aux réseaux locaux de distribution.

vi © ISO 1998 – Tous droits réservés

NORME INTERNATIONALE ISO 13686:1998(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 sous l'appellation
«gaz naturel».
Elle comporte une partie principale renfermant une liste de paramètres, les unités dans lesquelles ceux-ci
s'expriment et les références à des normes de mesurage, ainsi que des annexes informatives donnant des
exemples de valeurs types de ces paramètres avec un accent particulier mis sur l'hygiène 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.
Des détails concernant l'interchangeabilité sont donnés en A.2.
2 Références normatives
Les normes suivantes contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui en est faite, constituent
des dispositions valables pour la présente Norme internationale. Au moment de la publication, les éditions
indiquées étaient en vigueur. Toute norme est sujette à révision et, les parties prenantes des accords fondés
sur la présente Norme internationale, sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les éditions les plus
récentes des normes indiquées ci-après. Les membres de la CEI et de l'ISO possèdent le registre des normes
internationales en vigueur à un moment donné.
ISO 6326-1:1989, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 1: Introduction générale
ISO 6326-2:1981, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 2: Méthode par
chromatographie en phase gazeuse avec détecteur électronique pour la détermination des composés soufrés
odorants
ISO 6326-3:1989, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 3: Détermination du sulfure
d'hydrogène, des thiols et du sulfure de carbonyle par potentiométrie
ISO 6326-4:1994, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 4: Détermination du sulfure
d'hydrogène, du sulfure de carbonyle et des composés soufrés malodorants par chromatographie en phase
gazeuse avec détecteur à photométrie de flamme
ISO 6326-5:1989, Gaz naturel — Détermination des composés soufrés — Partie 5: Méthode de
combustion Lingener
ISO 6327:1981, Analyse des gaz — Détermination du point de rosée des gaz naturels — Hygromètres à
condensation à surface refroidie
ISO 6568:1981, Gaz naturel — Analyse simple par chromatographie en phase gazeuse
ISO 6570-1:1983, Gaz naturel — Détermination de la teneur en hydrocarbures liquides potentiels — Partie 1:
Principes et prescriptions générales
© ISO 1998 – Tous droits réservés 1

ISO 6570-2:1984, Gaz naturel — Détermination de la teneur en hydrocarbures liquides potentiels — Partie 2:
Méthode par pesée
ISO 6570-3:1984, Gaz naturel — Détermination de la teneur en hydrocarbures liquides potentiels — Partie 3:
Méthode volumétrique
ISO 6974:1984, Gaz naturel — Détermination de l'hydrogène, des gaz inertes et des hydrocarbures
jusqu'en C8 — Méthode par chromatographie en phase gazeuse
ISO 6975:1997, Gaz naturel — Détermination de l'hydrocarbure du butane (C4) jusqu'à l'hexadècane
(C16) — 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 10101-1:1993, Gaz naturel — Dosage de l'eau par la méthode de Karl Fischer — Partie 1: Introduction
ISO 10101-2:1993, Gaz naturel — Dosage de l'eau par la méthode de Karl Fischer — Partie 2:
Méthode titrimétrique
ISO 10101-3:1993, Gaz naturel — dosage de l'eau par la méthode de Karl Fischer — Partie 3:
Méthode coulométrique
ISO 10715:1997, Gaz naturel — Lignes directrices pour l'échantillonnage
ISO 11541:1997, Gaz naturel — Dosage de l'eau à haute pression
ISO 12213-1:1997, Gaz naturel — Calcul du facteur de compression — Partie 1: Introduction et lignes
directrices
ISO 13443:1996, Gaz naturel — Conditions de référence standard
3 Définitions
Pour les besoins de la présente Norme internationale, les termes et définitions 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 également aussi d'éthane, de propane et d'hydrocarbures supérieurs en
quantités beaucoup plus faibles. Le gaz naturel peut également en général renfermer des gaz inertes tels que
l'azote et le dioxyde de carbone, plus des quantités très faibles d'éléments à l'état de traces.
Le gaz naturel demeure à l'état gazeux dans les conditions de température et de pression normalement
rencontrées en service, il est produit et traité à partir de gaz brut ou de gaz naturel liquéfié et, si besoin est,
peut être mélangé pour être directement utilisable. Le gaz naturel (gaz naturel de qualité gazoduc) peut être
transporté à l'intérieur d'une région donnée par un ou plusieurs réseaux locaux de distribution, nationaux ou
transnationaux. Il fait l'objet de conditions contractuelles entre fournisseur et acheteur et, dans certains cas,
de prescriptions nationales ou fédérales en matière de qualité (voir A.1).
3.2
gaz naturel liquéfié
Gaz naturel qui a subi un traitement de liquéfaction pour le stockage ou le transport. Le gaz naturel liquéfié
est regazéifié et introduit dans les gazoducs pour pouvoir être transporté et distribué sous forme de gaz
naturel.
2 © ISO 1998 – Tous droits réservés

3.3
gaz naturel de substitution
gaz de remplacement
Gaz manufacturé ou ajusté dont les propriétés le rendent interchangeable avec le gaz naturel. Le gaz de
remplacement du gaz naturel est parfois appelé gaz naturel synthétique.
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 des services qui apportent le gaz naturel directement au consommateur.
3.6
qualité du gaz
La qualité du gaz se définit par la composition et les propriétés physiques de celui-ci:
⎯ constituants majeurs: pouvoir calorifique, indice de Wobbe;
⎯ constituants mineurs: masse volumique, facteur de compression;
⎯ composés à l'état de traces: densité relative, points de rosée.
3.7
conditions de référence
Les conditions de références préconisées sont dites conditions de référence standard et sont dénotées par
l'indice «s» (voir l'ISO 13443):
p = 101,325 kPa
s
T = 288,15 K
s
3.8
pouvoirs calorifiques
Se divisent en deux groupes: le pouvoir calorifique supérieur et le pouvoir calorifique inférieur, qui se
définissent comme suit (voir l'ISO 6976:1995).
3.8.1
pouvoir calorifique supérieur
Quantité de chaleur dégagée 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 sont ramenés à la même température spécifiée que celle des corps en réaction, tous ces produits
étant à l'état gazeux, sauf l'eau formée pendant la combustion, qui est condensée et ramenée à l'état liquide à
la température mentionnée ci-dessus. La pression et la température en question doivent être spécifiées.
3.8.2
pouvoir calorifique inférieur
Quantité de chaleur dégagée 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 sont ramenés à la même température spécifiée que celle des corps en réaction, tous ces produits
étant à l'état gazeux. La pression et la température en question doivent être spécifiées.
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.
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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.
Les effets de la vapeur d'eau sur le pouvoir calorifique, qu'ils soient mesurés directement ou calculés, sont
décrits en Annexe F de l'ISO 6976. Normalement, le pouvoir calorifique indiqué est le pouvoir calorifique
supérieur, à l'état sec, sur une base volumétrique, dans les conditions normales de référence.
3.9
masse volumique
Masse d'un gaz divisée par son volume dans des conditions spécifiées de pression et de température.
3.10
densité (relative)
Rapport de la masse du gaz naturel, sec ou humide, par unité de volume, à la masse d'un volume égal d'air
sec dans les mêmes conditions spécifiées de pression et de température (voir l'ISO 6976).
3.11
indice de Wobbe
Mesure de la quantité de chaleur alimentant un appareil à gaz, dérivée de l'équation du débit au niveau de
l'orifice d'entrée. L'indice de Wobbe se définit comme le pouvoir calorifique déterminé, toujours sur une base
volumétrique, divisé par la racine carrée de la densité correspondante. 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 (voir l'ISO 6976).
3.12
facteur de compressibilité, Z
Quotient du volume d'une masse arbitraire de gaz, à une pression et à 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.
Les termes facteur de compressibilité et facteur Z sont synonymes de facteur de compression
(voir l'ISO 12213).
3.13
point de rosée eau
Le point de rosée définit la température au-delà de laquelle il ne se produit plus aucune condensation d'eau à
une pression donnée. Pour une pression quelconque inférieure à la pression donnée, il n'y aura pas de
condensation à la température du point de rosée (voir A.4.1 et l'ISO 6327).
3.14
point de rosée hydrocarbures
Le point de rosée définit la température au-delà de laquelle il ne se produit plus aucune condensation des
hydrocarbures à une pression donnée. 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.4.2).
3.15
composition molaire
Pour un gaz, terme utilisé quand la proportion de chaque constituant s'exprime sous la forme d'une fraction
molaire (mole) ou d'un pourcentage molaire (mole) du total.
La fraction molaire, x , d'un constituant i est le quotient du nombre de moles du constituant i par le nombre de
i
moles du mélange total présent dans le même volume arbitraire. Une mole d'une espèce chimique
quelconque est la quantité de substance ayant la masse moléculaire relative en grammes. Un tableau des
valeurs des masses moléculaires relatives est donné dans l'ISO 6976. Pour un gaz parfait, la fraction (ou le
pourcentage) molaire est identique à la fraction (ou pourcentage) volumique, mais cette relation n'est pas en
général censée s'appliquer au comportement des gaz réels.
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3.16
composition du gaz
Concentrations en constituants majeurs et mineurs et en éléments en traces du gaz naturel analysé.
3.17
analyse des gaz
Méthodes et techniques d'essai permettant de déterminer la composition du gaz, comme indiqué dans la
présente Norme internationale.
3.18
interchangeabilité
Mesure du degré de compatibilité des caractéristiques de combustion de deux gaz. 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
Le gaz naturel est normalement inodore. Il est donc nécessaire, pour des raisons de sécurité, de lui ajouter un
odorisant dans les réseaux locaux de distribution. Cela permet de détecter de très faibles concentrations de
gaz naturel à l'odeur.
3.20
indice de méthane
Valeur numérique indiquant les caractéristiques antidétonantes d'un gaz combustible. Comparable à l'indice
d'octane pour l'essence. 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.
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4 Symboles, abréviations et unités
Symboles/abréviations Signification et unités
d densité (relative)
D
masse volumique (kg/m )
pouvoir calorifique, base molaire (kJ/mol)
H
pouvoir calorifique, base massique (MJ/kg)
ˆ
H
 pouvoir calorifique, base volumétrique (MJ/m )
H
LDS réseau local de distribution
M masse par mole (kg/mol)
GN gaz naturel
p pression absolue (kPa)
SNG gaz de remplacement du gaz naturel
t température Celsius (°C)
T température absolue (K)
V
volume du gaz (m )
W
indice de Wobbe (MJ/m )
Z facteur de compressibilité du gaz
Indices
d (Volume de gaz) sec
I (Pouvoir calorifique) inférieur
s (Volume de gaz) saturé
S (Pouvoir calorifique) supérieur
w (Volume de gaz) humide
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Pouvoir calorifique
Pouvoir calorifique supérieur dénoté H ; pouvoir calorifique inférieur dénoté H . Le pouvoir calorifique doit être
S I
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.

Hp ,T
()
S,w s s
Indice de Wobbe
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 supérieur, spécifié sur une base volumétrique, aux conditions standards de référence et à
l'état «humide».

Hp ,T
( )
S,w s s
W,pT =
()
S,w s s
dp ,T
()
ws s
5 Paramètres de désignation de la qualité
Cette section porte sur les divers paramètres 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 d'inclure tous les paramètres référencés dans la présente Norme internationale.
5.1 Composition du gaz
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 suivante.
Ce document 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 annexes
informatives).
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5.1.1 Constituants majeurs
Constituant Unité Méthodes d'essai
Méthane
Éthane
Propane
Butanes ISO 6568
Pentanes mol % ISO 6974
Hexanes plus ISO 6975
Azote
Dioxyde de carbone
5.1.2 Constituants mineurs
Constituant Unité Méthodes d'essai
Hydrogène
Oxygène ISO 6975
Monoxyde de carbone mol % ISO 6974
Hélium
5.1.3 Éléments en traces
Constituant Unité Méthodes d'essai
Sulfure d'hydrogène ISO 6326-1
Soufre mercaptan ISO 6326-2
(di)Sulfure de dialkyle ISO 6326-3
mg/m
Sulfure de carbonyle ISO 6326-4
Soufre total ISO 6326-5
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5.2 Propriétés des gaz
5.2.1 Propriétés physiques
Propriété Unité Méthodes d'essai
MJ/mol
⎯
Pouvoir calorifique molaire H
ˆ MJ/kg
⎯
Pouvoir calorifique massique H
 ISO 6976
MJ/m
Pouvoir calorifique volumétrique H
Densité d
⎯ ⎯
Indice de Wobbe W
MJ/m ⎯
Point de rosée eau °C(K) ISO 6327
Teneur eau liquide ISO 10101-1
mg/m
ISO 10101-2
ISO 10101-3
ISO 11541
Point de rosée hydrocarbures °C(K) ⎯
Teneur en hydrocarbures liquides ISO 6570-1
mg/m
ISO 6570-2
ISO 6570-3
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5.2.2 Autres propriétés
Le gaz naturel doit être techniquement exempt des éléments suivants:
⎯ eau et hydrocarbures à l'état liquide;
⎯ substances particulaires solides en quantités préjudiciables pour les matériaux couramment rencontrés
pendant le transport et l'utilisation;
⎯ autres gaz qui pourraient affecter le transport ou l'utilisation du gaz.
NOTE «Techniquement exempt» signifie qu'il n'existe pas de traces visibles des composés mentionnés dans les
conditions réelles.
6 Échantillonnage
Le gaz naturel doit être échantillonné en des points et par des techniques s'étant révélées de bonne pratique
pour les méthodes d'essai requises. Voir l'ISO 10715 pour des lignes directrices sur l'échantillonnage.
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Annexe A
(informative)
Introduction aux annexes informatives
A.1 Spécification de la qualité
A.1.1 Réglementation allemande — Code de bonne pratique DVGW G 260/I:1983;
G 260/II:1990
(Parties intéressant les gaz naturels, voir Annexe B).
NOTE Le Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW) est une association scientifique et technique. Sa
tâche première est d'élaborer des règles techniques servant de codes de bonne pratique pour l'industrie du gaz et de l'eau
en général. Il est membre du DIN.
A.1.2 Réglementation française concernant la qualité des gaz
En France, la qualité des gaz est définie principalement par deux textes réglementaires d'origine ministérielle
(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 à préciser en fonction des
besoins dans des documents contractuels signés par les entreprises s'occupant des transports de gaz, à
savoir actuellement Gaz de France, Elf Aquitaine Production et la Société Nationale des Gaz du Sud-Ouest.
Les deux documents ministériels peuvent se résumer comme suit:
1) 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 dans
3 3
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).
2) Arrêté du 28 janvier 1981:
Teneur en soufre et composés sulfurés dans les gaz naturels:
Le gaz ne doit pas oxyder les canalisations. 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. La teneur moyenne en sulfure d'hydrogène sur une période quelconque de 8 jours doit
être inférieure à 7 milligrammes par mètre cube (n).
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Soufre:
La teneur instantanée en soufre total doit être inférieure à 150 milligrammes par mètre cube (n).
Eau:
Le point de rosée eau doit être inférieur à −5 °C à la pression maximale de service du gazoduc.
A.1.3 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
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, ceux-ci 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
combustion à l'intérieur du brûleur.
Décollement de la flamme: Expansion de la surface telle que la combustion n'est plus stabilisée par
la section de sortie du brûleur, ce qui la rend sensible à toute modification
de débit d'air ou de gaz avec risque de soufflage, c.-à.-d. émission de gaz
sans flamme.
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 détérioration continue de la combustion.
Le gaz de substitution peut être considéré comme étant interchangeable lorsque, sans qu'il soit nécessaire de
régler les appareils, il donne un débit calorifique comparable à celui que donnait le gaz antérieurement
distribué, sans qu'il 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 bien les méthodes de prévision de la composition
des gaz.
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A.2.1 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 à la pression d'épreuve, 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.
Cette méthode est utilisée dans la réglementation allemande et le code de bonne pratique
DVGW-G260/I:1983, G260/II:1990 (voir Annexe B) et, pour les appareils, dans l'EN 437 (voir Annexe C). Les
définitions qui s'appliquent pour les essais d'appareils et la qualité des gaz sont données au Tableau A.1.
Tableau A.1 — Définitions pour les essais des appareils et la qualité du gaz
Appareils d'essai Qualité de gaz
Famille de gaz:
Seconde famille: NG ou SNG
Ensemble de gaz ayant des constituants principaux communs
Groupe de gaz:
Ensemble de gaz de la même famille, rassemblés autour d'un gaz de
Plage d'indices de Wobbe des LDS
référence, ayant des caractéristiques de combustion similaires et définis par
des gaz limites et des pressions d'essai
Gaz de référence:
Gaz dans LDS
Gaz avec lequel des appareils fonctionnent dans les conditions nominales
lorsqu'ils sont alimentés à la pression normale correspondante
Gaz limites:
Gaz représentatifs des variations extrêmes des caractéristiques des gaz
utilisables
Pression normale:
Pression dans LDS
Pression à laquelle les appareils fonctionnent dans les conditions nominales
lorsqu'ils sont alimentés par le gaz de référence correspondant
Pressions d'essai:
Gamme de pressions dans LDS
Pressions représentatives des variations extrêmes des conditions
d'alimentation des appareils
A.2.2 Méthode des indices A.G.A. (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
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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.2.3 Méthode de 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.2.4 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.2.5 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 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 fondées 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 sont censés être constamment revus et
mis à jour à mesure que 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.
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A.3 Gaz naturel, réseau local de distribution (LDS)
Après FABRICATION, le gaz est utilisable dans les LDS, pas après TRAITEMENT. Sur le schéma,
MÉLANGE se rapporte au mélange de deux gaz utilisables dans un LDS. Le but de l'AJUSTEMENT est de
produire un gaz apte à la distribution à partir de deux gaz dont l'un au moins n'est pas apte à la distribution.

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A.4 Courbes de condensation
A.4.1 Eau
Légende
X température
Y pression
1 solide
2 liquide
3 vapeur
4 point triple
5 D point de rosée
6 point critique
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A.4.2 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 de condensation rétrograde
9 zone à deux phases
A.5 Odorisation
Le gaz naturel est odorisé au moment de son entrée dans le réseau local de distribution, de façon à alerter les
consommateurs de sa présence. Le niveau d'alerte souvent spécifié correspond à une intensité de l'odeur
équivalente à 2° olfactifs, atteints lorsque la concentration du gaz dans l'air est inférieur à 1 % (Wienke, K.;
Ermittlung und Überprüfung der Geruchsintensitätskurven von Gasen und Oderiermitteln, Gas wärme
international, Band 18 (1969), Nr. 6. S. 223-232, und Nr. 11, S. 418-421). D'autres niveaux peuvent être
requis dans des zones différentes. Les quatre catégories suivantes de mélanges odorisants sont
généralement utilisées pour odoriser les gaz naturels:
1) 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);
2) 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);
3) tétrahydrothiophène (THT): sulfure cyclique utilisé dans l'industrie gazière comme odorisant mono-
constituant;
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4) mélanges de THT et de mercaptans.
L'odorant utilisé pour l'odorisation du gaz naturel doit satisfaire les exigences mentionnées dans
l'ISO/DIS 13734.
En Allemagne, les pratiques d'odorisation, ainsi que les techniques, aspects de sécurité et dosages
correspondants, sont décrites dans le code de bonne pratique DVGW G 280, alors que les produits utilisés
comme odorants et les récipients les contenant font l'objet de normes DIN (DIN 30650, DIN 30651).
A.6 Plage nominale de concentrations des constituants du gaz naturel
A.6.1 Marché européen
Sur le marché européen, le «gaz naturel, à l'état sec» comprend les constituants suivants (toutes les
concentrations étant données en masse) donnés au Tableau A 2.
Tableau A.2 — Constituants du gaz naturel
méthane 70,0 % à 98,0 % (w/w)
éthane 0,3 % à 18,0 % (w/w)
propane
< 8,0 % (w/w)
butane < 2,0 % (w/w)
pentane < 0,5 % (w/w)
azote < 30,0 % (w/w)
dioxyde de carbone
< 15,0 % (w/w)
La teneur en chacun des autres constituants et éléments constitutifs est inférieure à 0,1 % (en masse).
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.6.2 États-Unis
A.6.2.1 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 «corre
...