Mesure de l'humidité pour le mélange d'hydrogène et de gaz naturel

Hydrogen Pipeline
Canalisation d'hydrogène

Michell Instruments : soutenir le déploiement des technologies nettes zéro

Si le Royaume-Uni veut atteindre son objectif de zéro net d'ici 2050, des changements spectaculaires doivent avoir lieu dans la façon dont nous produisons et utilisons l'énergie, en particulier le gaz naturel.   85 % de nos foyers et entreprises dépendent du gaz pour se chauffer.  En 2017, le ménage moyen a produit environ 2,7 tonnes d'émissions de carbone ; pour atteindre l'objectif de 2050, ce chiffre doit tomber à seulement 138 kg, selon les données de l'Energy Systems Catapult. 

Le défi consiste à atteindre cet objectif de manière aussi efficace et rentable que possible.  Il est clair que les énergies renouvelables ont un rôle important à jouer, mais il en va de même pour la transition du gaz naturel vers un approvisionnement à l'échelle nationale qui sera finalement basé sur une combinaison de bio-méthane et d'hydrogène. 

Ce processus est déjà bien avancé.  Un projet pilote dans un réseau de gaz fermé à l'université de Keele, dans le Staffordshire, utilise un mélange de 20 % d'hydrogène et de gaz naturel, tandis qu'un autre essai de mélange d'hydrogène qui se déroule à Winlaton, à Gateshead, puise dans un réseau de gaz public.  Des exercices similaires ont lieu dans d'autres pays du monde. 

L'Energy Networks Association (ENA) prévoit désormais que le réseau gazier national sera prêt pour que les sociétés de distribution commencent à généraliser l'injection d'hydrogène dans le gaz naturel à partir de 2023.  A terme, l'objectif est d'introduire le biométhane.  À cette fin, l'ENA a récemment lancé une ambitieuse initiative Gas Goes Green, réunissant les sociétés de réseaux gaziers du Royaume-Uni pour convertir les 284 000 km d'infrastructures de gazoducs du pays afin qu'elles fonctionnent avec un mélange d'hydrogène et de biométhane sans affecter les équipements de chauffage, d'eau chaude ou de cuisson des consommateurs. 

Les défis de cette transition sont techniques, commerciaux et politiques.  L'ENA demande au gouvernement britannique d'être plus ambitieux dans son objectif de production d'hydrogène à faible teneur en carbone, recommandant que l'objectif de 5 GW soit doublé d'ici 2030.  D'autres questions portent sur la capacité à générer suffisamment d'hydrogène de manière durable pour répondre à la demande, alors que des inquiétudes existent sur les risques potentiels de fragilisation de l'hydrogène dans les anciennes canalisations en fer et en acier, et sur la nécessité d'adapter les pressions des canalisations pour compenser les différents niveaux de densité énergétique entre l'hydrogène et le gaz naturel. 

Néanmoins, une fois ces défis surmontés, il est possible qu'un mélange hydrogène/gaz naturel à 20 % permette d'économiser, rien qu'au Royaume-Uni, environ 6 millions de tonnes d'émissions de dioxyde de carbone chaque année, soit l'équivalent du retrait de 2,5 millions de voitures de la circulation. 

Mesure de l'humidité à l'état de traces dans les mélanges hydrogène/gaz naturel

À l'instar de toutes les applications d'extraction, de production et de transport de gaz naturel, le processus de mélange et de contrôle de l'hydrogène et du gaz naturel nécessite un suivi strict d'une série de critères clés.  Parmi ceux-ci, la mesure de l'humidité à l'état de traces est l'un des plus cruciaux, pour maintenir la qualité du gaz, l'efficacité et la sécurité du système de traitement, et pour garantir la conformité aux obligations commerciales et légales. 

La plupart des infrastructures de distribution et de transport de gaz ont été développées pour traiter du gaz naturel pur, les systèmes de surveillance étant conçus en conséquence.  L'introduction d'un mélange d'hydrogène soulève souvent des questions de la part des ingénieurs d'usine, d'Entretien & Service et de contrôle sur la validité continue des mesures de processus utilisant l'équipement existant, avec des préoccupations sur la nécessité - et le coût - de remplacer les capteurs et les analyseurs par de nouvelles unités dédiées. 

La bonne nouvelle pour les clients utilisant les analyseurs d'humidité, de point de rosée de l'eau et d'hydrocarbures de Michell Instruments est qu'ils sont déjà conçus pour être utilisés dans le gaz naturel avec un mélange d'hydrogène allant jusqu'à 20 %, sans qu'aucune modification ne soit nécessaire.  De même, tous les nouveaux analyseurs continueront à se conformer aux exigences techniques, commerciales et réglementaires actuelles et prévues pour les mélanges hydrogène/gaz naturel. 

Notre Échelle d'analyseurs offre aux ingénieurs d'usine et de production un large éventail d'options, soutenues par un niveau exceptionnel de connaissances et de soutien technique, d'applications et de conformité.  L'Échelle de produits actuelle dispose des certifications ATEX, IECEx, UKCA et NEC505 pour le groupe de gaz IIC ou IIB+H2, ainsi que NEC500 Ex pour le groupe de gaz A ou B, et comprend les instruments suivants : 

Analyseur d'humidité QCM QMA401/601

Le principe de la microbalance à cristal de quartz (QCM) est couramment utilisé pour mesurer l'humidité du gaz naturel et de l'hydrogène. La fréquence d'oscillation du cristal de quartz piézoélectrique de détection varie proportionnellement à la masse de vapeur d'eau adsorbée par un revêtement hygroscopique à la surface du cristal. Ce principe est indépendant de la composition du gaz de fond.

Les analyseurs QMA401 permettent de mesurer l'humidité à l'état de traces dans l'hydrogène pur fourni pour les piles à combustible automobiles. Dans les raffineries de pétrole, Les analyseurs QMA601 sont utilisés pour surveiller le gaz recyclé dans les processus de reformage catalytique. Généralement, ce gaz contient 75 % d'hydrogène en volume et 25 % d'hydrocarbures mélangés.    

Analyseur d'humidité à oxyde métallique céramique IS/EExd de Promet

Les molécules d'humidité présentes dans l'échantillon de gaz en circulation s'équilibrent dans le diélectrique hygroscopique poreux de ces capteurs d'humidité céramiques à oxyde métallique à capacitance/impédance. Ces capteurs réagissent à la pression partielle de la vapeur d'eau, explicitement liée à la température du point de rosée de l'eau, ce qui permet de les étalonner en fonction de ce paramètre et de mesurer le point de rosée de l'eau directement dans les conditions de pression du processus. Ce principe n'est pas affecté par la composition du gaz de fond, y compris la concentration d'hydrogène. Les technologies d'humidité céramique à oxyde métallique de Michell Instruments répondent aux besoins de diverses applications pour les gaz et les liquides dans les industries de fabrication et de traitement. Parmi les applications d'hydrogène, on peut citer les fours de recuit des métaux et les systèmes de refroidissement des générateurs dans les centrales électriques.  

Analyseur de point de rosée des hydrocarbures Condumax II

Le Condumax II applique une adaptation du principe fondamental de mesure du point de rosée par miroir refroidi/refroidissant. La technique optique "Dark Spot" détecte la formation d'hydrocarbures à faible tension de surface se condensant à la température du point de rosée HC. Le Condumax II mesure avec précision le point de rosée des hydrocarbures de la composition globale du gaz, y compris l'hydrogène injecté. L'injection d'hydrogène dans le gaz naturel dilue proportionnellement les concentrations de tous les hydrocarbures présents, ce qui entraîne une baisse du point de rosée des hydrocarbures. Les estimations de l'équation d'état prévoient que le changement du point de rosée des hydrocarbures sera relativement faible - moins de 1 ˚C de réduction avec une injection d'hydrogène de 20mol % - comme le montre le tableau ci-dessous.

CDP301 Testeur de point de rosée Condumax

La méthode directe du point de rosée par miroir refroidi/refroidi associée à l'imagerie par caméra haute définition permet au CDP301 de mesurer les températures réelles du point de rosée des hydrocarbures et de l'eau de la composition complète du gaz naturel, y compris toute portion d'hydrogène présente.

Hydrogen Pipeline
Figure 1 : Influence de l'injection d'H2 sur le HCDP

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Avec plus de 40 ans d'expérience dans le développement d'instruments de précision innovants, nous sommes les experts des mesures d'humidité à l'état de traces pour toutes les applications de gaz naturel. Si vous souhaitez discuter de vos besoins, veuillez... contacter notre équipe dès aujourd'hui.

Sources :

Catapulte des systèmes énergétiques

Association des réseaux énergétiques




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