Mesure précise de l'humidité dans le gaz naturel

Malgré la poussée vers les énergies renouvelables, le gaz naturel reste un combustible nécessaire et urgent pour les applications industrielles et de production d'électricité et l'approvisionnement des particuliers pour les années à venir. Pour réduire la part des combustibles fossiles, l'injection d'hydrogène et de biométhane sur les réseaux de distribution est de distribution est en train de s'intensifier. Pour compenser la fluctuation de la demande, les entreprises énergétiques stockent le gaz naturel dans des gisements de pétrole et de gaz épuisés ou dans des cavernes de sel, entre autres. Cependant, cela le sature d'humidité et il doit être séché avant de pouvoir être injecté dans les réseaux.

Teneur en humidité du gaz naturel

Une teneur en humidité trop élevée dans le gaz naturel, lorsqu'il est acheminé dans les gazoducs de transport en aval, favorise la formation d'hydrates, ce qui peut entraîner l'obstruction des pipeline et endommager les compresseurs. En outre, la spécification contractuelle relative à la teneur maximale en humidité, imposée par l'opérateur du réseau de transport, doit être respectée. Le contrôle exact de la concentration d'humidité par des mesures précises est, par conséquent, essentiel pour un fonctionnement sûr et efficace.  

Si, par exemple, la mesure indique une valeur inexacte trop élevée, cela peut signifier que des processus de déshydratation inutiles sont effectués ou, pire encore, un arrêt de production. Une sous-estimation de la mesure, en revanche, entraîne une déshydratation insuffisante, avec les conséquences susmentionnées pour le pipeline et les compresseurs. Les entreprises du secteur de l'énergie disposent d'un certain nombre de technologies pour mesurer l'humidité. Il s'agit notamment de capteurs d'impédance et de capteurs capacitifs, de miroirs refroidi microbalance (QCM) et les spectromètres d'absorption laser à diode accordable (TDLAS) - chacune présentant des avantages et des inconvénients en termes de précision, de vitesse et de coût.  

Contamination par le glycol

La méthode la plus courante et la plus rentable pour éliminer l'eau du gaz naturel consiste à utiliser le glycol comme déshydratant liquide dans un procédé d'absorption ou de contacteur de glycol. Cette approche est bien établie, mais elle comporte également des risques, car le glycol peut être expulsé de la partie supérieure de la colonne en même temps que le flux de gaz naturel sec, en raison de vitesses de gaz trop élevées. Le glycol, cependant, a une constante diélectrique élevée, il sera donc détecté par n'importe quel capteur d'humidité en aval avec des capteurs capacitifs à oxyde métallique/impédance. oxyde métallique capacitif/impédance, ce qui les amène à fournir des lectures inexactes. 

En comparaison, les spectromètres d'absorption laser à diode accordable (TDLAS) fonctionnent indépendamment de la contamination par le glycol. Avec cette méthode de mesure sans contact, la concentration ou la densité du gaz ou des composants gazeux à examiner est déterminée à partir d'une absorption mesurée. Les analyseurs TDLAS existants semblent donc, à première vue, offrir une bonne solution pour déterminer la teneur en humidité. pour déterminer la teneur en humidité. Cependant, le gaz naturel est un mélange gazeux composé d'une large gamme d'hydrocarbures - des aliphatiques légers à chaîne courte (composés non aromatiques) aux molécules lourdes à molécules à longue chaîne. Ces compositions très différentes du gaz naturel peuvent non seulement fausser les mesures mais aussi affecter les limites de détection et la précision.

Habituellement, on tente d'amortir les effets de ces interactions en étalonnant l'analyseur pour la composition du gaz utilisé. Cependant , Cependant, cela ne fonctionne pas toujours comme souhaité avec les composants souvent fortement fluctuants du gaz naturel, et conduit donc à des erreurs qui se situent en dehors des spécifications de performance des fabricants. spécifications de performance des fabricants. Par exemple, une limite de performance TDLAS spécifiée de ±4 ppm suggère une bande de confiance d'environ 2 °C pour le point de rosée. En réalité, cette déviation pourrait atteindre 20 ppmV et se produire à n'importe quel point de mesure où la composition du gaz naturel change. Les exemples typiques sont les gazoducs de longue distance Les exemples typiques sont les gazoducs de longue distance alimentés par plusieurs sources de gaz, et éventuellement aussi en aval d'une injection de gaz combustible, comme c'est le cas pour le biométhane. L'impact global est énorme, car l'erreur supplémentaire erreur augmente la bande de confiance jusqu'à environ 14 °C de point de rosée.

Mesurer l'humidité avec une précision de 1ppm_v

Une solution à ce problème est promise par un analyseur de nouvelle génération qui, en plus d'être imperméable aux impuretés, compense automatiquement les variations de la composition du gaz grâce à des algorithmes spéciaux en spectroscopie. L'OptiPEAK TDL600 de Michell est capable de déterminer la teneur en humidité du gaz naturel avec une précision de 1 ppm (<100 ppmV ), même en présence de composants acides tels que le dioxyde de carbone et le sulfure d'hydrogène. d'hydrogène, ainsi que de niveaux d'hydrogène variables. La technologie sans contact ne nécessite qu'un entretien minimal, même dans les applications exigeantes telles que les changements de concentration de méthane ou les gaz acides. gaz acide. L'analyseur est également entièrement certifié pour les zones dangereuses et offre des performances de mesure, une stabilité et une sensibilité de détection de premier ordre.

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La haute précision est particulièrement pertinente car non seulement l'apport de biométhane augmente, mais l'apport d'hydrogène est également accéléré afin de réduire la part des combustibles fossiles dans l'approvisionnement en gaz naturel. Dans les réseaux de transport des pays de l'UE, il est prévu d'augmenter jusqu'à 20 % l'apport d'hydrogène, qui sera produit par électrolyse de l'eau à partir des surplus d'énergie solaire et éolienne. l'eau provenant des surplus d'énergie solaire et éolienne. Il a été démontré que l'augmentation des niveaux d'hydrogène n'a aucun effet sur la précision de mesure de l'OptiPEAK TDL600 de Michell. Ceci est confirmé par des tests indépendants réalisés par DBI Gas- und Umwelttechnik à Leipzig, en Allemagne. Même l'ajout de 10 % molaire d'H2 au gaz naturel n'a montré aucun effet négatif sur la précision et la performance de mesure globale de l'analyseur. 

Conclusion

Le TDL600 d'OptiPEAK de Michell permet de déterminer la teneur en humidité dans des compositions réelles de gaz naturel avec une précision de ±1ppm_V - beaucoup plus précise que les analyseurs TDLAS comparables. Cela permet de se prémunir à la fois contre les coûts de processus inutiles dus à une sur-sécherie et contre les arrêts de production dus à des mesures trop pessimistes.  

Auteur : Rolf Kolass