Jim Stamm, Zeeco Inc, USA, explore la mesure précise des émissions d'hydrocarbures en présence de méthane.
La loi américaine sur la qualité de l'air (Clean Air Act) a créé un certain nombre de réglementations spécifiques à l'industrie sous le titre 40, partie 60 du Code des règlements fédéraux (40CFR60). Ces réglementations sont appelées New Source Performance Standards (NSPS) et concernent un certain nombre d'industries allant des raffineries aux décharges. La sous-partie XX concerne spécifiquement les performances et les émissions des terminaux d'essence en vrac. Les règlements de la sous-partie XX dictent la manière dont les systèmes de traitement des vapeurs doivent démontrer leur conformité initiale aux normes d'émission de la sous-partie.
D'autres parties de la réglementation NSPS décrivent comment les terminaux doivent surveiller les performances et démontrer leur conformité une fois les tests initiaux terminés. Au cœur de tout système de conformité NSPS se trouve le système de surveillance continue, souvent appelé système de surveillance continue des émissions (CEMS). Le CEMS a pour mission de mesurer avec précision les émissions d'une source d'émission et de créer ensuite un enregistrement permanent. Si l'installation est conforme, le CEMS montrera que les émissions sont égales ou inférieures à la norme d'émission pour un site particulier.
Les propriétaires et les opérateurs d'un CEMS au niveau du terminal doivent connaître les exigences du CEMS, telles qu'elles sont définies dans les règlements NSPS, afin de gérer correctement la conformité de leur installation. Les exigences applicables se trouvent dans ces sections de la NSPS :
La technologie NDIR fonctionne selon le principe que les gaz contenant un produit chimique spécifique, ou un groupe de produits chimiques, vont adsorber une proportion de lumière en fonction de la concentration de ce produit chimique présent. En partant de ce principe, l'analyseur NDIR peut être réglé et étalonné pour mesurer avec précision la concentration d'un produit chimique en temps réel. Bien que le NDIR puisse être utilisé dans un certain nombre d'applications, il est particulièrement bien adapté à la mesure des alcanes (hydrocarbures à chaîne droite) que l'on trouve normalement dans les vapeurs d'essence.
Les analyseurs NDIR sont utilisés dans les CEMS des terminaux de carburant en vrac depuis un certain nombre d'années et se sont avérés être un moyen fiable de surveiller les émissions. L'analyseur NDIR suit effectivement la méthode de test 25B de l'EPA en mesurant les émissions en envoyant une lumière infrarouge d'une longueur d'onde spécifique à travers un échantillon de vapeur ou de gaz, puis en mesurant la quantité de lumière absorbée. Plus la concentration du composé cible est élevée, plus la lumière sera absorbée. Dans le cadre de cette méthode, l'analyseur peut être étalonné avec du propane ou du butane comme étalon. Bien que les deux gaz soient autorisés par la méthode, la plupart des installations utilisent le propane. Après avoir sélectionné un type de gaz d'étalonnage, toutes les émissions sont mesurées et exprimées en équivalent du gaz d'étalonnage (par exemple, lorsqu'elles sont étalonnées au propane, les émissions sont exprimées en équivalent de propane). En utilisant un CEMS équipé d'un analyseur NDIR, les terminaux sont en mesure de surveiller et de documenter la conformité depuis un certain nombre d'années.
Les réglementations NSPS ne spécifient pas seulement les dispositifs de surveillance appropriés, mais définissent également les programmes nécessaires pour garantir que les CEMS et leurs moniteurs fonctionnent correctement. Deux mesures importantes de la qualité sont :
Les vérifications quotidiennes du span consistent à introduire des gaz de valeur connue dans l'analyseur NDIR et à s'assurer qu'il répond à certaines exigences pour identifier le gaz avec précision. Les exigences de vérification de la dérive sont présentées et discutées dans l'annexe F de la réglementation NSPS.
Le test de précision relative est plus complexe et consiste à mesurer les émissions du système de traitement des vapeurs en utilisant à la fois un CEMS et un second analyseur de référence dont il est prouvé qu'il répond à ses propres mesures de qualité. Le test de précision relative est également appelé audit et est souvent appelé audit de test de précision relative (RATA). Le RATA se déroule pendant les opérations normales du terminal et exige que le CEMS et l'analyseur de référence recueillent des données en même temps. Les données des deux analyseurs sont ensuite comparées pour déterminer si les données des deux analyseurs sont statistiquement les mêmes. Les calculs réels sont présentés dans l'annexe F de la norme 40CFR60.
Un changement important qui a récemment eu un impact sur les performances des tests RATA est la présence de méthane (CH4) dans les vapeurs d'essence formées dans les terminaux de chargement en vrac. Le méthane est un composé organique à un seul carbone que l'EPA a choisi de ne pas classer comme un COV dans les réglementations environnementales. Le méthane n'est pas créé ou généré autrement dans le processus de chargement ou de transport de l'essence ou d'autres carburants. L'émission de méthane par un terminal n'est pas un problème en soi. Cependant, la présence de méthane crée des problèmes pour la mesure précise des COV par un CEMS. Ni les analyseurs FID ni les analyseurs NDIR n'ont la capacité de différencier le méthane des autres COV tels que le propane ou le butane. En particulier, les analyseurs NDIR standard ont déjà eu des difficultés dans cette situation en raison du chevauchement de la longueur d'onde de la lumière utilisée pour analyser le méthane par rapport au propane.
Le propane est mesuré à l'aide d'une source de lumière infrarouge de 3,3 μm. Le méthane est mesuré à l'aide d'une source de lumière infrarouge de 3,2 à 3,5 μm (figure 1). Le faible chevauchement des propriétés d'absorbance des deux produits chimiques fait que le méthane est "vu" comme du propane dans les flux multicomposants. D'après l'expérience de Zeeco, qui a travaillé avec différents analyseurs NDIR lors d'essais et sur le terrain, environ 7 à 10 % du méthane présent dans un flux gazeux sera incorrectement mesuré en tant que propane. Cet écart est important car un flux d'émission contenant 10 % de méthane présenterait 0,7 à 1 % d'émissions supplémentaires (exprimées en propane) provenant d'une unité de traitement des vapeurs. Une unité de traitement des vapeurs typique fonctionnant à 10 mg/l ou moins aura une limite d'émission de 0,75 % (sous forme de propane). L'ajout de 0,7 à 1 % d'émissions ferait qu'une unité fonctionnant en conformité afficherait des données d'émissions supérieures à la limite d'émission de l'unité. Outre les implications en termes de conformité en temps réel, les émissions supplémentaires entraîneront également l'échec du CEMS lors d'un test RATA.
Figure 1. Absorption infrarouge du propane (bleu) par rapport au méthane (rouge), montrant la zone de chevauchement des mesures.
Le groupe d'essai Zeeco a rencontré des exemples concrets de ces scénarios. Ainsi, un grand terminal de carburant situé sur la côte est des États-Unis a échoué à son test de précision relative en raison de la présence de méthane (qui atteignait parfois 10 à 15 %). Un autre terminal situé dans la partie ouest des États-Unis a commencé à subir de multiples arrêts de son système de chargement en raison de concentrations similaires de méthane qui commençaient à apparaître au terminal de carburant. Les deux terminaux ont été confrontés à la tâche difficile de mesurer avec précision les émissions tout en excluant le méthane présent dans leur terminal.
Figure 2. Zeeco technicien vérifiant l'étanchéité d'une remorque de carburant en vrac lors d'un essai sur le terrain.
Figure 3. Laboratoire d'essai mobile équipé pour l'essai du RATA en présence de méthane.
Jusqu'à récemment, le méthane ne pouvait être séparé d'un flux de vapeur multicomposant qu'à l'aide d'un chromatographe en phase gazeuse (selon la méthode 18 de l'EPA). Aujourd'hui, de nouvelles technologies existent dans les analyseurs NDIR, ce qui signifie que certains analyseurs sont désormais capables d'exclure de manière cohérente et précise le méthane présent dans les émissions d'un flux de traitement des vapeurs. Ces analyseurs d'exclusion du méthane permettent aux terminaux de mesurer avec précision et en temps réel les COV non méthaniques.
Les analyseurs à exclusion de méthane sont normalement configurés pour mesurer à la fois les hydrocarbures totaux et le méthane. L'analyseur utilise ensuite une méthode pour séparer le composant méthane de la mesure des hydrocarbures totaux, ce qui permet une mesure précise des hydrocarbures non méthaniques. Au moins un fabricant d'analyseurs a investi beaucoup de temps et d'efforts pour démontrer à l'EPA que la technologie fonctionne bien et qu'elle répondra aux objectifs de qualité que l'agence a fixés pour les analyseurs utilisés dans un CEMS.
Le groupe d'essai expérimenté de Zeeco a eu l'occasion de travailler avec des analyseurs d'exclusion du méthane sur un banc d'essai ainsi que dans 50 terminaux de carburant actifs aux États-Unis. L'entreprise a également utilisé la même technologie dans un analyseur de qualité pour réaliser des tests de performance dans un grand nombre de ces mêmes terminaux. En menant à bien ces projets, les professionnels du service des vapeurs de l'entreprise ont tiré plusieurs leçons importantes qui s'appliquent à l'utilisation des analyseurs d'exclusion du méthane dans n'importe quel terminal.
Tout d'abord, il est impératif que chaque canal de l'analyseur soit étalonné avec le mélange approprié de l'analyte cible dans l'azote. Le canal des hydrocarbures non méthaniques ou des hydrocarbures totaux sera étalonné et testé avec les mélanges appropriés de propane (ou de butane) dans l'azote. Le canal du méthane serait ensuite étalonné et testé avec les mélanges appropriés de méthane dans l'azote. Bien que cela puisse sembler intuitif, l'équipe de Zeeco a vu un certain nombre de situations où une bouteille contenant un mélange de propane et de méthane était utilisée comme gaz d'étalonnage. La bouteille mélangée joue un rôle important en démontrant que le mécanisme de séparation de l'analyseur fonctionne correctement. Toutefois, l'étalonnage du canal des hydrocarbures totaux à l'aide d'une bouteille de gaz mélangés (propane et méthane) reproduira la même erreur que dans la "vraie vie". Le canal des hydrocarbures totaux de l'analyseur lira 7 à 10 % du méthane sous forme de propane, et cette erreur entraînera un étalonnage supérieur à la valeur réelle du propane dans le gaz.
Deuxièmement, une fois l'étalonnage terminé, l'utilisation d'un mélange de propane et de méthane permettra de démontrer que l'analyseur voit avec précision le méthane et le propane dans une situation de multicomposants et dans des tolérances acceptables. Les organismes de réglementation demandent souvent à voir une démonstration de la séparation correcte et précise du méthane et des hydrocarbures non méthaniques. Il est également raisonnable d'utiliser un mélange de propane et de méthane dans l'azote pour effectuer des contrôles de dérive quotidiens, comme cela est discuté dans la spécification de performance (PS) 8 et l'annexe F de 40CFR 60. Comme indiqué précédemment, l'utilisation des gaz mélangés n'est pas recommandée pour l'étalonnage en raison de l'introduction possible d'une erreur dans le canal des hydrocarbures totaux.
Enfin, il est important d'utiliser un analyseur de type exclusion du méthane pour les tests de performance ou les tests RATA dans une installation utilisant l'exclusion du méthane dans le cadre de son CEMS. L'objectif du test de précision relative est de comparer les résultats du CEMS aux résultats d'un analyseur similaire. La norme PS 8 stipule que l'essai de la méthode de référence doit être réalisé de manière à produire des résultats représentatifs des émissions de la source et qui peuvent ensuite être mis en corrélation avec les données du système de gestion de l'environnement. ZeecoL'interprétation de cette déclaration par la Commission européenne est qu'un analyseur similaire doit être utilisé pour tester un système particulier.
La présence de méthane peut créer des difficultés dans la manière dont un terminal démontre sa conformité avec le permis d'exploitation du site. La compréhension des exigences réglementaires, des technologies d'analyse et des meilleures pratiques fera de la conformité du terminal un objectif réalisable.
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