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Règlement multisectoriel sur les polluants atmosphériques (DORS/2016-151)

Règlement à jour 2026-02-18; dernière modification 2026-01-01 Versions antérieures

PARTIE 1Chaudières et fours industriels (suite)

Quantification (suite)

Type de gaz

Note marginale :Pourcentage de méthane

  • 16 (1) Le pourcentage de méthane dans les combustibles fossiles gazeux introduits dans la chambre de combustion de la chaudière ou du four industriel, pour une heure donnée, est déterminé sous forme de moyenne pondérée, par volume, selon la formule suivante :

    [(CH4 gn × Qgn) + (CH4 remp × Qremp)] × 100/(Qgn + Qremp)

    où :

    CH4 gn
    représente la concentration en méthane du gaz naturel introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, déterminée conformément au paragraphe (2) et exprimée sous forme de fraction décimale;
    Qgn
    la quantité de gaz naturel introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée en m3 normalisés;
    CH4 remp
    la concentration en méthane du gaz de remplacement introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, déterminée conformément au paragraphe (2) et exprimée sous forme de fraction décimale;
    Qremp
    la quantité de gaz de remplacement introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, mesurée par débitmètre à l’alimentation et exprimée en m3 normalisés.

  • Note marginale :Gaz introduit dans la chambre de combustion

    (2) La concentration en méthane des combustibles fossiles gazeux introduits dans la chambre de combustion est :

    • a) dans le cas du gaz naturel de qualité commerciale :

      • (i) soit déterminée conformément à la méthode ASTM D1945-03, à la méthode ASTM D1946-90, à la méthode GPA 2261-25 ou à la méthode GPA 2286-24,

      • (ii) soit égale à 95 %;

    • b) dans le cas des autres combustibles fossiles gazeux, déterminée conformément à la méthode ASTM D1945-03, à la méthode ASTM D1946-90, à la méthode GPA 2261-25 ou à la méthode GPA 2286-24, selon celle qui s’applique.

Version précédente

Note marginale :Fixation du PCS du gaz naturel de qualité commerciale

17 Lorsque, en application du sous-alinéa 16(2)a)(ii), la concentration en méthane du gaz naturel de qualité commerciale introduit dans la chambre de combustion est égale à 95 %, le pouvoir calorifique supérieur du gaz naturel de qualité commerciale est , pour l’application de l’alinéa 29b), égal à 0,03793, conformément au sous-alinéa a)(ii) de la description de la variable PCSi de la formule prévue à cet alinéa.

Rendement thermique

Note marginale :Chaudière moderne

18 Le rendement thermique d’une chaudière moderne pour une journée donnée est déterminé selon la formule suivante :

100% – Pgcs – Pe – Prc – Pa

où :

Pgcs
représente le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique du gaz de combustion déterminé sur une base sèche pour une heure de cette journée et conformément à l’article 19;
Pe
le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à l’énergie thermique de l’eau dans le gaz de combustion pour une heure de cette journée, déterminé conformément à l’article 20;
Prc
le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée au rayonnement et à la convection des surfaces de la chaudière pour une heure de cette journée, à savoir :

  • a) pour la chaudière aquatubulaire, le pourcentage :

    • (i) figurant à la colonne 2, 3 ou 4 de l’annexe 4, selon le cas, si la chaudière fonctionne pendant cette heure respectivement à 100 %, à 80 % ou à 60 % de sa capacité nominale, pour la capacité figurant à la colonne 1 et pour ce pourcentage,

    • (ii) obtenu par interpolation linéaire à partir de ce qui suit :

      • (A) les valeurs figurant dans deux lignes consécutives de la colonne 1 de l’annexe 4, si la capacité nominale de la chaudière est comprise entre ces valeurs,

      • (B) les pourcentages de perte de rendement thermique figurant, selon le cas :

        • (I) aux colonnes 2 et 3 de l’annexe 4, si le pourcentage de capacité nominale auquel la chaudière fonctionne est compris entre 100 % et 80 %,

        • (II) aux colonnes 3 et 4 de cette annexe, si le pourcentage de capacité nominale auquel la chaudière fonctionne pendant cette heure est compris entre 80 % et 60 %;

  • b) pour la chaudière ignitubulaire, 0,5 %;

  • c) pour toute autre chaudière, 1 %;

Pa
le pourcentage de perte de rendement thermique attribuée à d’autres sources, qui est réputé être de 0,1 %.

Note marginale :Détermination de Pgcs

19 La variable Pgcs de la formule prévue à l’article 18 est déterminée, pour une heure de la journée en cause, selon la formule suivante :

1,005 × (Tg – Ti)/PCSm × Mg × 100

où :

Tg
représente la température moyenne du gaz de combustion pendant cette heure, mesurée dans la cheminée et exprimée en degrés Celsius;
Ti
la température moyenne de l’air introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, exprimée en degrés Celsius;
PCSm
le pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé pendant cette heure, exprimée selon la masse en kilojoules par kilogramme (kJ/kg), à savoir :

  • a) dans le cas du gaz naturel de qualité commerciale :

    • (i) soit le pouvoir calorifique supérieur déterminé au moyen de l’une des méthodes applicables mentionnées à l’article 22,

    • (ii) soit 51 800 kJ/kg;

  • b) dans le cas des autres combustibles, la moyenne pondérée du pouvoir calorifique supérieur de chaque combustible brûlé pendant cette heure, exprimée selon la masse en kilojoules par kilogramme et déterminée conformément à l’une des méthodes applicables mentionnées à l’article 22;

Mg
le rapport moyen de la masse du gaz de combustion et de la masse du combustible brûlé pendant cette heure, exprimé en kilogrammes par kilogramme et déterminé selon la formule suivante :

0,962 × [1 + %O2/(20,9 – %O2)] × Ms

où :

%O2
représente le pourcentage d’oxygène dans le gaz de combustion, mesuré en volume sur une base sèche, déterminé conformément à la méthode 3A de l’EPA ou à la méthode ASTM D6522-11;
Ms
le rapport de la masse stœchiométrique du gaz de combustion et de la masse du combustible brûlé, exprimé en kg/kg, à savoir :

  • a) dans le cas du gaz naturel de qualité commerciale :

    • (i) soit le rapport déterminé conformément à l’alinéa b),

    • (ii) soit 15,3 kg/kg;

  • b) dans le cas des autres combustibles brûlés, le rapport déterminé selon la formule suivante :

    12,492C + 26,296H + N + 5,305S – 3,313O

    où la concentration de chaque constituant ci-après du combustible brûlé est déterminée conformément aux paragraphes 23(1) et (2) et :

    C
    représente la concentration en carbone du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes de carbone par kilogramme de ce combustible;
    H
    la concentration en hydrogène du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de ce combustible;
    N
    la concentration en azote du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes d’azote par kilogramme de ce combustible;
    S
    la concentration en soufre du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes de soufre par kilogramme de ce combustible;
    O
    la concentration en oxygène du combustible brûlé, exprimée en kilogrammes d’oxygène par kilogramme de ce combustible.

Note marginale :Détermination de Pe

20 La variable Pe de la formule prévue à l’article 18 est déterminée, pour une heure de la journée en cause, selon la formule suivante :

8,94H × [2450 + 1,989(Tg – Ti)]/PCSm × 100

où :

H
représente la concentration en hydrogène du combustible brûlé, pour cette heure, exprimée en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de combustible, et qui est :

  • a) dans le cas du gaz naturel de qualité commerciale :

    • (i) soit une moyenne pondérée calculée sur la base de la détermination de la concentration de chaque constituant de ce gaz naturel de qualité commerciale, exprimée en kilogrammes par kilogramme (kg/kg), conformément à la méthode ASTM D1945-03, à la méthode ASTM D1946-90, à la méthode GPA 2261-25 ou à la méthode GPA 2286-24,

    • (ii) soit 0,237 kg/kg;

  • b) dans le cas des autres combustibles, déterminée conformément aux paragraphes 23(1) et (2);

Tg
la température moyenne du gaz de combustion pendant cette heure, mesurée dans la cheminée et exprimée en degrés Celsius;
Ti
la température moyenne de l’air introduit dans la chambre de combustion pendant cette heure, exprimée en degrés Celsius;
PCSm
le pouvoir calorifique supérieur du combustible brûlé pendant cette heure, exprimé selon la masse en kilojoules par kilogramme, à savoir :

  • a) dans le cas du gaz naturel de qualité commerciale :

    • (i) soit le pouvoir calorifique supérieur déterminé conformément à l’une des méthodes applicables mentionnées à l’article 22,

    • (ii) soit 51 800 kJ/kg;

  • b) dans le cas des autres combustibles, la moyenne pondérée du pouvoir calorifique supérieur de chaque combustible introduit dans la chambre de combustion , exprimée selon la masse en kilojoules par kilogramme et déterminée conformément à l’une des méthodes applicables mentionnées à l’article 22.

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Note marginale :Gaz naturel de qualité commerciale — déterminé ou prévu

21 Les valeurs, pour le gaz naturel de qualité commerciale, de la variable PCSm des formules prévues aux articles 19 et 20, de la variable Ms de la formule prévue à l’article 19 et de la variable H de la formule prévue à l’article 20 sont toutes déterminées :

  • a) soit conformément à ce qui suit :

    • (i) pour la variable H, sous forme de moyenne pondérée calculée sur la base des déterminations effectuées conformément à l’une des méthodes ASTM mentionnées au sous-alinéa a)(i) de la description de cette variable,

    • (ii) pour la variable PCSm, conformément au sous-alinéa a)(i) de la description de cette variable,

    • (iii) pour la variable Ms, selon la formule prévue à l’alinéa b) de la description de cette variable;

  • b) soit selon le rapport applicable prévu à la description des variables H, PCSm et Ms, respectivement.

Note marginale :Détermination du PCS

22 Le pouvoir calorifique supérieur est déterminé conformément à l’une des méthodes suivantes :

  • a) dans le cas des combustibles gazeux :

    • (i) la méthode ASTM D1826-94 intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter, publiée par l’ASTM,

    • (ii) la méthode ASTM D3588-98, intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, publiée par l’ASTM,

    • (iii) la méthode ASTM D4891-89, intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion, publiée par l’ASTM,

    • (iv) la méthode GPA Standard 2172-25, intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer, publiée par la GPA;

  • b) dans le cas des combustibles liquides :

    • (i) la méthode ASTM D240-09, intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, publiée par l’ASTM,

    • (ii) la méthode ASTM D4809-09ae1, intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method), publiée par l’ASTM;

  • c) dans le cas des combustibles solides :

    • (i) la méthode ASTM D5865-12, intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke, publiée par l’ASTM,

    • (ii) la méthode ASTM D5468-02, intitulée Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials, publiée par l’ASTM.

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Note marginale :Constituants du combustible

  • 23 (1) La concentration en carbone, en hydrogène, en azote, en souffre et en oxygène par kilogramme de combustible introduit dans la chambre de combustion est déterminée sous forme de moyenne pondérée de la concentration de chacun de ces constituants dans chaque combustible conformément au paragraphe (2).

  • Note marginale :Détermination de la concentration

    (2) La concentration des constituants des combustibles est  :

    • a) dans le cas des combustibles gazeux, déterminée conformément à celle des méthodes ci-après qui s’applique :

      • (i) la méthode ASTM D1945-03,

      • (ii) la méthode ASTM D1946-90,

      • (iii) la méthode GPA 2261-25,

      • (iv) la méthode GPA 2286-24;

    • b) dans le cas des combustibles liquides :

      • (i) pour la concentration en carbone, en hydrogène et en azote, déterminée conformément à la méthode ASTM D5291-10, intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, publiée par l’ASTM,

      • (ii) pour la concentration en souffre, déterminée conformément à la méthode ASTM D4294-10, intitulée Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry, publiée par l’ASTM,

      • (iii) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle après soustraction des concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre;

    • c) dans le cas des combustibles solides :

      • (i) s’agissant du charbon et du coke :

        • (A) pour la concentration en carbone, en hydrogène et en azote, déterminée conformément à la méthode ASTM D5373-08, intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal, publiée par l’ASTM,

        • (B) pour la concentration en souffre, déterminée conformément à la méthode ASTM D4239-12, intitulée Standard Test Method for Sulfur in the Analysis Sample of Coal and Coke Using High-Temperature Tube Furnace Combustion, publiée par l’ASTM,

        • (C) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle après soustraction des concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre,

      • (ii) s’agissant du combustible dérivé de matières résiduelles :

        • (A) pour la concentration en carbone et en hydrogène, déterminée conformément à la méthode ASTM E777-08, intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,

        • (B) pour la concentration en azote, déterminée conformément à la méthode ASTM E778-08, intitulée Standard Test Methods for Nitrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,

        • (C) pour la concentration en souffre, déterminée conformément à la méthode ASTM E775-87(2008)e1, intitulée Standard Test Methods for Total Sulfur in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, publiée par l’ASTM,

        • (D) pour la concentration en oxygène, la concentration résiduelle après soustraction des concentrations en carbone, en hydrogène, en azote et en souffre.

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Note marginale :Écart de température — air préchauffé

24 Dans le cas où un four industriel moderne est doté d’un équipement préchauffant l’air, l’écart entre la température de l’air préchauffé et celle de l’air ambiant pour une heure donnée est déterminé selon la formule suivante :

Tp − Ta

où :

Tp
représente la température moyenne de l’air préchauffé introduit dans la chambre de combustion du four industriel pendant cette heure, mesurée au point d’introduction dans la chambre de combustion et exprimée en degrés Celsius;
Ta
la température moyenne de l’air ambiant introduit dans le préchauffeur pendant cette heure, mesurée au point d’introduction dans le préchauffeur et exprimée en degrés Celsius.

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