Imagerie optique des gaz (OGI) : guide complet pour les unités de méthanisation, stations de biométhane et décharges

L’imagerie optique des gaz (OGI, de l’anglais Optical Gas Imaging) est une technique dans laquelle une caméra infrarouge spéciale affiche à l’écran un nuage de gaz invisible, par exemple du méthane, comme une traînée de fumée ; elle permet de repérer rapidement les fuites sur une grande installation, sans s’approcher de la source et sans interrompre le processus. Pour les exploitants d’unités de méthanisation, de stations de biométhane et de décharges, il s’agit de l’un des outils les plus pratiques du programme de détection et de réparation des fuites (LDAR). Ce texte explique comment fonctionne l’OGI, ce qu’elle ne peut pas faire, combien elle peut permettre d’économiser et quelles réglementations la concernent.

Qu’est-ce que l’OGI et en quoi diffère-t-elle de la thermographie classique

Une caméra thermographique classique enregistre le rayonnement infrarouge émis par les objets et le convertit en température de surface. Elle montre donc qu’un tuyau est chaud ou qu’un rail dans une armoire est surchauffé. La caméra OGI utilise le même type de détecteur, mais dispose en plus d’un filtre spectral qui ne laisse passer qu’une étroite plage de longueurs d’onde, dans laquelle le gaz sélectionné absorbe le rayonnement.

Le résultat est que l’image ne montre pas la température du gaz. Elle indique combien de rayonnement de fond le gaz a absorbé sur son trajet vers la caméra. Là où se trouve un nuage de gaz, le fond apparaît plus sombre ou plus clair, et le mouvement de la traînée est visible sur la vidéo. C’est pourquoi, pour la recherche de fuites, on utilise une image en temps réel, et non des photos individuelles.

En pratique, la caméra OGI offre trois avantages qu’un thermographe classique ou un capteur ponctuel ne peut pas fournir :

• Vision à distance : plusieurs ou une dizaine de mètres de la source, y compris depuis des endroits inaccessibles (toits des réservoirs, canalisations sous le plafond d’un hall) ;
• Rapidité : une seule inspection couvre des centaines de points (brides, vannes, passages) au lieu de mesurer chacun séparément ;
• Documentation : enregistrement vidéo de la fuite avec localisation et horodatage.

Comment cela fonctionne : la physique sans formules

Chaque molécule de gaz n’absorbe l’infrarouge qu’à des « couleurs » (longueurs d’onde) strictement définies, dépendant de sa structure. Le méthane absorbe fortement dans plusieurs bandes. Selon une revue de la littérature de 2026, il s’agit : de la bande courte longueur d’onde 2,31–2,39 µm, de la bande moyenne longueur d’onde (MWIR) 3,2–3,55 µm, dans laquelle vibrent les liaisons carbone-hydrogène, et de la bande longue longueur d’onde (LWIR) 7,2–8,3 µm.

Le schéma de fonctionnement est le suivant :

1. Derrière la fuite potentielle se trouve un fond (sol, mur, ciel) qui émet lui-même un rayonnement infrarouge.
2. Le rayonnement traverse le nuage de gaz, et le gaz absorbe les longueurs d’onde qu’il « aime ».
3. Le filtre de la caméra coupe tout sauf la bande du gaz.
4. Le détecteur voit la différence : l’endroit avec du gaz est plus sombre ou plus clair que les alentours.

Bandes, filtres et types de caméras

Les caméras refroidies ont un détecteur refroidi à basse température et un filtre étroit laissant passer 3,2–3,55 µm. Cette solution est la plus sensible au méthane et aux autres hydrocarbures et domine donc dans les inspections LDAR. Les caméras non refroidies (microbolométriques) fonctionnent dans une large bande longue longueur d’onde 6,5–14 µm, et pour le méthane, on utilise un filtre autour de 7,0–8,75 µm. Elles sont moins chères et ne nécessitent pas de refroidissement, ce qui les rend adaptées à un fonctionnement continu pendant plusieurs années, mais leur sensibilité est moindre : dans une comparaison, le seuil de détectabilité (NECL) pour une différence de température de 10 K était de 14 ppm·m pour une caméra refroidie et de 105 ppm·m pour une caméra non refroidie.

Pour les gaz absorbant autour de 10 µm, la situation est inversée. Selon une étude basée sur la base de données spectrales HITRAN, l’hexafluorure de soufre (SF₆) présente un pic unique à 10,57 µm, et l’ammoniac (NH₃) des pics à 10,35 et 10,73 µm. Pour ces gaz, il faut des caméras réglées sur la bande longue longueur d’onde autour de 10,3–10,7 µm, et non une caméra « pour le méthane » typique.

Ce qui détermine la visibilité de la traînée

La caméra ne voit pas le gaz, mais le contraste. Plusieurs facteurs influencent ce contraste :

• Différence de température entre le gaz et le fond (ΔT). Lorsque le gaz a la température du fond (ΔT proche de zéro), le contraste disparaît. Les études montrent qu’un gaz plus chaud que le fond est mieux visible qu’un gaz plus froid, et le meilleur fond est un ciel froid et dégagé. L’appendice K (point 6.1.2) exige que la caméra fournisse une image détectable d’une émission de méthane de 19 g/h (ainsi que de n-butane de 29 g/h ou de propane de 22 g/h) à une distance de 2,0 m avec un ΔT = 5,0 °C et un vent calme (environ 1 m/s ou moins) ; il s’agit d’une exigence de spécification de la caméra confirmée une seule fois, et non d’une garantie de détection d’une telle fuite sur le terrain.
• Fond. Un fond uniforme et dur (béton, mur) favorise la détection. Une végétation dense, les reflets et les réflexions compliquent la détection, et dans une étude expérimentale, plusieurs rejets n’ont pas pu être évalués quantitativement en raison de la couverture nuageuse ou des mauvaises herbes en arrière-plan.
• Distance. Selon un modèle de 2017, c’est le paramètre le plus important : à 10 m, plus de 80 % des émissions peuvent être détectées dans une localisation simulée, mais le seuil de détectabilité augmente rapidement avec la distance (relation de puissance).
• Vent. Un vent fort dilue et étire la traînée avant qu’elle ne forme une image nette. C’est pourquoi les conditions de référence dans les protocoles (par exemple, l’appendice K) supposent un vent de l’ordre de 1 m/s ou moins, et dans l’étude QOGI, les résultats étaient meilleurs avec un vent très faible.
• Humidité et autres gaz dans l’air. La vapeur d’eau absorbe l’infrarouge dans une partie de la plage et perturbe la détection dans les caméras à large bande, et les gaz fortement absorbants (ammoniac, propylène) peuvent « saturer » l’absorption, ce qui complique l’évaluation quantitative.
• Composition du gaz. L’image est formée par le méthane (et autres hydrocarbures). Le biogaz contient généralement environ 50–65 % de méthane, le reste étant du CO₂, donc la traînée est plus faible que pour du gaz naturel pur. Dans le modèle de 2017, le seuil de détectabilité était plus bas pour un gaz contenant une fraction significative d’hydrocarbures plus lourds.

Quels gaz peut-on voir

Le choix de la caméra détermine quels gaz vous verrez. Le tableau ci-dessous résume les principaux cas ; pour chaque appareil, vérifiez la bande dans la documentation.

Deux remarques pratiques. Premièrement, dans une unité de méthanisation, une caméra « pour le méthane » montre également d’autres hydrocarbures, mais ne montrera pas le CO₂ (autre bande) ; le sulfure d’hydrogène est généralement surveillé avec des capteurs. Deuxièmement, la visibilité dépend de la quantité de gaz dans le champ de vision (concentration fois longueur du trajet, ppm·m), et non de la concentration seule à la source.

Types de systèmes OGI

Les caméras portatives refroidies sont la norme pour les inspections LDAR. L’opérateur parcourt l’installation avec la caméra et filme les sources potentielles, enregistrant les traînées avec leur contexte. Les caméras refroidies MWIR offrent la plus grande sensibilité et sont choisies pour localiser précisément les fuites.

Les caméras non refroidies sont moins chères et plus durables, et leur sensibilité au méthane est moindre. Elles conviennent aux installations fixes, car elles ne nécessitent pas de refroidissement du détecteur et, selon une revue de la littérature, peuvent fonctionner en mode 24/7 pendant des années.

Les systèmes fixes (surveillance continue) sont des caméras montées sur un mât ou un mur, observant une partie spécifique de l’installation : réservoir, station de réduction, torchère. Ils détectent les fuites en temps réel (par exemple, une libération de gaz par une vanne), et non une fois par an, et peuvent envoyer une alarme. Ils nécessitent cependant un bon réglage du champ de vision et se limitent à la zone observée.

Les drones équipés de caméras OGI permettent d’inspecter de grandes surfaces (décharge, lagune, vaste unité de méthanisation) et des endroits difficiles d’accès. Le support peut être une caméra refroidie MWIR. Ils sont limités par la météo (vent, pluie), la réglementation aérienne, le poids de l’équipement et le fait que, depuis une position au-dessus de l’objet, le fond (sol) est souvent moins favorable que le ciel. Une modélisation de 2017 indique que la détection avec un fond de ciel ou de faible émissivité est plus efficace qu’une vue depuis le haut.

OGI quantitative (QOGI) et ses limites

Une caméra OGI classique répond à la question « où ? ». La version quantitative (QOGI) tente également de répondre à la question « combien ? ». Le logiciel calcule pour chaque pixel de la traînée ce qu’on appelle la concentration de trajet (ppm·m) sur la base du contraste par rapport au fond et estime le débit de la fuite, en tenant compte de la vitesse du vent.

Les résultats des études contrôlées sont prometteurs, mais prudents. Dans un test en simple aveugle, 357 mesures pour des rejets de 0,1–2,9 kg CH₄/h ont donné le tableau suivant : 75 % des mesures se situaient dans un facteur 3 de la valeur réelle (erreur de −67 % à +200 %), et les erreurs individuelles allaient de −90 % à +831 %. La précision augmentait avec le débit de la fuite, avec un ciel dégagé comme fond et par vent très faible (≤1 mph, soit environ 0,45 m/s), et la moyenne de plusieurs positions de la caméra réduisait l’erreur. C’est pourquoi le QOGI est considéré comme une estimation de l’ordre de grandeur pour prioriser les réparations, et non comme une mesure comptable.

Ce que l’OGI ne peut pas faire

• Ne fournit pas la concentration ni le débit sans QOGI. On voit la traînée, mais on ne sait pas si 5 g/h ou 500 g/h s’échappent.
• Perd les petites fuites dans de mauvaises conditions. Dans des tests de 2018, la médiane de détectabilité (50 % de chances) pour une caméra populaire était d’environ 20 g CH₄/h à une distance de 6 m, soit, selon les auteurs, un ordre de grandeur de plus que les estimations précédentes. La détectabilité diminue de manière exponentielle avec la distance.
• Ne voit pas les gaz sans bande dans la plage de la caméra (hydrogène, azote, oxygène ; CO₂ et H₂S avec une caméra pour le méthane).
• Dépend des conditions météorologiques et du fond. Avec un faible ΔT, un vent fort ou un fond complexe, le risque de non-détection augmente.
• Ne remplace pas l’évaluation humaine. L’interprétation de l’image (vapeur d’eau, air chaud d’une cheminée, mouvements de poussière) nécessite de l’expérience.

Les auteurs de l’étude de 2018 lient ces résultats à la politique de réduction des émissions : ils indiquent que le bénéfice marginal des inspections périodiques, évalué dans des conditions réelles, diminue à mesure que la sensibilité de détection s’améliore. Pour la pratique, on peut en tirer une conclusion prudente (notre interprétation) : détecter les grandes fuites est plus important que de traquer chaque gramme.

L’OGI par rapport aux autres méthodes

Le meilleur programme combine plusieurs méthodes : l’OGI pour l’inspection et la localisation, un détecteur ou le sniffing pour la confirmation et la vérification des réparations, et une mesure de l’ensemble de l’installation de temps en temps pour vérifier si la somme des pertes est cohérente. En Europe, pour les émissions fugitives de COV, il existe des normes : EN 15446 (mesures de concentration à la source et conversion en émission) et EN 17628 (méthodes de détermination des émissions diffuses de COV, y compris OGI, lidar DIAL et autres).

Applications dans les unités de méthanisation et les stations de biométhane

Les mesures dans différents pays ne laissent aucun doute : les fuites sont réelles et mesurables. Dans une étude portant sur 23 unités de méthanisation (méthode du traceur), les pertes s’élevaient de 0,4 % à 14,9 % de la production de méthane, avec une moyenne de 4,6 % ; dans les unités de méthanisation agricoles, la moyenne était de 2,4 %, et dans les stations d’épuration, de 7,5 %. Le débit des émissions se situait dans une fourchette de 2,3–33,5 kg CH₄/h, et les installations plus grandes perdaient généralement moins.

L’OGI ne détectera pas toutes ces pertes (une partie provient des émissions des stockages de digestat et du méthane non brûlé dans les gaz d’échappement), mais elle aide à identifier celles qui peuvent être réparées immédiatement.

Endroits typiques des fuites

• Toit membranaire du digesteur ou du stockage de gaz : fixations, coutures, passages, joints. Dans une étude portant sur deux unités de méthanisation agricoles, les pertes dues aux fuites et aux évents dans une installation sont passées de 3,8 % à 0,6 % après réparation de la membrane du dôme.
• Vannes de surpression (de décharge) des réservoirs de gaz : elles s’ouvrent en cas de pression de gaz trop élevée. Dans des mesures réalisées sur deux unités de méthanisation agricoles allemandes, la perte par vanne était de 0,06 % dans une installation et de 3,6–3,9 % dans une autre (452 déclenchements en 66 jours pendant la saison estivale), et les auteurs lient ces émissions principalement à l’état de fonctionnement de l’installation et à la disponibilité d’une torchère automatique, ainsi qu’à la pression atmosphérique.
• Robinetterie, brides, joints des pompes et soufflantes, purgeurs sur l’installation de gaz.
• Torchère : fuite lors de l’allumage et de l’extinction de la flamme (gaz non brûlé).
• Stations d’épuration et d’injection : systèmes de compression et de séchage, évents, vannes de régulation et robinetterie.
• Stockage de digestat : ici, l’OGI est moins utile, car les émissions se produisent à la surface et sont souvent diffuses. Dans une étude portant sur deux unités de méthanisation agricoles, le stockage de digestat était la principale source de pertes (5,8 % et 10,7 %).

Les bases des pertes de méthane et les moyens de les réduire sont décrits dans le guide Pertes de méthane et émissions fugitives dans une unité de méthanisation ; pour le plan d’action en cas d’urgence, nous abordons le sujet dans l’article Plan d’urgence pour une unité de méthanisation : fuite, incendie, débordement, panne d’alimentation.

Autres installations

• Décharges : contrôle du dégazage, puits, canalisations de gaz et surfaces ; les drones sont utiles pour inspecter de grandes zones.
• Stations d’épuration : chambres de fermentation, réservoirs de gaz, installations de gaz.
• Réseaux et stations de gaz : brides, vannes, stations de réduction, points d’injection de biométhane.
• GNL et bio-GNL : installations de liquéfaction, réservoirs, stations de chargement ; la différence de température entre le gaz froid et l’environnement peut favoriser le contraste, mais cela dépend des conditions.
• Raffineries et industrie chimique : domaine d’application classique de l’OGI dans les programmes LDAR (nous l’expliquons dans la section sur les normes).
• Énergie : fuites de SF₆ des postes de distribution et disjoncteurs, importantes en raison du très haut potentiel de réchauffement de ce gaz.
• Réfrigération : installations à l’ammoniac et aux fluides frigorigènes fluorés.

Avantages de la mise en œuvre

1. Moins de méthane perdu et d’émissions : comment le calculer

Le méthane est un produit que vous vendez ou brûlez en cogénération (CHP). Chaque perte représente une énergie perdue et une émission de gaz à effet de serre. Le calcul est simple :

Perte (m³ CH₄/an) = production de CH₄ (m³/an) × part des pertes (la part se réfère au méthane produit, non au biogaz total) Énergie (MWh) = perte × environ 9,97 kWh/m³ (pouvoir calorifique inférieur du méthane dans les conditions normales) ÷ 1000 Masse (t CH₄) = perte × environ 0,72 kg/m³ ÷ 1000 Émission (t CO₂e) = masse de CH₄ × GWP₁₀₀ ; on a retenu 27,0 (IPCC AR6 WG1, chapitre 7, tableau 7.15, méthane non fossile, car le méthane issu du biogaz a une origine biogénique ; pour le méthane fossile, par exemple issu du gaz naturel, le tableau indique 29,8 ; l’incertitude pour les deux valeurs est de ±11)

Exemple indicatif (chiffres hypothétiques, non basés sur des données réelles d’une installation) : une unité de méthanisation produit 500 Nm³/h de biogaz avec une teneur de 55 % en méthane et fonctionne 8000 heures par an.

• Production de méthane : 500 × 0,55 × 8000 = 2 200 000 m³ CH₄/an.
• Perte de 1 % du méthane produit : 22 000 m³ CH₄, soit environ 219 MWh d’énergie et environ 15,8 t de méthane.
• Avec un prix indicatif de 300 €/MWh, cela représente environ 65 800 € par an.
• Émission : 15,84 t × 27,0 = environ 428 t CO₂e par an (avec un GWP₁₀₀ = 29,8, cela donnerait environ 472 t).
• Une perte de 2,4 % (moyenne pour les unités de méthanisation agricoles de l’étude portant sur 23 installations) représente déjà environ 526 MWh et environ 158 000 € par an avec le même prix supposé.
• Une seule fuite de 1 kg CH₄/h, non détectée pendant toute une année, représente environ 8,76 t de méthane, environ 12 200 m³, environ 121 MWh et environ 36 400 € avec le prix supposé. En comparaison, une fuite au seuil de détectabilité de l’OGI (20 g/h) ne représente sur une année que environ 2,4 MWh.

Conclusion : il est rentable de détecter les grosses fuites, et non les plus petites, et une inspection OGI est généralement rentabilisée par la détection et la réparation d’un seul « super-émetteur ». Le prix de l’énergie, la valeur des garanties d’origine ou le coût des droits dépendent des contrats, donc utilisez vos propres chiffres.

2. Sécurité

Le biogaz et le biométhane forment avec l’air des mélanges explosifs. L’OGI permet de vérifier les endroits où l’accès est déconseillé ou peu pratique, à distance, sans approcher le visage d’une vanne et sans retirer les capots. L’appareil lui-même, dans une zone à risque d’explosion, doit disposer d’une certification appropriée, et les procédures de la zone Ex restent applicables ; en cas de doute, vérifiez la documentation de la caméra et les instructions de l’installation. Chaque fuite détectée réduit également le risque de formation d’une atmosphère explosive.

3. Rapidité

La caméra inspecte l’installation au rythme de la marche. Une mesure avec un détecteur portable nécessite de s’approcher de chaque point individuellement, tandis que la caméra couvre plusieurs points d’un seul coup d’œil. Pour les grands complexes (station de biométhane avec épuration (upgrading), compression et station d’injection), c’est la différence entre un contrôle qui a lieu et un contrôle qui est reporté.

4. Documentation pour la maintenance, l’assureur et l’audit

L’enregistrement de la traînée, la localisation, la date, les conditions météorologiques et la confirmation de la réparation constituent une trace utile pour la maintenance (ce qu’il faut réparer), l’assureur et l’auditeur (que l’installation est maintenue en bon état), ainsi que pour l’investisseur ou la banque finançant le projet.

5. Exigences légales et contractuelles

Pour la plupart des unités de méthanisation dans l’UE, l’obligation d’inspection OGI ne découle pas directement des réglementations (voir ci-dessous), mais peut résulter d’un permis, d’un contrat avec le client ou l’opérateur du réseau, des conditions de financement ou des exigences de certification.

Réglementations et normes : état des lieux honnête

Règlement (UE) 2024/1787 (règlement méthane)

Le règlement est entré en vigueur en 2024. Conformément à l’article 1, paragraphe 2, il s’applique à : l’exploration et l’extraction de pétrole et de gaz fossile ainsi que la collecte et le traitement du gaz fossile ; les puits fermés et abandonnés ; le transport et la distribution de gaz naturel (à l’exclusion des systèmes de mesure chez les clients finaux), les stockages souterrains et les installations de GNL ; ainsi que les mines de charbon. Le texte de l’acte ne contient pas les mots « biogaz » ni « biométhane ».

Ce que cela implique pour le secteur :

• Une unité de méthanisation ou une station de biométhane en tant que producteur : le règlement ne lui impose pas directement d’obligations LDAR. Si et dans quelle mesure ses exigences couvrent les éléments d’infrastructure reliant le producteur au réseau dépend de l’interprétation des réglementations et de l’opérateur ; en cas de doute, il est conseillé de consulter l’opérateur du réseau et un juriste.
• Les opérateurs de transport, de distribution, de stockage et de GNL : oui, le règlement définit pour eux des calendriers de contrôle LDAR.
• Bonne pratique : appliquer des principes similaires dans une unité de méthanisation est raisonnable et de plus en plus attendu par les financeurs.

Les principales règles LDAR du règlement, pour contexte :

• L’opérateur soumet le programme LDAR aux autorités avant le 5 mai 2025 (installations existantes ; pour les nouvelles, dans les 6 mois suivant le début de l’exploitation), et la première inspection de type 2 doit être réalisée au plus tard le 5 août 2025.
• Il distingue deux types d’inspections. Type 1 : réparation des éléments émettant au moins 7000 ppm ou 17 g CH₄/h ; type 2 (plus sensible) : au moins 500 ppm ou 1 g CH₄/h pour les éléments aériens (d’autres seuils concernent notamment les éléments souterrains et offshore).
• La réparation doit avoir lieu immédiatement après la détection ; si cela est impossible, la première tentative doit être effectuée au plus tard après 5 jours, et la réparation doit être achevée dans les 30 jours suivant la détection.
• Fréquences minimales (annexe I) : par exemple, pour les stations de régulation et de mesure et les stations de compression, le type 1 tous les 4 mois, le type 2 tous les 8 mois ; pour les stations de vannes, respectivement tous les 9 et 18 mois. Pour les réseaux avec une pression de conception jusqu’à 16 bar (type 2), il s’agit de 9 mois pour les stations de régulation et de mesure et de 21 mois pour les stations de vannes ; pour les autres éléments, le type 1 tous les 6 mois, le type 2 tous les 12 mois.
• Le règlement ne mentionne pas l’OGI par son nom ; il exige l’utilisation des meilleures technologies disponibles conformes aux spécifications du fabricant, et les technologies avancées nécessitent l’approbation de l’autorité dans le cadre du programme LDAR. La Commission devait préciser les détails (limites de détection et techniques) dans un acte d’exécution et des normes ; vérifiez leur état actuel.

Nous abordons plus en détail le règlement dans l’article Règlement méthane UE 2024/1787 : obligations pour le secteur de l’énergie et du biogaz.

EN 17628 et EN 15446

EN 17628:2022 (CEN/TC 264) définit les méthodes de détermination des émissions diffuses de COV dans les installations industrielles, notamment la pétrochimie et les raffineries, et couvre, outre l’OGI, le lidar DIAL, le SOF, la corrélation par traceur et la modélisation inverse (dispersion). Selon les descriptions des catalogues de normes, les méthodes ont été validées sur des installations terrestres (pétrochimie, raffinage, industrie chimique, traitement et stockage de gaz naturel), principalement pour les COV non méthaniques ; la norme ne présume pas de son application dans une unité de méthanisation. Elle est complétée par la EN 15446, qui décrit la mesure de la concentration à la source et la conversion en émission pour des éléments individuels (vannes, brides, joints). Toutes deux concernent les COV dans l’industrie, et non les unités de méthanisation en tant que telles, mais elles servent de référence pour les principes de travail.

BAT/BREF

Dans les conclusions BAT pour le raffinage du pétrole et du gaz (décision 2014/738/UE), la technique BAT 6 recommande la surveillance des émissions diffuses de COV de l’ensemble de l’installation en utilisant : des méthodes de sniffing avec courbes de corrélation, des techniques OGI et des calculs périodiquement validés à partir de coefficients d’émission ; le DIAL et le SOF constituent un complément. C’est l’une des preuves solides que l’OGI est une technique reconnue, et non une nouveauté.

États-Unis : EPA OOOOa/OOOOb et Appendix K comme point de référence

Aux États-Unis, les réglementations de l’EPA pour le secteur du pétrole et du gaz (NSPS OOOOb, en vigueur depuis le 7 mai 2024) prévoient des inspections OGI périodiques : semestrielles pour les sites de forage multi-puits, trimestrielles pour les plus grandes installations de production et les stations de compression (plus des inspections sensorielles AVO, mensuelles dans les stations de compression) et annuelles pour l’Alaska North Slope. L’Appendix K est un protocole technique OGI (exigences pour la caméra, la formation et l’audit de l’opérateur, ce qu’on appelle l’enveloppe opérationnelle) ; il s’applique là où un règlement spécifique y fait référence. Ce n’est pas une méthode de mesure du débit de fuite. Les principes mentionnés ne sont qu’un point de référence ; ils ne s’appliquent pas dans l’UE.

Biométhane, certification et empreinte carbone

Dans la méthodologie de réduction des émissions de gaz à effet de serre de la RED II (directive 2018/2001, annexe VI), les valeurs par défaut pour le biométhane distinguent notamment le digestat ouvert et fermé ainsi que la combustion des gaz résiduels de l’épuration (upgrading). Un stockage fermé signifie un réservoir étanche au gaz, d’où le biogaz est récupéré, et pour celui-ci, aucune émission supplémentaire n’est attribuée. L’impact des pertes de méthane sur le résultat pour une installation spécifique est donc calculé selon la méthodologie GHG ; des pertes bien documentées et faibles facilitent la défense du résultat. Nous ne prétendons pas que les systèmes de certification exigent l’OGI ; vérifiez les exigences du système choisi (par exemple, ISCC ou REDcert) et de votre organisme de certification. La méthodologie est décrite dans l’article Réduction des émissions de GES dans la RED II : seuils, valeurs par défaut, calculs.

Inspection LDAR avec OGI étape par étape

1. Préparation et inventaire. Dressez la liste des points potentiels de fuites (vannes, brides, passages, réservoirs, vannes de sécurité, torchère) et attribuez-leur des numéros. Planifiez l’itinéraire.
2. Conditions. Choisissez un jour avec peu de vent, un bon contraste (le soleil ne doit pas frapper directement l’objectif) et un fond aussi dégagé que possible. Notez la température, le vent, la couverture nuageuse.
3. Vérification de la caméra. Vérifiez le fonctionnement de la caméra et la plage (filtre pour le méthane) ; faites attention aux messages de calibration.
4. Balayage. Parcourez l’installation en filmant chaque point sous plusieurs angles et à une distance adaptée à la caméra et à l’objet. Pour les toits des réservoirs, observez sous différents angles par rapport au fond.
5. Confirmation. Enregistrez la traînée détectée, localisez la source et, si nécessaire, vérifiez avec un détecteur portable (concentration à la source). Distinguez la fuite de la vapeur d’eau et de l’air chaud.
6. Classification. Attribuez une priorité (grosse/petite fuite, risque pour la sécurité, valeur des pertes).
7. Réparation. Fixez une date : le règlement méthane pour ses destinataires exige une réparation immédiate ou une tentative dans les 5 jours et une finalisation dans les 30 jours ; pour les unités de méthanisation, nous recommandons ce même schéma comme modèle (recommandation, non obligation légale). Pour les réparations, utilisez des procédures sûres (vidange vers la torchère au lieu de l’atmosphère).
8. Vérification après réparation. Répétez le contrôle avec l’OGI ou un détecteur et enregistrez le résultat.
9. Rapport. Enregistrez : la date, les conditions, la liste des points, les photos/vidéos, les résultats, les réparations, les délais et les personnes responsables.

Fréquence des inspections

Les réglementations de l’UE ne fixent pas d’intervalle pour les unités de méthanisation. La recommandation de la rédaction (non obligatoire et non issue d’études) est la suivante : une inspection complète une fois par an, un contrôle des points critiques (membranes, vannes de sécurité, torchère) plus fréquemment, par exemple tous les trimestres ou après des pannes et des travaux de maintenance, et un contrôle immédiat après des signaux de déséquilibre du bilan gazier. Pour les stations de régulation et de mesure couvertes par le règlement méthane, les intervalles mentionnés ci-dessus s’appliquent. La fréquence est idéalement déterminée sur la base d’une analyse des risques et des premiers résultats.

Qui peut effectuer les inspections et comment se former

L’inspection peut être réalisée par un employé de l’entreprise ou par une société de services. Nous ne connaissons pas de réglementation nationale exigeant une licence distincte pour l’utilisation d’une caméra OGI (nous n’avons pas effectué un examen complet de la législation, donc en cas de doute, consultez un juriste ou l’autorité compétente), mais la crédibilité des résultats dépend de la formation. Les fabricants et les centres de formation proposent des cours sur l’utilisation des caméras et l’interprétation des images (proposés notamment par les fabricants d’équipements et des centres indépendants), et les qualifications du personnel en thermographie sont décrites par la norme ISO 18436-7 (concernant la thermographie en général, pas l’OGI). Le protocole EPA Appendix K décrit la formation et l’audit des opérateurs OGI, ce qui constitue un modèle utile pour vos propres procédures. Nous recommandons également que l’opérateur connaisse les spécificités des unités de méthanisation (zones Ex, installations de gaz).

Le choix entre un équipement propre et un service, ainsi que des informations sur le marché, sont abordés séparément : Technologies et solutions OGI, Fabricants et distribution d’OGI en France et OGI : mise en œuvre, achat ou service.

Documentation

Un bon enregistrement de contrôle contient : l’identifiant du point, l’enregistrement, l’heure et le lieu, les conditions météorologiques, le type de caméra et ses réglages, le résultat de la confirmation (si elle a eu lieu), la réparation attribuée, la date de réparation et le résultat du nouveau contrôle. De tels enregistrements facilitent les discussions avec l’assureur et l’auditeur et permettent de voir si le nombre de fuites diminue d’année en année.

Synthèse

L’OGI n’est pas un appareil miracle, mais un outil éprouvé : elle permet de détecter rapidement les grosses fuites de méthane, de les documenter et de les réparer avant qu’elles ne coûtent des milliers d’euros par an. Ses limites (absence de concentration, sensibilité aux conditions, invisibilité de certains gaz) doivent être connues et complétées par d’autres méthodes. Dans une unité de méthanisation, elle apportera le plus aux toits et membranes, aux vannes de sécurité, à la torchère et à la station d’épuration, et l’obligation légale découle davantage des contrats et du financement que du règlement méthane, qui concerne principalement les combustibles fossiles et l’infrastructure du gaz naturel.

Ce texte est à caractère informatif et ne constitue pas un avis juridique ou technique. Avant toute décision d’investissement ou formelle, vérifiez la version actuelle des réglementations ainsi que les exigences de votre opérateur de réseau, de l’autorité compétente et du système de certification. Les images de l’article sont des illustrations indicatives générées par IA, et non des enregistrements réels.