ISO 16903:2015
(Main)Petroleum and natural gas industries — Characteristics of LNG, influencing the design, and material selection
Petroleum and natural gas industries — Characteristics of LNG, influencing the design, and material selection
ISO 16903:2015 gives guidance on the characteristics of liquefied natural gas (LNG) and the cryogenic materials used in the LNG industry. It also gives guidance on health and safety matters. It is intended to act as a reference document for the implementation of other standards in the liquefied natural gas field. It is intended as a reference for use by persons who design or operate LNG facilities.
Pétrole et industries du gaz naturel — Caractéristiques du GNL influant sur la conception et le choix des matériaux
L'ISO 16903:2015 donne des indications sur les caractéristiques du gaz naturel liquéfié (GNL) et sur les matériaux cryogéniques utilisés dans l'industrie du GNL. Elle donne également des indications sur la santé et la sécurité. Elle est destinée à servir de document de référence pour la mise en ?uvre des autres normes dans le domaine du gaz naturel liquéfié. Elle est destinée à servir de document de référence pour les personnes qui conçoivent ou exploitent des installations de GNL.
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 16903
First edition
2015-06-15
Petroleum and natural gas industries —
Characteristics of LNG, influencing the
design, and material selection
Pétrole et industries du gaz naturel — Caractéristiques du GNL
influant sur la conception et le choix des matériaux
Reference number
ISO 16903:2015(E)
©
ISO 2015
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ISO 16903:2015(E)
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ISO 16903:2015(E)
Contents Page
Foreword .iv
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Abbreviated terms . 2
5 General characteristics of LNG . 2
5.1 General . 2
5.2 Properties of LNG . 2
5.2.1 Composition . 2
5.2.2 Density . 2
5.2.3 Temperature . 3
5.2.4 Viscosity . 3
5.2.5 Examples of LNG . 3
5.3 Physical properties . 3
5.3.1 Physical properties of boil-off gas . 3
5.3.2 Flash . 4
5.3.3 Spillage of LNG . 4
5.3.4 Expansion and dispersion of gas clouds . 4
5.3.5 Ignition . 5
5.3.6 Pool fires . 5
5.3.7 Development and consequences of pressure waves . 5
5.3.8 Containment . 5
5.3.9 Rollover . 5
5.3.10 RPT . . 6
5.3.11 BLEVE . 6
6 Health and safety . 6
6.1 General . 6
6.2 Exposure to cold . 7
6.2.1 Warning notice . 7
6.2.2 Handling, cold contact burns. 7
6.2.3 Frostbite . 7
6.2.4 Effect of cold on the lungs . 7
6.2.5 Hypothermia . 7
6.2.6 Recommended protective clothing . 7
6.3 Exposure to gas . 7
6.3.1 Toxicity . 7
6.3.2 Asphyxia . 7
6.4 Fire precautions and protection . 8
6.5 Colour . 8
6.6 Odour . 8
7 Materials of construction . 8
7.1 Materials used in the LNG industry. 8
7.1.1 General. 8
7.1.2 Materials in direct contact . 8
7.1.3 Materials not in direct contact under normal operation. 9
7.1.4 Other information . 9
7.2 Thermal stresses .10
Bibliography .11
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ISO 16903:2015(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity
assessment, as well as information about ISO’s adherence to the WTO principles in the Technical Barriers
to Trade (TBT) see the following URL: Foreword - Supplementary information
The committee responsible for this document is ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 16903:2015(E)
Petroleum and natural gas industries — Characteristics of
LNG, influencing the design, and material selection
1 Scope
This International Standard gives guidance on the characteristics of liquefied natural gas (LNG) and
the cryogenic materials used in the LNG industry. It also gives guidance on health and safety matters.
It is intended to act as a reference document for the implementation of other standards in the liquefied
natural gas field. It is intended as a reference for use by persons who design or operate LNG facilities.
2 Normative references
The following documents, in whole or in part, are normatively referenced in this document and are
indispensable for its application. For dated references, only the edition cited applies. For undated
references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies
EN 1473, Installation and equipment for liquefied natural gas — Design of onshore installations
NFPA 59A, Standard for the production, storage, and handling of liquefied natural gas (LNG)
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
boil-off gas
gas generated during the storage or handling of volatile liquefied gases
3.2
condensate
hydrocarbon liquid that forms by condensation from natural gas, consisting primarily of pentanes
(C H ) and heavier components
5 12
Note 1 to entry: There will be some propane and butane dissolved within the mixture.
3.3
liquefied natural gas
LNG
colourless and odourless cryogenic fluid in the liquid state at normal pressure composed predominantly
of methane which can contain minor quantities of ethane, propane, butane, nitrogen, or other components
normally found in natural gas
3.4
liquefied petroleum gas
LPG
gaseous hydrocarbons at normal temperatures and pressures, but that readily turns into liquids under
moderate pressure at normal temperatures, e.g. propane and butane
3.5
natural gas liquids
NGL
liquid hydrocarbons, such as ethane, propane, butane, pentane, and natural gasoline, extracted from
field natural gas
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4 Abbreviated terms
For the purposes of this International Standard, the following abbreviations apply.
BLEVE boiling liquid expanding vapour explosion
LPG liquid petroleum gas
QRA quantitative risk analysis
RPT rapid phase transition
SEP surface emissive power
5 General characteristics of LNG
5.1 General
It is recommended that all personnel concerned with the handling of LNG should be familiar with both
the characteristics of the liquid and the gas produced.
The potential hazard in handling LNG stems mainly from three important properties.
a) It is extremely cold. At atmospheric pressure, depending upon composition, LNG boils at about
–160 °C. At this temperature, the vapour is denser than ambient air.
b) Very small quantities of liquid are converted into large volumes of gas. One volume of LNG produces
approximately 600 volumes of gas.
c) Natural gas, similar to other gaseous hydrocarbons, is flammable. At ambient conditions, the
flammable mixture range with air is from approximately 5 % to 15 % gas by volume. If vapour
accumulates in a confined space, ignition can result in detonation and shock wave overpressure.
This International Standard focuses on LNG, its properties, and resultant hazards. When evaluating the
hazards at an LNG site, designers need to consider all systems present. Often, the LNG itself does not
present the greatest hazard; other systems such as LPG-based refrigeration at the liquefaction plant or
high pressure gas send out at a regasification plant can dominate the overall site risk profile.
5.2 Properties of LNG
5.2.1 Composition
LNG is a mixture of hydrocarbons composed predominantly of methane and which can contain minor
quantities of ethane, propane, butane, nitrogen, or other components, normally found in natural gas.
The physical and thermodynamic properties of methane and other components of natural gas can be
found in reference books (see Annex A) and thermodynamic calculation codes. Although the major
constituent of LNG is methane, it should not be assumed that LNG is pure methane for the purpose of
estimating its behaviour. When analysing the composition of LNG, special care should be taken to obtain
representative samples not causing false analysis results due to distillation effects. The most common
method is to analyse a small stream of continuously evaporated product using a specific LNG sampling
device that is designed to provide a representative gas sample of liquid without fractionation. Another
method is to take a sample from the outlet of the main product vaporizers. This sample can then be
analysed by normal gas chromatographic methods, such as those described in ISO 6568 or ISO 6974.
5.2.2 Density
3 3
The density of LNG depends on the composition and usually ranges from 420 kg/m to 470 kg/m , but in
3
some cases can be as high as 520 kg/m . Density is also a function of the liquid temperature with a gradient
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3
of about 1,4 kg/m /K. Density can be measured directly but is generally calculated from composition
determined by gas chromatographic analysis. The method as defined in ISO 6578 is recommended.
NOTE This method is generally known as revised Klosek-McKinley method.
5.2.3 Temperature
LNG has a boiling temperature depending on composition and usually ranging from –166 °C to –157 °C
at atmospheric pressure. The variation of the boiling temperature with the vapour pressure is about
−4
1,25 × 10 °C/Pa. The temperature of LNG is commonly measured by using copper/copper nickel
thermocouples or using platinum resistance thermometers such as those defined in ISO 8310.
5.2.4 Viscosity
−4 −4
The viscosity of LNG depends on the composition and is usually from 1,0 × 10 to 2,0 × 10 Pat –160 °C,
which is nearly 1/10 to 1/5 of the water. Viscosity is also a function of the liquid temperature.
5.2.5 Examples of LNG
Three typical examples of LNG are shown in Table 1 below which demonstrates the property variations
1)
with different compositions .
Table 1 — Examples of LNG
Properties at boiling temperature at
LNG Example 1 LNG Example 2 LNG Example 3
normal pressure
Molar content (%)
N 0,13 1,79 0,36
2
CH 99,8 93,9 87,20
4
C H 0,07 3,26 8,61
2 6
C H — 0,69 2,74
3 8
i C H — 0,12 0,42
4 10
n C H — 0,15 0,65
4 10
C H — 0,09 0,02
5 12
Molecular weight (kg/kmol) 16,07 17,07 18,52
Boiling temperature (°C) –161,9 –166,5 –161,3
3
Density (kg/m ) 422 448,8 468,7
Volume of gas measured at 0 °C and 101 588 590 568
3 3
325 Pa/volume of liquid (m /m )
Volume of gas measured at 0 °C and 101 1 392 1 314 1 211
3 3
325 Pa/mass of liquid (m /10 kg)
Mass heat of vaporization (kJ/kg) 525,6 679,5 675,5
3
Gross heating value (MJ/m ) 37,75 38,76 42,59
5.3 Physical properties
5.3.1 Physical properties of boil-off gas
LNG is stored in bulk as a boiling liquid in large, thermally insulated tanks. Any heat leak into the tank
causes some of the liquid to evaporate as a gas. This gas is known as boil-off gas. The composition of the
boil-off gas depends on the composition of the liquid. As an example, the boil-off gas could contain 20 %
1) Values are given from simulations.
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nitrogen, 80 % methane, and traces of ethane; the nitrogen content of the boil-off gas could be about
20 times that in the LNG.
As LNG evaporates, the nitrogen and methane are preferentially lost leaving the liquid with a larger
fraction of the higher hydrocarbons. Boil-off gases below about –113 °C for pure methane and –85 °C
for methane with 20 % nitrogen are heavier than ambient air. At normal conditions, the density of these
boil-off gases is approximately 0,6 of air.
5.3.2 Flash
As any fluid, if pressurized LNG is lowered in pressure below its boiling pressure, for example by passing
through a valve, then some of the liquid evaporates and the liquid temperature drops to its new boiling
point at that pressure. This is known as flash. Since LNG is a multi-component mixture, the composition
of the flash gas and the remaining liquid differ for similar reasons from those discussed in 5.3.1.
3 3
As a guide, a 10 Pa flash of 1 m liquid at its boiling point corresponding to a pressure ranging from
5 5
1 × 10 Pa to 2 × 10 Pa produces approximately 0,4 kg of gas. More accurate calculation of both the
quantity and composition of the liquid and gas products of flashing multi-component fluids such as LNG
are complex. Validated thermodynamic or plant simulation packages for use on computers incorporating
an appropriate database should be used for such flash calculations.
5.3.3 Spillage of LNG
When LNG is poured on the ground (as an accidental spillage), there is an initial period of intense boiling,
after which the rate of evaporation decays rapidly to a constant value that is determined by the thermal
characteristics of the ground and heat gained from surrounding air. This rate can be significantly reduced
by the use of thermally insulated surfaces where spillages are likely to occur as shown in Table 2. These
figures are given for examples, but should be checked when used for QRA or detail engineering.
Table 2 — Rate of evaporation
Rate per unit area
Material after 60 s
2
kg / (m h)
Aggregate 480
Wet sand 240
Dry sand 195
Water 600
Standard concrete 130
Light colloidal concrete 65
Small quantities of liquid can be converted into large volumes of gas when spillage occurs. One volume
of liquid produces approximately 600 volumes of gas at ambient conditions (see Table 1). When spillage
occurs on water, the convection in the water is so intense that the rate of evaporation related to the area
remains constant. The size of the LNG spillage extends until the evaporating amount of gas equals the
amount of liquid gas produced by the leak.
5.3.4 Expansion and dispersion of gas clouds
Initially, the gas produced by evaporation is at nearly the same temperature as the LNG and is denser
than ambient air. Such gas is, at first, subjected to gravity spreading by flowing in a layer along the
ground until it warms sufficiently by absorbing heat from the soil and mixing with the ambient air.
The dilution with warm air increases temperature and decreases the molecular weight of the mixture.
As a result, the cloud is in general denser than ambient air until diluted well below the flammable
limit. Only in case of high water content of the atmosphere (high humidity and temperature) can the
condensation of water during the mixing with the cold LNG vapours heat-up the mixture as such that it
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becomes lighter than air and results in a buoyant cloud. Spillage, expansion, and dispersion of vapour
clouds are complex subjects and are usually predicted by computer models. Such predictions should
only be undertaken by a body competent in the subject. Following a spillage, ‘fog’ clouds are formed by
condensation of water vapour in the ambient air. When the fog can be seen (by day and without natural
fog) and if the relative humidity of the ambient air is sufficiently high, the visible fog is a useful indicator
of the travel of the vaporized gas and the cloud gives a first indication of the extent of flammability
of the mixture of gas and air as the visibility of the cloud is a function of the humidity and ambient
temperature, not a function of the natural gas release.
In the case of a leak in pressure vessels or in piping, LNG sprays as a jet stream into the atmosphere under
simultaneous throttling (expansion) and vaporization. This process coincides with intense mixing with
air. A large part of the LNG is contained in the gas cloud initially as an aerosol. This eventually vaporizes
by further mixing with air.
5.3.5 Ignition
A natural gas/air cloud can be ignited when the natural gas concentration is in the range from 5 % to
15 % by volume.
5.3.6 Pool fires
The surface emissive power (SEP) of a flame from an ignited pool of LNG with greater diameter than
10 m can be very high and shall be calculated from the measured values of the incident radiative flux
and a defined flame area. The SEP depends on pool size, smoke emission, and methods of measurement.
With increased footing, the SEP decreases. The Bibliography contains a list of references which can be
used to ascertain the SEP for a given circumstance.
5.3.7 Development and consequences of pressure waves
3
In a free cloud, natural gas burns at low velocities resulting in low overpressures of less than 5 × 10 Pa
within the cloud. Higher pressures can occur in areas of high congestion or confinement such as densely
installed equipment or buildings.
5.3.8 Containment
Natural gas cannot be liquefied by applying pressure at ambient temperature. In fact, it shall be reduced
in temperature below about –80 °C before it liquefies at any pressure. This means that any quantity of
LNG that is contained, for example between two valves or in a vessel with no vent, and is then allowed
to warm up increases in pressure until failure of the containment system occurs. Plant and equipment
shall therefore be designed with adequately sized vents and/or relief valves.
Designers need to pay attention to eliminating the potential to shut in even small volumes of cryogenic
liquid, including attention to details such as cavity venting of ball valves.
5.3.9 Rollover
The term rollover refers to a process whereby large quantities of gas can be emitted from an LNG tank
over a short period. This could cause over pressurization of the tank unless prevented or designed for.
It is possible in LNG storage tanks for two stably stratified layers or cells to be established, usually as a
result of incomplete mixing of fresh LNG with a heel of different density. Within cells, the liquid density
is uniform but the bottom cell is composed of liquid that is denser than the liquid in the cell above.
Subsequently, due to the heat leak into the tank, heat and mass transfer between cells and evaporation
at the liquid surface, the cells equalize in density and spontaneously mix. This spontaneous mixing is
called rollover and if, as is often the case, the liquid at the bottom cell has become superheated with
respect to the pressure in the tank vapour space, the rollover is accompanied by an increase in vapour
evolution. Sometimes, the increase is rapid and large. In a few instances, the pressure rise in the tank
has been sufficient to cause pressure relief valves to lift.
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An early hypothesis was that when the density of the top layer exceeded that of the lower layer, an
inversion would occur, hence the name rollover. More recent research suggests that this is not the case
and that, as described above, it is rapid mixing that occurs. Potential rollover incidents are usually
preceded by a period during which the boil-off gas production rate is significantly lower than normal.
Boil-off rates should therefore be closely monitored to ensure that the liquid is not storing heat. If this is
suspected, attempts should be made to circulate liquid from the bottom layer into the top layer to promote
mixing. Rollover can be prevented by good stock management. LNG from different sources and having
different compositions should preferably be stored in separate tanks. If this is not practical, good mixing
should be ensured during tank filling. High nitrogen content in peak shaving LNG installations can also
cause a rollover to occur soon after the cessation of tank filling, due to the preferential evaporation of
the nitrogen. Experience shows that this type of rollover can best be prevented by keeping the nitrogen
content of LNG below 1 % and by closely monitoring the boil-off rate.
Therefore, the LNG density in the tank should be monitored if there is any suspicion of stratification due to
different LNG sources, as an example. In case of stratification is detected, mitigation measure shall apply.
5.3.10 RPT
When two liquids at two different temperatures come into contact, shock wave forces can occur, given
certain circumstances. This phenomenon, called rapid phase transition (RPT), can occur when LNG
and water come into contact. Although no combustion occurs, it produces a pressure wave like an
explosion. RPTs resulting from an LNG spill on water have been both rare and with relatively limited
consequences. A theory that agrees with the experimental results can be summarized as follows. When
two liquids with very different temperatures come into direct contact, if the temperature (expressed
in Kelvin) of the warmer of the two is greater than 1,1 times the boiling point of the cooler one, the
rise in temperature of the latter is so rapid that the temperature of the surface layer can exceed the
spon
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 16903
Première édition
2015-06-15
Pétrole et industries du gaz naturel —
Caractéristiques du GNL influant sur la
conception et le choix des matériaux
Petroleum and natural gas industries — Characteristics of LNG,
influencing the design, and material selection
Numéro de référence
ISO 16903:2015(F)
©
ISO 2015
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ISO 16903:2015(F)
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ISO 16903:2015(F)
Sommaire Page
Avant-propos .iv
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Abréviations . 2
5 Caractéristiques générales du GNL . 2
5.1 Généralités . 2
5.2 Propriétés du GNL . 2
5.2.1 Composition . 2
5.2.2 Masse volumique . 3
5.2.3 Température . 3
5.2.4 Viscosité. 3
5.2.5 Exemples de GNL . 3
5.3 Propriétés physiques . 4
5.3.1 Propriétés physiques des gaz d’évaporation . 4
5.3.2 Flash . 4
5.3.3 Épandage de GNL . 5
5.3.4 Expansion et dispersion d’un nuage de vapeur . 5
5.3.5 Inflammation . 5
5.3.6 Feux de nappe. 6
5.3.7 Développement et conséquences des ondes de pression . 6
5.3.8 Confinement . 6
5.3.9 Basculement de couches (Rollover) . 6
5.3.10 TRP . . 7
5.3.11 BLEVE . 7
6 Santé et sécurité . 7
6.1 Généralités . 7
6.2 Exposition au froid . 7
6.2.1 Avertissement. 7
6.2.2 Manipulation, brûlure au contact du froid . 7
6.2.3 Gelures . 8
6.2.4 Effet du froid sur les poumons . 8
6.2.5 Hypothermie . 8
6.2.6 Vêtements de protection recommandés . 8
6.3 Exposition aux gaz . 8
6.3.1 Toxicité . 8
6.3.2 Asphyxie . 8
6.4 Prévention et protection contre le feu . 9
6.5 Couleur . 9
6.6 Odeur . 9
7 Matériaux de construction . 9
7.1 Matériaux utilisés dans l’industrie du GNL . 9
7.1.1 Généralités . 9
7.1.2 Matériaux en contact direct . 9
7.1.3 Matériaux sans contact direct en fonctionnement normal .10
7.1.4 Autres informations .11
7.2 Contraintes thermiques.11
Bibliographie .12
© ISO 2015 – Tous droits réservés iii
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ISO 16903:2015(F)
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne
la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer ce document et celles destinées à la poursuite de son entretien
sont décrites dans les Directives ISO/CEI, Partie 1. En particulier, il convient de noter les différents
critères d’approbation nécessaires pour les différents types de documents de l’ISO. Ce document a
été rédigé en conformité avec les règles de rédaction des directives ISO/CEI, Partie 2 (voir www.iso.
org/directives).
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet
de droits de propriété intellectuelle. L’ISO ne saurait être tenue responsable d’identifier de tels droits
de propriété. Les détails sur tous les droits de brevet identifiés lors de l’élaboration du document seront
dans l’introduction et/ou dans la liste ISO des déclarations de brevet reçues (voir www.iso.org/patents).
Toute marque commerciale utilisée dans ce document est donnée pour la commodité des utilisateurs et
ne constitue pas une approbation.
Pour une explication sur la signification des termes et expressions spécifiques ISO liés à l’évaluation de la
conformité, ainsi que des informations sur l’adhésion de l’ISO aux principes de l’OMC dans les Obstacles
Techniques au Commerce (OTC) voir l’URL suivante: Avant-propos - Information supplémentaire
Le comité responsable de ce document est l’ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer pour les
industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel.
iv © ISO 2015 – Tous droits réservés
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NORME INTERNATIONALE ISO 16903:2015(F)
Pétrole et industries du gaz naturel — Caractéristiques du
GNL influant sur la conception et le choix des matériaux
1 Domaine d’application
La présente Norme internationale donne des indications sur les caractéristiques du gaz naturel liquéfié
(GNL) et sur les matériaux cryogéniques utilisés dans l’industrie du GNL. Elle donne également des
indications sur la santé et la sécurité. Elle est destinée à servir de document de référence pour la mise en
œuvre des autres normes dans le domaine du gaz naturel liquéfié. Elle est destinée à servir de document
de référence pour les personnes qui conçoivent ou exploitent des installations de GNL.
2 Références normatives
Les documents suivants, en totalité ou en partie, sont référencés de manière normative dans le présent
document et sont indispensables pour son application. Pour les références datées, seule l’édition citée
s’applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y
compris les éventuels amendements).
EN 1473, Installations et équipements relatifs au gaz naturel liquéfié — Conception des installations terrestres
NFPA 59A, Norme pour la production, le stockage et la manutention de gaz naturel liquéfié (GNL)
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
3.1
gaz d’évaporation
gaz produit pendant le stockage ou la manutention de gaz liquéfiés volatils
3.2
condensat
hydrocarbure liquide qui se forme par condensation de gaz naturel, composé principalement de pentanes
(C H ) et de composants plus lourds
5 12
Note 1 à l’article: Il y aura un peu de propane et de butane dissous dans le mélange.
3.3
gaz naturel liquéfié
GNL
fluide cryogénique à l’état liquide à pression normale, incolore et inodore, composé principalement de
méthane qui peut contenir des faibles quantités d’éthane, de propane, de butane, d’azote ou d’autres
composants habituellement présents dans le gaz naturel
3.4
gaz de pétrole liquéfiés
GPL
hydrocarbures gazeux à des températures et des pressions normales, mais qui se transforment facilement
en liquide sous une pression modérée, à des températures normales, par exemple propane et butane
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3.5
gaz naturels liquides
GNL
hydrocarbures liquides, tels que l’éthane, le propane, le butane, le pentane, l’essence naturelle, extraits
du gaz naturel de champ
4 Abréviations
Pour les besoins de cette Norme internationale, les abréviations suivantes s’appliquent.
BLEVE expansion explosive de la vapeur d’un liquide en ébullition
GNL gaz naturel liquéfié
QRA analyse quantitative du risque
TRP transition rapide de phase
SEP puissance rayonnée par une surface
5 Caractéristiques générales du GNL
5.1 Généralités
Il est recommandé à toutes les personnes concernées par la manipulation du GNL de se familiariser avec
les caractéristiques du liquide et celles du gaz produit.
Les risques potentiels liés à la manipulation du GNL sont dus essentiellement à trois propriétés principales:
a) Il est extrêmement froid. À la pression atmosphérique et en fonction de sa composition, le point
d’ébullition du GNL est d’environ – 160 °C. À cette température, la vapeur est plus dense que l’air ambiant.
b) De petites quantités de liquide se transforment en un volume de gaz important. Un volume de GNL
produit environ 600 volumes de gaz.
c) Le gaz naturel, comme les autres hydrocarbures gazeux, est inflammable. Aux conditions ambiantes,
un mélange d’air et de gaz naturel devient inflammable lorsque la teneur en gaz naturel est comprise
environ entre 5 % et 15 % par volume. Si la vapeur s’accumule dans un espace confiné, l’allumage
peut entraîner une détonation et une surpression d’onde de choc.
La présente Norme internationale se concentre sur le GNL, ses propriétés, et les dangers qui en résultent.
Lors de l’évaluation des dangers sur un site de GNL, les concepteurs doivent tenir compte de tous les
systèmes présents. Souvent, le GNL lui-même ne présente pas le plus grand danger; d’autres systèmes
tels que la réfrigération à l’aide de GPL de l’installation de liquéfaction ou le gaz à haute pression émis
par l’installation de regazéification peuvent dominer le profil de risque du site global.
5.2 Propriétés du GNL
5.2.1 Composition
Le GNL est un mélange d’hydrocarbures composé principalement de méthane et qui peut contenir
des faibles quantités d’éthane, de propane, de butane, d’azote ou d’autres composants habituellement
présents dans le gaz naturel. Les propriétés physiques et thermodynamiques du méthane et des autres
composants du gaz naturel peuvent être trouvées dans les livres de référence (voir Annexe A) et
déterminées à l’aide de logiciel de thermodynamique. Bien que le principal constituant du GNL soit le
méthane, il ne convient pas de présumer, lorsqu’on évalue son comportement, que le GNL est du méthane
pur. Lors de l’analyse de la composition du GNL, il convient de prendre des précautions pour prélever des
échantillons représentatifs et ne pas fausser les résultats à cause des effets de distillation. La méthode
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la plus courante est l’analyse d’un petit jet de vapeur du produit dégagé en continu à l’aide d’un dispositif
spécialement conçu pour produire un échantillon de gaz représentatif du liquide sans fractionnement.
Une autre méthode consiste à prélever un échantillon en sortie des regazéifieurs de production du gaz
naturel. Cet échantillon peut ensuite être analysé à l’aide de méthodes chromatographiques en phase
gazeuse comme celles décrites dans l’ISO 6568 ou l’ISO 6974.
5.2.2 Masse volumique
3
La masse volumique du GNL dépend de la composition et est habituellement comprise entre 420 kg/m
3 3
et 470 kg/m , cette valeur pouvant atteindre dans certains cas 520 kg/m . La masse volumique dépend
3
aussi de la température du liquide avec un gradient d’environ 1,4 kg/m /K. La masse volumique peut être
mesurée directement mais elle est généralement calculée à partir d’une composition déterminée par analyse
chromatographique en phase gazeuse. La méthode définie dans la norme ISO 6578 est recommandée.
NOTE Cette méthode est généralement appelée méthode révisée Klosek-McKinley.
5.2.3 Température
Le GNL a une température d’ébullition dépendant de la composition et habituellement comprise entre
–166 °C et –157 °C à pression atmosphérique. La variation de température d’ébullition en fonction de la
−4
pression de la vapeur est d’environ 1,25x10 °C/Pa. La température du GNL est couramment mesurée
au moyen de thermocouples cuivre/cupronickel ou à l’aide de thermomètres à résistance de platine
comme ceux définis dans la norme ISO 8310.
5.2.4 Viscosité
−4 −4
La viscosité de GNL dépend de la composition et est habituellement de 1,0 × 10 à 2,0 × 10 Pa·s à
−160 °C, ce qui correspond à peu près entre 1/10 et 1/5 de celle de l’eau. La viscosité est aussi fonction
de la température du liquide.
5.2.5 Exemples de GNL
Trois exemples typiques de GNL, représentés au Tableau 1, illustrent la variation des caractéristiques en
1)
fonction des diverses compositions
1) Les valeurs viennent de simulations.
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Tableau 1 — Exemples de GNL
Caractéristiques au point d’ébullition
GNL Exemple 1 GNL Exemple 2 GNL Exemple 3
sous pression normale
Concentration molaire (%)
N 0,13 1,79 0,36
2
CH 99,8 93,9 87,20
4
C H 0,07 3,26 8,61
2 6
C H - 0,69 2,74
3 8
i C H - 0,12 0,42
4 10
n C H - 0,15 0,65
4 10
C H - 0,09 0,02
5 12
Masse moléculaire (kg/kmol) 16,07 17,07 18,52
Température d’ébullition (°C) –161,9 –166,5 –161,3
3
Masse volumique (kg/m ) 422 448,8 468,7
Volume de gaz mesuré à 0 °C et à 101 325 Pa/ 588 590 568
3 3
volume de liquide (m /m )
Volume de gaz mesuré à 0 °C et à 101 325 Pa/ 1 392 1 314 1 211
3 3
masse de liquide (m /10 kg)
Chaleur massique de vaporisation (kJ/kg) 525,6 679,5 675,5
3
Pouvoir calorifique supérieur (MJ/m ) 37,75 38,76 42,59
5.3 Propriétés physiques
5.3.1 Propriétés physiques des gaz d’évaporation
Le GNL est stocké en vrac sous forme de liquide en ébullition dans de grands réservoirs isolés thermiquement.
Les entrées de chaleur provoquent l’évaporation d’une partie du liquide sous forme de gaz. Ce gaz est
connu sous le nom de gaz d’évaporation. La composition du gaz d’évaporation dépend de celle du liquide. À
titre d’exemple, le gaz d’évaporation peut contenir 20 % d’azote, 80 % de méthane et des traces d’éthane; la
teneur en azote du gaz d’évaporation peut être environ 20 fois celle de l’azote dans le GNL.
Lorsque le GNL s’évapore, l’azote et le méthane sont les premiers à se libérer, ce qui augmente dans
le liquide la proportion d’hydrocarbures plus lourds. Les gaz d’évaporation dont les températures
sont inférieures à environ – 113 °C pour le méthane pur et à – 85 °C pour le méthane mélangé à 20 %
d’azote sont plus denses que l’air ambiant. Dans les conditions normales, la masse volumique de ces gaz
d’évaporation est approximativement de 0,6 par rapport à l’air.
5.3.2 Flash
Comme dans tout liquide, si la pression du GNL est abaissée au-dessous de sa pression d’ébullition, en
traversant par exemple une vanne, une partie du liquide s’évapore et sa température chute à un nouveau
point d’ébullition correspondant à cette pression. Cela est connu sous le nom de flash. Le GNL étant un
mélange multicomposant, la composition du gaz produit lors du flash et celle du liquide restant diffèrent
pour les raisons déjà évoquées en 5.3.1.
3 3
provoqué par 10 Pa de liquide à température d’ébullition correspondant
À titre indicatif, le flash d’1 m
5 5
à une pression comprise entre 1 × 10 Pa et 2 × 10 Pa libère environ 0,4 kg de gaz. Des calculs plus précis
de la quantité et de la composition du produit liquide et du gaz lors du flash d’un fluide multicomposant
tel que le GNL sont complexes. Pour effectuer de tels calculs de flash, il convient d’utiliser des logiciels
validés de thermodynamique ou des logiciels intégrés validés de simulation d’installation, incorporant
une base de données appropriée.
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5.3.3 Épandage de GNL
Lorsque le GNL est répandu sur le sol (suite à un déversement accidentel), après une période d’ébullition
intense, le taux d’évaporation décroît rapidement pour atteindre une valeur constante déterminée par
les caractéristiques thermiques du sol et l’apport de chaleur provenant de l’air environnant. Ce taux peut
être réduit d’une manière significative par l’utilisation de surfaces isolées thermiquement lorsque des
épandages sont susceptibles de se produire, comme indiqué au Tableau 2. Ces chiffres sont donnés à titre
d’exemples, mais doivent être vérifiés lorsqu’ils sont utilisés pour un QRA ou une ingénierie détaillée.
Tableau 2 — Taux d’évaporation
Taux par unité de surface après 60 s
Matériaux
2
kg/(m h)
Agrégats 480
Sable humide 240
Sable sec 195
Eau 600
Béton standard 130
Béton colloïdal léger 65
De faibles quantités de liquides peuvent être transformées en un volume important de gaz lorsque
l’épandage se produit. Un volume de liquide produit environ 600 volumes de gaz dans les conditions
ambiantes (voir Tableau 1). En cas d’épandage sur de l’eau, la convection dans l’eau est si intense que
le taux d’évaporation par unité de surface reste constant. La dimension de la nappe de GNL augmente
jusqu’à ce que le volume de gaz qui s’évapore soit égal au volume de gaz produit par la fuite liquide.
5.3.4 Expansion et dispersion d’un nuage de vapeur
En phase initiale, le gaz produit par évaporation est à une température pratiquement identique à celle du
GNL et est plus dense que l’air ambiant. Ce gaz est d’abord soumis à un étalement par gravité s’écoulant
dans une couche sur le sol jusqu’à ce qu’il se réchauffe suffisamment en absorbant la chaleur du sol et les
mélangeant avec l’air ambiant.
La dilution avec de l’air chaud augmente la température et diminue le poids moléculaire du mélange.
En conséquence, le nuage est en général plus dense que l’air ambiant jusqu’à ce qu’il soit dilué bien en
deçà de la limite d’inflammabilité. Seulement en cas de forte teneur en eau dans l’atmosphère (humidité
et température élevées), la condensation de l’eau lors du mélange avec les vapeurs de GNL froid peut
chauffer le mélange jusqu’à ce qu’il devienne plus léger que l’air et résulte en un nuage flottant. L’épandage,
l’expansion et la dispersion des nuages de vapeurs sont des domaines complexes et sont généralement
étudiés au travers de modèles informatiques. Il convient de ne faire traiter les études que par un
organisme compétent dans ce domaine. Après un épandage, des nuages de «brouillard» se forment par
condensation de la vapeur d’eau dans l’atmosphère. Lorsque ce brouillard peut être visible (de jour et en
l’absence de brouillard naturel) et si l’humidité relative de l’air ambiant est suffisamment élevée, le nuage
visible constitue un indicateur utile du trajet du gaz évaporé et le nuage donne une première indication
du niveau de l’inflammabilité du mélange de gaz et d’air car la visibilité du nuage est une fonction de
l’humidité et de la température ambiante, et non pas une fonction de la fuite de gaz naturel.
En cas de fuite d’un réservoir sous pression ou d’une tuyauterie, le GNL s’échappe sous la forme d’un jet
se dispersant dans l’atmosphère avec simultanément une expansion et une vaporisation. Ce phénomène
s’accompagne d’un mélange intime avec l’air. Une grande partie du GNL est contenue dans le nuage
gazeux au début sous forme d’aérosol. Finalement, il se vaporise en continuant de se mélanger à l’air.
5.3.5 Inflammation
Un nuage de gaz naturel et d’air peut s’enflammer quand la teneur en gaz naturel se situe entre 5 % et
15 % par volume.
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5.3.6 Feux de nappe
La puissance rayonnée par la surface (SEP) d’une flamme provenant d’une nappe de GNL en feu de diamètre
supérieur à 10 m peut être très élevée et doit être calculée à partir des valeurs mesurées de flux radiatif
incident et d’une surface de flamme donnée. La SEP dépend des dimensions de la nappe, de l’émission de
fumée et des méthodes de mesures. La SEP diminue lorsque l’émission de fumée augmente. La Bibliographie
comprend une liste de références pouvant servir à déterminer la SEP pour une situation donnée.
5.3.7 Développement et conséquences des ondes de pression
Dans un nuage en milieu libre, l’inflammation du gaz naturel se propage à faible vitesse en produisant à
3
l’intérieur de ce nuage des surpressions inférieures à 5 × 10 Pa. Des pressions plus élevées peuvent être
rencontrées dans des zones très congestionnées ou confinées telles que celles où sont concentrés des
équipements ou des bâtiments.
5.3.8 Confinement
Le gaz naturel ne peut pas être liquéfié par compression à température ambiante. En fait, sa température
doit être abaissée en dessous d’environ –80 °C avant qu’il ne puisse se liquéfier quelle que soit la pression.
Ce qui signifie que toute quantité de GNL qui est contenu, par exemple entre deux vannes ou dans un
réservoir sans évent, puis se réchauffe, va monter en pression jusqu’à rupture complète du système de
confinement. Il faut donc prévoir sur l’installation l’équipement d’évents et/ou de soupapes de sécurité
correctement dimensionnés.
5.3.9 Basculement de couches (Rollover)
Le terme rollover désigne le phénomène pouvant occasionner l’émission d’une grande quantité de gaz
d’un réservoir de GNL, pendant une courte durée. Il peut provoquer une surpression pour laquelle le
réservoir n’est pas protégé et n’est pas conçu. Deux couches ou cellules stratifiées stables peuvent se
former dans les réservoirs de stockage de GNL, généralement provoquées par un mélange inadapté de
GNL récemment chargé dans le réservoir et de liquide d’une masse volumique différente au fond du
réservoir. Au sein d’une même couche, la masse volumique du liquide est uniforme mais la couche du fond
est constituée d’un liquide plus lourd que celui de la couche supérieure. Par la suite, en raison des entrées
de chaleur dans le réservoir, du transfert de chaleur et de masse entre les couches et de l’évaporation à la
surface du liquide, les couches s’équilibrent en masse volumique et finalement se mélangent. Ce mélange
spontané est appelé basculement de couches (Rollover) et si, comme c’est souvent le cas, le liquide de la
couche du fond devient surchauffé par rapport à la pression du ciel gazeux du réservoir, le basculement
de couches est accompagné d’une augmentation du dégagement de la vapeur. Cette augmentation est
parfois rapide et importante. Dans certains cas, l’augmentation de la pression dans le réservoir s’est
avérée suffisante pour déclencher les soupapes de sécurité.
Une des premières hypothèses laissait présumer que, lorsque la masse volumique de la couche du haut
était supérieure à celle du bas, un basculement pouvait se produire, d’où le nom de basculement de
c
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.