NM en 1473

NM EN 1473
Norme Marocaine 2014

Indice de classement NM 03.8.030
Installations et équipements de gaz naturel liquéfié
Conception des installations terrestres
Norme Marocaine homologuée

Par Décision du Ministre de l’Industrie, du Commerce, de l'Investissement et de
l'Economie Numérique N° 3881 du 26 Décembre 2014, publié au B.O. N° 6228 du
6 Février 2014.
Correspondance
La présente norme nationale est identique à l’EN 1473:2007 et est
reproduite avec la permission du CEN, Avenue Marnix 17, B-1000
Bruxelles.
Tous droits d’exploitation des Normes Européennes sous quelque forme

que ce soit et par tous moyens sont réservés dans le monde entier au CEN
et à ses Membres Nationaux, et aucune reproduction ne peut être engagée
sans permission explicite et par écrit du CEN par l’IMANOR
Modifications
Examinée et adoptée par la commission de normalisation des produits pétroliers et

lubrifiants (090)
Editée et diffusée par l’Institut Marocain de Normalisation (IMANOR)
Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
Licence pour utilisateur unique, copie et mise en réseau interdites.
© IMANOR 2014 ICS : 75.200
NM EN 1473
AVANT PROPOS NATIONAL
La présente norme marocaine a été reprise de la norme européenne EN conformément à l’accord

régissant l’affiliation de l’Institut Marocain de Normalisation (IMANOR) au Comité Européen de
Normalisation (CEN).
Tout au long du texte du présent document, lire « … la présente norme européenne … » avec le
sens de « … la présente norme marocaine… ».
Toutes les dispositions citées dans la présente norme, relevant du dispositif réglementaire européen
(textes réglementaires européens, directives européennes, étiquetage et marquage CE, …)
sont remplacés par les dispositions réglementaires ou normatives correspondantes en vigueur au niveau
national.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
NORME EUROPÉENNE EN 1473
EUROPÄISCHE NORM
EUROPEAN STANDARD Janvier 2007
ICS : 75.200 Remplace EN 1473:1997
Version française
Installations et équipements de gaz naturel liquéfié —

Conception des installations terrestres
Anlagen und Ausrüstung für Flüssigerdgas — Installation and equipment for liquefied natural gas —
Auslegung von landseitigen Anlagen Design of onshore installations
La présente Norme européenne a été adoptée par le CEN le 25 novembre 2006.
Les membres du CEN sont tenus de se soumettre au Règlement Intérieur du CEN/CENELEC, qui définit les
conditions dans lesquelles doit être attribué, sans modification, le statut de norme nationale à la Norme
européenne.
Les listes mises à jour et les références bibliographiques relatives à ces normes nationales peuvent être obtenues
auprès du Centre de Gestion ou auprès des membres du CEN.
La présente Norme européenne existe en trois versions officielles (allemand, anglais, français). Une version dans
une autre langue faite par traduction sous la responsabilité d'un membre du CEN dans sa langue nationale et
notifiée au Centre de Gestion, a le même statut que les versions officielles.
Les membres du CEN sont les organismes nationaux de normalisation des pays suivants : Allemagne, Autriche,
Belgique, Bulgarie, Chypre, Danemark, Espagne, Estonie, Finlande, France, Grèce, Hongrie, Irlande, Islande,
Italie, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Malte, Norvège, Pays-Bas, Pologne, Portugal, République Tchèque,
Roumanie, Royaume-Uni, Slovaquie, Slovénie, Suède et Suisse.
CEN
COMITÉ EUROPÉEN DE NORMALISATION
Europäisches Komitee für Normung

European Committee for Standardization
Centre de Gestion : rue de Stassart 36, B-1050 Bruxelles
© CEN 2007 Tous droits d’exploitation sous quelque forme et de quelque manière que ce soit réservés dans le monde
entier aux membres nationaux du CEN. du 2023-02-15
Facture 2023FA0156
Licence pour utilisateur unique, copie et mise en réseau interdites. Réf. n° EN 1473:2007 F
EN 1473:2007 (F)
Sommaire
Avant-propos ..........................................................................................................................................................
Page 3
Introduction ............................................................................................................................................................ 4
1 Domaine d’application .......................................................................................................................... 4
2 Références normatives ........................................................................................................................ 4
3 Termes et définitions ............................................................................................................................ 7
4 Sécurité et environnement ................................................................................................................. 11
5 Jetées et installations maritimes ....................................................................................................... 25
6 Systèmes de stockage et de rétention .............................................................................................. 26
7 Pompes de GNL .................................................................................................................................. 36
8 Regazéification du GNL ...................................................................................................................... 37
9 Tuyauteries .......................................................................................................................................... 39
10 Réception/émission du gaz naturel ................................................................................................... 49
11 Systèmes de reprise et de traitement des évaporations ................................................................. 50
12 Circuits auxiliaires et bâtiments ........................................................................................................ 53
13 Gestion des dangers .......................................................................................................................... 57
14 Systèmes de contrôle et de surveillance .......................................................................................... 67
15 Construction, mise en service et inspection générale .................................................................... 71
16 Préservation et protection contre la corrosion ................................................................................ 72
17 Formation pour l’exploitation ............................................................................................................ 72
18 Formation maritime avant démarrage ............................................................................................... 73
Annexe A (normative) Valeurs des seuils de rayonnement thermique ......................................................... 74
Annexe B (normative) Définitions des débits de référence ............................................................................ 77
Annexe C (informative) Classification sismique .............................................................................................. 80
Annexe D (normative) Exigences spécifiques aux pompes de GNL ............................................................. 82
Annexe E (normative) Exigences particulières aux regazéifieurs de GNL ................................................... 87
Annexe F (normative) Actions pour la conception des canalisations .......................................................... 93
Annexe G (informative) Description des différentes installations terrestres de GNL .................................. 94
Annexe H (informative) Définition des différents types de réservoirs de GNL ............................................. 96
Annexe J (informative) Classes de fréquence ............................................................................................... 102
Annexe K (informative) Classes de conséquences ....................................................................................... 103
Annexe L (informative) Niveaux de risque ..................................................................................................... 104
Annexe M (informative) Étapes type de la liquéfaction ................................................................................. 106
Annexe N (informative) Exigences relatives aux systèmes d’odorisation .................................................. 114

Bibliographie ...................................................................................................................................................... 117
Annexe ZM..............................................................................................................................................................
Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC 120
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
2
EN 1473:2007 (F)
Avant-propos
Le présent document (EN 1473:2007) a été élaboré par le Comité Technique CEN/TC 282 «Installations et
équipements de gaz naturel liquéfié», dont le secrétariat est tenu par AFNOR.
Cette Norme européenne devra recevoir le statut de norme nationale, soit par publication d'un texte identique, soit
par entérinement, au plus tard en juillet 2007, et toutes les normes nationales en contradiction devront être retirées
au plus tard en juillet 2007.
Le présent document remplace l’EN 1473:1997.
Selon le Règlement Intérieur du CEN/CENELEC, les instituts de normalisation nationaux des pays suivants sont
tenus de mettre cette Norme européenne en application : Allemagne, Autriche, Belgique, Chypre, Danemark,
Espagne, Estonie, Finlande, France, Grèce, Hongrie, Irlande, Islande, Italie, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Malte,
Norvège, Pays-Bas, Pologne, Portugal, République tchèque, Roumanie, Royaume-Uni, Slovaquie, Slovénie, Suède
et Suisse.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
3
EN 1473:2007 (F)
Introduction
Le but de la présente Norme européenne est de donner des lignes directrices fonctionnelles pour les installations
de GNL. Elle recommande des procédures et des règles qui mèneront à une conception, une construction et un
fonctionnement des installations de GNL satisfaisants pour la sécurité et l’environnement. Son application n’est
pas rétroactive, toutefois elle est recommandée lorsque des modifications majeures sont envisagées sur des
installations existantes.
1 Domaine d’application
La présente Norme européenne donne des lignes directrices relatives à la conception, à la construction et au
fonctionnement de toutes les installations terrestres de gaz naturel liquéfié (GNL), notamment les unités de
liquéfaction, de stockage, de regazéification, de transfert et de manipulation du GNL.
La présente Norme européenne est valable pour les types d’installations suivantes :
— terminaux d’exportation de GNL (installation), entre l’entrée du gaz définie en limite de propriété et l’extrémité
de la traverse du navire ;
— terminaux de réception de GNL (installation), entre l’extrémité de la traverse du navire et la sortie du gaz définie
en limite de propriété ;
— stations d’écrêtement de pointes, entre l’entrée et la sortie du gaz définie en limite de propriété ;
Une description succincte de ces différentes installations est donnée dans l’Annexe G.
Les stations satellites de capacité de stockage totale inférieure à 200 t sont exclues de la présente Norme
européenne. Les stations satellites de capacité de stockage inférieure à 200 t sont couvertes par l’EN 13645.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l’application du présent document. 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 287-1, Épreuve de qualification des soudeurs — Soudage par fusion.
EN 473, Essais non destructifs — Qualification et certification du personnel END — Principes généraux.
EN 571-1, Essais non destructifs — Examen par ressuage — Partie 1 : Principes généraux.
EN 809, Pompes et groupe mono pompes pour liquides — Prescriptions communes de sécurité.
EN 970, Contrôle non destructif des assemblages soudés par fusion — Contrôle visuel.
EN 1092-1, Brides et leurs assemblages — Brides circulaires pour tubes, appareils de robinetterie, raccords
et accessoires désignées PN — Partie 1 : Brides en acier.
EN 1127-1, Atmosphères explosives — Prévention de l’explosion et protection contre l’explosion — Partie 1 : Notions
fondamentales et méthodologie.
EN 1160, Installations et équipements relatifs au gaz naturel liquéfié — Caractéristiques générales du gaz
naturel liquéfié.
EN 1435, Contrôle non destructif des assemblages soudés — Contrôle par radiographie des assemblages soudés.
EN 1474, Installations et équipements relatif au gaz naturel liquéfié — Conception et essais des bras de
chargement/déchargement.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
4
EN 1473:2007 (F)
EN 1514-1, Brides et leurs assemblages — Dimensions des joints pour les brides désignées PN — Partie 1 : Joints
plats non-métalliques avec ou sans insert.
EN 1532, Installations et équipements relatifs au gaz naturel liquéfié — Interface terre navire.
EN 1714, Contrôle non destructif des assemblages soudés — Contrôle par ultrasons des assemblages soudés.
EN 1776, Alimentation en gaz — Postes de comptage de gaz naturel — Prescriptions fonctionnelles.
EN 1991-1-2, Eurocode 1 : Actions sur les structures — Partie 1-2 : Actions générales — Actions sur les structures
exposées au feu.
EN 1992-1-1, Eurocode 2 : Calcul des structures en béton — Partie1-1 : Règles générales et règles pour les bâtiments.
EN 1992-1-2, Eurocode 2 : Calcul des structures en béton — Partie 1-2 : Règles générales : Calcul du comportement
au feu.
EN 1993-1-1, Eurocode 3 : Calcul des structures en acier — Partie 1-1 : Règles générales et règles pour
les bâtiments.
EN 1993-1-2, Eurocode 3 : Calcul des structures en acier et Document d’Application Nationale — Partie 1-2 :
Règles générales — Calcul du comportement au feu.
EN 1994-1-1, Eurocode 4 : Calcul des structures en acier/béton — Partie 1-1 : Règles générales et règles pour
les bâtiments.
EN 1994-1-2, Eurocode 4 : Calcul des structures mixtes (acier + béton) — Partie 1-2 : Règles générales — Calcul du
comportement au feu.
EN 1998-1, Eurocode 8 : Conception et dimensionnement des structures pour leur résistance aux séismes
et Document d’Application Nationale — Partie 1 : Règles générales — Actions sismiques et prescriptions générales
pour les bâtiments.
EN 1998-5, Eurocode 8 : Conception et dimensionnement des structures pour leur résistance aux séismes
et Document d’Application Nationale — Partie 5 : Fondations, ouvrages de soutènement et aspects géotechniques.
EN 10204, Produits métalliques — Types de documents de contrôle.
EN 12065, Installations et équipements relatifs au gaz naturel liquéfié — Essais d’émulseurs destinés à la production
de mousse haut et moyen foisonnement et de poudres extinctrices utilisés sur feux de gaz naturel liquéfié.
EN 12066, Installations et équipements relatifs au gaz naturel liquéfié — Essais de revêtements isolants des cuvettes
de rétention de gaz naturel liquéfié.
EN 12162, Pompes pour liquides — Exigences de sécurité — Procédure d’essai hydrostatique.
EN 12308, Installations et équipements relatifs au GNL — Essais d’aptitude à l’emploi des joints destinés aux
assemblages par brides des tuyauteries GNL.
EN 12434, Cryogenic vessels — Cryogenic flexible hoses.
EN 12567, Robinetterie industrielle — Robinets de sectionnement pour GNL — Prescriptions d’aptitude à l’emploi
et vérifications s’y rapportant.
EN 13445 (toutes les parties), Récipients sous pression non soumis à la flamme.
EN 13480 (toutes les parties), Tuyauteries industrielles métalliques.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
5
EN 1473:2007 (F)
EN 14620-1:2006, Conceptions et fabrication de réservoirs en acier à fond plat, verticaux, cylindriques, construits sur
site, destinés au stockage des gaz réfrigérés, liquéfiés, dont les températures de service sont comprises entre 0 °C
et – 165 °C — Partie 1 : Généralités.
EN 14620 (toutes les parties), Conceptions et fabrication de réservoirs en acier à fond plat, verticaux, cylindriques,
construits sur site, destinés au stockage des gaz réfrigérés, liquéfiés, dont les températures de service sont
comprises entre 0 °C et – 165 °C.
EN 60034-5, Machines électriques tournantes — Partie 5 : Degré de protection procurés par la conception intégrale
des machines électriques tournantes (Code IP) — Classification (IEC 60034-5:2000).
EN 60079-0, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 0 : Règles générales
(CEI60079-0:2004).
EN 60079-1, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 1 : Enveloppe antidéflagrante «d»
(CEI 60079-1:2003).
EN 60079-2, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 2 : Enveloppe à surpression
interne «p» (CEI 60079-2:2001).
EN 60079-7, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 7 : Sécurité augmentée «e»
(CEI 60079-7:2003).
EN 60079-10, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 10 : Classement des
emplacements dangereux (CEI 60079-10:2002).
EN 60079-14, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 14 : Installations électriques dans
les emplacements dangereux (autres que les mines) (CEI 60079-14:2002).
EN 60079-17, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 17 : Recommandations

pour l’inspection et l’entretien des installations électriques dans les emplacements dangereux (autres que les mines)
(CEI 60079-17:2002).
EN 60079-18, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 18 : Construction, essais
et marquage des matériels électriques du type de protection par encapsulage «m» (CEI 60079-18:2004).
EN 60079-25, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 25 : Systèmes de sécurité
intrinsèque (CEI 60079-25:2003).
EN 60079-26, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 26 : Construction, essais
et marquage des matériels électriques de groupe II utilisables en zone 0.
EN 60529, Degrés de protection procurés par les enveloppes (code IP, CEI 60529:1989).
EN 61508-1, Sécurité fonctionnelle des systèmes électriques/électroniques/électroniques programmables relatifs

à la sécurité — Partie 1 : Prescriptions générales (CEI 61508-1:1998 + corrigendum 1999).
EN ISO 1460, Revêtements métalliques — Revêtement de galvanisation à chaud sur métaux ferreux —
Détermination gravimétrique de la masse par unité de surface (ISO 1460:1992).
EN ISO 1461, Revêtements par galvanisation à chaud sur produits finis ferreux — Spécifications et méthodes d’essai
(ISO 1461:1999).
EN ISO 9001, Systèmes de management de la qualité — Exigences (ISO 9001:2000).
EN ISO 10456, Matériaux et produits du bâtiment — Procédures pour la détermination des valeurs thermiques
déclarées et utiles (ISO 10456:1999).
EN ISO 10497, Essais des appareils de robinetterie — Exigences de l'essai au feu (IS0 10497:2004).
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
6
EN 1473:2007 (F)
EN ISO 12241, Isolation thermique des équipements du bâtiment et des installations industrielles — Méthodes
de calcul (ISO 12241:1998).
EN ISO 12944 (toutes les parties), Peintures et vernis — Anticorrosion des structures en acier par systèmes
de peinture (ISO 12944:1998).
ISO 13709, Pompes centrifuges pour les industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel (ISO 13709:2003).
EN ISO 15607, Descriptif et qualificatif d'un mode opératoire de soudage pour les matériaux métalliques —
Règles générales (ISO 15607:2003).
EN ISO 15609-1, Descriptif et qualification d'un mode opératoire de soudage pour les matériaux métalliques —
Descriptif d'un mode opératoire de soudage — Partie 1 : soudage à l'arc (ISO 15609-1:2004).
EN ISO 15614-1, Descriptif et qualification d'un mode opératoire de soudage pour les matériaux métalliques —
Épreuve de qualification d'un mode opératoire de soudage — Partie 1 : soudage à l'arc et aux gaz des aciers
et soudage à l'arc des nickels et alliages de nickel (ISO 15614-1:2004).
CEI 60079-4, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 4 : Méthode d’essai pour la
détermination de la température d’inflammation.CEI 60079-5, Matériel électrique pour atmosphères explosives
gazeuses — Partie 5 : Remplissage pulvérulent «Q».
CEI 60079-6, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 6 : Immersion dans l’huile «0».
CEI 60079-11, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 11 : Sécurité intrinsèque «l».
CEI 60079-13, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 13 : Construction et exploitation
de salles ou bâtiments protégés par surpression interne.
CEI 60079-15, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 15 : Mode de protection «n».
CEI 60079-16, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 16 : Ventilation artificielle pour
la protection des bâtiments pour analyseur(s).
CEI 60079-19, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 19 : Réparations et révision du
matériel utilisé en atmosphères explosives (autre que celui utilisé dans les mines ou pour la fabrication des explosifs.
CEI 60079-20, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 20 : Données pour gaz et
vapeurs inflammables, en relation avec l’utilisation des matériels électriques.CEI 60079-27, Matériel électrique pour
atmosphères explosives gazeuses — Partie 27 : Concept de réseau de terrain de sécurité intrinsèque (FISCO).
CEI 60079-27 , Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 27 : Concept de réseau
de terrain de sécurité intrinsèque (FISCO).
CEI 60364-5-54, Installations électriques des bâtiments — Partie 5 : Choix et mise en œuvre des matériels
électriques — Chapitre 54 : Mises à la terre et conducteurs de protection.
3 Termes et définitions
Pour les besoins de la présente Norme européenne, les termes et définitions suivants s’appliquent.
3.1
fonctionnement anormal
les phases d’exploitation telles que le déclenchement des installations, la production et l’élimination de produits hors
spécifications ainsi que l’exploitation avec des équipements de production défectueux ou en maintenance sont des
modes de fonctionnement anormaux et ne sont pas des événements accidentels

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
7
EN 1473:2007 (F)
3.2
événement accidentel
événement provoqué par une situation incontrôlée ou imprévue pouvant avoir des conséquences pour la sécurité
et l’environnement
3.3
limite de propriété
ligne séparative sur la terre ou sur l’eau à l’intérieur de laquelle l’exploitant/propriétaire jouit du plein contrôle et de la
maîtrise, ou de l’usage exclusif
3.4
merlon ou muret de rétention
structure imperméable (elle peut être une construction de terre ou de béton), capable de résister à la pression statique
et à la température d’un déversement accidentel de liquide et établie autour d’une zone de retenue pour
le confinement de déversements accidentels d’hydrocarbures. Cette structure est généralement associée aux zones
de stockage
3.5
condensat
hydrocarbures liquides produits lors de la première séparation du gaz naturel issu d’un gisement.
NOTE Les condensats de gaz naturel sont essentiellement constitués de pentanes et de composés plus lourds, bien que
des quantités de propane et de butane puissent être dissoutes dans le mélange.
3.6
enceinte primaire
l’enceinte primaire est en contact continu avec le GNL, à savoir :
— la cuve cryogénique du réservoir à simple intégrité ;
— la cuve cryogénique du réservoir sphérique ;
— la cuve cryogénique interne du réservoir à double intégrité, du réservoir à intégrité totale ou du réservoir
cryogénique en béton ;
— la membrane cryogénique des réservoirs à membrane.
3.7
enceinte secondaire
l’enceinte secondaire est composée :
— de la cuvette de rétention du réservoir à simple intégrité et du réservoir sphérique ;
— de la cuve extérieure du réservoir à double intégrité ou à intégrité totale.
3.8
terminal méthanier conventionnel
terminal exportant ou recevant du GNL qui est situé à terre et a des installations de transferts marins pour
le chargement ou le déchargement des méthaniers
NOTE Les installations de transfert sont situées dans un port ou un endroit de la côte abrité et consistent en une structure
fixe (ou quai), capable de supporter la mise à quai d’un méthanier à pleine charge selon des spécifications données et un
amarrage du navire le long du quai en toute sécurité. La structure est connectée à la côte par une estacade, un tunnel ou un
autre moyen, facilitant le transfert de GNL et les services auxiliaires et procurant un accès et une sortie surs pour le personnel
pratiquant les tâches de maintenance et d’exploitation.
3.9
OBE (Operating Basis Earthquake = séisme de maintien en exploitation)
un OBE, défini pour toute installation, est le séisme maximal n’entraînant aucun dommage et pour lequel un
redémarrage et un fonctionnement peuvent être effectués en toute sécurité
NOTE Pour cet événement de probabilité plus élevée, la sécurité du public est assurée sans provoquer la perte commerciale
de l’installation.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
8
EN 1473:2007 (F)
3.10
SSE (Safe Shutdown Earthquake = séisme d’arrêt de sécurité)
un SSE, défini pour toute installation, est le séisme maximal pour lequel les fonctions et les mécanismes essentiels
de mise en sécurité sont conçus pour être préservés
NOTE Un dommage permanent sans perte de l’intégrité globale et de confinement des installations est possible suite à ce
phénomène de faible probabilité. L’installation ne doit pas être maintenue en service sans un examen détaillé et une analyse
de structures pour les conditions d’état limite ultime (ULS).
3.11
ESD (Emergency Shut Down = arrêt d’urgence de sécurité)
ESD est un système qui permet de stopper de manière sûre et effective tout ou partie d’une installation pour éviter
la progression d’un un incident
3.12
gaz inflammables
gaz ou vapeur qui, mélangé à l’air dans certaines proportions, formera un mélange combustible
3.13
fréquence
nombre d’occurrences par unité de temps
3.14
«golden weld»
ce terme s’applique à une soudure qui, de par sa nature ou de son emplacement, ne peut pas être soumise à un
essai d’épreuve et sera, en conséquence, soumise à des contrôles non destructifs de haut niveau afin de prouver
qu’elle est sûre
3.15
danger
définit la propriété intrinsèque d’une substance dangereuse ou d’une situation physique pouvant potentiellement
entraîner des dommages pour la santé humaine et/ou l’environnement 1)
3.16 cuvette de rétention

zone de rétention proche des cuves de stockages d’hydrocarbures liquides où les déversements accidentels issus
de ces cuves peuvent être confinés ou contrôlés
3.17
fosse de rétention
la fosse de rétention est un bac, à l’intérieur d’une cuvette de rétention ou connecté à cette cuvette, où les
déversements accidentels d’hydrocarbures liquides peuvent être collectés, confinés sans risque et contrôlés
3.18
états limites
deux catégories d’états limites doivent être considérées dans la conception des structures soumises à une charge :
— l’état limite de service (Serviceability Limit State, SLS) est déterminé pour des actions normales en appliquant les
critères adaptés au calcul des propriétés de durabilité et de fonctionnalité des structures ;
— l’état limite ultime (Ultimate Limit State, ULS) est déterminé pour des actions majorées en appliquant les critères
adaptés aux risques de rupture, aux grandes déformations ou aux déformations plastiques.
3.19
GNL (gaz naturel liquéfié)
le GNL (gaz naturel liquéfié) est défini dans l’EN 1160
1) Se référer à la Directive Européenne 96/82/CE du 9 décembre 1996, concernant la maîtrise des dangers liés aux
accidents majeurs impliquant des substances dangereuses.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
9
EN 1473:2007 (F)
3.20
terminal d’exportation de GNL
site sur lequel le gaz naturel, acheminé par tuyaux depuis un ou plusieurs gisements, est liquéfié puis stocké en vue
d’un transport ultérieur vers d’autres destinations, généralement par voie maritime
NOTE Le terminal d’exportation de GNL dispose d’installations maritimes pour le transfert du GNL et peut disposer
de postes de chargement pour camions-citernes, wagons-citernes, barges ou petits méthaniers.
3.21
station de GNL d’écrêtement de pointes
les stations de GNL d’écrêtement de pointes sont connectées au réseau de gaz
NOTE Pendant les périodes de faible demande, le gaz naturel est liquéfié et stocké. Le GNL est regazéifié pendant
de courtes périodes lorsque la demande de gaz devient importante.
3.22
terminal de réception de GNL
site sur lequel les méthaniers (navires) sont déchargés et où le GNL est stocké dans des réservoirs. Il est ensuite
regazéifié et émis dans des réseaux de gaz ou vers les consommateurs
NOTE Le terminal de réception de GNL dispose d’installations maritimes pour le transfert du GNL et peut disposer de postes
de chargement pour camions-citernes, wagons-citernes, barges ou petits méthaniers.
3.23
station satellite de GNL
les stations satellites de GNL sont reliées à un réseau de gaz ou aux consommateurs. Le GNL est acheminé par
camions-citernes, wagons-citernes, barges ou petits méthaniers ; il est stocké dans des récipients sous pression
calorifugés, puis regazéifié et émis dans le réseau
3.24
NGL (Natural Gas Liquid = condensats de gaz naturel)
les NGL sont des composés d’hydrocarbures légers (généralement de l’éthane à l’hexane plus) condensés à partir
du gaz naturel avant sa liquéfaction
3.25
fonctionnement normal
le fonctionnement normal inclut les phases intermittentes d’exploitation telles que le chargement ou le déchargement
de navires, le démarrage, l’arrêt planifié et la mise en service
3.26
exploitant/occupant
compagnie responsable de l’exploitation des installations
3.27
propriétaire
compagnie responsable de la conception et de la construction en toute sécurité des installations
3.28
coefficients PASQUILL de stabilité atmosphérique
les coefficients PASQUILL de stabilité atmosphérique sont déterminés à partir de la vitesse du vent et du
rayonnement solaire (voir [1]). Les six coefficients sont :
— A : extrêmement instable ;
— B : modérément instable ;
— C : légèrement instable ;
— D : neutre ;
— E : légèrement stable ;
— F : modérément stable.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
10
EN 1473:2007 (F)
3.29
probabilité
nombre sur une échelle de zéro à un qui exprime la possibilité qu’un évènement succède à un autre
3.30
PSD (Process Shut Down = arrêt d’urgence procédé)
un PSD est un système qui permet de stopper de manière sûre et effective un équipement ou un système de
l’installation pour des raisons de procédé
3.31
niveau de risque
combinaison de la conséquence et de la probabilité de rencontrer un danger particulier au cours d’une période
donnée et dans une situation spécifique
3.32
système de gestion de la sécurité
il convient que le système de gestion de la sécurité intègre la partie du système de gestion général définissant la
structure organisationnelle, les responsabilités, les pratiques, les procédures, les procédés et les ressources qui
permettent de déterminer et mettre en œuvre la politique de prévention des accidents majeurs 2)
3.33
SIL
niveau d’intégrité de la sécurité pour un système relatif à la sécurité selon les termes de l’EN 61508
3.34
zone de collecte des déversements
zone des aires de production ou de transfert où les fuites peuvent être confinées ou contrôlées, souvent par
l’utilisation de bordures et/ou de zones inclinées pavées
3.35
réservoir
le terme «réservoir» utilisé dans la présente norme correspond à l’ensemble des équipements nécessaires à la
rétention de GNL
NOTE Les différents types de réservoirs sont décrits dans l’Annexe H.
3.36
zone de transfert
zone contenant un système de canalisations où des liquides ou des gaz inflammables entrent ou sortent de l’usine
et comprenant également la zone ou les canalisations sont connectées ou déconnectées fréquemment
3.37
modèle validé
il s’agit d’un modèle dont la base scientifique est reconnue comme valable par les spécialistes. Les résultats sont les
solutions de modélisations mathématiques des phénomènes et couvrent la plage d’utilisation du modèle qui a été
étalonné/vérifié à l’aide de données d’essai réalistes
4 Sécurité et environnement
4.1 Généralités
Il convient que les phases de conception, d’approvisionnement, de construction et d’exploitation soient toutes
réalisées conformément aux exigences des systèmes de gestion de la qualité, de la santé, de la sécurité et de
l’environnement, comme décrit dans les séries EN ISO 9000 et EN ISO 14000.
En outre, chaque phase doit être contrôlée par un système de gestion de la sécurité acceptable tel que décrit dans
les Directives européennes SEVESO.
2) Se référer à la Directive Européenne 96/82/CE du 9 décembre 1996, concernant la maîtrise des dangers liés aux
accidents majeurs impliquant des substances dangereuses.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
11
EN 1473:2007 (F)
4.2 Impact sur l’environnement

4.2.1 Évaluation de l’impact sur l’environnement
Pendant l’étude de faisabilité du projet, une étude préliminaire d’évaluation de l’impact sur l’environnement
(Environment Impact Assessment, EIA) doit être réalisée pour l’emplacement proposé, conformément aux
réglementations locales. Il convient d’apporter une attention particulière à l’enregistrement formel des
caractéristiques environnementales essentielles de référence du site.
Lorsque le site d’implantation a été choisi, une EIA détaillée doit être réalisée conformément aux réglementations
locales et nationales et au présent paragraphe.
Toutes les émissions en provenance de l’installation, qu’elles soient solides, liquides (y compris l’eau) et gazeuses
(y compris les odeurs nocives) doivent être identifiées. Des mesures doivent être prévues pour garantir que ces
émissions ne seront pas dangereuses pour les personnes, les biens, les animaux et la végétation. Cela s’applique
non seulement aux émissions dans les conditions normales d’exploitation, mais également aux émissions
accidentelles. La norme de contrôle des émissions doit être au moins aussi stricte que celle définie par
l’administration locale ou nationale ou par la réglementation relative à de telles émissions.
Un programme de gestion des effluents doit être mis en place, avant ou pendant l’exploitation. Les précautions
à prendre lors de la manutention des produits toxiques doivent être définies et régulièrement mises à jour par
l’exploitant/occupant.
L’augmentation de l’activité liée à la construction et à l’exploitation des installations doit également être évaluée. Les
niveaux indésirables de ces activités doivent être éliminés si possible ou bien réduits et limités. La liste suivante
couvre les points principaux de contrôle :
— augmentation de la population, permanente et temporaire ;
— augmentation du trafic routier, ferroviaire et maritime ;
— augmentation du niveau de bruit, bruits soudains et intermittents ;
— augmentation du niveau de vibration, vibrations soudaines et intermittentes ;
— augmentation du travail de nuit, conséquences de l’éclairage et de son utilisation intermittente ;
— torchage du gaz intermittent et/ou permanent ;
— réchauffement ou refroidissement de l’eau.
4.2.2 Émissions provenant des installations

Il faut, lors de la conception, identifier les mesures à prendre pour éliminer, réduire ou rendre inoffensives les
émissions résultant de la mise en service, de l’exploitation et de la maintenance des installations. Il faut également
définir des objectifs en termes de quantités et de concentration de polluants dans les émissions.
4.2.3 Maîtrise des émissions

Il faut maîtriser, en toute sécurité :
— les produits de combustion des systèmes d’entraînement des compresseurs, des regazéifieurs à combustion
submergée, des réchauffeurs à flamme ;
— l’échappement normal ou accidentel de gaz ;
— le torchage normal ou accidentel de gaz ;
— l’élimination des solvants de traitement des gaz acides ;
— l’élimination des réactifs utilisés pour l’absorption du mercure (les procédures de démercurisation ne permettant
pas de régénérer les réactifs, il convient de les stocker puis de les traiter ou de les faire enlever par une
entreprise habilitée) ;
— les liquides huileux provenant de la régénération du sécheur ou des machines ;

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
12
EN 1473:2007 (F)
— dans le cas d’un équipement refroidi par eau, la contamination de l’eau par les hydrocarbures dans des
échangeurs présentant des fuites ;
— l’élimination des déchets (y compris l’huile usagée et les composés organiques chlorés) ;
— l’eau des regazéifieurs et réchauffeurs ;
— les produits odorisants.
4.2.4 Principes de torchage et de mise à l’évent

Les installations doivent être conçues afin d’éviter un torchage ou une mise à l’évent continus du gaz. Lors de la
conception et de l’exploitation, il convient de prendre des mesures pour s’assurer que les rejets potentiels de gaz
sont, dans la mesure du possible, recyclés et non pas dirigés vers le réseau des torches ou des évents lors du
fonctionnement normal des installations.
4.2.5 Contrôle du bruit

La conception des installations doit prendre en considération les effets du bruit sur les personnes exposées se
trouvant à l’intérieur des installations et l’effet du bruit sur la communauté jouxtant les installations.
Il est recommandé que la démarche de conception en matière de bruit des installations soit conforme à l’ISO 15664.
4.2.6 Voies de communication extérieures

Les voies de communication proches des installations de GNL doivent être recensées, en mentionnant le volume et
la nature du trafic actuel ainsi que son évolution prévisible. En particulier, les points suivants doivent être étudiés :
— voies terrestres (routes, chemins de fer) ;
— voies navigables (mer, fleuves, canaux) ;
— voies aériennes, proximité des aéroports et des aérodromes.
4.2.7 Débit d’eau

L’impact des débits d’eau doit être étudié (température, courant, vent etc.).
4.3 Généralités relatives à la sécurité

4.3.1 Principes généraux de la sécurité
Les installations de GNL doivent être conçues pour réduire les risques relatifs aux biens et à la vie présente
à l’extérieur et à l’intérieur des limites de l’installation. Pour garantir ce haut niveau de sécurité dans les installations
de GNL et leurs environs, il faut tenir compte de la sécurité tout au long des phases de développement du projet :
conception, construction, mise en service, exploitation et mise hors-service. En particulier, l’étude des dangers,
définie en 4.4, doit être réalisée et les mesures de sécurité requises doivent être mises en application pour garantir
des niveaux de risque acceptables.
L’EN 13645 donne un exemple d’évaluation des risques simplifiée.
4.3.2 L’installation et son environnement
4.3.2.1 Description de l’installation

Une description fonctionnelle de l’installation doit être effectuée par zone et/ou par ensembles fonctionnels, pour être
utilisée dans l’étude de sécurité.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
13
EN 1473:2007 (F)
4.3.2.2 Étude du site

L’étude du site doit comprendre, où cela est approprié :
— une étude de sol ;
— une étude du terrain afin de déterminer l’écoulement d’un liquide ou la dispersion d’un nuage gazeux ;
— une étude de la végétation afin d’identifier, en particulier, les risques d’incendie dus à la végétation ;
— une étude des nappes phréatiques ;
— une étude pour identifier les sources de courants vagabonds (par exemple, ceux provenant de lignes électriques
à haute tension, de voies ferrées, etc.) ;
— une étude de l’environnement aquatique marin et des accès à la mer ;
— une étude de la qualité de l’eau de mer et de sa température ;
— une étude des marées ;
— une étude des ondes de choc et des inondations (tsunami, rupture de barrage, etc.) ;
— une étude de l’infrastructure environnante (par exemple sites industriels, agglomérations, communications) ;
— une étude des aires de manœuvre, des distances de sécurité lorsqu’un méthanier est en transit dans le port
et à quai (voir à l’Article 5 et l’EN 1532).
L’étude de sol doit comporter :
— une étude géotechnique qui permettra de définir les caractéristiques géo mécaniques du sous-sol ;
— des recherches géologiques et tectoniques.
Les caractéristiques géologiques de la région doivent faire l’objet de recherches suffisamment détaillées pour
permettre une bonne compréhension des processus physiques qui ont participé à la formation de cette zone,
de même que le potentiel d’activité sismique future.
Une analyse plus spécifique doit être faite, sur le site et dans son voisinage, afin de détecter la présence de karst, de
gypse, d’argile gonflante, de dépôts de sel soluble, de liquéfaction du sol, de mouvement de masse, etc. ; leur impact
relatif doit être évalué.
De tels phénomènes ne sont pas autorisés sous les fondations du réservoir et/ou des équipements, hormis s’il est
possible de prouver que des mesures appropriées ont été prises pour surmonter les problèmes potentiels.
4.3.2.3 Climatologie
L’étude climatologique doit comprendre au minimum les points suivants :
— la force et la direction du vent, y compris la fréquence et la force des ouragans ;
— les températures ;
— la stabilité atmosphérique ;
— la plage de pressions barométriques et leur vitesse de changement ;
— les précipitations, la neige ;
— le caractère corrosif de l’air ;
— les risques d’inondations ;
— la fréquence des impacts de foudre ;
— l’humidité relative.
En fonction des conditions locales, il peut être nécessaire de procéder à d’autres recherches.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
14
EN 1473:2007 (F)
4.3.2.4 Sismologie
Un séisme est défini par les accélérations horizontales et verticales du sol. Ces accélérations sont caractérisées par :
— leur spectre de fréquence ;
— leur amplitude.
Une analyse sismique, spécifique au site, doit être réalisée. Cette analyse doit faire l’objet d’un rapport sismique,
prenant en compte les caractéristiques géologiques et sismiques de l’emplacement des installations de GNL et de la
région environnante, ainsi que des informations géotectoniques sur l’emplacement. En conclusion, ce rapport doit
définir tous les paramètres sismiques requis pour la conception.
L’étendue de la région à étudier dépend de la nature de la région autour du site et des conditions géologiques
et tectoniques résultant de l’étude de sol, paragraphe 4.3.2.2. En général, elle est limitée à une distance inférieure
à 320 km du site, mais dans certains cas elle peut comprendre une province tectonique entière, plus étendue que
la région mentionnée ci-dessus (voir [23]).
Un deuxième niveau d’analyse doit être effectué sur une région comprise à moins de 80 km du site (investigation
sismotectonique régionale) dans le but de détecter la présence d’éventuelles failles sismiques (voir [23]).
L’investigation comprend des recherches, des revues et des évaluations approfondies de tous les tremblements
de terre répertoriés ayant affecté le site, ou dont on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’ils l’aient affecté.
En cas de failles sismiques dans les environs immédiats du site, des investigations approfondies doivent être menées
pour estimer leur activité potentielle. Les failles dont l’inactivité ne peut être confirmée ne sont pas admises
à l’intérieur du site ou dans un périmètre à déterminer à partir de la morphologie du sol.
De plus amples détails concernant les recherches sismiques et la forme du spectre des réponses sont présentés
dans l’EN 1998-1 et EN 1998-5.
Les études géologiques, tectoniques et sismologiques permettent de déterminer :
— le séisme d’arrêt de sécurité (SSE) ;
— le séisme de maintien en exploitation (OBE).
Elles doivent être définies :
— soit d’une manière probabiliste, comme étant les tremblements de terre de probabilité d’occurrence minimale
égale à un séisme tous les 5 000 ans pour le SSE et de un séisme tous les 475 ans pour l’OBE ; et/ou ;
— soit d’une manière déterministe. Dans ce cas, le SSE correspond au séisme maximal historiquement
vraisemblable susceptible de se produire ; son épicentre étant positionné de la façon la plus pénalisante par
rapport à ses effets en termes d’intensité sur le site, tout en restant compatible avec les données géologiques et
sismiques. En général, il convient que les accélérations pour un OBE doivent être la moitié de celles définies pour
un SSE. Toutefois, le propriétaire peut décider de fixer les accélérations pour l’OBE à des valeurs inférieures ou
supérieures en fonction de la disponibilité requise des installations.
NOTE L’OBE et le SSE définissent les limites spécifiques de performance pour des événements sismiques de sévérité
croissante pour les systèmes définis en 4.5.2.2.
4.3.2.5 Situation
Pendant la phase d’étude de faisabilité du projet, la situation du site doit être évaluée pour garantir la pertinence
du choix de l’emplacement en fonction des infrastructures limitrophes. L’évaluation doit au moins considérer les
points suivants :
— zone d’habitation ;
— zones commerciales et de loisirs ;
— établissements sensibles (écoles, hôpitaux, maisons de retraite, stades sportifs, etc.) ;
— zones industrielles ;
— infrastructure de transport.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
15
EN 1473:2007 (F)
Lorsque le site a été choisi, une évaluation détaillée de la situation du site doit être réalisée. La méthodologie et le
domaine d’application de l’évaluation de la situation doivent tenir compte de la nomenclature des matières
dangereuses présentes dans l’installation ainsi que de la présence et de l’étendue des infrastructures limitrophes
existantes et futures identifiées, tout en satisfaisant aux exigences des réglementations locales et nationales.
Il est recommandé que :
— l’évaluation soit mise à jour régulièrement et lors de modifications ou de changements majeurs ;
— le développement d’infrastructures autour de l’installation soit maîtrisé afin d’éviter la mise en place ultérieure
d’infrastructures incompatibles.
Des lignes directrices pour les critères d’acceptation de l’évaluation probabiliste de l’emplacement du site sont
présentées dans le Tableau L.2 de l’Annexe L. Ces critères d’acceptation minimaux peuvent être adoptés en
l’absence de tels critères dans le pays où les installations doivent être construites.
4.4 Étude des dangers

4.4.1 Généralités
Une étude des dangers doit être réalisée pendant la conception des installations. Elle est aussi recommandée lors
de modifications ou de changements majeurs.
La méthodologie et les exigences suivantes font référence aux annexes qui donnent des exemples de classes de
probabilité, de classes de conséquences et de niveaux de risque. Toutefois, s’il existe des variations entre les
critères d’acceptation nationaux et ceux du propriétaire, il convient que les exemples donnés dans les Annexes
informatives J, K, et L soient considérés comme des exigences minimales. S’il existe des exigences locales ou
nationales plus contraignantes, elles doivent remplacer ces exigences minimales.
4.4.2 Étude
4.4.2.1 Méthodologie
La méthodologie de l’étude des dangers peut être basée sur une démarche probabiliste ou déterministe.
L’approche déterministe consiste à :
— établir une liste des dangers potentiels dus à une origine externe et interne ;
— définir les dangers crédibles ;
— déterminer leurs conséquences ;
— justifier les mesures nécessaires prises pour améliorer la sécurité et limiter les conséquences.
L’approche probabiliste consiste à :
— établir une liste des dangers potentiels d’origine externe et interne ;
— déterminer les conséquences de chaque danger et les répertorier par classes de conséquences (voir exemple
dans l’Annexe K) ;
— collecter les données sur les taux de défaillance ;
— déterminer la probabilité/fréquence de chaque danger ;
— cumuler les fréquences pour tous les dangers au sein de chaque classe de conséquences et assigner la plage
de probabilité pour cette classe de conséquences (voir exemple dans l’Annexe J) ;
— classifier les dangers en fonction de leur classe de conséquences et de leur plage de probabilité/fréquence afin
de déterminer le niveau de risque (voir exemple dans l’Annexe L).
Lorsque la détermination du risque indique des niveaux de risque inacceptables (par exemple, niveau de risque trois
de l’Annexe L), la conception des installations ou des pratiques d’exploitation doit être modifiée et l’évaluation doit
être répétée jusqu’à la disparition de tous les niveaux de risque inacceptables. Lorsque la détermination du risque
indique des niveaux de risque normaux et acceptables (par exemple, le niveau de risque un de l’Annexe L), aucune
action supplémentaire n’est considérée nécessaire. Pour des niveaux de risque déterminés requérant une réduction
postérieure (par exemple, le niveau de risque deux de l’Annexe L), il convient de prendre des mesures de sécurité
supplémentaires pour limiter le risque à un niveau aussi bas que raisonnablement possible.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
16
EN 1473:2007 (F)
L’étude des dangers peut être basée sur des méthodes conventionnelles telles que :
— étude des dangers et d’exploitation (HAZOP) ;
— analyse des modes de défaillance et de leurs effets (AMDE) ;
— arbre des événements (ETM) ;
— arbre des défaillances (FTM).
Il convient d’appliquer la démarche d’étude des dangers au cours de toutes les étapes du processus de conception.
Son application est recommandée dès les premières étapes d’un projet ou lors d’une modification de conception.
Cette démarche permet d’améliorer, de la manière la plus rentable, les solutions inadaptées.
Les critères d’acceptation minimaux d’évaluation probabiliste, donnés dans le Tableau L.1 de l’Annexe L, sont basés
sur le risque couru par le personnel à l’intérieur des limites de l’installation. L’Annexe K donne également des lignes
directrices concernant les catégories comparables pour les quantités d’hydrocarbures libérées. D’autres méthodes
d’appréciation du risque peuvent être employées pour évaluer la pertinence de la conception de l’installation,
en matière d’appréciation des risques industriels et d’aggravation d’incidents dangereux. Toutefois, il convient
au minimum d’apprécier le risque couru par le personnel et de vérifier s’il est acceptable au cours de la conception
de l’installation et des modifications majeures ultérieures.
Il convient que l’analyse du risque et ses conclusions ne soient pas utilisées au détriment des bonnes
pratiques d’ingénierie.
4.4.2.2 Identification d’un danger d’origine externe

Il convient d’effectuer des études afin d’identifier les dangers extérieurs aux installations. Ces dangers peuvent être
provoqués par :
— les méthaniers en manœuvre d’approche du quai à une vitesse ou un angle excessif ;
— la possibilité de collision avec le quai de déchargement et/ou un méthanier à quai par des navires à fort
déplacement longeant le quai (voir [15]) ;
— des impacts de projectiles et les conséquences d’une collision (navire, camion, avion, etc.) ;
— des phénomènes naturels (foudre, inondation, tremblement de terre, mascarets, icebergs, etc.) ;
— l’inflammation par ondes radioélectriques à haute énergie (voir [25]) ;
— la proximité d’un aéroport et/ou de couloirs aériens ;
— un effet domino provoqué par des feux et/ou des explosions dans des installations attenantes ;
— des nuages dérivants de gaz inflammables, toxiques ou asphyxiants ;
— des sources d’inflammation permanentes, telles que des lignes de transport d’électricité à haute tension
(effet corona) ;
— la proximité du site face à toute source incontrôlée d’inflammation extérieure.
4.4.2.3 Identification d’un danger d’origine interne

a) Danger provenant du GNL
Les pertes de confinement de GNL et de gaz naturel doivent être énumérées pour tous les équipements y compris
le chargement et le déchargement de camions ou de méthaniers. Afin de simplifier l’étude, des scénarios peuvent
être établis.
Les scénarios doivent être caractérisés par :
— la probabilité d’un danger ;
— la localisation de la fuite ;
— la nature du fluide (GNL ou gaz, en précisant sa température) ;
— la dimension et la durée de la fuite ;

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
17
EN 1473:2007 (F)
— les conditions météorologiques (vitesse et direction du vent, stabilité atmosphérique, température ambiante,
humidité relative) ;
— les propriétés thermiques et la topographie du terrain (incluant toutes cuvettes de rétention) ;
— la proximité d’une structure en acier susceptible de rupture fragile en raison des températures basses ou
cryogéniques. Sous certaines conditions, quand une quantité de GNL est introduite dans de l’eau, une surpression
sans combustion peut se produire (se référer à EN 1160 et voir [32] et [33]).
En particulier, les scénarios à considérer pour les différents types de réservoirs de GNL sont définis dans le Tableau 1.
Tableau 1 — Scénario à considérer dans l’évaluation d’un danger en fonction des types de réservoirs
Entièrement métallique Béton précontraint

Type de réservoir d)
ou toit métallique seulement (y compris toit en béton armé)
Simple intégrité a)
b)
Double intégrité
b) c)
Intégrité totale
b) c)
Membrane
b) c)
Béton cryogénique
a)
Sphérique
b) c)
Enterré
Scénarios à considérer :
a) En cas de rupture de l’enceinte primaire d’un réservoir, la taille du feu correspond à celle de la cuvette de rétention.
b) En cas de rupture du toit du réservoir, la taille du feu correspond à celle de l’enceinte secondaire.
c) Aucune rupture n’est considérée pour ces types de réservoirs.
d) Pour la définition, voir l’EN 14620 et l’Annexe H.
b) Dangers non spécifiques au GNL

Les causes de dangers suivantes, qui ne sont pas spécifiques au GNL, doivent être prises en compte :
— stockage de GPL et d’hydrocarbures plus lourds ;
— chargements simultanés sur un quai multi-produits ;
— mauvaises communications entre les navires et la terre ;
— trafic à l’intérieur de l’installation, à la fois en cours de construction et d’exploitation ;
— fuite d’autres substances dangereuses, en particulier de réfrigérant inflammable ;
— projectiles issus d’une explosion ;
— équipements sous pression et à vapeur ;
— réchauffeurs à flamme et chaudières ;
— machines tournantes ;
— utilités, catalyseurs, produits chimiques (fioul, lubrifiants, huiles, méthanol, etc.) ;
— polluants se trouvant dans le gaz d’alimentation d’unités de liquéfaction ;
— installations électriques ;
— installations portuaires associées à l’installation de GNL ;
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
18
EN 1473:2007 (F)
— problèmes de sûreté (par exemple intrusion, sabotage) ;

— accidents pendant la construction et la maintenance ;
— aggravation d’accidents.
4.4.2.4 Estimation des probabilités

L’estimation de la probabilité d’un danger, lorsqu’elle est faite, doit reposer sur des bases de données de fiabilité
du domaine public disponibles pour l’industrie du GNL ou sur des méthodes reconnues comme celles définies
en 4.4.2.1, qui détermineront la classe de fréquence liée à ce danger (voir l’Annexe J). Le facteur humain doit
également être pris en compte.
4.4.2.5 Estimation des conséquences

Les conséquences de chaque scénario, tel que défini ci-dessus, dépendent des caractéristiques du GNL et des
autres phénomènes décrits dans l’EN 1160. Pour la dangerosité d’autres fluides que le GNL, référence doit être faite
à leurs fiches de données de sécurité.
a) Évaporation du GNL suite à un épandage
Le phénomène d’évaporation instantanée (flash, y compris la formation éventuelle d’aérosol) doit être pris en compte.
Le calcul de l’évaporation due au transfert thermique doit être effectué à l’aide de modèles validés et appropriés.
Le modèle doit prendre en considération au moins les points suivants :
— le débit et la durée de la fuite du GNL ;
— la composition du GNL ;
— la nature du sol (conductivité thermique, chaleur spécifique, masse volumique, etc.) ;
— la température du sol ou de l’eau ;
— les conditions atmosphériques (température ambiante, humidité, vitesse du vent) ;
— la stabilité atmosphérique ou le gradient de température.
Le modèle doit permettre de déterminer :
— la vitesse de propagation de la nappe ;
— la surface mouillée en fonction de la durée et, en particulier, la surface mouillée maximale ;
— le taux d’évaporation en fonction de la durée et, en particulier, son taux d’évaporation maximal.
b) Dispersion dans l’atmosphère des vapeurs de GNL

Le calcul de la dispersion dans l’atmosphère du nuage formé par l’évaporation du GNL, dû au flash et à sa
vaporisation au contact avec le sol ou l’eau, doit être effectué à l’aide de modèles validés appropriés.
La détermination de la dispersion doit au moins prendre en compte les points suivants :
— la dimension de la nappe en phase d’évaporation ;
— le taux d’évaporation ;
— les propriétés des vapeurs ;
— la nature du sol (conductivité thermique, chaleur spécifique, densité, etc.) ;
— la température du sol ou de l’eau ;
— les conditions atmosphériques (température ambiante, humidité, vitesse du vent) ;
— la stabilité atmosphérique ou le gradient de température ;
— la topographie du site (rugosité de la surface, etc.).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
19
EN 1473:2007 (F)
La simulation d’une dispersion atmosphérique doit être basée sur la combinaison de la vitesse du vent et de la
stabilité atmosphérique pouvant exister simultanément. Elle détermine la distance prévisible de dispersion sous le
vent la plus éloignée qui est dépassée moins de 10 % du temps.
En l’absence d’autres informations, les conditions atmosphériques suivantes doivent être considérées.
La stabilité atmosphérique F (Pasquill) ou gradient de température équivalent pour un vent de 2 m/s avec une
humidité relative de 50 %.
Le modèle doit permettre de déterminer :
— les iso-concentrations ;
— la distance à la limite inférieure d’inflammabilité.
c) Rejet de gaz naturel ou de GNL

Le calcul de la dispersion dans l’atmosphère d’un rejet de gaz doit être réalisé à l’aide des modèles validés appropriés
afin de déterminer au minimum la hauteur ou la distance atteinte par le rejet et la concentration de gaz en un
point donné.
Il convient que les sources de rejet englobent les décharges de soupapes de sécurité à l’atmosphère, les torches
éteintes et les évents. Là où cela est requis, il faut tenir compte de la formation éventuelle d’aérosol.
d) Surpression
L’inflammation du gaz naturel peut provoquer, dans certaines circonstances (par exemple les zones encombrées),
une explosion entraînant une onde de surpression. La zone d’inflammabilité des mélanges de gaz et d’air est donnée
dans l’EN 1160.
Des méthodes et des modèles reconnus et validés, par exemple la méthode multi-énergies (voir [5]) et/ou la méthode
de déflagration à vitesse constante (voir [6]) peuvent être utilisés pour calculer la surpression. Il convient de spécifier
cette surpression pour les équipements, les bâtiments et les structures concernés.
Si la surpression est spécifiée sur un réservoir, des équipements, un bâtiment ou une structure, elle doit toujours avoir
les caractéristiques d’onde directe. Dans ce cas, il sera supposé qu’une déflagration à proximité d’un réservoir
génère, en considérant le cas majorant, une surpression appliquée sur le demi-périmètre du réservoir.
Les contraintes qui s’exercent sur le réservoir, due à une surpression, doivent être déterminées par un calcul
dynamique. Pour les autres structures, les contraintes peuvent être déterminées par un calcul statique.
Les effets d’une surpression potentielle due à l’inflammation d’un mélange inflammable sous un réservoir surélevé
doit être prise en compte.
Les effets de réflexion des ondes sur les objets doivent être de la responsabilité du fournisseur.
e) Rayonnement
Le calcul du rayonnement provoqué par l’inflammation de la vapeur d’une nappe ou d’un jet de GNL, ou celle d’un
dégagement de gaz naturel, doit être effectué à l’aide de modèles validés appropriés.
Le modèle doit prendre en compte :
— la surface de la nappe en feu ou la dimension de la flamme ;
— la puissance rayonnée par le feu de nappe ou de la flamme (voir l’EN 1160) ;
— la température ambiante, la vitesse du vent et l’humidité relative.
Le calcul du rayonnement doit être basé sur la combinaison de la vitesse du vent et des conditions atmosphériques
pouvant exister simultanément. Il détermine le plus fort rayonnement prévisible qui est dépassé moins de 10 %
du temps.
En l’absence d’autres informations, les conditions atmosphériques suivantes doivent être considérées : un vent
de 10 m/s et une humidité relative de 50 %.
Le modèle doit permettre de déterminer le rayonnement incident à différentes distances et altitudes.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
20
EN 1473:2007 (F)
4.4.3 Amélioration de la sécurité

Si l’étude des dangers démontre que les valeurs des seuils définies dans l’Annexe A sont dépassées ou que le niveau
de risque requiert une amélioration (voir l’Annexe L), des mesures doivent être prises, comme par exemple :
— la mise en place d’un système de sécurité permettant la détection précoce d’une fuite et la limitation des
conséquences d’inflammations (voir 4.5 et l’Article 13) ;
— l’augmentation de la dilution du nuage inflammable ;
— l’élimination de sources d’inflammation potentielles à l’intérieur d’un nuage inflammable ;
— la réduction des taux d’évaporation par la réduction du transfert thermique ;
— la réduction du rayonnement thermique par des rideaux d’eau, un système d’arrosage par pulvérisation d’eau, une
génération de mousse ou une protection isolante ;
— la réduction de la distance de dispersion des vapeurs en réchauffant le nuage à l’aide de mousse ou
de pulvérisation ;
— l’augmentation de l’espacement entre les équipements ;
— la protection de l’installation contre les explosions ;
— des systèmes d’alarmes tels que des unités à bris de glace, des téléphones, des systèmes de radiomessagerie,
de télévision en circuit fermé et des sirènes.
4.5 Sécurité pendant la conception et la construction

4.5.1 Introduction
Pendant la conception et la construction, la sécurité doit être continuellement examinée pour garantir le niveau
approprié de sécurité au regard de l’étude des dangers.
La démarche de sécurité, au cours de la conception et de la construction, doit comporter des réflexions sur la
conception et des revues périodiques comme décrit respectivement en 4.5.2 et 4.5.3.
4.5.2 Conception
4.5.2.1 Mesures communes de conception relatives à la sécurité

a) Équipements et canalisations conçus pour les basses températures
Les pressions et les températures de calcul des canalisations et des équipements doivent être choisies pour
couvrir toutes les conditions d’exploitation prévisibles ou perturbées. Les matériaux appropriés sont énumérés
dans l’EN 1160.
Les contraintes appliquées sur les tuyauteries et équipements sont liées aux phénomènes de contraction et de
dilatation dus aux variations de température, aux possibilités de chocs thermiques et aux méthodes d’isolation. Les
phénomènes physiques tels que coup de bélier, écoulement pulsé et cavitation (écoulement diphasique) doivent être
pris en considération. Les recommandations de l’Article 9 s’appliquent. Il est recommandé de maintenir en froid les
canalisations principales, par exemple par la recirculation du GNL, protection des canalisations contre les
intempéries, etc.
b) Classification des zones dangereuses

Toute installation doit faire l’objet d’une analyse de zones dangereuses (voir [12] et [13]). Les termes de référence
pour cette analyse doivent être établis conformément à la CEI 60079-10.
La forme et l’étendue de chaque zone peuvent différer légèrement en fonction du code national ou professionnel
utilisé mais elles doivent suivre la méthodologie exposée dans la CEI 60079-10. Les recommandations de l’EN 1532
sont applicables à la jetée, en particulier pour la détermination des zones dangereuses lorsque le méthanier GNL
est à quai.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
21
EN 1473:2007 (F)
Le choix des équipements pour une utilisation dans des emplacements particuliers doit être fonction de la
classification en zone dangereuse de ces emplacements, conformément à l’EN 1127-1 et les séries EN/CEI
(parties 0 à 25)
c) Protection contre les surpressions internes

Des dispositifs de sécurité doivent être mis en place pour prévenir tout risque de surpression interne incluant ceux
dus aux incendies.
Il est recommandé de diriger les décharges des dispositifs traditionnels de sécurité (soupapes de sécurité, soupapes
de décharge) vers le réseau des torches/des évents ou vers le réservoir de stockage. Il convient de diriger les
décharges des soupapes de sécurité des réservoirs et des regazéifieurs, si elles ne sont pas dirigées vers le réseau
des torches/des évents, vers un emplacement sûr comme défini par l’étude des dangers.
Si les décharges à basse et à haute pression sont dirigées vers le même réseau, le risque de contre-pression doit
être évité. Si une contre-pression peut se former dans le réseau de décharge à basse pression en raison d’une
décharge à haute pression, les réseaux des torches/des évents peuvent être séparés pour les décharges à haute
et à basse pression.
d) Dépressurisation d’urgence
Il est recommandé de prévoir un système de dépressurisation.
Le but de cette mesure est :
— de réduire la pression interne ;
— de réduire les conséquences en cas de fuite ;
— d’éviter le risque de rupture des récipients et canalisations contenant du GNL, du réfrigérant à base
d’hydrocarbures ou du gaz sous pression, due au rayonnement extérieur y compris celui d’un incendie.
Les dispositifs de dépressurisation des équipements à haute pression doivent permettre une dépressurisation rapide
d’un ou plusieurs équipements (voir [3]). Les gaz recueillis doivent alors être envoyés au réseau de torches qui doit
être capable de supporter les basses températures dues à la détente du gaz.
Des robinets d’isolement automatiques ou télécommandés à partir de la salle de contrôle ou d’un autre emplacement
distant, doivent être prévus afin de pouvoir scinder l’unité en plusieurs sous-ensembles et, si nécessaire, isoler les
équipements sensibles. Il sera alors possible de dépressuriser une partie seulement des installations tout en limitant
l’arrivée d’hydrocarbures dans une zone en feu.
e) Système de contrôle de la sécurité

Un système de contrôle de la sécurité (voir l’Article 14) doit être prévu pour identifier, informer et réagir de manière
appropriée face aux évènements dangereux. Le système de contrôle de la sécurité doit être indépendant du système
de contrôle du procédé. Il doit identifier le danger et, le cas échéant, amener automatiquement l’installation dans un
état sûr.
f) Sécurité inhérente à la conception

Les dispositions inhérentes à la conception doivent permettre de :
— contenir les épandages de GNL à l’intérieur de la clôture et réduire les conséquences des scénarios crédibles
là où il y a un risque que les nuages de vapeur se propagent, au niveau du sol, au-delà de la clôture en périphérie
des installations ;
— réduire la possibilité de propagation de l’incendie d’une quelconque zone de l’installation vers une autre ;
— réduire les dommages dans le voisinage immédiat d’un incendie par l’utilisation de distances d’éloignement et la
réduction des quantités d’hydrocarbures pouvant alimenter un éventuel incendie (en partageant l’installation en
différentes zones de feu, en plaçant des robinets d’isolement).
Des mesures de protection de sécurité inhérentes à la conception sont décrites en détail en 13.1.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
22
EN 1473:2007 (F)
g) Protection passive contre l’incendie et la fragilisation

La protection passive contre l’incendie et la fragilisation doit permettre de :
— protéger les équipements et les supports de la structure principale contre un incendie localisé, afin de réduire
l’aggravation et l’exposition du personnel d’intervention d’urgence ;
— protéger les éléments de la structure principale contre la rupture fragile due au froid pouvant conduire à un
effondrement général.
Des mesures de protection passive sont décrites en détail en 13.2.
h) Protection active contre l’incendie

Des équipements ou des systèmes doivent être prévus pour contrôler et combattre les situations d’urgence.
Ces équipements/ensembles et systèmes sont décrits en 13.6.
i) Mesures de sécurité supplémentaires sur les installations de GNL

Les fuites de GNL et d’hydrocarbures liquides tels que les condensats de gaz naturel (NGL) et les réfrigérants
produisent des nuages de vapeurs inflammables plus denses que l’air. Par conséquent, les installations doivent être
conçues pour éliminer ou réduire la quantité et la fréquence des émissions accidentelles ou contrôlées de ces fluides.
Pour cela, un système de gestion de la sécurité doit être mis en œuvre au cours de la conception,
l’approvisionnement, la fabrication, la construction et l’exploitation des installations afin de s’assurer que les
meilleures technologies disponibles sont appliquées. Il faut apporter une attention particulière aux points suivants :
— dans la mesure du possible, les installations et les équipements contenant des fluides inflammables doivent être
implantés à l’air libre. Les conditions climatiques et les impératifs de maintenance peuvent cependant influencer
cette décision ;
— l’implantation des installations doit être conçue pour éviter les encombrements ;
— la flexibilité des tuyauteries doit être appropriée et satisfaire à toutes les conditions d’exploitation ;
— le nombre de brides sur les canalisations doit être réduit. Lorsque cela est possible, les robinets doivent être
soudés en ligne. Lorsque des brides sont utilisées, il convient soit de choisir des joints qualifiés comme spécifié
dans l’EN 12308, appropriés aux assemblages et à leur emploi, soit de les orienter de telle manière qu’en cas
de fuite, le jet de gaz ne puisse pas atteindre les équipements proches ;
— les tubulures de décharge des soupapes de surpression doivent être positionnées de façon à réduire les dangers ;
— la valeur de la pression de calcul des équipements doit être plus élevée que celle de la pression de service
avec une marge de sécurité suffisamment large pour réduire la fréquence de fonctionnement des soupapes
de sécurité ;
— des pompes à étanchéité renforcée ou à moteurs immergés sont requis pour le GNL et le GPL ;
— il est recommandé d’implanter les surfaces galvanisées de telle sorte, qu’en cas de feu, le zinc fondu ne puisse
pas venir en contact avec les canalisations et les équipements en acier inoxydable austénitique. Une telle
contamination peut provoquer une rupture fragile ou rapide ;
— il convient de faire attention à l’emploi de zinc ou d’aluminium au-dessus de matériels non protégés en acier ou
en cuivre. Si de l’aluminium ou du zinc est chauffé pendant longtemps en présence d’un objet en acier ou en
cuivre, des piqûres ou des trous dus à la formation d’alliage peuvent apparaître sur ces derniers à terme.
Ce phénomène ne sera pas instantané mais il affectera l’intégrité des installations pendant l’exploitation ultérieure
(voir [14]) ;
— les capacités sous pression contenant des liquides inflammables tels que les hydrocarbures réfrigérants ou du
GNL doivent comporter des robinets d’isolement placés au plus près du piquage de soutirage, à l’extérieur de la
jupe. Ces robinets d’isolement doivent pouvoir être fermés à distance soit par bouton-poussoir situé dans un
endroit sûr, soit automatiquement par ESD (voir l’Article 14).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
23
EN 1473:2007 (F)
j) Bassin de rétention
L’étendue des bassins de rétention et des collectes de déversements pour les tuyauteries de GNL et d’hydrocarbures
et le matériel doit être évaluée comme une partie de l’évaluation des dangers (voir 4.4). En général, l’évaluation des
dangers montre que la collecte des déversements accidentels issus des canalisations de GNL ou d’hydrocarbures
sans branchements, brides ou raccordements d’instrument n’est pas justifiée, mais si il y a lieu, elle doit être conçue
pour recevoir les fuites potentielles qui seront identifiées dans l’évaluation des dangers.
Les déversements éventuels de GNL devront être drainés dans les bassins de rétention, avec la mise en œuvre
générateurs de mousse ou d’autres mesures pour contrôler l’évaporation.
Les dispositions pour la récupération de l’eau (voir 6.8.4) doivent être appliquées.
4.5.2.2 Protection sismique spécifique au site

Les installations doivent être conçues de manière à permettre un rétablissement facile du fonctionnement après un
tremblement de terre de niveau OBE (voir la définition d’OBE à l’Article 3).
Les systèmes suivants doivent résister aux actions provoquées par des tremblements de terre plus importants
(dont le niveau est compris entre l’OBE et le SSE) :
— les systèmes pour lesquels la rupture peut représenter un danger pour l’installation ;
— les systèmes de protection pour lesquels le fonctionnement est essentiel pour maintenir un niveau minimal
de sécurité.
Dans ce but, les systèmes et leurs composants doivent être classifiés en fonction de leur importance (voir l’Annexe C).
Cette classification doit être analysée au cours de l’étude des dangers :
— Classe A : systèmes vitaux pour la sécurité des installations ou systèmes de protection dont le fonctionnement est
essentiel pour maintenir un niveau minimal de sécurité. Ils doivent demeurer opérationnels pour l’OBE et le SSE.
La classe A doit inclure, au minimum, le système ESD et l’intégrité des enceintes primaire et secondaire de
stockage de GNL ;
— Classe B : systèmes dont les fonctions sont vitales au fonctionnement des installations ou systèmes dont la
rupture peut engendrer un danger pour les installations et dont l’effondrement pourrait soit avoir un impact majeur
sur l’environnement, soit engendrer un danger supplémentaire. De tels systèmes doivent demeurer opérationnels
après l’OBE et conserver leur intégrité en cas de SSE. La classe B doit inclure, au minimum, l’enceinte secondaire
de tous les réservoirs de GNL ;
— Classe C : autres systèmes. De tels systèmes doivent demeurer opérationnels après l’OBE et, après un SSE,
ne doivent pas pouvoir tomber ou avoir un impact sur l’intégrité des systèmes et composants des autres classes.
Les systèmes incluent les équipements associés aux installations, les canalisations, les robinets, l’instrumentation,
l’alimentation en énergie et leurs supports. La structure doit être conçue en fonction de la classe la plus contraignante
des composants qu’elle supporte.
Les bâtiments ayant une fonction de sécurité ou abritant normalement du personnel doivent être conçus pour
conserver leur intégrité en cas de SSE. Le chauffage, la ventilation et l’air conditionné doivent être conçus pour
répondre aux critères des systèmes classifiés, à l’intérieur des bâtiments.
4.5.3 Revues
Les revues doivent être organisées conformément à la stricte application d’un système global d’assurance qualité
(voir l’Article 15).
Ces revues doivent inclure au minimum :
— une analyse préliminaire des risques ;
— une revue de conception relative à l’implantation ;
— une revue HAZOP (étude des dangers et d’exploitation) ;
— une revue de la maintenance et de l’accessibilité ;
— une revue des niveaux d’intégrité de sécurité (SIL) ;
— une revue préalable à la mise en route.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
24
EN 1473:2007 (F)
4.6 Sécurité en exploitation

4.6.1 Préparation à l’exploitation des installations
La préparation à l’exploitation des installations doit comprendre :
— la formation du personnel, comme décrit à l’Article 17 ;
— l’élaboration des procédures de fonctionnement et de maintenance des installations ;
— l’élaboration des procédures de sécurité qui englobent l’ensemble des procédures d’urgence du port lorsqu’elles
sont applicables, comme l’exigent les Directives européennes.
4.6.2 Sécurité pendant l’exploitation des installations

La sécurité en phase d’exploitation doit être obtenue par les moyens et les mesures suivantes :
— les opérations de contrôle, les systèmes de surveillance et de sauvegarde, y compris le système de permis
de travail ;
— la réduction de la présence de sources d’inflammation non contrôlées ;
— la commande en local ou à distance du système de lutte contre l’incendie.
5 Jetées et installations maritimes
5.1 Généralités
Le présent article traite de l’implantation, de la conception, de la formation avant-démarrage et des exigences
relatives à la sécurité du quai de déchargement et des installations maritimes.
5.2 Implantation
Le positionnement de la jetée d’un terminal de GNL est un facteur essentiel lors de la détermination des risques liés
à l’opération de transfert entre le navire et la terre. Une étude détaillée permettant de déterminer la position la plus
favorable doit être entreprise au stade conceptuel du projet. La détermination des caractéristiques acceptables en
des circonstances spécifiques doit découler d’une évaluation des risques réels posés par le fonctionnement de sites
adjacents et le trafic portuaire.
Voir l’EN 1532 Interface terre navire et des publications reconnues internationalement (telles que [23] et [16]).
5.3 Projet d’ingénierie

Il faut sélectionner, dans une norme appropriée aux structures maritimes (voir [22]), les paramètres importants
de conception et les méthodes de calcul applicables pour déterminer les efforts résultants sur la structure du quai.
Cela permet de prendre en compte les conditions de sol plus les charges appliquées sur le quai du terminal de GNL
dues aux phénomènes naturels tels que les vents, les marées, les vagues, les courants, les variations de
température, la glace et les tremblements de terre, et celles appliquées par les activités d’exploitation telles que
l’accostage et l’amarrage, la manipulation des chargements et les véhicules utilisés pendant la construction,
l’exploitation et la maintenance.
Il convient que les systèmes d’amarrage et de défense tiennent compte de la gamme de navires dont l’accostage est
prévu au terminal (voir EN 1532).
Il convient de tenir compte, lors de la conception, de la possibilité d’épandages de GNL, en particulier dans la zone
adjacente aux bras de chargement. Cela peut se traduire par des dispositions de confinement des fuites de GNL et de
protection contre la fragilité des éléments structurels en acier au carbone, ou par d’autres mesures appropriées.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
25
EN 1473:2007 (F)
Il convient que le quai comporte une salle de surveillance équipée de systèmes de communications avec le navire et
les salles de contrôle du terminal. Il convient de l’équiper de commandes d’arrêt d’urgence de sécurité et de
déconnexion du système de transfert de GNL ainsi que des commandes à distance des moyens de lutte contre
l’incendie. Il convient aussi de disposer d’équipements de surveillance des conditions maritimes et météorologiques,
ainsi que de la position du navire et de la tension des amarres.
Un système de détection doit être prévu pour signaler toute fuite de GNL ou de gaz naturel et aussi pour signaler la
présence de fumée ou de flammes en cas de déclaration d’un incendie. Il convient que l’activation de ce système
mette automatiquement en œuvre un ESD du système de transfert navire terre, transmette des alarmes dans la salle
de surveillance du quai, dans la salle de contrôle principale et aussi au navire par liaison câblée ou fibre optique.
Des bras de chargement doivent être utilisés pour le transfert du GNL entre le navire et la terre. Il convient de les
équiper d’un système de déconnexion d’urgence (voir l’EN 1474).
Des crocs d’amarrage à largage rapide doivent être prévus. La conception du système de largage doit être telle que
l’activation d’un seul interrupteur ou le dysfonctionnement d’un seul composant ne peut pas entraîner le largage
simultané de toutes les amarres.
5.4 Sécurité
Il faut prévoir un accès rapide poste d’amarrage pour les véhicules de secours participant à la lutte contre l’incendie,
à l’évacuation médicale ou à la lutte anti-pollution.
Sur les jetées permettant l’accès des véhicules, il peut être nécessaire de prévoir des aires de croisement.
Il faut également prévoir des voies d’évacuation d’urgence en cas d’incendie ou d’épandages de liquide. Il convient,
de tout point du quai, de pouvoir fuir vers un lieu de sécurité. Le moyen le plus facile est de prévoir sur le quai
deux accès indépendants aux lieux de sécurité, tels que :
— des accès piétons supplémentaires ;
— une ou plusieurs embarcations de secours pilotées.
La voie d’évacuation doit être protégée par un système d’arrosage par pulvérisation d’eau si l’étude des dangers
révèle que cela est nécessaire.
L’accès au navire depuis le quai doit satisfaire aux exigences de l’EN 1532.
Il convient, à tout moment, que des personnes non autorisées ne puissent pas accéder à la jetée sans être identifiées
(voir [30]). Lorsque des barrières sont utilisées, il convient de tenir compte des mesures générales de protection
contre le feu et des moyens de sortie de secours (voir [24]).
6 Systèmes de stockage et de rétention
6.1 Généralités
La conception et la construction de réservoirs de GNL sont couvertes par l’EN 14620.
6.2 Catégories de réservoir

Les catégories de réservoirs qui satisfont aux exigences mentionnées en 6.3.1 doivent être conformes à l’EN 14620 :
— réservoir cylindrique métallique à simple intégrité ;
— réservoir cylindrique à double intégrité, cuve interne métallique et cuve externe métallique ou en béton ;
— réservoir cylindrique à intégrité totale, cuve interne métallique et cuve externe métallique ou en béton ;
— réservoir cylindrique en béton précontraint avec membrane interne métallique.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
26
EN 1473:2007 (F)
Toutefois, d’autres catégories de réservoirs pourraient être acceptées sous réserve que ces derniers présentent
vis-à-vis de leur conception et de la sécurité une aptitude appropriée comme défini en 6.3.1. Voici des exemples
possibles d’autres catégories :
— réservoir cylindrique en béton cryogénique, cuve interne en béton et cuve externe en béton précontraint ;
— réservoir sphérique.
Ces différentes catégories de réservoirs sont décrites dans l’Annexe H.
Les réservoirs peuvent être aériens, semi-enterrés, enterrés ou placés dans alvéole enterrée. Le radier de la
cuve peut être supporté par des piliers rehaussés. Le type de fondation dépend du résultat de l’étude de sol et de
l’étude sismique.
6.3 Principes de conception

6.3.1 Exigences générales
Les équipements dont la pression d’épreuve est supérieure à 500 mbar doivent satisfaire aux exigences des normes
ou des codes appropriés utilisés pour les calculs de réservoirs sous pression 3).
Les réservoirs en acier à fond plat, verticaux, cylindriques, pour le GNL, doivent satisfaire aux exigences
de l’EN 14620.
Les réservoirs cylindriques en béton cryogénique et les réservoirs sphériques, pour le GNL, doivent être conçus
conformément aux exigences des normes 3) ou des codes appropriés et satisfaire à l’ensemble des exigences
particulières de stockage du GNL de la présente norme.
Les réservoirs sphériques de GNL sont couramment utilisés sur les méthaniers (code OMI) et les mêmes principes
peuvent être utilisés pour les réservoirs terrestres sphériques de stockage de GNL.
Les réservoirs de GNL doivent être conçus pour :
— contenir le liquide à température cryogénique en toute sécurité ;
— permettre le remplissage et le soutirage du GNL en toute sécurité ;
— permettre au gaz d’évaporation d’être évacué en toute sécurité ;
— empêcher l’intrusion d’air et d’humidité, excepté en dernier ressort pour éviter une dépression inacceptable dans
l’espace gazeux ;
— réduire les entrées de chaleur, tout en restant compatibles avec les exigences d’exploitation et tout en empêchant
le gonflement dû au gel ;
— résister aux endommagements conduisant à une perte de confinement due aux facteurs internes et externes
crédibles définis dans l’Article 4 ;
— fonctionner en toute sécurité entre les pressions d’épreuve minimale (vide) et maximale ;
— résister au nombre de cycles de remplissage et de vidange et au nombre d’opérations de mise en froid et de
réchauffage prévus au cours de leur durée de vie.
6.3.2 Étanchéité aux fluides

En mode de fonctionnement normal, les cuves doivent être étanches aux gaz et aux liquides.
Le niveau requis de résistance à une fuite en cas de surcharge extérieure, par exemple un endommagement dû à un
impact, aux rayonnements thermiques ou aux souffles d’explosions, doit être défini dans l’étude des dangers
(voir Article 4).
L’étanchéité au GNL dans l’enceinte primaire doit être garantie par une tôle entièrement soudée, une membrane
ou un béton cryogénique précontraint avec armature cryogénique.
3) Par exemple l’EN 13445.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
27
EN 1473:2007 (F)
L’étanchéité au GNL dans l’enceinte secondaire doit être assurée par :

— une tôle entièrement soudée ;
— du béton ;
— de la terre ou du sable compacté à condition d’assurer l’étanchéité au GNL ;
— tout autre matériau éprouvé satisfaisant.
L’enveloppe extérieure d’un réservoir (métallique ou en béton) exposée à l’atmosphère doit être conçue de
manière à interdire toute pénétration d’eau de ruissellement, d’eau utilisée pour la lutte contre l'incendie, d’eau de
pluie ou d’humidité de l’atmosphère. L’humidité peut provoquer des problèmes de corrosion ou détériorer l’isolation
et le béton.
Afin de contenir le liquide en cas de fuite de GNL de réservoirs à double intégrité et à intégrité totale, les exigences
suivantes doivent être appliquées pour l’enceinte secondaire.
— Si celle-ci est en métal, elle doit être de qualité cryogénique ;
— si elle est en béton précontraint, la température des câbles de précontrainte doit demeurer compatible avec la
tension correspondant à la pression hydrostatique maximale. Pour les calculs, il est supposé que la température
du GNL est appliquée directement sur la face interne de l’enceinte extérieure, incluant au besoin l’isolation.
Pour une enceinte secondaire en béton ayant une jonction rigide fond/paroi, un système de protection thermique doit
être prévu pour éviter une fissuration incontrôlée dans la zone de jonction. Ce système de protection thermique doit
être conçu conformément à 7.1.11 de l’EN 14620-1:2006.
6.3.3 Connexions du réservoir

Les connexions extérieures doivent être conçues pour résister aux charges imposées par les canalisations externes
et les canalisations internes éventuelles.
Les canalisations de transfert de gaz et de liquide qui pénètrent dans l’enceinte doivent satisfaire aux exigences
suivantes :
— les pénétrations ne doivent pas provoquer une entrée de chaleur excessive ;
— là où les pénétrations sont soumises à des contraintes thermiques dues aux dilatations/contractions qui peuvent
être rapides, les connexions internes doivent être renforcées et les connexions externes conçues pour transmettre
la charge des canalisations extérieures vers un système de compensation de dilatation thermique ;
— aucune pénétration ne doit exister dans les parois ou le fond des enceintes primaire et secondaire ;
— si nécessaire, des canalisations d’azote doivent être prévues pour pouvoir purger l’air entre l’enceinte primaire et
l’enceinte secondaire avant la mise en service, ou purger le GNL après la vidange du réservoir pour des
opérations de maintenance.
L’absence de pénétrations sur les parois et dans le fond implique l’emploi de pompes immergées. Une plate-forme
et un équipement de levage approprié doivent être installés sur le toit du réservoir pour permettre l’extraction des
pompes lors des opérations de maintenance.
La conception doit empêcher tout effet de siphon.
6.3.4 Isolation thermique

Il convient que les matériaux utilisés pour l’isolation thermique soient sélectionnés parmi ceux définis dans l’EN 1160.
Les systèmes d’isolation installés doivent être exempts de tout contaminant pouvant corroder ou endommager les
pièces sous pression avec lesquelles ils sont en contact 4).
4) Cependant, l'isolation utilisée dans l'espace annulaire ou au-dessus d'une plate-forme suspendue (se référer
à la définition de l’EN 14620) de réservoirs autoporteurs en béton, sera exposée au gaz d’évaporation.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
28
EN 1473:2007 (F)
Une isolation thermique doit être également installée sous la base de l’enceinte primaire afin de réduire le transfert
thermique avec le sol de telle sorte que le chauffage, éventuellement requis pour éviter le gonflement du sol dû au
gel, puisse être réduit.
L’isolation de la base doit être conçue et spécifiée pour être capable de supporter toutes les combinaisons des
actions définies dans l’EN 14620.
La dilatation thermique des composants doit être prise en compte ; c’est pourquoi, l’isolation placée à l’extérieur
de l’enceinte primaire, lorsqu’elle est réalisée en perlite expansée, peut être protégée du tassement, par exemple,
par un bourrage en laine de verre qui absorbe les variations de dilatation de l’enceinte primaire.
L’isolation thermique des réservoirs à membrane doit résister à la charge hydrostatique.
L’isolation des réservoirs sphériques doit être placée à l’extérieur de la sphère et ne doit être exposée à aucune action
interne hydrostatique ou mécanique.
L’isolation externe doit être protégée de l’humidité par un revêtement et par l’installation d’un écran pare-vapeur.
Les matériaux d’isolation non protégés doivent être incombustibles.
La qualité de l’isolation doit être telle qu’aucun point de l’enveloppe extérieure du réservoir ne reste à une température
inférieure à 0 °C pour une température ambiante supérieure ou égale à 5 °C. Des conditions appropriées
(atmosphériques, de sol, de forme etc.) doivent être prises en compte pour le calcul de l’épaisseur d’isolation.
Pour les réservoirs de stockage aériens, la vitesse minimale du vent à prendre en compte est de 1,5 m/s.
6.3.5 Contraintes en phase d’exploitation

Les réservoirs de GNL doivent résister à toutes les combinaisons des actions définies dans l’EN 14620 et à celles
dues aux variations de température et de pression pendant :
— les opérations de mise en froid initiale et de réchauffage à température ambiante ;
— les cycles de remplissage et de vidange.
Le constructeur doit indiquer le gradient maximal de température que peut supporter le réservoir pendant les phases
de mise en froid et de réchauffage.
Pour les réservoirs autoportants en acier, l’enceinte primaire doit être conçue pour supporter la pression différentielle
maximale pouvant survenir au cours de toutes les phases d’exploitation et un système doit être prévu pour empêcher
tout soulèvement du fond, si nécessaire.
6.4 Règles générales pour la conception

Les structures du réservoir doivent être conçues pour résister au moins à la combinaison des actions définies
dans l’EN 14620.
Les structures et éléments de structures doivent en outre :
— conserver leurs caractéristiques dans des conditions normales d’exploitation, en particulier au regard des
dégradations, des déplacements, des tassements et des vibrations ;
— présenter une marge de sécurité adéquate vis-à-vis de la résistance à la rupture par fatigue ;
— présenter des propriétés ductiles optimales et une faible sensibilité aux endommagements locaux ;
— offrir des répartitions de contraintes simples avec de faibles concentrations de contraintes ;
— être adaptés à des opérations simples de contrôle, de maintenance et de réparation.
Le ferraillage du béton armé ou précontraint doit être conçu de manière à éviter tout endommagement du béton
pendant la durée de vie du réservoir.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
29
EN 1473:2007 (F)
6.5 Fondations
Les fondations sont conçues pour éviter tout tassement différentiel supérieur à la limite admissible pour le radier.
Une étude des caractéristiques thermiques doit être réalisée pour les fondations et le sol pour s’assurer qu’aucun
gonflement dû au gel n’est possible. Si un gonflement dû au gel est prévisible, un dispositif de chauffage doit être mis
en place. Ce dispositif de chauffage doit pouvoir être remplacé et réparé sans mise hors service du réservoir. Il doit,
en outre, présenter une redondance de 100 %.
L’analyse sismologique et l’analyse géotechnique du sol et de sa nature doivent permettre de définir les critères
à prendre en compte pour la conception des fondations. Des appuis anti vibrations peuvent être nécessaires
pour diminuer les conséquences d’un séisme. Ils doivent pouvoir être remplacés sans entraîner l’indisponibilité
du réservoir.
Le radier peut être surélevé ou reposer sur le sol, être semi-enterré ou enterré.
Lorsque le radier est surélevé, l’espace ainsi créé doit permettre une circulation naturelle de l’air afin de maintenir la
face inférieure du radier à une température ne devant pas être plus de 5 °C inférieure à la température ambiante.
Des détecteurs de gaz doivent être installés dans cet espace inférieur pour contrôler la présence ou l’accumulation
de gaz en cas de fuite.
Les réservoirs sphériques implantés sur une roche dure ne demandent aucun dispositif de chauffage si le sol est
correctement drainé et si l’espace entre l’enveloppe d’isolation et la roche est ventilé ou purgé convenablement.
6.6 Instruments d’exploitation

Une instrumentation suffisante est requise pour assurer en toute sécurité la mise en service, l’exploitation et la mise
hors service du réservoir. L’instrumentation doit inclure au minimum les éléments suivants :
— indicateurs et/ou contrôleur de niveau de liquide ;
— indicateurs de pression et/ou pressostats ;
— indicateurs de température et/ou thermostats ;
— densimètre, (sauf pour les stations d’écrêtement de pointes lorsque des dispositions conformes à l’EN 1160 sont
adoptées pour prévenir tout basculement de couches (roll-over).
En règle générale, la fiabilité de tels mesurages doit être assurée par les dispositions minimales suivantes :
— il convient que la maintenance de l’instrumentation puisse être réalisée pendant l’exploitation normale du réservoir ;
— l’instrumentation liée à la sécurité et au fonctionnement, pour laquelle la maintenance nécessite le démontage
du réservoir, doit avoir une redondance suffisante ;
— les détecteurs à seuil d’alarme qui ont une fonction de sécurité (pression, niveau du GNL, etc.) doivent être
indépendants des séquences de mesurage ;
— les mesures et les alarmes doivent être transmises à la salle de contrôle ;
— dans les régions propices aux tremblements de terre, les alarmes critiques, par exemple de pression et de niveau,
doivent être transmises par deux cheminements différentiés à la salle de contrôle.
6.6.2 Niveau du liquide

Des dispositifs de mesure de niveau de liquide indépendants et de précision élevée sont recommandés comme
moyens de protection contre le risque de débordement plutôt qu’un système de trop-plein.
Les réservoirs doivent être dotés d’une instrumentation qui permet de contrôler le niveau du GNL et de prendre les
mesures de protection nécessaires. Cette instrumentation doit notamment pouvoir :
— mesurer en continu le niveau du liquide au moyen, au minimum, de deux systèmes indépendants, de fiabilité
appropriée ; chacun de ces systèmes devant comporter deux alarmes de niveau haut et très haut ;
— une détection de niveau très haut qui doit être basée sur une instrumentation de fiabilité appropriée, indépendante
des systèmes de mesure des niveaux décrits ci-dessus. Elle doit, en cas d’activation, mettre en œuvre la
fonction ESD des pompes de remplissage et des robinets sur les lignes d’alimentation et de recirculation.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
30
EN 1473:2007 (F)
6.6.3 Pression
Le réservoir doit disposer d’une instrumentation, installée de manière permanente aux endroits appropriés,
permettant de contrôler la pression comme suit :
— une mesure en continu de la pression ;
— une détection de la pression «trop haute», par une instrumentation indépendante des systèmes de mesure
en continu de la pression ;
— une détection «pression trop basse» (vide), par une instrumentation indépendante des systèmes de mesure
en continu de la pression. Elle doit activer l’arrêt des compresseurs des gaz d’évaporation et des pompes et,
si nécessaire, l’injection automatique du gaz service «casse vide» ;
— une mesure de la pression différentielle entre l’espace d’isolation et l’intérieur de l’enceinte primaire lorsqu’ils
ne sont pas en communication. Pour cela, doivent être installés soit des capteurs de pression différentielle,
soit des capteurs de pression séparés dans l’espace d’isolation.
6.6.4 Température
Le réservoir doit disposer d’une instrumentation installée de manière permanente, aux endroits appropriés,
permettant de mesurer la température :
— du liquide à différentes hauteurs, la distance verticale entre deux sondes de température consécutives ne devant
pas excéder 2 m ;
— de la phase gazeuse ;
— de la paroi et du fond de l’enceinte primaire ;
— de la paroi et du fond de l’enceinte secondaire (sauf si l’enceinte secondaire est un muret de rétention).
6.6.5 Masse volumique

La masse volumique du GNL doit pouvoir être mesurée sur la totalité de la hauteur de liquide.
6.7 Protection contre les surpressions et dépressions

Les différents débits de rejets gazeux de référence à prendre en compte pour le dimensionnement du circuit
d’évaporation de chaque réservoir, ainsi que pour celui des soupapes de surpression, sont définis dans l’Annexe B.
Ils sont applicables à chaque réservoir pris individuellement. Une marge de sécurité suffisante doit être prise entre la
pression de service et la pression de calcul du réservoir afin d’éviter tout dégagement gazeux non nécessaire.
6.7.2 Origine du gaz d’évaporation dans l’espace gazeux du réservoir

Quels que soient les dispositifs de récupération des gaz d’évaporation prévus (par exemple reliquéfaction,
compression), l’espace gazeux du réservoir doit être relié au réseau de torches/évents (voir à l’Article 11), à des
soupapes de sécurité (6.7.3), ou éventuellement à un disque de rupture (6.7.4) qui doit être capable d'évacuer
n’importe quelle combinaison plausible des débits de gaz suivants dus :
— à l’évaporation résultant des apports thermiques dans les réservoirs, les équipements et les tuyauteries
de recirculation ;
— au déplacement du niveau de liquide dû au remplissage au débit maximal possible ou au retour gaz du méthanier
pendant le chargement ;
— à un flash lors du remplissage (vaporisation éclair) ;
— aux variations de la pression atmosphérique (voir B.7) ;
— aux désurchauffeurs ;
— au recyclage d’une pompe immergée ;
— au basculement de couches (roll-over).
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
31
EN 1473:2007 (F)
6.7.3 Soupapes de surpression

Le réservoir doit être équipé de soupapes de surpression, dont une installée en relève des autres (philosophie n + 1),
directement reliées à l’atmosphère, sauf lorsque l’émission de gaz en cas d’urgence conduit à une situation
indésirable comme indiqué en 4.5.2.1.c). Dans ce cas, les soupapes doivent être reliées au réseau de torches ou au
système d’évents. Le débit maximal de décharge, à la pression maximale d’exploitation, doit être égal soit au débit
gazeux dû à un apport thermique lié à un incendie soit à n’importe quelle combinaison plausible des débits de gaz
suivants dus :
— évaporation résultant d’un apport thermique ;
— au déplacement du niveau de liquide dû au remplissage ;
— à un flash lors du remplissage ;
— aux variations de la pression atmosphérique (voir B.7) ;
— au recyclage d’une pompe immergée ;
— au défaut d’une ou de plusieurs vannes de régulation ;
— au basculement de couches (roll-over), dans le cas où aucun autre dispositif n’est envisagé (voir exemple
en 6.7.4.).
6.7.4 Disque de rupture

Si le calcul des soupapes de surpression ou du système torches/évents ne prend pas en compte le basculement de
couches (roll-over), un disque de rupture ou un dispositif équivalent doit être installé quelles que soient les autres
dispositions adoptées (par exemple politique de gestion des stocks, canalisations de remplissages différentes).
Un disque de rupture peut être utilisé pour protéger le réservoir contre les surpressions. Ce dispositif,
considéré comme une mesure ultime, permet de maintenir l’intégrité du réservoir en sacrifiant de façon temporaire
son étanchéité.
Le disque de rupture doit être conçu de telle sorte que :
— son remplacement, en cas de rupture, puisse être effectué sans interrompre le fonctionnement du réservoir ;
— des fragments ne puissent pas tomber dans le réservoir ;
— des fragments ne puissent pas endommager d’autres parties du réservoir.
La rupture d’un disque doit entraîner le déclenchement automatique des compresseurs des gaz d’évaporation.
Il faut prévoir des moyens de vérifier l’intégrité du disque.
6.7.5 Dépression
6.7.5.1 Généralités
Le réservoir doit être protégé contre des dépressions supérieures aux valeurs limites admissibles par un arrêt
automatique en temps voulu des pompes et des compresseurs, par l’injection de gaz ou d’azote et par des soupapes
casse-vide permettant une entrée d’air.
Cette arrivée d’air pouvant provoquer la création d’un mélange inflammable, ces soupapes ne doivent fonctionner
qu’en dernier recours pour éviter un endommagement permanent du réservoir.
6.7.5.2 Système d’injection de gaz

L’injection de gaz doit être déclenchée automatiquement par détection de pression très basse (voir 6.6.3).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
32
EN 1473:2007 (F)
6.7.5.3 Soupapes casse-vide

Le réservoir doit être équipé de soupapes casse-vide, dont une installée en relève des autres (philosophie n + 1).
Le débit d’entrée, à la pression négative maximale, doit être égal à 110 % du débit d’une combinaison plausible
quelconque des dépressions dues :
— à la variation de la pression atmosphérique ;
— aux pompes d’aspiration du fluide ;
— à l’aspiration des compresseurs d’évaporation.
— à l’injection de GNL dans l’espace vapeur
6.8 Muret de rétention et cuvette de rétention pour les réservoirs à simple et double intégrité 5)
6.8.1 Cuvette de rétention pour réservoirs à simple intégrité
Une cuvette de rétention individuelle, jouant le rôle d’enceinte secondaire, est requise pour les réservoirs cylindriques
à simple intégrité et pour les réservoirs sphériques.
Lorsque ces réservoirs sont installés dans une excavation, le terrain peut servir de cuvette de rétention si sa
configuration le permet (voir 6.3.2).
Les cuvettes de rétention de deux réservoirs peuvent être combinées. La conception de la cuvette de rétention doit
garantir qu’en cas d’accident le réservoir adjacent ne sera pas endommagé.
6.8.2 Cuvette de rétention pour réservoirs à simple intégrité

Pour les réservoirs à double intégrité, les murs de rétention doivent être situés à moins de 6 mètres de l’enveloppe
extérieure de l’enceinte primaire
6.8.3 Matériaux
Les matériaux des systèmes de rétention doivent être imperméables au GNL. La conductivité thermique de ces
matériaux a une influence sur le taux d’évaporation lors d’un épandage de GNL. La nécessité d’isoler la cuvette de
rétention, les caniveaux de collecte et les fosses de rétention (voir 6.8.5) dépend des résultats de l’étude des dangers
définie en 4.4. Pour le revêtement d’isolation de ces systèmes, se reporter à l’EN 1160 et l’EN 12066.
Le fond de la cuvette de rétention ne doit pas être en gravier car ses propriétés de transfert de chaleur accroîtraient
la vaporisation. Toute mesure permettant d’y éliminer la végétation doit être prise.
6.8.4 Récupération des eaux

Les cuvettes de rétention pour le GNL, qui peuvent recueillir l’eau de pluie ou l’eau utilisée pour la lutte contre les
incendies, doivent disposer de moyens d’évacuation de l’eau pour maintenir le volume de rétention requis et pour
éviter la flottaison du réservoir.
L’eau doit être drainée vers un bassin d’extraction (puisard) situé dans la cuvette de rétention et évacuée par
pompage. La pompe doit être inhibée en cas de détection de fuit de GNL.
6.8.5 Capacité de rétention

Les dimensions de chaque cuvette de rétention doivent être telles que sa capacité équivalente soit égale à au
moins 110 % du volume maximal de stockage du plus grand réservoir.
5) Les règles de ce paragraphe ne s'appliquent pas aux réservoirs à intégrité totale et à membranes à condition
qu’ils soient entièrement conformes à l’EN 14620.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
33
EN 1473:2007 (F)
L’exploitant/occupant doit démontrer qu’il n’y aura pas de débordement au-dessus du muret, même dans le cas
le plus grave de rupture identifié par l’étude des dangers.
Lorsque les bords de la cuvette de rétention sont à plus de 15 m du réservoir, la réalisation d’une fosse de rétention
à l’intérieur de la cuvette de rétention doit être envisagée. Cette nécessité doit être identifiée dans l’étude des dangers
définie en 4.4. Cette fosse de rétention doit être capable de collecter dans la cuvette les fuites des canalisations
de GNL, y compris celles du trop-plein s’il existe. Les principes de conception suivants s’appliquent :
— la capacité doit être supérieure au volume de liquide qui pourrait se répandre suite à une rupture de la canalisation.
Ce volume correspond au débit de fuite le plus élevé, pendant une durée égale au temps requis pour détecter
la rupture et interrompre l’écoulement ;
— la fosse de rétention doit être à l’air libre.
L’emplacement de la fosse de rétention par rapport aux équipements adjacents doit être déterminé au regard
de l’étude des dangers et des niveaux de flux de chaleur donnés dans l’Annexe A.
En outre, des moyens doivent être envisagés pour limiter l’évaporation et diminuer l’intensité du feu de la nappe
de GNL et ses conséquences.
6.9 Équipements de sécurité

6.9.1 Dispositifs anti-basculement de couches
Afin d’éviter tout basculement de couches (roll-over), les mesures minimales suivantes doivent être prises :
— dispositifs de remplissage du réservoir tels que définis en 6.10.2 ;
— système de recirculation ;
— contrôle du taux d’évaporation ;
— mesurage de la température et de la masse volumique du GNL sur toute la hauteur possible du liquide.
D’autres mesures préventives peuvent être envisagées, comme par exemple :
— éviter de stocker des GNL de qualités très différentes dans un même réservoir ;
— appliquer les procédures appropriées de remplissage compte tenu des masses volumiques respectives des GNL ;
— prendre des précautions spécifiques pour le GNL dont la teneur en azote est supérieure à 1 % en mole ;
— pratiquer une rotation périodique du stock du réservoir pour empêcher la stagnation du GNL.
Il est aussi possible de s’appuyer sur des logiciels validés de simulation du comportement d’un réservoir de GNL
qui intègrent les phases de remplissage et de soutirage. Ils permettent de prévoir les occurrences de stratification,
d’en estimer les conséquences et de choisir le moyen de les éviter ou de les gérer.
6.9.2 Protection contre la foudre

Les réservoirs doivent être protégés contre la foudre conformément à 12.2.
6.9.3 Fiabilité et surveillance de la structure
6.9.3.1 Fiabilité
Les réservoirs de GNL sont des structures qui nécessitent une haute fiabilité. Cela requiert une conception qui, d’une
part, garantisse des évolutions lentes et limitées de la structure du réservoir et, d’autre part, permette la surveillance
des paramètres représentatifs de cet état.
Le niveau de fiabilité à atteindre, déterminé conformément aux exigences de l’Article 4, peut conduire à doubler
certains composants de la structure. L’utilisation d’une enceinte primaire et d’une enceinte secondaire en est
un exemple.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
34
EN 1473:2007 (F)
6.9.3.2 Surveillance de la structure

Les dispositifs destinés à la surveillance de l’état général de la structure, y compris les fondations, doivent être conçus
de manière à laisser suffisamment de temps pour réagir lorsque des anomalies sont détectées.
Les valeurs mesurées doivent être comparées avec les valeurs préalablement définies suivantes :
— les valeurs normales ;
— les valeurs d’alerte ;
— les valeurs critiques.
Les paramètres considérés comme représentatifs de l’état général de la structure sont mentionnés ci-dessous.
6.9.3.3 Sondes de température

Trois groupes de sondes de température doivent être envisagés :
— sur la surface externe des parois et du fond de l’enceinte primaire, pour contrôler la mise en froid et le réchauffage,
excepté pour les réservoirs à membrane ;
— sur la surface chaude de l’isolation (paroi et fond) afin de pouvoir détecter toute fuite et toute détérioration de
l’isolation due, par exemple à un tassement ;
— sur la surface externe du radier en béton ou supports des réservoirs de tous types afin de surveiller le gradient de
température.
La surface externe du mur en béton des réservoirs à intégrité totale et/ou à membrane peut être équipée de contrôle
de température.
Les mesures de chacune des sondes doivent être enregistrées dans la salle de contrôle et toute fuite confirmée doit
déclencher une alarme. Le positionnement et le nombre des sondes doivent garantir la détection de toute fuite et le
contrôle du gradient de température.
6.9.3.4 Contrôle du système de chauffage

Lorsque les réservoirs comportent un système de chauffage, la température et la consommation d’énergie
du système sont à enregistrer en permanence.
6.9.3.5 Surveillance du tassement

Le tassement des fondations doit être surveillé pendant les tests hydrauliques et Il est recommandé de le surveiller
pendant l’exploitation.
6.9.3.6 Détection de fuite de l’enceinte primaire

Les réservoirs de tous types, dont l’espace d’isolation n’est pas en communication avec l’enceinte primaire, doivent
être équipés d’un système de circulation d’azote dans l’espace d’isolation. La surveillance de l’étanchéité
de l’enceinte primaire est alors rendue possible par détection d’hydrocarbures dans l’azote.
6.9.3.7 Détection d’incendie et de fuites externes au réservoir

Les détecteurs à utiliser et leurs emplacements sont définis dans l’Article 13.
6.10 Tuyauteries de réservoir

6.10.1 Tuyauterie de mise en froid
Un système de mise en froid doit être prévu pour éviter que du liquide froid ne tombe sur le fond d’un réservoir encore
chaud. Il peut être équipé, par exemple, d’un diffuseur ou d’un anneau percé d’une rangée de trous.
6.10.2 Tuyauterie de remplissage

Les connexions de remplissage haute et basse doivent être fournies. La connexion de remplissage au point haut doit
être fournie avec un dispositif permettant le mélange du contenu du réservoir.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
35
EN 1473:2007 (F)
6.11 Distance entre réservoirs

La distance entre réservoirs doit être déterminée en conformité avec l’étude des dangers définie en 4.4 mais elle
ne doit pas être inférieure aux critères minimaux indiqués en 13.1.2.
6.12 Mise en/hors service

Les dispositifs de mise en/hors service doivent être définis dès la conception :
— les circuits de purge doivent être conçus pour permettre l’inertage et le séchage complets, en particulier de
l’espace d’isolation. Des dispositions doivent être prises pour permettre le prélèvement d’échantillons afin de
contrôler ces paramètres ;
— lorsque l’espace d’isolation est en communication directe avec le gaz contenu dans le réservoir, des dispositions
doivent permettre la purge et l’inertage de cet espace ;
— les tuyauteries de mise en froid doivent être conçues comme indiqué en 6.10.1 ;
— l’enceinte primaire autoportante doit inclure des sondes de température en nombre suffisant pour permettre un
contrôle précis des gradients de température dans cet espace et dans le temps (voir 6.6.4 et 6.9.3.3) ;
— des dispositifs d’équilibrage des pressions doivent être prévus pour protéger l’enceinte primaire contre des
pressions négatives excessives (voir 6.6.3). Les pressions différentielles réelles doivent être contrôlées au cours
des mises en et hors service.
6.13 Essais
Les essais doivent être réalisés conformément à l’EN 14620.
7 Pompes de GNL
7.1 Généralités
Cet article couvre les exigences minimales relatives à la spécification, à la conception, à la fabrication, aux essais,
à l’installation, à l’exploitation et à la maintenance des pompes centrifuges utilisées dans la manutention du GNL.
Les exigences techniques relatives à la sécurité décrites dans l’EN 809 (Pompes et groupes motopompes
pour liquides — Prescriptions communes de sécurité) ainsi que les mesures de sécurité relatives aux installations de
GNL décrites en 4.5 de la présente norme sont applicables aux pompes centrifuges de GNL, conçues, installées et
exploitées dans le cadre de l’installation.
Les exigences en matière de conception, de fabrication et d’essais sont définies dans les normes suivantes :
— EN ISO 9906,
— EN 12162.
— EN ISO 13709,
Les exigences supplémentaires relatives aux pompes de GNL sont incluses dans l’Annexe D.
Lorsque le moteur électrique de la pompe est fourni avec un variateur de fréquence pour ajuster la vitesse de la
pompe en exploitation, les normes suivantes sont applicables :
— EN 61800,
— EN 12483,
Dans ce cas, il faut réaliser une étude de compatibilité électromagnétique et d’influence des harmoniques sur le
réseau d’alimentation. Il convient de satisfaire à ces exigences pour réduire les conséquences de l’utilisation
de variateurs de fréquence.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
36
EN 1473:2007 (F)
7.2 Matériaux
Il convient de choisir les matériaux parmi ceux préconisés dans l’EN 1160 pour du GNL.
Des précautions doivent être prises en ce qui concerne la compatibilité entre les classes des matériaux.
D’autres matériaux peuvent être choisis si le fournisseur peut démontrer leur aptitude à cet emploi.
7.3 Exigences spécifiques

Chaque pompe doit inclure des robinets pour permettre son isolation, son drainage et sa purge lors des opérations
de maintenance.
Lorsque des pompes fonctionnent en parallèle, un clapet anti-retour doit être installé. Des dispositions doivent être
prises pour éviter des coups de bélier lors du fonctionnement de ce clapet.
Il convient de prendre des précautions pour garantir que la pompe ne sera pas endommagée par un débit faible.
Pour les pompes montées en «pot» ou en «puits», des dispositions doivent être prises pour éliminer les poches
de gaz.
Il convient d’installer un dispositif de contrôle d’état de la pompe.
La cuve d’une pompe montée en «pot» doit disposer de dispositifs de purge, de vidange et d’isolation. Si la pompe
est installée dans une fosse, les robinets de purge et d’évent doivent pouvoir être manœuvrés à la mise hors service
de la pompe.
7.4 Inspection et essais

Un programme spécifique d’inspection et d’essai doit être mis en œuvre, conformément à l’Annexe D, afin de
démontrer la capacité de fonctionnement de la pompe pour toutes les conditions d’exploitation.
Les cas de charge pour les essais doivent être définis en fonction de ces conditions d’exploitation.
8 Regazéification du GNL
8.1 Exigences générales

8.1.1 Fonction
La fonction d’un regazéifieur est de vaporiser et de chauffer le GNL dans le but d’envoyer le gaz naturel dans
le réseau de transport à une température supérieure à celle de son point de rosée sans être inférieure à 0 °C.
8.1.2 Matériaux
Les matériaux peuvent être choisis parmi ceux énumérés dans l’EN 1160. Les regazéifieurs étant également en
contact avec un fluide caloporteur, l’une au moins des deux dispositions suivantes doit être adoptée :
— soit le matériau est compatible (pas de corrosion ou d’érosion) avec le fluide caloporteur pour lequel les
caractéristiques doivent être clairement spécifiées à l’avance ;
— soit un revêtement protecteur est appliqué sur les parties en contact avec le fluide caloporteur.
Une attention particulière doit être apportée à la compatibilité des matériaux : il faut noter par exemple que les
échangeurs des regazéifieurs à ruissellement d’eau sont généralement en alliage d’aluminium et les tuyauteries
de GNL en acier austénitique.
Une analyse transitoire doit être réalisée afin de vérifier le risque de propagation froide dans des canalisations en aval
du regazéifieur (voir E.2.6 pour la surveillance et le contrôle).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
37
EN 1473:2007 (F)
8.1.3 Revêtement protecteur

Lorsqu’un revêtement protecteur (peinture, métallisation à chaud, galvanisation, shérardisation, etc.) est appliqué
afin de protéger le regazéifieur contre les attaques chimiques ou physiques du fluide caloporteur, il doit résister à la
température du GNL et à la température maximale du fluide caloporteur.
Ce revêtement protecteur peut disparaître graduellement par usure, déchirement ou corrosion. Le taux maximal de
disparition doit être spécifié en tenant compte des conditions d’utilisation du regazéifieur (vitesses du fluide,
température, composition, durée d’utilisation).
Le constructeur d’un regazéifieur présentant un revêtement de surface doit prévoir la réparation ou le remplacement
de ce revêtement :
Dans tous les cas, le constructeur doit fournir un descriptif détaillé des opérations de maintenance du revêtement.
8.1.4 Circuits du gaz naturel

À la sortie du regazéifieur, le matériau des canalisations doit être sélectionné en fonction de la température la plus
basse pouvant se présenter. Cette température dépend :
— de la valeur de consigne qui déclenche la fermeture automatique des robinets d’isolement ;
— du temps nécessaire à la fermeture du robinet de GNL ;
— des transitions thermiques qui précèdent la stabilisation en température ;
— de la baisse de température liée à l’éventuelle détente du gaz à une pression inférieure.
Les matériaux doivent être :
— en acier inoxydable austénitique jusqu’aux robinets d’isolement qui se ferment lorsque la température du gaz
atteint une valeur inférieure au seuil indiqué ;
— compatible avec la température la plus basse pouvant survenir en aval du robinet d’isolement avant sa
fermeture effective.
8.1.5 Stabilité/Vibration
Les regazéifieurs doivent fonctionner correctement et d’une manière stable, sans générer de vibrations dans la plage
de fonctionnement spécifiée.
8.1.6 Soupapes de sécurité

Pour éviter les surpressions, chaque regazéifieur pouvant être isolé (confiné) doit posséder au moins une soupape
de sécurité. Le débit que cette soupape ou ces soupapes doivent être capables de décharger est calculé sur la base
des hypothèses suivantes :
— l’unité de regazéification est remplie de GNL à la température de fonctionnement ;
— les robinets d’isolement de l’unité sont fermés et supposés parfaitement étanches ;
— le système de chauffage (fluide caloporteur, bain de réchauffage, etc.) reste en service à la puissance maximale
(à la température maximale autorisée et au débit maximal du fluide caloporteur) ;
— le coefficient de transmission de chaleur doit être basé sur un fonctionnement propre (à savoir aucune résistance
due à l’encrassement) et sur le débit normal de GNL, à moins que le coefficient de transmission de chaleur
du regazéifieur isolé ne soit connu.
Les soupapes de sécurité doivent être reliées directement à l’atmosphère sauf si cela conduit à une situation
indésirable. Dans ce cas, la décharge de ces soupapes doit être dirigée vers la torche ou vers l’évent.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
38
EN 1473:2007 (F)
8.1.7 Données de performance

Les valeurs nominales des données de performance des regazéifieurs énumérées ci-dessous doivent être garanties
par le constructeur :
— débit minimal et maximal ;
— température minimale de sortie ;
— perte de charge maximale ;
— débit maximal de gaz combustible, ou du fluide caloporteur et puissance requise ;
— pression minimum pour le travail demandé.
8.2 Conditions de conception

Le regazéifieur doit être conçu pour résister, au minimum, aux conditions de conception simultanées du Tableau 2.
Tableau 2 — Conditions de conception simultanées
Conditions permanentes et variables à combiner

Actions
normales Pression Pression Contraintes Contraintes
Poids Vent OBE
d’essai de service de refroidissement thermiques
Essai 1 1 — — — 1 —
Refroidissement 1 — 1 1 — 1 —
Fonctionnement normal 1 — 1 — 1 1 1
8.3 Exigences particulières aux regazéifieurs

Les exigences particulières à chaque regazéifieur sont indiquées dans l’Annexe E.
9 Tuyauteries
9.1 Généralités
Le but de cet Article est de souligner quelques caractéristiques de conception des tuyauteries qui sont
particulièrement applicables aux installations de GNL.
9.2 Réseaux de canalisations

9.2.1 Domaine d’application
Les réseaux d’une installation GNL comprennent :
— des réseaux principaux de procédé ;
— des réseaux auxiliaires de procédé ;
— des réseaux d’utilités ;
— des systèmes de protection contre l’incendie.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
39
EN 1473:2007 (F)
9.2.2 Réseaux principaux de procédé

Ces réseaux, qui dépendent du type d’installation, peuvent inclure :
— les réseaux de gaz naturel haute pression, provenant ou allant vers le réseau de transport ;
— les réseaux basse et haute pression de GNL ;
— les réseaux de chargement/déchargement du GNL entre les réservoirs de stockage et les méthaniers.
Ces réseaux s’arrêtent aux brides de raccordement des bras de chargement/déchargement ;
— les réseaux de récupération des gaz d’évaporation, y compris les réseaux des torches/évents et de retour gaz
vers les méthaniers ;
— les réseaux de réfrigérant entre les compresseurs de liquéfaction, les échangeurs thermiques et tout stockage
de réfrigérant.
9.2.3 Réseaux auxiliaires de procédé

Ces réseaux comprennent :
— les réseaux de purge (collecte des purges d’hydrocarbures provenant des réseaux principaux et d’autres
équipements vers les ballons de purge ou vers la capacité anti-liquide des torches) ;
— les réseaux de gaz naturel pour les utilisations de gaz combustible, de gaz domestique, de gaz de dégivrage
et de gaz de service dans l’installation ainsi que pour la sécurité des réservoirs de stockage ;
— les dispositifs de mise en froid des équipements de grandes dimensions ;
— le réseau de mise et de maintien en froid (par exemple, maintien du réseau de transfert GNL à des températures
cryogéniques lors des arrêts).
9.2.4 Réseaux d’utilités

Les principaux réseaux d’utilités sont, en fonction de la nature des installations :
— les réseaux d’eau, d’huile et de fluide de transfert de chaleur utilisé comme source chaude ou froide en fonction
des applications ;
— les réseaux d’azote gazeux pour une utilisation de type gaz de service, de laboratoire et plus particulièrement
pour :
- la sécurité pour l’inertage des tuyauteries et des équipements ;
- le séchage des tuyauteries et des équipements tels que les bras de chargement/déchargement, les puits des
pompes, etc. ;
- la pressurisation de petites capacités comme moyen alternatif de transfert de liquide ;
- l’étanchéité des équipements cryogéniques rotatifs ;
- l’ajustement du pouvoir calorifique et de l’indice de Wobbe du gaz naturel ;
- la purge de l’espace d’isolation extérieur à l’enceinte primaire pour les réservoirs de GNL concernés ;
— les réseaux d’air :
- air instrument ;
- air de pressurisation de boîtes de commande électriques ;
- air de service ;
- ventilation ;

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
40
EN 1473:2007 (F)
— les réseaux d’approvisionnement des méthaniers :

- azote liquide ;
- carburants ;
- eau potable ;
- eau incendie
— réseaux d’alimentation en eau pour la vapeur et les chaudières ;
— eau incendie des bateaux incendies aux connections de la jetée.
Des mesures spéciales, telles qu’isolation thermique, traçage, recirculation ou réseaux enterrés, doivent être prises
pour éviter toute détérioration due au gel.
9.2.5 Systèmes de protection contre l’incendie

Les principaux systèmes de lutte contre l’incendie sont décrits à l’Article 13. Ce sont :
— les systèmes d’arrosage par pulvérisation d’eau ;
— les rideaux d’eau ;
— les générateurs de mousse à base de mélange d’eau et d’un produit émulseur ;
— les extincteurs à poudre.
9.3 Règles concernant la conception

Les codes reconnus de calcul des canalisations industrielles doivent être appliqués aux différents réseaux décrits
en 9.2.
Les réseaux de tuyauteries doivent être conformes aux exigences de l’EN 13480.
9.3.2 Caractéristiques de débit

Il convient que les caractéristiques de débit (vitesse, pertes de charge) soient calculées afin d’assurer un écoulement
sans problème tout en évitant des effets dynamiques indésirables, comme les surpressions, les coups de bélier
ou les vibrations et l’électricité statique.
La vitesse maximale pour chaque fluide doit être définie en fonction du fluide qui s’écoule, de sa densité et de sa
propension à l’électricité statique (voir [46]).
Les calculs de perte de charge doivent être réalisés afin de vérifier les conditions de pression requises pour un
fonctionnement correct des pompes des systèmes de chargement et de déchargement des navires, le remplissage
des réservoirs (dans le cas d’installations de liquéfaction) ou encore de l’émission à partir de ces réservoirs.
Les pertes de charge doivent être calculées à l’aide de méthodes validées (par exemple, la formule de Colebrook
tenant compte de la rugosité).
9.4 Essais d’épreuve sous pression

Toutes les tuyauteries doivent être soumises à des essais réalisés conformément aux codes de calcul reconnus pour
les canalisations industrielles. En l’absence d’informations, les spécifications suivantes sont recommandées :
— essai hydraulique : 150 % de la pression de calcul ;
— ou essai pneumatique selon la directive PED ou selon une norme acceptée.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
41
EN 1473:2007 (F)
Pour les réseaux cryogéniques, il est préférable d’adopter un essai pneumatique sous réserve que des mesures
appropriées soient prises en accord avec la réglementation locale et que l’énergie stockée reste dans des limites
acceptables (voir [34])).
Des distances de sûreté peuvent être déterminées par l'analyse des scénarios potentiels de défaillance qui peuvent
se produire pendant un essai.
En l'absence d'une telle analyse, les directives suivantes peuvent être employées.
Tableau 3 — Distances recommandées

pendant les tests pneumatiques
Pression Distances
bar mètres
≤ 10 30
> 10 à 22 60
> 22 à 36 90
> 36 à 52 120
> 52 à 69 150
> 69 à 80 170
> 80 non recommandé
Les directives sont basées sur un diamètre de 2” et sur un composant de tuyauterie de 300 millimètres de longueur
éjecté pendant l'essai par l'énergie pneumatique stockée.
Lorsque l’essai pneumatique n’est pas possible, il peut être remplacé par un essai hydraulique, à condition de
procéder après l’essai au séchage complet du système, y compris par démontage des robinets si nécessaire pour ce
séchage. Il convient que la qualité de l’eau pour l’essai hydraulique soit adéquate, en particulier en termes de teneur
en chlorure lors d’essais de canalisations en acier inoxydable (voir 15.3).
Les supports de tuyaux doivent être vérifiés quant au poids des tuyaux remplis d’eau.
Pour les essais, les réseaux et leurs raccordements aux équipements doivent être définis de manière à réduire le
nombre de soudures finales d’assemblage («golden welds»). Ce terme s’applique à des soudures devant être
soumises à un contrôle non destructif mais ne pouvant pas être soumises à un essai d’épreuve après leur réalisation.
Les raccordements à brides doivent être contrôlés pour détecter toute fuite après nettoyage et remontage de
l’instrumentation en ligne lorsque le réseau est remis en pression. Il convient que l’étanchéité des soudures finales
d’assemblage («golden welds») soit également contrôlée à ce moment.
Une fuite sur les réseaux n’est pas acceptable.
9.5 Composants des canalisations

Les matériaux utilisés pour la construction des canalisations et de ses accessoires doivent être sélectionnés en
fonction des conditions d’utilisation. Des exemples de ces matériaux sont donnés dans l’EN 1160.
Deux cas doivent être pris en considération :
— les matériaux en contact permanent ou occasionnel avec le GNL ;
— les matériaux en contact accidentel avec le GNL dû à une fuite ou un épandage de GNL.
Dans le premier cas, les matériaux doivent présenter des propriétés cryogéniques afin de réduire les risques de
fragilisation liée à la température du GNL.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
42
EN 1473:2007 (F)
Dans le second cas, selon les résultats de l’étude des dangers (se reporter à 4.4.2.3), des précautions particulières
doivent être prises, comme par exemple :
— l’utilisation de matériaux cryogéniques ;
— l’isolation à l’aide d’un matériau adapté.
Afin d’améliorer leur résistance au feu, les tuyauteries de procédé pouvant être exposées à un incendie ou à la
chaleur doivent être fabriquées avec un matériau dont la température de fusion ne doit pas être inférieure à celle de
l’acier. Les canalisations pouvant être exposées à un incendie se trouvent généralement dans les zones de collecte
ou d’accumulation d’hydrocarbures enflammés suite à un épandage, ou soumises à un feu de jet suite à un accident
ou à un rejet d’hydrocarbures.
Pour les tuyaux de GNL ou de gaz froid, des dispositions doivent être prises pour éviter :
— les différences de dilatation suffisantes pour générer des déformations, le grippage des parties mobiles, des
défauts d’alignement, etc. ;
— la prise en glace des composants en contact avec l’atmosphère. Si ce phénomène ne peut pas être évité, le poids
de la glace accumulée doit être pris en compte dans le calcul des supports.
Lorsqu’une inspection ou des opérations de maintenance conduisent à pénétrer dans un équipement, une isolation
totale doit être réalisée. Cette isolation peut prendre la forme :
— d’une manchette amovible ;
— d’une plaque pleine ou d’un joint à lunette.
9.5.2 Tubes
Les tubes doivent être conformes aux codes et aux normes reconnus.
9.5.2.2 Raccordements de tubes

Les raccordements de tubes réalisés par soudage doivent être conformes aux spécifications suivantes :
— utilisation exclusive de produits d’apport agréés par le propriétaire ;
— soudage selon un mode opératoire qualifié conformément à l’EN ISO 15614-1 ;
— emploi de soudeurs et/ou ouvriers qualifiés selon l’EN 287-1 ;
— contrôle avant, pendant et après le soudage, conformément à l’EN 473.
Le soudage de matériaux différents doit faire l’objet d’une attention particulière, surtout en ce qui concerne les
contraintes thermiques dues à des coefficients de dilatation différents et à la corrosion électrochimique.
Les assemblages par brides doivent être limités au strict minimum, en particulier pour les opérations de maintenance.
Si ce type de jonctions est employé, des précautions particulières doivent être prises lors du serrage des boulons.
Plus particulièrement pour les réseaux cryogéniques, des précautions doivent être prises pour éviter les fuites au
cours de la mise en froid, par exemple pré-serrage des boulons, rondelles frein.
Les brides et les joints désignés PN doivent être conformes à l’EN 1092-1 et les joints plats non métalliques
conformes à l’EN 1514.
Les raccordements non soudés doivent être soumis à essai conformément à l’EN 12308.
9.5.2.3 Supports de tuyauterie

Le support doit permettre les mouvements de la tuyauterie provoqués par une contraction ou dilatation thermique,
sans dépasser les limites de contrainte. La conception du support doit prendre en compte cette fonction et éviter
la formation de ponts thermiques entre la tuyauterie et la structure sur laquelle elle repose ou elle est suspendue.
La conception des supports et des tuyauteries associées doit tenir compte des vibrations et des à-coups dus
à l’écoulement dans la tuyauterie.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
43
EN 1473:2007 (F)
9.5.2.4 Compensation des contractions dues au froid

Tous les systèmes de canalisations doivent faire l’objet d’une analyse de contraintes à l’aide de codes reconnus. Des
mesures particulières doivent être prises pour absorber les variations dimensionnelles des tubes liées aux
changements de température, par exemple :
— lyres de dilatation ;
— compensateurs à charnière pouvant osciller autour de leur axe longitudinal (environ 5°) ;
— systèmes articulés.
L’utilisation de compensateurs à soufflet est déconseillée.
Il convient de prendre un soin particulier pour le raccordement des petits branchements sur les tuyauteries principales
afin d’éviter toute rupture ou flambage des collecteurs principaux lorsque les parois de ces derniers sont minces, en
raison de l’application de charges extérieures.
9.5.3 Flexibles
Des flexibles sont utilisés pour réaliser des petites connexions temporaires. Ils sont également utilisés pour des
connexions temporaires, par exemple pour vidanger/remplir des camions-citernes de GNL ou d’azote liquide, ainsi
que pour des opérations de transfert entre des petits navires de GNL et les installations satellites. L’utilisation des
flexibles doit être prise en compte dans l’étude des dangers (voir Article 4).
Les tuyaux flexibles n'excéderont pas 15 m en longueur et 0,5 m3 en volume. Leur pression de conception sera
limitée à PN 40.
Les tuyaux flexibles ne seront pas utilisés pour le transfert courant du GNL entre méthanier et la terre sur les
terminaux méthaniers conventionnels.
Les flexibles doivent être conçus conformément aux codes et/ou normes appropriés comme l’EN 12434
9.6 Robinets
Les robinets doivent être conçus, fabriqués et soumis à essai conformément aux normes locales et à l’EN 12567.
— Les robinets cryogéniques doivent être conformes aux exigences de l’EN 12567. Les robinets cryogéniques
doivent pouvoir fonctionner même en présence de glace ;
— les robinets en ligne, constitués d’un corps en plusieurs éléments, ne sont pas recommandés dans les réseaux
cryogéniques ;
— lorsque des robinets sont installés dans des systèmes contenant des produits inflammables ou toxiques, il est
recommandé de les installer par soudures bout à bout ;
— il est recommandé de concevoir des robinets cryogéniques et des robinets à haute température permettant
la maintenance de leurs composants internes sans avoir à retirer le corps du robinet de la canalisation ;
— les robinets pour fluide inflammable doivent présenter une résistance au feu conforme à l’ISO 10497.
Il convient de limiter le nombre de robinets pour réduire la possibilité de fuites. Toutefois, il faut prendre en compte :
— les besoins de dépressurisation partielle des systèmes composés de canalisations et d’équipements ;
— le confinement en toute sécurité de GNL, de fluides dangereux, ou l’isolation d’équipements spécifiques ou de
capacités de stockage ;
— la limitation du volume épandu de GNL ou de tout fluide dangereux, en cas fuite.
Les robinets d’arrêt d’urgence (ESD) doivent être situés aussi près que possible des équipements.
Il n’est pas conseillé d’utiliser les robinets ESD comme une partie du système normal de pilotage. Les robinets ESD
doivent pouvoir prendre leur position de sécurité de manière autonome grâce à des motorisations pneumatiques ou
hydrauliques. La préférence doit être donnée aux motorisations pneumatiques équipées d’un ressort permettant de
ramener le robinet en position de sécurité en cas de défaillance. Toutefois, lorsque ce type de robinet ne peut pas
être utilisé, un accumulateur dimensionné pour trois fonctionnements uniques doit être prévu. Ces moteurs
pneumatiques et les câbles de raccordement aériens doivent être ignifugés (par exemple, résister à une température
de 1 100 °C pendant le temps nécessaire à la mise en œuvre de l’ESD, voir 14.3).
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
44
EN 1473:2007 (F)
La vitesse de fermeture/ouverture des robinets ESD doit être compatible avec les hypothèses adoptées dans l’étude
des dangers (voir à l’Article 4). Le concepteur doit s’assurer que toute action, due par exemple aux coups de bélier
(à-coups) sur les piquages du réservoir ou des équipements provoqués par la fermeture des robinets d’arrêt
d’urgence de sécurité (ESD) doivent rester dans des limites acceptables.
Les chapeaux des robinets cryogéniques doivent être installés si possible avec la tige dirigée en position verticale
vers le haut ou à un angle inférieur à 45° par rapport à la verticale. Avant l’installation dans toute autre position, il faut
vérifier et soumettre à essai, dans la position prévue, le robinet pour s’assurer qu’il ne présente aucun risque de fuite
ou de grippage.
9.7 Soupapes
Les soupapes ne sont généralement pas isolées thermiquement.
Elles peuvent être dimensionnées conformément aux recommandations (voir [3] et [10]), y compris les formules
prenant en compte l’apport thermique dû aux incendies.
Des soupapes doivent être installées pour protéger les équipements et les canalisations contre toute surpression
provoquée par un apport de chaleur au GNL ou autre hydrocarbure léger piégé dans un espace fermé. Elles sont
requises lorsque la pression du fluide, déterminée à la température maximale ambiante tenant compte du
rayonnement solaire, est supérieure à la pression de calcul. Elles doivent être positionnées, au minimum, aux
emplacements suivants :
— dans les limites des installations du procédé, sur chaque volume de canalisations ou d’équipements contenant
un liquide ;
— dans les zones de stockage, de chargement et de déchargement, sur chaque volume de canalisations ou
d’équipements pouvant être isolés (en particulier, tous les tronçons de tuyauterie compris entre deux robinets
dans lesquels le GNL ou le gaz froid risque d’être prisonnier).
La décharge des soupapes est traitée comme indiqué en 4.5.2.1 c).
Lorsque les soupapes peuvent être isolées des équipements et/ou du système qu’elles protègent, il faut appliquer
des dispositions spéciales pour garantir que la pression dans les équipements et/ou le système soit surveillée et
contrôlée continuellement en cas de fermeture du robinet d’isolement. Ces dispositions peuvent être les suivantes :
— des robinets verrouillés alternativement («interlocked») dans le cas de multiples soupapes ;
— des robinets verrouillés ou condamnés dans le cadre du système de gestion de la sécurité ;
— des procédures spécifiques sous le contrôle d’un responsable de la sécurité.
9.8 Isolation thermique

Dans les installations de GNL, la qualité et le type des matériaux d’isolation doivent être déterminés en fonction des
conditions particulières liées :
— à leur degré d’inflammabilité et leur capacité d’absorption du gaz ;
— à leur sensibilité à l’humidité ;
— aux gradients importants de température ;
— aux basses températures.
Les caractéristiques des matériaux d’isolation doivent être fournies conformément aux codes et/ou normes
appropriés.
Les isolants à faible teneur en chlorure doivent être employés afin d’éviter la corrosion de l’acier inoxydable.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
45
EN 1473:2007 (F)
9.8.2 Isolation des canalisations

— Les canalisations et accessoires chauds et froids doivent être calorifugés afin de :
— réduire la consommation d’énergie ;
— assurer une protection contre la condensation et/ou le gel ;
— protéger les employés.
Le calorifugeage est réalisé en plaçant :
— un matériau d’isolation ;
— un pare-vapeur, pour les canalisations froides, afin de prévenir l’entrée d’air humide conduisant à une
condensation et un gel de la vapeur d’eau ;
— une protection mécanique et contre les intempéries qui peut également assurer, si requis, une résistance au feu
selon 9.8.3.
Lors de la mise en place du revêtement, il faut prendre des précautions au niveau :
— des brides, afin de disposer de suffisamment d’espace pour pouvoir convenablement serrer et retirer les boulons ;
— des parties mobiles des canalisations ;
— des supports de tuyauteries.
Il convient de ne mettre en place le calorifugeage qu’après l’essai d’étanchéité des canalisations.
Il convient d’apporter une attention particulière aux canalisations pré-calorifugées en usine.
9.8.3 Comportement au feu

Lorsque le système d’isolation est protégé par une enveloppe métallique, en particulier en acier inoxydable, il doit
être conçu de telle manière que les gaz provenant de la pyrolyse des matériaux isolants, mastics ou revêtements ne
soient présents qu’en très faibles quantités, ou qu’ils puissent être rejetés à l’air libre sans risque de toxicité,
d’inflammation ou d’explosion.
9.8.4 Absorption de gaz

Pour des raisons évidentes de sécurité, les produits isolants poreux susceptibles d’absorber du méthane doivent
être évités.
9.8.5 Résistance à l’humidité

Dans les systèmes d’isolation, l’humidité altère rapidement la qualité des matériaux isolants. Par exemple,
un matériau d’isolation contenant 1 % d’humidité en volume a une efficacité thermique réduite de 20 % à 30 %.
L’eau peut pénétrer dans un matériau isolant de deux manières différentes :
— soit sous forme liquide ;
— soit sous forme de vapeur qui se condense à l’intérieur du matériau isolant.
Certains matériaux isolants sont, dans une certaine mesure, imperméables, mais la plupart sont perméables aux gaz,
donc à la vapeur d’eau.
Afin d’éviter la pénétration de vapeur d’eau, un pare-vapeur efficace doit être placé autour du matériau isolant sauf
si ce dernier est lui-même étanche à la vapeur d’eau.
9.8.6 Déplacements relatifs

Il convient de réaliser un système étanche à la vapeur d’eau. Il doit donc être conçu pour rester étanche au gaz même
après les déplacements relatifs prévisibles entre la canalisation et les différents composants du système d’isolation
(y compris le ou les pare-vapeur, les revêtements, les mastics, les enveloppes métalliques).
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
46
EN 1473:2007 (F)
Les joints, principalement les joints de dilatation, doivent être conçus pour résister aux cycles de déplacements
relatifs dus aux variations de température interne et externe.
L’épaisseur de chacune des couches isolantes doit, si nécessaire, être limitée afin que les contraintes dues au
gradient de température entre le côté chaud et le côté froid restent inférieures à la valeur maximale admissible de la
contrainte au cisaillement, tout en tenant compte d’un coefficient de sécurité.
9.8.7 Détermination de l’épaisseur

Il convient de calculer l’épaisseur de l’isolation conformément à l’EN ISO 12241 en tenant compte des exigences
suivantes :
— la sécurité (dimensionnement des soupapes de surpression) ;
— la limitation des évaporations, pour plusieurs raisons :
- le coût ;
- le dimensionnement des équipements de traitement du gaz (réincorporateurs, torches/évents) ;
— le contrôle de la condensation de surface.
Lorsque l’EN ISO 12241 l’exige, des méthodes plus sophistiquées peuvent être utilisées afin de déterminer avec
précision l’apport thermique et la température de surface de l’isolant, voir exemples en [20] et [21].
Les conséquences de la condensation sont, par exemple :
— dans les régions tempérées ou froides, la condensation de surface peut se transformer en glace et conduire
à un vieillissement prématuré du pare-vapeur ou des revêtements protecteurs ;
— dans les régions humides, une grande quantité de condensation peut provoquer de la corrosion et favoriser la
prolifération des plantes, des algues et des micro-organismes qui, à leur tour, peuvent accélérer le vieillissement
des pare-vapeur ou des revêtements externes.
Pour éviter une condensation en surface du système d’isolation, la différence entre la température ambiante
extérieure et la température de surface doit être limitée, afin de garantir que la température de surface reste inférieure
à celle du point de rosée pendant au moins 75 % des périodes sans pluie.
Cette différence peut être définie au cas par cas en fonction des conditions météorologiques locales.
Une autre méthode consiste à retenir les hypothèses du Tableau 4 et, pour ces conditions, les calculs doivent
démontrer qu’aucune condensation ne se produit :
Tableau 4 — Conditions atmosphériques à prendre en compte

pour le calcul de l’épaisseur d’isolation en l’absence de données locales
Vent Humidité relative Température

(m/s) (%) (°C)
Zone tropicale 1,5 85 35
Zone subtropicale 1,5 80 32
Zone désertique 1,5 70 32
zone méditerranéenne 1,5 80 30
Zone tempérée 1,5 80 25
Zone polaire 1,5 75 20
Dans le cas de zones sans ventilation naturelle, les conditions «sans vent» s’appliquent.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
47
EN 1473:2007 (F)
9.8.8 Conductivité thermique

L’épaisseur dépend de la conductivité thermique du ou des matériaux pour des températures qui varient entre la
température du fluide et la température ambiante.
NOTE La documentation du fabricant et les manuels techniques n’indiquent pas toujours la conductivité thermique des
matériaux aux températures cryogéniques.
En ce qui concerne les mousses polymères, cette valeur dépend essentiellement de facteurs tels que :
— la masse volumique ;
— l’agent d’expansion (les CFC ne sont plus autorisés) ;
— l’humidité ;
— le vieillissement.
Tous les matériaux perméables à la vapeur d’eau sont sensibles à l’humidité. En conséquence, la correction de
conductivité thermique à prendre en compte doit être plus grande que pour des températures proches des conditions
ambiantes car la pénétration d’humidité est plus importante.
La valeur de la conductivité thermique utilisée pour les calculs d’épaisseur doit prendre en considération les éléments
suivants (voir également l’EN ISO 10456) :
— sélection du matériau isolant :
- étanchéité à la vapeur d’eau ;
- variations dimensionnelles aux températures cryogéniques, spécialement pour les lyres de dilatation ;
- détérioration ;
— sélection et application du pare-vapeur :
- film ou revêtements ;
- couche unique à l’extérieur ou multicouches ;
- cloisonnement longitudinal ou non ;
- qualité des produits et source d’approvisionnement ;
- renforcement ou non ;
- risques de détérioration et, si l’équipement a été endommagé, étude du risque de détériorations locales ou
étendues ;
- résistance aux opérations de maintenance ;
— conditions climatiques :
- régions sèches, tempérées ou tropicales ;
- risque de dégel extérieur ;
— risque d’endommagements mécaniques :
- circulation des piétons sur les canalisations ou les équipements ;
- conception et qualité des points critiques tels que pièces en T, coudes, supports, brides, robinets, etc. ;
- qualité de la maintenance ;
— compétence de l’entreprise d’isolation :
- qualité du personnel de mise en œuvre ;
- protection du lieu de travail par mauvais temps ;
— température en exploitation ;
— température d’utilisation variable ou constante ;
— complexité du travail :
- nombre de coudes, de raccords, de soupapes, etc.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
48
EN 1473:2007 (F)
9.9 Canalisations en nappe aérienne ou au sol

Les canalisations peuvent être disposées en nappes aériennes («pipe rack») ou en nappes au sol («pipe way»).
Dans la mesure du possible, les réseaux principaux et annexes doivent être à l’air libre afin d’éviter tout confinement
de gaz combustibles.
Les supports doivent être dimensionnés de manière à reprendre les actions définies à l’Annexe F.
Les supports doivent être protégés d’une exposition au feu (voir 13.2.1) et/ou d’une fuite de GNL ou de gaz froid
(voir 13.2.2) si exigé par l’étude des dangers.
Le terrain sous les canalisations en nappe aérienne doit être convenablement nivelé et être en pente pour éviter
l’accumulation d’eau de pluie et d’hydrocarbures déversés.
9.10 Corrosion
Les réseaux doivent être conçus de manière à empêcher tout risque de fuites par corrosion ou piqûres pendant la
durée de vie de l’installation. Le choix des matériaux et les surépaisseurs de corrosion doivent être définis en fonction
des conditions de fonctionnement et d’environnement (présence de chlorures ou de composés sulfureux ou azotés).
Des mesures particulières, telles que la protection cathodique ou l’application d’un revêtement anticorrosion, doivent
être prises en fonction du risque considéré (voir 12.3 et 16.1).
10 Réception/émission du gaz naturel
10.1 Comptage
10.1.1 Contexte
Le comptage du gaz peut s’avérer nécessaire pour des raisons fiscales, de transfert de propriété et de bilan matière.
La précision des systèmes de comptage du gaz doit être adaptée à l’objectif.
10.1.2 Comptage du gaz

Le comptage du gaz doit être effectué conformément à l’EN 1776.
Il convient de protéger les débitmètres à turbine contre l’éclatement du pré-filtre.
10.2 Qualité du gaz

10.2.1 Contexte
La qualité du gaz émis par les terminaux de réception doit satisfaire aux exigences locales, notamment en ce qui
concerne :
— la teneur totale du gaz en H2S ;
— la valeur calorifique moyenne et la plage de variation de l’indice de Wobbe du gaz.
Les gaz domestiques peuvent être odorisés (voir 10.3 et à l’Annexe N).
Le gaz arrivant dans des installations d’exportation de GNL peut requérir l’élimination de certains contaminants avant
liquéfaction (voir 12.6).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
49
EN 1473:2007 (F)
10.2.2 Ajustement de la qualité du gaz

La qualité du gaz émis, en sortie des installations GNL, doit être conforme aux paramètres de qualité du gaz
du réseau, tels que l’indice de Wobbe, le pouvoir calorifique et, si requis, le taux d’odorisation.
Une analyse précise des émissions réelles doit être réalisée pour garantir le respect de ces paramètres. Il faut prévoir
un dispositif de surveillance en ligne et des moyens permettant de corriger les paramètres de qualité du gaz, qu’il
convient d’anticiper dès lors que ces paramètres risquent de s’écarter des valeurs spécifiées.
Ces corrections peuvent être effectuées en ajoutant du propane ou du butane au gaz de faible valeur calorifique
(gaz d’évaporation), ou un mélange d’air/azote aux émissions présentant un indice de Wobbe élevé (tel que du
GNL «vieilli»).
NOTE Il peut être plus rentable de produire une qualité de GNL restant dans la plage au cours de la période normale
de stockage que d’ajuster la qualité du gaz à l’émission.
Des systèmes de mesures, d’analyse et de contrôle précis sont requis pour s’assurer que des actions correctives
peuvent être prises rapidement et simplement.
10.3 Odorisation
Les équipements de stockage et d’injection de produits odorisants peuvent être installés lorsque la réglementation
locale l’exige ou à la demande des clients pour le gaz injecté dans le système de distribution.
Les spécifications applicables aux caractéristiques des produits odorisants, lors de la construction et lors de
l’exploitation des installations d’odorisation doivent être conformes aux normes correspondantes. Dans le cas où
aucune norme ne régirait ces points, les installations d’odorisation peuvent être conçues conformément à l’Annexe N.
11 Systèmes de reprise et de traitement des évaporations
11.1 Généralités
Des systèmes de reprise des évaporations doivent être installés afin de collecter les évaporations dues aux transferts
thermiques et au flash existant lors du remplissage des réservoirs ou du chargement des méthaniers.
Les vapeurs doivent être éliminées en toute sécurité par reliquéfaction, en les utilisant comme gaz combustible,
en les transférant vers un méthanier (uniquement pour les terminaux), en les recomprimant avant injection dans un
réseau de gaz, ou, en dernier recours, en les brûlant à la torche ou en les rejetant à l’atmosphère.
Toutes précautions doivent être prises pour éviter la pénétration d’air dans le système de récupération des gaz
d’évaporation.
Une installation de récupération des gaz d’évaporation comprend généralement :
— des tuyauteries de collecte ;
— un ou des systèmes de transfert du gaz en direction ou en provenance du ou des méthaniers ;
— des compresseurs des gaz d’évaporation ;
— des recondenseurs ou un système de reliquéfaction.
11.2 Système de collecte des gaz d’évaporation

Le système doit être conçu pour ne produire aucun rejet direct de gaz froid dans l’atmosphère en fonctionnement
normal.
Il doit récupérer au moins :
— les gaz d’évaporation des réservoirs et de toutes les capacités de GNL ;
— les systèmes de dégazage des tuyauteries et des appareils contenant du GNL ;
— le gaz déplacé pendant le chargement d’un méthanier.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
50
EN 1473:2007 (F)
Les systèmes de collecte des gaz d’évaporation doivent être conçus en appliquant les mêmes règles de
dimensionnement que celles définies dans l’Article 9. Les matériaux utilisés doivent avoir des propriétés
cryogéniques (la température des gaz d’évaporation peut atteindre – 160 °C). Le calorifugeage des canalisations doit
être de la même épaisseur que celui des tuyaux GNL basse pression de même diamètre, à moins que les gaz
d’évaporation ne soient dirigés vers le système torche/évent (voir 11.6).
Les systèmes de collecte des évaporations doivent être soit dimensionnés pour une pression maximale de service
compatible avec la pression maximale pouvant survenir au moment de l’ouverture du circuit de dégazage, soit munis
d’un double dispositif de limitation de pression.
Des points de purge isolés, reliés au réseau des purges, doivent être installés aux points bas de toutes les
canalisations principales ou des lignes de torche/évents (en amont de la capacité anti-liquide de la torche/évent).
Il est recommandé d’avoir des liaisons entre les réservoirs et les systèmes de collecte des gaz d’évaporation dotées
de robinets et d’instrumentations permettant :
— d’isoler un réservoir ;
— de diminuer la pression d’un réservoir sans modifier celle des autres ;
— de mesurer tout débit d’évaporation de chaque réservoir, cette mesure devant contribuer à la prévention
du basculement de couches (roll-over), voir 6.9.1.
11.3 Retour gaz vers les méthaniers ou vers les terminaux d’exportation
Ce système relie le système de collecte des gaz d’évaporation au bras gaz du quai. Il doit permettre le transfert du
gaz des réservoirs vers le ou les méthaniers, et inversement, afin de compenser le volume de liquide déplacé lors du
déchargement ou chargement, ainsi que la récupération des gaz d’évaporation du méthanier lorsqu’il reste à quai ou
pendant les opérations d’inertage de ses cuves.
Si nécessaire, un ventilateur ou un surpresseur peut être utilisé.
Les canalisations doivent avoir les mêmes caractéristiques que celles du système de collecte des gaz d’évaporation.
11.4 Récupération des gaz d’évaporation

Les gaz d’évaporation peuvent être :
— reliquéfiés ;
— recondensés dans le GNL lors de l’émission avant regazéification ;
— utilisés comme gaz combustible ;
— recomprimés et envoyés au réseau de gaz.
Dans les terminaux de réception, les gaz d’évaporation sont généralement comprimés et refroidis puis introduits
dans un recondenseur où ils sont reliquéfiés par refroidissement au contact de tout ou partie du débit du circuit
d’émission GNL basse pression du terminal.
Le recondenseur doit être conçu conformément à la norme EN 13445 et construit avec des matériaux ayant des
caractéristiques cryogéniques. Il doit être calorifugé.
11.5 Compresseur de gaz

Les compresseurs doivent être équipés de limiteur de pression afin d’éviter tout risque de dépassement de la
pression maximale admissible des équipements situés en aval.
Les compresseurs de gaz doivent être équipés d’une séquence d’arrêt à commande manuelle ou automatique,
qui permet de les maintenir isolés en cas de dommage grave.
Les compresseurs de gaz inflammable doivent être équipés d’évents à chaque endroit où du gaz peut normalement
s’échapper. Ces évents doivent être collectés pour permettre le rejet du gaz dans des zones sûres.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
51
EN 1473:2007 (F)
11.6 Torche/évent
Les installations doivent être équipées d’un ou de plusieurs systèmes de torche ou d’évent.
La torche ou l’évent fonctionne dans deux conditions : le débit normal et le débit accidentel.
Le débit normal résulte de toutes les configurations d’exploitation, constantes ou transitoires, nominales ou
dégradées, mais initialement considérées à la conception.
Le débit accidentel correspond à la plus grande valeur résultant d’un événement incontrôlé et/ou non prévu qui peut
survenir au cours de l’exploitation. C’est la somme du débit normal et du plus haut débit total issu d’un autre scénario
possible et incontrôlé et/ou non prévu pouvant survenir simultanément.
L’étude des dangers doit déterminer la ou les combinaisons d’évènements dangereux pouvant réellement survenir
simultanément sans doublon (évènements simultanés et indépendants).
Si pour une raison quelconque, certaines situations dégradées ne sont pas prises en compte dans le «débit normal»
(par exemple mise en service, mise en froid d’un méthanier après cale sèche…), le concepteur doit vérifier que ce
débit supplémentaire ajouté au débit normal reste inférieur au débit accidentel.
Les conditions qui provoquent ces débits varient considérablement entre des terminaux de réception et d’exportation
de GNL.
L’emplacement de la torche ou de l’évent doit être choisi de manière à respecter les niveaux de rayonnement définis
dans le Tableau 3 de l’Annexe A et, dans la mesure du possible, en fonction des vents dominants de manière
à réduire le risque que la flamme ne soit atteinte par un nuage de gaz inflammable (torche) et qu’un nuage de gaz
inflammable atteigne une source d’inflammation (évent).
11.6.2 Pour un terminal de réception

La conception de l’installation part du principe qu’il n’y a pas de torchage ou de mise à l’évent en continu,
paragraphe 4.2.4. Pour les conditions accidentelles, une torche ou un évent doit éliminer en toute sécurité tous les
débits prévus. Les deux débits concernés, normal et accidentel, sont identifiés et définis comme :
— le débit normal qui correspond à la somme des débits définis en 6.7.2, à l’exception du basculement de couches
(roll-over), et le gaz d’évaporation résultant de l’entrée de chaleur de toutes les capacités GNL (canalisations,
ballons de purge, etc.). Ce débit est, par définition, discontinu ;
— le débit accidentel qui correspond à la plus grande valeur des deux combinaisons suivantes :
- le débit normal et le débit à la sortie de la soupape de sécurité d’un regazéifieur, comme défini en 8.1.6, si elle
est raccordée au même système torche/évent ;
- le débit normal et le débit à la sortie de l’une des soupapes de sécurité du réservoir, comme défini en 6.7.3,
si elles sont raccordées au même système torche/évent.
La torche ou l’évent doit être dimensionné pour le débit maximal de gaz pouvant être envisagé, c’est-à-dire le débit
accidentel. Si les soupapes de sécurité des réservoirs et des regazéifieurs ne sont pas raccordées au système
de torche ou d’évent, le débit accidentel sera basé sur d’autres conditions de débit. Peuvent être incluses une ou
plusieurs des conditions suivantes :
— débit normal, paragraphe 6.7.2, à l’exception du basculement de couches (roll-over) ;
— débits issus d’une situation d’urgence tels que les dépressurisations ;
— un ou plusieurs débits issus de fonctionnements anormaux tels que :
- le déchargement d’un méthanier sans retour du gaz déplacé du réservoir de stockage vers le navire pour une
raison quelconque ;
- la mise en froid des cuves d’un méthanier ;
- le torchage ou la mise à l’évent d’un gaz hors spécifications ne pouvant pas être récupéré.
Le dégagement de gaz à haute pression peut être dirigé vers une torche ou un évent distinct, par exemple le débit
de la soupape de sécurité d’un regazéifieur qui, dans le cas en question, est considéré comme un débit accidentel.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
52
EN 1473:2007 (F)
11.6.3 Pour un terminal d’exportation

Les évènements conduisant à des débits accidentels sur la torche ou l’évent d’un terminal d’exportation de GNL sont
plus nombreux que pour un terminal de réception. Ces évènements doivent être récapitulés dans un tableau
présentant les décharges et les dépressurisations pour établir le débit accidentel dimensionnant la torche ou l’évent.
Les débits de décharge dus au dysfonctionnement de vannes de régulation et à des débits bloqués représentent les
cas de débits accidentels habituels.
Les débits normaux résultent de tout événement contrôlé par l’exploitant plus les débits dus aux entrées de chaleur
et au chargement.
Souvent, une torche distincte à basse pression est prévue pour la zone de stockage et de chargement.
Les terminaux d’exportation sont souvent équipés de systèmes de torches «humides» et «sèches».
Un système humide transporte du gaz avec une teneur significative en eau.
Un système de torche sec est destiné aux gaz de qualité cryogénique.
Un système de torche pour gaz acides est aussi prévu parfois.
12 Circuits auxiliaires et bâtiments
12.1 Équipements électriques

Tous les équipements électriques, d’instrumentation et les installations situées dans des zones dangereuses
(voir 4.5.2.1b) doivent être conformes aux séries EN 60079/CEI 60079 Article 2.
Il convient de réaliser une étude pour définir la classification IP requise pour les équipements électriques
conformément à l’EN 60529 et l’EN 60034-5.
12.1.2 Alimentation électrique principale

Les installations peuvent être alimentées par le réseau local de distribution ou produire leur propre énergie,
ou combiner les deux cas de figure.
Si l’énergie est importée du réseau électrique local, il est préférable d’avoir deux lignes d’arrivée indépendantes pour
assurer l’intégrité de l’alimentation. Il convient par une revue du système d’alimentation électrique des installations
d’identifier tout point où les lignes indépendantes peuvent se rejoindre ou tout risque de défaut de mode commun
entre les deux lignes indépendantes.
Chaque ligne d’arrivée doit être dimensionnée de manière à :
a) supporter la charge totale des installations de GNL ;
b) permettre à tout moment le démarrage du plus grand moteur des installations sans chute de tension excessive
sur les jeux de barres omnibus principaux ou les autres départs moteurs.
La tension du réseau de transport est abaissée à la tension du site à l’entrée des installations par des transformateurs
de puissance. Il convient que chacun puisse fournir la charge totale nécessaire aux installations.
Lorsque les installations produisent leur propre énergie sans raccordement au réseau, la source de production doit
avoir une puissance de réserve telle qu’elle puisse fournir la puissance nécessaire aux installations alors qu’un des
générateurs d’énergie est hors service.
Lorsque les installations produisent leur propre énergie, il faut pouvoir démarrer les installations à partir d’un arrêt
total. Ceci est généralement appelé «black start». Les procédures de redémarrage doivent tenir compte du fait que
l’alimentation en carburant normal des générateurs d’électricité peut ne pas être disponible lors de ce démarrage.
Le propriétaire peut être amené à effectuer une analyse de stabilité du système électrique. Il convient de tenir compte
des effets d’une baisse de tension de courte durée.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
53
EN 1473:2007 (F)
12.1.3 Alimentation électrique de secours

Une alimentation électrique de secours doit être prévue. Elle doit être conçue pour assurer, en cas de panne
de l’alimentation principale, l’alimentation de toutes les fonctions vitales nécessaires à la sécurité du personnel et
des installations.
La capacité de l’alimentation électrique de secours doit être suffisante pour amener les installations jusqu’à un arrêt
contrôlé et ordonné dans le cas d’une perte totale d’alimentation. Le concepteur doit identifier toutes les charges
raccordées au générateur de secours.
Il doit au minimum :
— assurer l’alimentation en énergie d’une pompe immergée de réservoir ;
— garantir que le méthanier puisse interrompre une opération de transfert et de quitter le quai si nécessaire ;
— assurer l’alimentation de toutes les charges critiques pour la sécurité (instrumentation de procédé, équipements
de sécurité et de lutte contre l’incendie, ainsi que les systèmes associés, robinets motorisés, télécommunications,
balisage, éclairage, etc.) ;
— démarrer et faire fonctionner les pompes jockey (maintien en pression du réseau incendie) ;
— maintenir l’alimentation du chauffage électrique du fond (si équipé) des réservoirs de stockage de GNL ;
— maintenir la production d’air ou d’azote nécessaire à l’instrumentation requise pour les fonctions de sécurité.
Le générateur de secours doit avoir une autonomie minimale de 24 h dans le «réservoir journalier» situé près
du générateur et être capable d’être ravitaillé en carburant en marche.
Il convient que le concepteur détermine si les équipements principaux requièrent une alimentation électrique pour
assurer en toute sécurité l’arrêt et le maintien en froid.
12.1.4 Système d’alimentation sans interruption

Un système d’alimentation sans interruption (Uninterruptible Power Supply, UPS) doit être prévu.
Il doit fournir l’énergie nécessaire aux systèmes critiques de pilotage et de sécurité pour que les installations puissent
être maintenues en situation sûre pendant au moins 60 min.
12.1.5 Éclairage
Les zones des installations où un accès et des conditions de travail en toute sécurité sont requis la nuit doivent être
équipées d’éclairage.
Un système d’éclairage de secours doit être prévu pour permettre l’évacuation en toute sécurité du personnel
à partir des zones accessibles des installations en cas d’une panne d’électricité et d’éclairage ou dans une
situation d’urgence.
12.2 Protection contre la foudre et mise à la terre

12.2.1 Protection contre la foudre
La protection contre la foudre doit être conforme aux normes et/ou aux codes CEI reconnus (par exemple [17] et [27]).
Au minimum, les installations suivantes doivent être protégées contre la foudre :
— les réservoirs et leurs accessoires ;
— les bras de chargement/déchargement maritime ;
— les bâtiments ;
— les torches et les évents.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
54
EN 1473:2007 (F)
12.2.2 Circuit de mise à la terre

Le circuit de mise à la terre doit être conforme aux normes CEI, en particulier à l’EN 60364-5-54.
Sa conception doit garantir la protection du personnel et éviter des différences de potentiel entre des composants
métalliques et la possibilité d’apparition d’étincelles dans les zones dangereuses.
12.3 Protection cathodique

Il convient de protéger tous les éléments métalliques souterrains/sous-marins, là où cela est nécessaire,
contre la corrosion à l’aide de revêtements appropriés et/ou d’une protection cathodique conformément aux codes
et/ou normes applicables.
12.4 Balisage
Les réservoirs et les structures aériennes doivent être équipés de balises lumineuses de signalisation, conformément
aux règlements en vigueur de la navigation aérienne et de la sécurité.
La jetée doit disposer de feux de navigation conformément aux règlements maritimes locaux.
12.5 Alimentation en eau de mer

12.5.1 Matériaux
Les matériaux doivent être soigneusement sélectionnés en fonction des fluides et des conditions d’environnement.
Une attention particulière doit être apportée à la compatibilité des matériaux afin d’éviter toute corrosion galvanique.
12.5.2 Pompes à eau

Il est recommandé que le nombre et le dimensionnement des pompes d’eau de refroidissement ou d’eau de mer
permettent d’assurer les besoins en eau des échangeurs et des circuits de refroidissement, en tenant compte de
l’indisponibilité de la pompe la plus puissante.
La conception de l’amenée d’eau de mer et du bassin de tranquillisation requiert souvent une étude détaillée pour
garantir que la filtration et les besoins en eau des pompes d’eau de mer sont couverts correctement.
La filtration doit être conçue conformément aux recommandations du constructeur de la pompe et des équipements
associés.
Les circuits d’eau peuvent subir une corrosion interne et/ou un encrassement par des organismes naturels. Il convient
de prendre des mesures pour éviter ces phénomènes, si nécessaire. La circulation d’eau traitée avec des produits
chimiques anticorrosion et anti-encrassement doit être conforme aux autorisations de rejets applicables à l’installation
(voir 4.2.1, 4.2.2 et 4.2.3). La température de l’eau rejetée doit être conforme avec l’autorisation de rejet.
12.6 Installations d’élimination de contaminants du gaz

Certaines installations de liquéfaction requièrent un traitement de gaz pour éliminer les contaminants du gaz d’arrivée
tels que le mercure, le soufre, le gaz carbonique, les mercaptans et les hydrocarbures aromatiques.
Des moyens et des procédures doivent être mis en œuvre pour assurer la manipulation, le stockage et le recyclage
ou l’élimination en toute sécurité de ces produits et les substances d’élimination, si cela est requis.
Les fiches de données de sécurité des produits d’absorption et des réactifs doivent être fournies et doivent
mentionner les exigences spécifiques relatives à l’élimination ou au recyclage en toute sécurité des produits
«usagés» ou «épuisés».

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
55
EN 1473:2007 (F)
12.7 Air instrument

Une alimentation fiable en air instrument doit être disponible. Généralement, l’air instrument est produit au minimum
par deux compresseurs d’air, chacun pouvant couvrir l’ensemble des besoins en air des installations.
La fourniture en air instrument nécessaire à la mise en sécurité des installations doit être garantie en cas de panne
de la source principale d’alimentation. Elle doit l’être pendant au moins 15 min. Ceci peut être obtenu en prévoyant,
par exemple, des réservoirs tampons fournissant la capacité de stockage nécessaire.
Si les compresseurs d’air instrument sont entraînés par moteurs électriques, il convient qu’au moins l’un d’entre eux
soit capable de fournir la totalité des besoins à partir de la source d’alimentation électrique de secours.
L’air doit être séché à un point de rosée compatible avec les conditions de température ambiante minimale des
installations. Le point de rosée doit être au moins inférieur à – 30 °C et 5 °C en dessous de la température ambiante
(en référence avec la pression atmosphérique).
Le système d’air instrument doit être indépendant des systèmes d’air service de l’installation.
12.8 Gaz combustible, utilité

Les installations de GNL doivent être équipées d’un réseau de gaz combustible. Les principales applications,
dépendantes de la nature des installations, sont :
— regazéifieurs à flamme ;
— turbines ou moteurs à gaz d’entraînement des compresseurs et des générateurs ;
— chaudières à vapeur et réchauffeurs procédé ;
— sécurité des réservoirs, tel que gaz casse-vide ;
— gaz veilleuse et purge torche.
Le gaz combustible ne doit pas être odorisé. Une détection de fuite doit être fournie par le système de détection gaz
(voir 13.4).
12.9 Réseau d’azote

L’azote peut être produit sur le site par le procédé de séparation cryogénique de l’air ou d’adsorption modulée en
pression ou similaire. Il peut aussi être livré par voie routière ou voie ferrée.
Certaines conditions de procédé, telles que la régénération des tamis moléculaires ou pour l’injection comme
composant dans un débit d’appoint, peuvent exiger une alimentation en azote de haute qualité.
L’azote est utilisé principalement pour :
— le traitement du gaz (ajustement du pouvoir calorifique) ;
— la pressurisation ;
— la purge des équipements et de l’espace d’isolation des réservoirs et des canalisations ;
— le séchage et l’inertage ;
— l’extinction rapide des torches et des évents ;
— le refroidissement ;
— l’appoint au cycle réfrigérant.
Le réseau d’azote liquéfié doit être conçu avec des matériaux cryogéniques conformes aux codes et/ou aux normes
locaux reconnus. Des exemples de matériaux appropriés sont donnés dans l’EN 1160.
Les interconnexions entre les réseaux d’azote gazeux et les réseaux d’air ne sont pas admises pour des raisons
de sécurité.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
56
EN 1473:2007 (F)
12.10 Bâtiments
La conception et la construction des bâtiments doivent satisfaire aux exigences de l’étude des dangers (voir 4.4.2.5),
elles doivent être conformes aux normes suivantes et à la réglementation locale (en particulier pour la conception
antisismique) :
— EN 1992-1-1 ;
— EN 1993-1-1 ;
— EN 1994-1-1 ;
— EN 1998-1.
Pour les installations électriques des bâtiments, voir également [11].
En fonction de l’étude des dangers, certains bâtiments doivent être pressurisés (se reporter aux lignes directrices
de la CEI 60079-13). Pour ces bâtiments, les entrées d’air doivent être équipées de détecteurs de gaz pour
commander l’arrêt des surpresseurs et interdire leur démarrage afin d’éviter tout risque de pénétration de gaz
à l’intérieur des locaux.
La salle de contrôle doit être conçue pour permettre son occupation le temps nécessaire à l’exécution des procédures
d’urgence et son évacuation en toute sécurité vers des lieux sûrs. Les systèmes de chauffage, d’aération et de
climatisation doivent être conçus pour résister aux possibles rayonnements thermiques (voir 4.4.2.5 et Annexe A).
Si les bâtiments sont conçus pour résister à une surpression due à une explosion, la conception doit tenir compte
du risque pour le personnel provoqué par l’onde de choc pénétrant dans le bâtiment par les entrées et les sorties d’air.
13 Gestion des dangers
13.1 Sécurité inhérente à la conception

13.1.1 Implantation pour l’espacement minimal de sécurité
L’espacement de sécurité doit être calculé en tenant compte des niveaux de rayonnement possibles et des zones de
dispersion des gaz. Les niveaux d’exposition admissibles sont spécifiés dans l’Annexe A. Les distances de sécurité
entre réservoirs de GNL, unités procédé, salle de contrôle, etc. doivent satisfaire aux exigences minimales pour
atteindre ces niveaux seuils.
13.1.2 Implantation des installations de GNL

L’implantation d’une usine GNL en fonction de ses environs doit faire l’objet d’une évaluation de l’emplacement
du site, voir 4.3.2.5.
La partie suivante relative à l’implantation des installations emploie les termes «zones dangereuses» et «zones
concernées par le danger». Dans ce contexte, les zones concernées par le danger sont celles où les évènements
décrits en 4.4 peuvent survenir. Le terme zone dangereuse s’applique spécifiquement aux zones définies en 4.5.2.1 b).
La disposition des installations de GNL doit prévoir des accès sûrs pour la construction, l’exploitation, la maintenance,
les actions urgentes et elle doit satisfaire aux exigences relatives à l’implantation identifiées dans l’étude des dangers,
voir 4.4.2.
Des distances de séparation doivent prendre en compte, en particulier :
— les niveaux de rayonnement thermique ;
— le contour de la limite inférieure d’inflammabilité ;
— le bruit ;
— les effets d’explosion.
La direction des vents dominants doit être prise en compte pour définir l’implantation des installations. Lorsque cela
s’avère possible, il convient que les bâtiments et les sources potentielles d’inflammation ne soient pas sous le vent
par rapport aux dégagements accidentels et contrôlés de matériaux inflammables. Ils doivent être en dehors des
zones dangereuses.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
57
EN 1473:2007 (F)
Il convient que les bâtiments de l’installation soient situés en dehors des zones concernées par le danger
ou conçues pour résister à ces scénarios d’accident. Le niveau d’occupation des bâtiments doit également faire
l’objet de cette évaluation.
La salle de contrôle principale des installations de GNL doit être située en dehors des zones de procédé et il convient
qu’elle soit située en dehors des zones dangereuses. En outre, elle doit être conçue pour fonctionner pendant les
scénarios d’accidents qui ont été identifiés dans l’étude des dangers, et y résister. La salle de contrôle doit être
conçue pour protéger ses occupants aussi longtemps que nécessaire pour l’exécution des procédures d’urgence et
pour leur évacuation en toute sécurité.
Pour tous les équipements pourvus d’arrivées d’air, tels que les équipements de procédé à flamme, les turbines
à gaz, les pompes à eau de lutte contre l’incendie et les générateurs de secours entraînés par des moteurs diesels,
l’arrivée d’air doit être située en dehors de la zone concernée par le danger ou des dispositions doivent être prises
pour atténuer son effet.
Les arrivées d’air doivent toujours être situées en dehors des zones dangereuses identifiées.
L’espace entre deux réservoirs adjacents doit résulter d’une étude des dangers détaillée. Il doit être au moins égal
à un demi-diamètre de l’enceinte secondaire du plus grand réservoir.
Des lignes directrices supplémentaires relatives à l’implantation des installations sont indiquées dans les références
suivantes [8], [9] et [48].
13.1.3 Chemins d’évacuation

Des chemins d’évacuation doivent être prévus pour toutes les zones de l’installation présentant un risque de danger
pour le personnel. Les chemins d’évacuation doivent être implantés de manière à favoriser une réponse intuitive du
personnel pour le conduire des zones à grave danger vers des zones à danger moindre et il faut tenir compte de
l’effet éventuel de la panique dans les situations d’urgence. La conception doit tenir compte de la création d’une sorte
de brouillard dû à la condensation de l’humidité atmosphérique lors d’épandages de GNL.
13.1.4 Zones de confinement

Les zones de confinement ou de semi-confinement doivent être évitées au maximum, et en particulier :
— les canalisations de gaz et de GNL ne doivent pas être situées en caniveaux couverts lorsqu’il est possible de
l’éviter, par exemple aux croisements entre un pont routier et des nappes de tuyauteries au sol ;
— dans le cas de réservoirs aériens sur radier, l’espace situé sous le radier doit permettre une circulation d’air ;
— lorsque des caniveaux à câbles sont utilisés, ils doivent être remplis de sable compacté et recouverts de dalles
plates comportant des orifices de ventilation afin de réduire la possibilité de cheminement de gaz inflammables le
long des caniveaux dans les vides situés au-dessus du sable. Lorsque le sable se tasse, les dalles s’affaissent.
Elles peuvent être replacées à leur hauteur initiale en ajoutant du sable.
13.1.5 Accessibilité aux robinets et aux équipements

L’accessibilité aux installations est obtenue grâce à tous les accès de sécurité requis, chemins, escaliers
(ou échelles) et plateformes, tels que recommandés lors de la ou des revues de conception relatives à l’implantation,
en 4.5.3.
Le réseau routier est conçu de manière à permettre un accès direct des camions de lutte contre l’incendie et des
autres véhicules d’intervention d’urgence.
13.1.6 Sélection de composants électriques appropriés en fonction de la classification de la zone

Les équipements électriques à installer en zones dangereuses doivent être certifiés conformément aux séries
EN60079/CEI 60079 Article 2.
La disponibilité des certificats requis doit être vérifiée individuellement avec soin.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
58
EN 1473:2007 (F)
13.1.7 Collecte des épandages, y compris sur le pavage en zone dangereuse

La limitation de l’étendue d’une fuite potentielle est réalisée en :
— limitant le volume des épandages accidentels possibles ;
— maintenant ces épandages à l’intérieur de zones de collecte définies, telles que les parties du réseau d’évacuation
des eaux de pluie ou les fosses de rétention réservées à cet usage, afin d’empêcher leur propagation à d’autres
zones des installations, à l’extérieur des limites de l’installation et de réduire la distance de dispersion du nuage
de vapeur ;
— disposant de moyens appropriés de récupération de l’eau de pluie tout en contenant les épandages de GNL dans
les systèmes de collecte. En cas d’épandage de GNL dans ce réseau de collecte, la conception doit garantir que
le GNL ne pénètrera pas dans les égouts ;
— disposant de moyens de contrôle de fuites et d’épandages.
La conception, la fabrication, la construction et l’exploitation seront correctement réalisées pour limiter le nombre et
la fréquence des fuites de fluides inflammables. Toutefois, si des fuites peuvent survenir et si les calculs de dispersion
démontrent qu’une fuite peut entraîner un incident plus sérieux, il faut considérer l’installation de systèmes fixes de
détection de fuites dont l’action prioritaire peut interrompre l’origine de la fuite, isoler les sections pertinentes des
installations et arrêter les sources d’inflammation .
La conception des bassins de rétention sera telle que les fluides inflammables ne peuvent pas communiquer avec le
système de drainage d'eau de surface. Des dispositifs de détection de déversement et les moyens pour contrôler le
taux d'évaporation (par exemple la génération de mousse, voir 13.6.5) devraient être fournis.
Les canaux et la fosse de rétention peuvent être recouverts d’une couche isolante ou construits à partir de matériaux
spéciaux pour limiter l’évaporation (voir l’EN 12066).
Les systèmes de séparation se fondant sur les densités différentielles de l'eau et du GNL ne sont pas acceptables.
13.1.8 Systèmes de rétention dans les zones de transfert et de traitement

Les déversements de liquide dans les zones de transfert et de traitement doivent être confinés dans un secteur
de récupération et vidangés dans un bassin de rétention.
En fonction des résultats de l'analyse de risque, le bassin de rétention peut être situé à proximité ou éloigné
du secteur de récupération des déversements. Le secteur de récupération et le bassin de rétention seront reliés par
un canal ouvert.
Pour les zones de traitement, le système de récupération ou la capacité de rétention du bassin sera d’au moins 110 %
de l’inventaire liquide du plus grand équipement et de la tuyauterie et de tout autre équipement qui peuvent
s’y écouler. Le flash peut être considéré pour le calcul de capacité.
Dans les zones de transfert et d’interconnexion où il y a un potentiel de fuites (valves, équipement ou instruments),
la capacité de rétention du bassin sera déterminée par l'analyse des risques, en prenant en considération les sources
potentielles de fuite, débits unitaires, systèmes de détection, niveaux d’équipement et temps de réponse.
13.2 Protection passive

13.2.1 Ignifugation
L’ignifugation doit être généralement utilisée pour protéger les équipements suivants : les robinets ESD, les
équipements critiques de contrôle de sécurité, les récipients contenant des hydrocarbures liquides et les supports de
la structure qui, en cas de rupture aggraveraient l’incident et/ou menaceraient les activités du personnel d’intervention
d’urgence. Les équipements qui peuvent être exposés à un rayonnement thermique supérieur à celui défini dans
l’Annexe A, sur une période suffisamment longue pour en provoquer la rupture, doivent être ignifugés. L’ignifugation
doit fournir une protection pendant toute la durée du danger et cette protection doit être au minimum de 90 min.
La protection contre l’incendie sous forme d’isolation ou d’arrosage par de l’eau doit être prévue pour les récipients
sous pression qui peuvent recevoir un rayonnement thermique supérieur à celui défini dans l’Annexe A, afin d’en
éviter la rupture et d’empêcher la libération de liquide surchauffé qui peut se transformer en une expansion explosive
de la vapeur d’un liquide en ébullition (Boiling Liquid Expanding Vapour Explosion, BLEVE) (voir l’EN 1160).
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
59
EN 1473:2007 (F)
Il doit être admis que les récipients sous pression soumis à un rayonnement provenant d’un incident majeur tel que
l’incendie d’un réservoir de GNL doivent requérir une protection pendant plus de 90 min. La protection lors des
incidents de longue durée ne peut pas être obtenue par une isolation. Un système d’arrosage par de l’eau est requis.
Le calcul du débit d’eau, de l’isolation pour l’ignifugation des structures, etc. assurant la protection contre l’incendie
doit être effectué avec le fluide provoquant le rayonnement le plus élevé.
L’ignifugation peut être obtenue par :
— du béton préformé ou projeté ;
— des matériaux isolants fabriqués en fibres minérales, en céramique, en silicate de calcium ou en verre cellulaire ;
— de l’enduit intumescent.
L’ignifugation doit être conçue et réalisée conformément aux normes appropriées (voir [7] et [31]).
13.2.2 Protection contre la fragilisation

L’effet de l’épandage de fluides à basse température sur des installations, des équipements et structures en acier
adjacents doit être évalué et des mesures doivent être prises pour éviter une aggravation de l’incident et/ou une mise
en danger du personnel d’intervention d’urgence par un choix approprié de matériaux de construction ou par une
protection contre la fragilisation.
Une telle protection doit être obtenue par une sélection appropriée du matériau (béton, acier inoxydable, etc.) ou par
une isolation à l’aide un matériau qui protège l’équipement et sa structure de soutien d’un choc froid. Ce revêtement
doit être conçu et installé conformément aux normes appropriées. Des dispositions doivent être prises pour protéger
sa surface extérieure de l’usure et des dégradations.
Il convient de protéger les équipements et les éléments de support de façon à ne pas affecter défavorablement leur
fonction et leur forme durant l’exploitation.
13.3 Sûreté
Il convient d’assurer la sûreté de l’installation au moyen de :
— un système d’anti-intrusion ;
Il convient d’installer un système d’anti-intrusion le long des clôtures pour surveiller toute intrusion indésirable
dans l’installation.
— un contrôle d’accès.
Un contrôle d’accès doit être installé pour contrôler l’accès aux différentes zones des installations.
Il peut comprendre des lecteurs de badges, des interphones, des contacts de portes et des détecteurs d’intrusion.
Le système de contrôle d’accès considérera différents niveaux d’accès (salle de contrôle, zones de procédé,
installations générales, etc.).
Il convient de relier le système de contrôle de sûreté au système de télévision en circuit fermé pour permettre la
surveillance à distance.
13.4 Détection et communication d’incidents

Des systèmes de détection doivent être prévus pour détecter de possibles accidents pouvant survenir dans les
installations. La disposition des détecteurs sera établi de façon à fournir des données redondantes et d'empêcher les
alarmes erronées. L'arrangement de vote de technique peut être employé. Des techniques de traitement de
l’information peuvent être utilisées.
Les évènements peuvent comprendre :
— les tremblements de terre.
Il faut prévoir, le cas échéant, une surveillance des accélérations sismiques, fournissant des signaux pour initier
automatiquement l’arrêt des installations lorsque le tremblement de terre atteint un niveau prédéfini. Ce dernier est
choisi par l’exploitant.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
60
EN 1473:2007 (F)
— l’épandage de GNL, une fuite de gaz, une flamme et de la fume.

Ces systèmes de détection sont destinés à détecter de manière rapide et fiable tout épandage de GNL ou fuite de gaz
inflammable et tout incendie dans les installations.
Des systèmes de détection à fonctionnement permanent doivent être installés à tout emplacement, extérieur
et intérieur, où des fuites sont prévisibles.
La disposition des détecteurs peut être telle qu’elle apporte toujours une redondance et qu’elle empêche des fausses
détections ou informations. Une technique de vote associée à la disposition peut être employée.
Les dispositifs de détection suivants doivent être prévus :
— Détection d’épandage de GNL
Il convient que les épandages de GNL soient détectés par des sondes de basse température (sonde à résistance),
ou équivalentes, protégées contre des dommages accidentels.
— Détection de gaz inflammable
Il convient que les détecteurs de gaz inflammable soient à infrarouge, ou équivalents.
Le long des clôtures critiques, des détecteurs de gaz à grande portée (barrières linéaires à infrarouges) peuvent être
installés (pour la localisation, voir [27]).
— Détection de flamme
Il convient que les détecteurs de flamme soient à ultraviolet/infrarouge (UV/IR), ou équivalents.
— Détection de chaleur
Il convient de prévoir des détecteurs de température pour la protection des soupapes de surpression de réservoir
et l’activation de système(s) d’extinction de la tuyauterie de décharge de la soupape en cas feu.
Il convient que les détecteurs de chaleur soient à thermistance haute température en bande, thermosensibles
pneumatiques, ou équivalents.
— Détection de fumée
Il convient que les détecteurs de fumée soient à chambre d’ionisation double, ou équivalents.
— Postes manuels d’alarme incendie
Il convient que les postes manuels d’alarme incendie soient des avertisseurs manuels à bris de glace.
Ils doivent être prévus dans les zones dangereuses des installations, généralement les zones des installations
couvertes par des détecteurs de flamme et/ou de gaz combustibles, et prévus sur les chemins d’évacuation
probables de ces zones.
— Surveillance par système de caméra de télévision à circuit fermé
Il convient d’installer des caméras télécommandées pour visualiser tous les évènements pouvant survenir dans des
zones dangereuses et sans personnel.
Dans des circonstances anormales, il convient que l’exploitant puisse utiliser ces systèmes de télévision en circuit
fermé pour analyser la situation.
Ce système doit être considéré comme prioritaire et connecté au système d’alimentation sans interruption (UPS).
Il convient que le système réagisse automatiquement aux alarmes et présente l’information sur des écrans dans
la salle de contrôle.
— Système de communication
L’opérateur de la salle de contrôle doit pouvoir communiquer avec les opérateurs sur site grâce aux systèmes
de communication TERMINAL (téléphones mobiles et émetteurs-récepteurs portatifs).
Il convient d’accorder une attention particulière aux bâtiments ayant des niveaux de bruit élevés où il convient
d’installer également des alarmes visuelles.
Une combinaison d’alarmes visuelles et sonores doit être installée dans tous les emplacements de l’installation.
Il convient de disposer de liaisons de télécommunication directes avec l’autorité du port, le méthanier et le centre
de répartition du réseau de gaz.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
61
EN 1473:2007 (F)
13.5 Système d’arrêt d’urgence de sécurité

Le système ESD, qui est décrit exhaustivement à l’Article 14, comprend :
— un système de contrôle de la sécurité (Safety Control System, SCS) ;
— un système de détection d’incendie, d’épandage et de gaz (Fire, Spill and Gas Detection System, FSGDS).
Les alarmes déclenchées par le système de détection d’incendie, d’épandage et de gaz (FSGDS) sont signalées
par le biais du système de contrôle de la sécurité (SCS) et réalisent les actions automatiques requises par le
même moyen.
Le système d’interface du système de contrôle de la sécurité (SCS) fournit à l’opérateur des informations détaillées
sur les zones concernées par l’événement dangereux, sur le type de danger, la concentration de gaz, sur la
localisation de l’événement dans la zone (le cas échéant), sur le détecteur ou la boucle d’instruments impliquée, sur
l’état des pompes d’eau incendie, celui des systèmes de protection, celui des équipements de conditionnement d’air
impliqués (ventilateurs, ventelles…), sur la force et la direction du vent, sur la température et l’humidité relative, sur
les défauts du système et sur la dégradation de la sécurité dans les zones de feu.
Les alarmes générées dans la salle de contrôle, les détails des actions automatiques effectuées par le système de
contrôle de la sécurité (SCS) ainsi que des informations détaillées relatives à l’incident et la couverture vidéo, aident
l’opérateur à choisir les actions appropriées, telles que :
— arrêt ou isolement du système procédé concerné ;
— activation des systèmes de lutte contre l’incendie pilotables à distance ;
— lancer les actions d’urgence que le personnel doit réaliser avec des matériels mobiles ou portatifs de lutte
contre l’incendie.
13.6 Protection active

13.6.1 Définition de la protection active
Il convient que la protection active englobe :
— un réseau principal d’eau incendie, pourvu de bouches et de lances d’incendie ;
— les systèmes d’arrosage par pulvérisation d’eau ;
— les rideaux d’eau ;
— les générateurs de mousse mobiles ;
— les systèmes fixes d’extinction à poudre ;
— un ou des véhicules de lutte contre l’incendie ;
— des extincteurs portatifs/mobiles.
13.6.2 Système d’eau incendie

L’eau est employée dans de nombreux systèmes de lutte contre l’incendie et en particulier dans des installations
de GNL. Cependant, les feux de nappe de GNL ne sont ni maîtrisés, ni éteints avec de l’eau. De plus, l’eau appliquée
sur une surface de GNL augmente le taux d’évaporation et donc la vivacité du feu avec les conséquences négatives
sur le contrôle de l’incendie qui en découlent.
Dans des installations de GNL, en cas d’incendie, l’eau peut être utilisée en grandes quantités pour refroidir les
réservoirs de stockage, les équipements et les structures en contact avec les flammes ou soumis au rayonnement
thermique dû au feu. De ce fait, le risque d’intensification de l’incendie et de détérioration des équipements peut être
réduit par un refroidissement précoce et concentré.
Deux pompes d’eau incendie au minimum doivent être installées. Des sources d’énergie indépendantes doivent être
prévues pour que la capacité totale puisse être fournie, en tenant compte de l’indisponibilité d’une pompe. Il convient
que des réseaux d’eau d’incendie soient prévus autour de toutes les installations.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
62
EN 1473:2007 (F)
Tous ces réseaux, y compris les bouches d’incendie, doivent être maintenus en tout point à une pression minimale,
par exemple à l’aide de pompes jockey ou d’un réservoir élevé.
Des mesures spéciales comme le traçage doivent être prises de manière à éviter tout dommage provoqué par le gel.
Les systèmes d’alimentation en eau doivent pouvoir fournir, à la pression requise par les systèmes de lutte contre
l’incendie, un débit d’eau au moins égal à celui requis par tous les systèmes de lutte contre l’incendie impliqués dans
l’incident le plus grave identifié dans l’étude des dangers définie en 4.4, majoré de 100 l/s pour les lances manuelles,
sur une durée ne devant pas être inférieure à 2 h.
Les systèmes d’alimentation en eau doivent être conçus en tronçons indépendants afin que, en cas de maintenance
de l’un d’eux, l’alimentation des autres ne soit pas interrompue. Il convient que les deux pompes à eau d’incendie ne
débitent pas dans le réseau à travers un collecteur unique.
Les installations de GNL (fosses de rétention comprises) doivent être équipées d’un système de drainage compatible
avec les volumes d’eau produits par les systèmes de lutte contre l’incendie.
13.6.3 Système d’arrosage par pulvérisation d’eau

L’importance du refroidissement de chaque équipement et la quantité d’eau nécessaire doivent dépendre des
résultats de l’étude des dangers définie en 4.4.
Si requis, les systèmes d’arrosage par pulvérisation d’eau doivent répartir l’eau d’une manière régulière sur les
surfaces exposées. Ainsi, l’équipement soumis au rayonnement thermique ne doit pas voir apparaître localement des
températures élevées.
La réutilisation de l’eau peut être envisagée là où cela est possible. Cela dépend de la capacité du système de
recyclage à éliminer la chaleur absorbée par l’eau au cours d’un feu de longue durée afin de conserver l’intégrité et
la capacité de fonctionnement de l’unité. Il convient de prendre des précautions pour garantir que les substances
inflammables ne sont pas renvoyées avec l’eau réutilisée.
Le calcul du volume d’eau nécessaire à chaque sous-ensemble pour limiter sa température de surface à une valeur
compatible avec l’intégrité de sa structure doit être effectué à l’aide de modèles validés et appropriés, pour les flux
thermiques incidents définis dans chaque scénario décrit en 4.4.
13.6.4 Rideaux d’eau
Les rideaux d’eau peuvent être utilisés pour diluer les dégagements de gaz et assurer une protection contre la chaleur
rayonnante.
Le but des rideaux d’eau est de diminuer rapidement la concentration de gaz dans l’air d’un nuage de vapeur de GNL
afin d’être au-dessous de la limite inférieure d’inflammabilité dans l’air.
Les rideaux d’eau transfèrent de la chaleur au nuage de gaz naturel par contact entre les vapeurs de GNL et les
gouttelettes d’eau.
En outre, les rideaux d’eau entraînent de larges volumes d’air qui transfèrent une énergie thermique supplémentaire
contribuant à diluer le nuage de gaz et à augmenter ainsi sa force ascensionnelle, donc sa dispersion.
L’efficacité des rideaux d’eau est réduite lorsque la vitesse du vent augmente, cependant la dispersion naturelle
du gaz est améliorée dans ce cas.
L’efficacité des rideaux d’eau dépend de nombreux paramètres comme le type de buse, la pression de l’eau,
la position des buses et leur espacement.
Il est établi que les rideaux d’eau atténuent le rayonnement thermique et les risques dus à la dispersion de nuages
de gaz. Toutefois, ils ne peuvent pas être considérés comme des moyens de protection principaux.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
63
EN 1473:2007 (F)
13.6.4.2 Caractéristiques et emplacement

Il est recommandé d’implanter les rideaux d’eau en fonction des recommandations de l’étude des dangers définie
en 4.4.
Les rideaux d’eau peuvent être implantés aussi près que possible des zones de déversements probables de GNL
et des zones où de grandes quantités de GNL sont présentes, en tenant compte des besoins de l’installation.
Il convient de réduire les possibilités d’entrée de gouttelettes d’eau dans les cuvettes de rétention afin d’éviter une
augmentation du taux d’évaporation du GNL.
Les rideaux d’eau peuvent être implantés autour des cuvettes de rétention des réservoirs de stockage de GNL.
Ainsi, ils agissent comme une barrière pour les nuages froids de gaz naturel provenant des fuites de GNL.
Il convient que l’écartement des buses suive les recommandations du fournisseur.
13.6.4.3 Systèmes d’alimentation et débit

Le débit d’eau recommandé est de 70 l/min/mètre.
13.6.5 Générateur de mousse

La mousse peut être utilisée pour réduire le rayonnement thermique d’un feu de nappe de GNL et favoriser
la dispersion du gaz quand la fuite ne s’enflamme pas. Son utilisation sera déterminée par l’étude des dangers,
voir 4.4.
Des générateurs de mousse seront spécifiquement conçus pour fonctionner dans un feu de GNL, à moins que
la conception du système soit telle que le générateur est protégé contre le flux excessif de la chaleur. La conception
du système empêchera l'eau sous une forme liquide d'entrer dans la zone de rétention.
La mousse utilisée doit être compatible avec la poudre et il faut démontrer qu’elle est adaptée pour lutter contre un
incendie de GNL, conformément à l’EN 12065. Les rapports typiques d'expansion devraient être de l'ordre de 500:1.
Il convient d’équiper les fosses de rétention de GNL de générateurs de mousse à poste fixe pour assurer une réponse
rapide et l’activation à distance.
Le volume de mousse pour les fosses de rétention de GNL doit être déterminé conformément à l’EN 12065 de
manière à réduire le rayonnement thermique (en tenant compte de la défaillance possible d’un générateur et du taux
de destruction de la mousse).
Les réserves d’agent émulseur doivent être situées dans un lieu abrité du rayonnement thermique (feu et soleil).
La quantité d’agents émulseurs Q stockée doit être au minimum égale à la somme des quantités suivantes :
Q = Q1 + Q2 + Q3
où :
Q1 = t × r × S
t est le temps de réapprovisionnement de l’agent émulseur (en heures) (avec un maximum de 48 h) ;
r est le taux de destruction de l’agent émulseur (mètres/heure) (par exemple r = 0,11 m/h) ;
S est la surface la plus large devant être couverte (mètres carrés) ;
Q2 est la quantité mensuelle nécessaire pour les essais périodiques. En l’absence d’informations contraires,
la détermination de cette quantité doit se faire sur la base d’un fonctionnement au débit maximal des pompes
d’agents émulseurs, pendant 15 min ;
Q3 est la quantité nécessaire pour la mise en œuvre de la première couche.
13.6.6 Générateur de mousse portatif

Les exigences relatives aux générateurs de mousse portatifs doivent être définies dans l’étude des dangers définie
en 4.4. Lorsqu’ils sont prévus, les générateurs de mousse portatifs raccordés à l’alimentation en eau d’incendie
doivent être équipés d’une longueur de tuyau suffisante pour atteindre l’emplacement le plus éloigné qu’ils sont
censés protéger. Ils doivent être positionnés de manière à ne pas être exposés au danger et à pouvoir être approchés
depuis un emplacement sûr, et non pas sous le vent du danger qu’ils sont censés combattre.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
64
EN 1473:2007 (F)
13.6.7 Extinction d’un incendie de GNL avec de la poudre
Les équipements de lutte contre les incendies de GNL doivent être conformes aux codes et/ou normes
correspondants.
Les extincteurs recommandés pour ce type d’incendie sont les extincteurs à poudre.
Pour éteindre une nappe de GNL en feu, la poudre doit être répandue sur la surface du liquide sans provoquer de
remous et d’éclaboussures.
Une agitation de la surface attise l’incendie au lieu de l’éteindre, du fait de l’augmentation de la formation de vapeur.
Pour atteindre de bons résultats dans l’extinction d’un feu de GNL, la totalité de la surface en feu doit être recouverte
immédiatement et en une seule fois, sinon des flammes résiduelles de secteur de la nappe peuvent rapidement
renflammer le gaz se dégageant des secteurs éteints. En outre, il faut prendre des dispositions pour refroidir toute
surface de structure risquant de renflammer le gaz.
Il est recommandé d’avoir une quantité de poudre suffisante pour permettre une seconde tentative en cas
de rallumage.
13.6.7.2 Types de poudres

Les poudres doivent être un des types suivants :
— à base de bicarbonate de soude ;
— à base de bicarbonate de potassium.
Il faut démontrer que la poudre est adaptée à la fois à l’extinction d’un incendie au gaz et à la compatibilité avec
la mousse, conformément à l’EN 12065.
13.6.7.3 Localisation des systèmes à poudre

Les systèmes à poudre d’une installation de GNL doivent être implantés à proximité de points de fuites possibles de
GNL et d’hydrocarbures en tenant compte de l’étude des dangers et, généralement, à proximité des unités suivantes :
— zones de chargement/déchargement (conformément à l’EN 1532) ;
— pompes de GNL ;
— robinets ESD ;
— tuyauteries de décharge des soupapes des réservoirs (systèmes fixes).
13.6.8 Extincteurs portatifs ou mobiles

Les types suivants d’extincteurs sont prévus :
— les extincteurs à mousse dans les zones où il peut il y avoir de l’huile (bâtiment des compresseurs, centrale
hydraulique des bras de déchargement sur le quai) ;
— les extincteurs à neige carbonique dans les bâtiments électriques et d’instrumentation ;
— les extincteurs à poudre dans les zones de procédé.
Les extincteurs doivent satisfaire aux exigences des réglementations locales.
Ces extincteurs sont installés aux emplacements critiques le long des voies de circulation et/ou des plates-formes.
Ils doivent être situés sur une voie d’évacuation reconnue vis-à-vis du danger identifié qu’ils sont censés combattre.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
65
EN 1473:2007 (F)
13.6.9 Véhicule de lutte contre l’incendie

En fonction de la disponibilité d’une assistance expérimentée extérieure en cas d’urgence, il convient de pourvoir
l’installation d’un véhicule de lutte contre l’incendie pour apporter l’appui requis en cas d’urgence.
Ce véhicule de lutte contre l’incendie sera équipé :
— d’un générateur de mousse approprié aux types de feu prévus ;
— de poudre, de type A-B-C au minimum.
En outre, le véhicule doit être pourvu de combinaisons de pompiers pour permettre à l’équipe d’incendie
d’entreprendre des actions efficaces et en toute sécurité.
Le véhicule doit être doté d’équipements et de personnel suffisants pour réaliser des interventions d’urgence tout
en attendant l’assistance extérieure au site.
13.7 Autres exigences

13.7.1 Dispositions pour réduire les dangers dans les bâtiments
Ceci est obtenu en maintenant une ventilation à pression positive permanente dans les locaux électriques
et d’instrumentation des bâtiments situés dans les zones de procédé.
En cas de détection de gaz dans les zones de procédé, l’opérateur de la salle de contrôle a la possibilité d’arrêter
à distance le système de conditionnement d’air des bâtiments concernés.
En cas de détection de gaz aux entrées d’air des bâtiments, les ventilateurs extérieurs sont déclenchés et les volets
d’air sont fermés afin d’éviter tout risque de pénétration de gaz à l’intérieur des locaux électriques et d’instrumentation
où il existe un risque d’inflammation.
13.7.2 Armoires et tuyaux d’incendie

Du matériel de lutte contre l’incendie doit être accessible depuis les emplacements où il est prévu que le personnel
des installations ou l’équipe d’incendie locale utilise les bouches d’incendie.
Les équipements doivent être stockés dans des armoires qui sont :
— clairement identifiables ;
— pourvues de moyen de stocker les équipements en toute sécurité ;
— construites et protégées de manière appropriée à l’environnement local des installations ;
— ventilées naturellement ;
— situées de sorte que le personnel puisse y accéder depuis une zone sûre.
S’ils sont prévus, il convient que les armoires et leur contenu requis soient approuvés par les services locaux
de protection contre l’incendie. Il convient qu’au minimum chaque armoire soit équipée de :
— deux lances ajustables à jet droit ou diffusé ;
— une clé de bouche d’incendie ;
— quatre clés de raccord ;
— deux joints de raccord de tuyau ;
— quatre tuyaux d’incendie de 15 m de long ;
— la liste (résistant aux intempéries) du contenu.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
66
EN 1473:2007 (F)
13.7.3 Maintenance et formation

Les incendies sont rares sur les terminaux mais peuvent avoir de graves conséquences.
Par conséquent, et en prévision de situations d’urgence, il faut maintenir vif l’intérêt du personnel d’exploitation par
des exercices appropriés comprenant l’utilisation des équipements.
La maintenance appropriée des équipements de lutte contre l’incendie est d’une importance primordiale.
L’inspection et la maintenance doivent être intégrées dans les programmes de gestion du terminal pour garantir que
le personnel connaît bien les équipements de lutte contre l’incendie, leur emplacement et leur utilisation dans des
conditions d’urgence.
14 Systèmes de contrôle et de surveillance
14.1 Description générale

Les systèmes de contrôle et de surveillance de l’installation de GNL doivent permettre à l’opérateur :
— de surveiller et contrôler le procédé gaz et des systèmes auxiliaires essentiels ;
— d’être informé rapidement et précisément sur tout incident pouvant entraîner une situation dangereuse ;
— de surveiller et contrôler la sécurité de l’installation ;
— de surveiller et contrôler les accès au site et les intrusions ;
— d’échanger des informations de manière interne et externe dans des conditions normales et d’urgence.
En général, ces fonctions principales des installations seront assurées par :
— le système de contrôle du procédé ;
— le système de contrôle de la sécurité ;
— le système de contrôle d’accès et le système d’anti-intrusion ;
— les réseaux de communication internes et externes.
Le système de contrôle de la sécurité doit être indépendant des autres systèmes.
14.2 Système de contrôle du procédé

14.2.1 Principe
Le système de contrôle du procédé doit fournir à l’opérateur des informations en temps réel pour permettre
un fonctionnement sûr et efficace de l’installation.
Certains équipements peuvent avoir une procédure d’arrêt d’urgence procédé qui leur est propre (Process Shut
Down, PSD).
Des paramètres communs du procédé peuvent entraîner un arrêt d’urgence procédé (PSD) de groupes
d’équipements ; ce PSD peut être activé par le système de contrôle du procédé ou le système de contrôle
de la sécurité.
14.2.2 Conception du système de contrôle du procédé

Le système de contrôle doit avoir une haute fiabilité et être auto-sécurisé.
La défaillance du système de contrôle du procédé ou d’une parie de celui-ci ne doit pas engendrer une
situation dangereuse.
Des dispositions doivent être prises pour limiter les conséquences de la défaillance d’un composant (à savoir
défaillance de mode commun), par exemple :
— il convient que les équipements procédé d’une même fonction soient répartis entre différents modules
de traitement ;
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
67
EN 1473:2007 (F)
— les conséquences d’une défaillance de mode commun, locale ou de toute l’installation, doivent être étudiées ;
— les réseaux de transmission de données doivent être conçus pour maximiser la fiabilité ;
— des réserves de capacité de traitement et de modules d’entrées/sorties doivent être disponibles en exploitation.
Il convient de veiller à avoir des composants de rechange disponibles et connectés sous tension.
Les revues de conception mentionnées en 4.5.3 doivent être effectuées sur les systèmes de contrôle. Les procédures
d’acceptation doivent inclure la confirmation du fonctionnement en toute sécurité du système de contrôle du procédé
lors d’un dysfonctionnement ou d’une défaillance.
En cas d’urgence ou de dysfonctionnement, les équipements pilotés à distance doivent pouvoir être arrêtés
localement.
Le système de contrôle du procédé doit indiquer, sauvegarder et/ou imprimer toutes les informations renvoyées par
les dispositifs de contrôle du procédé nécessaires à une exploitation sûre et performante des installations.
Afin d’analyser un incident, le système doit pouvoir différentier chronologiquement et stocker toutes les informations
survenues pendant cette durée ainsi que toutes les actions effectuées par l’opérateur avant et après l’évènement.
Le système de contrôle du procédé doit fournir à l’opérateur les informations essentielles d’exploitation relatives aux
installations électriques.
Il convient de concevoir le système de contrôle du procédé afin qu’il délivre à l’opérateur la quantité optimale de
données requise pour une exploitation sûre et efficace des installations. Il doit réduire la surcharge d’alarmes en cas
d’incident ou de brusque changement d’état.
14.3 Système de contrôle de la sécurité

14.3.1 Principe
Le système de contrôle de la sécurité doit être conçu pour détecter des situations dangereuses et réduire leurs
conséquences. Il doit avoir, au minimum, les fonctions suivantes :
— la détection de gaz (GNL, gaz réfrigérant, gaz naturel) ;
— la détection d’épandage ;
— la détection d’incendie ;
— la mise en œuvre d’un arrêt d’urgence de sécurité (ESD) à partir d’un système central et/ou d’une commande ESD
locale ;
— la surveillance, le déclenchement et le contrôle des équipements de sécurité ;
— la surveillance et le contrôle de paramètres essentiels pour maintenir les installations en situation de sécurité.
Toutes les modifications du système de contrôle de la sécurité doivent être réalisées conformément aux procédures
du système de gestion de la sécurité.
14.3.2 Arrêt d’urgence de sécurité (ESD) et actions de sécurité

L’activation d’un ESD doit provoquer l’arrêt des équipements (concernés) et placer les robinets ESD (concernés)
dans leur position de sécurité afin de confiner les produits.
Tous les ESD doivent être mis en œuvre par le système de contrôle de la sécurité. Un ESD doit être automatique
lorsqu’il est activé par les systèmes de détection d’incendie et de gaz et aussi par les commandes ESD locales ou
celles situées sur le panneau de la salle de contrôle principale. L’activation d’un ESD ne doit ni engendrer une
nouvelle situation dangereuse, ni endommager une machine ou un autre équipement.
Cette activation doit être transmise au système de contrôle du procédé qui doit opérer l’installation d’une manière
complémentaire à l’action de l’ESD. Le système de contrôle du procédé doit positionner les séquences automatiques
afin de prévenir tout fonctionnement inattendu d’équipements ou de robinets qui pourrait survenir lors de l’annulation
de l’ESD.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
68
EN 1473:2007 (F)
Les conclusions de l’étude des dangers doivent être appliquées pour la conception du système de contrôle de la
sécurité. Le type, le niveau de redondance, le nombre et l’emplacement de détecteurs ou de capteurs doit être étudié
pour garantir une détection rapide et fiable d’une situation dangereuse. La spécification du système découle des
exigences de l’étude des dangers en 4.4.2. Une matrice de détections/actions doit être établie conformément
à l’étude des dangers et aux exigences de l’étude HAZOP.
Le principe de fonctionnement de l’ESD doit être de réduire la libération d’hydrocarbures et l’aggravation de tout
événement dangereux dans les zones adjacentes.
Les installations sont souvent divisées en zones et sous-secteurs de feu définissant les actions ESD permettant de
limiter une aggravation.
Les dangers d’incendie dans un sous-secteur peuvent être contrôlés par la manœuvre des robinets ESD. L’ESD doit
isoler le sous-secteur de feu pour réduire le dégagement d’hydrocarbures de sous-secteur et pour réduire le débit
d’hydrocarbures alimentant le feu dans la zone d’incendie.
Un sous-secteur de feu peut être dépressurisé après isolement par la manœuvre d’un robinet ESD visant à réduire
les quantités d’hydrocarbures et la possibilité d’une rupture de récipient ou d’un effondrement des structures dus
à l’intensité et à la durée de l’incendie.
Les robinets ESD sont aussi utilisés à l’intérieur du sous-secteur de feu pour réduire la libération de produits
dangereux contenus dans des récipients due à la rupture d’un équipement ou d’une canalisation situés en aval.
L’activation d’un ESD fournit habituellement une riposte structurée en relation avec un événement dangereux.
Les niveaux ESD type sont les suivants :
— ESD 1 : arrêt des installations à l’exception de certains éléments de sécurité normalement alimentés par le
générateur de secours ou le système d’alimentation sans interruption (UPS) ;
— ESD 2 : arrêt du procédé et des opérations de transfert ;
— ESD 3 : arrêt de certaines zones, équipements ou opérations.
14.3.3 Aptitudes du système
14.3.3.1 Fonctions principales

Le système de contrôle de la sécurité doit :
— lancer automatiquement les actions ESD appropriées. L’activation manuelle d’un système ESD n’est admise que
lorsque cela est totalement justifié par l’étude des dangers avec l’approbation de l’autorité compétente ;
— s’il y a lieu, activer automatiquement l’équipement approprié de lutte ;
— informer le système de contrôle du procédé de l’activation d’un ESD ;
— piloter les dispositifs de communication visuels et sonores d’urgence définis dans les plans d’urgence (à savoir
sirène) ;
— ouvrir les portes pour permettre l’accès de l’équipe de secours et l’évacuation du personnel, si requis par les
plans d’urgence.
14.3.3.2 Niveaux d’intégrité de sécurité (SIL)

Puisque les fonctions de sécurité sont conçues pour amener une certaine réduction des risques, des niveaux
d’intégrité de sécurité peuvent leur être affectés.
Le système de contrôle de la sécurité doit être conçu et exploité conformément aux exigences de l’EN 61508-1
(Sécurité fonctionnelle des systèmes électriques/électroniques/électroniques programmables relatifs à la sécurité).
Les exigences SIL doivent être étudiées et évaluées pour être cohérentes avec le niveau de sécurité requis
des installations.
Le module de traitement des signaux ESD doit être SIL 3 ou supérieur.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
69
EN 1473:2007 (F)
14.4 Système de contrôle d’accès

Les points d’accès pour pénétrer sur le site doivent être contrôlés. Des barrières distinctes doivent être dédiées aux
véhicules et au personnel. Au moins deux portes d’accès doivent être prévues pour faciliter l’accès des véhicules
incendie et de secours.
En fonction de la taille des installations, il est possible de contrôler l’accès aux zones de procédé où du gaz est stocké,
transféré ou transformé. De tels contrôles peuvent être limités aux zones de procédé ou étendus à une zone plus
large. Le contrôle des accès peut être assuré soit par gardiennage, soit par l’utilisation de dispositifs faisant obstacle
(serrure, badge magnétique, etc.).
14.5 Système d’anti-intrusion

Les installations de GNL doivent être entourées d’une clôture (voir [29] ) et peuvent être équipées d’un système
de détection d’intrusion.
14.6 Système de télévision en circuit fermé

Il convient d’intégrer à ces systèmes, un système de télévision en circuit fermé. Il surveille les zones de procédé et les
accès qui présentent un risque (comme mentionné dans l’étude des dangers).
Se reporter à 13.4 : Surveillance par caméra de télévision à circuit fermé.
14.7 Données maritimes et surveillance du quai

Lorsque les fonctions suivantes sont disponibles, il convient qu’elles soient interfacées par le système de surveillance
et de contrôle des installations :
— surveillance des conditions météorologiques (vent, état de la mer, etc.) ;
— surveillance de la manœuvre d’accostage (vitesse, distance, etc.) ;
— surveillance de l’amarrage (charges d’amarrage, etc.) ;
— état des crocs d’amarrage à largage rapide ;
— surveillance et commande des bras de chargement/déchargement ;
— système de déconnexion d’urgence des bras.
Pour de plus amples détails, voir l’EN 1532 et l’EN 1474.
14.8 Communications
Les réseaux de transmission internes doivent être différenciés pour les informations d’exploitation (du système
de contrôle du procédé) et les informations de sécurité (du système de contrôle de la sécurité). Les réseaux
de transmission internes doivent être sécurisés par rapport aux réseaux de communications extérieurs (il est
recommandé que les installations exploitées par du personnel ne disposent d’aucune d’interface directe).
14.9 Surveillance et maîtrise environnementale

Les émissions des installations doivent être surveillées et maîtrisées.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
70
EN 1473:2007 (F)
15 Construction, mise en service et inspection générale
15.1 Assurance qualité et contrôle qualité

Un système de management de la qualité conforme aux exigences de l’EN ISO 9001 doit être appliqué aux
phases suivantes :
— organisation ;
— conception et approvisionnement ;
— fabrication en usine des équipements ;
— livraison et stockage des équipements ;
— construction, (terrassement, installation, remblaiements, génie civil, structure métallique, réservoirs de stockage,
récipients sous pression, séparateurs, fours, chaufferies, pompes, canalisations de surface y compris leurs
supports, canalisations souterraines, instrumentation, électricité, protection cathodique, peinture, isolation
thermique, ignifugation).
Un programme spécifique de maîtrise de la qualité comprenant des contrôles et essais doit être mis en place afin
de surveiller la qualité pendant les différentes phases de la conception, de la fabrication et de la construction.
Au minimum, les certificats de contrôle 3.1.b) conformément à l’EN 10204 doivent être fournis pour les éléments sous
pression : équipements et/ou systèmes.
15.2 Essais de réception

Les équipements des installations doivent être soumis à des essais conformément aux codes et aux normes
appropriés en particulier pour :
— les canalisations à haute pression ;
— les récipients sous pression ;
— les équipements à flamme.
Les réservoirs de GNL doivent être soumis à des essais conformes à 6.13.
15.3 Préparatifs de démarrage et d’arrêt

La présence d’hydrocarbures et de basses températures exige des procédures spécifiques de mise en service
et d’arrêt. Cela signifie qu’il convient, avant la mise en route :
— d’inerter l’installation pour éliminer l’oxygène afin d’obtenir une teneur maximale en oxygène de 8 % en mole ;
— et de sécher les installations par les moyens suivants :
1) une technique de séchage par le vide est un bon choix pour une longue jetée et de longues conduites
de transfert mais elle exige que des canalisations soient conçues pour un vide total ;
2) de l’azote chauffé à 60 °C balayant les canalisations à basse pression et à grand volume. L’azote est rejeté
à l’atmosphère à l’air libre. L’avantage de cette méthode est que la purge est réalisée pendant le séchage ;
3) le séchage par du gaz naturel sec, pour s’assurer que l’eau a été effectivement éliminée en tout point des
installations, y compris les piquages de raccordement des instruments. L’inconvénient de cette méthode est
que les hydrocarbures sont présents dans les installations avec les limitations nécessaires que cela entraîne.
Dans le cas d’une boucle fermée de réfrigération, le dégivrage dynamique à l’aide des compresseurs peut
accélérer le processus.
Les limites normales du point de rosée à atteindre dans les canalisations sont de – 40 °C.
Les réservoirs sont généralement séchés après l’essai hydraulique avec des serpillières et des radiateurs pour
s’assurer qu’il ne reste plus d’eau libre. Lorsque les réservoirs sont équipés de puits de pompe, il est important de
s’assurer qu’il ne reste pas d’eau dans les clapets de pied. Le gel peut les rendre inutilisables. Il est courant de ne
pas monter le clapet de pied avant la fin de l’essai hydraulique.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
71
EN 1473:2007 (F)
Lors d’un arrêt pour un entretien exigeant l’ouverture d’un circuit, il est nécessaire :
— d’isoler de façon sûre le système ;
— d’éliminer les hydrocarbures liquides ;
— de le dégivrer et de le réchauffer jusqu’à la température ambiante en y faisant circuler un gaz sec et chaud ;
— et de l’inerter finalement par balayage d’azote avant de l’ouvrir à l’atmosphère.
16 Préservation et protection contre la corrosion
16.1 Peinture
Les surfaces métalliques des équipements, canalisations et structures métalliques d’une installation de GNL doivent
être protégées contre la corrosion. Les structures en béton peuvent être également peintes pour les protéger des
dégradations.
La préparation des surfaces, les systèmes de peinture et l’application de revêtements sur les structures en acier
doivent être conformes à l’ EN ISO 12944.
Les atmosphères salines et agressives et les conditions d’exploitation doivent être prises en compte lors du choix des
systèmes de protection.
Sauf impossibilité, une galvanisation à chaud de haute qualité conforme à l’EN ISO 1460 et à l’EN ISO 1461 est requis
sur toutes les plates-formes et les supports de plates-formes en acier, les escaliers et les rampes, les échelles
à rampes ou à crinoline, les tôles, les marches d’escalier, les grilles de sol, etc. Les sections tubulaires doivent être
galvanisées à l’intérieur et à l’extérieur.
D’une manière générale, les surfaces galvanisées ne doivent pas être peintes, sauf en environnement marin où une
couche supplémentaire de peinture est recommandée. Les enveloppes en métal galvanisé utilisées pour recouvrir
l’isolation des canalisations ou des équipements peuvent recevoir un revêtement anticorrosion additionnel. Il convient
de tenir compte de 4.5.2.1.i) quant à la contamination par le zinc de l’acier inoxydable austénitique.
Pour des raisons de sécurité, tous les équipements et les canalisations des installations terrestres de GNL doivent
être repérés par une couleur ou une marque spécifique afin d’identifier la nature du fluide contenu.
Tous les travaux de peinture, de galvanisation, code de couleur et marquages doivent être effectués conformément
aux règles locales.
16.2 Protection cathodique

Se reporter à l’Article 12.
17 Formation pour l’exploitation

Les installations doivent être exploitées de manière sûre et efficace conformément à la législation nationale en
matière d’hygiène et de sécurité.
Les pratiques et les procédures de fonctionnement doivent être conformes aux exigences de la politique de
prévention des accidents majeurs et au système de gestion de sécurité incluant cette politique.
NOTE Les pratiques et les procédures d’exploitation doivent satisfaire aux exigences de la politique de prévention des
accidents majeurs et le système de gestion de la sécurité doit être conforme à la directive dite «Seveso II» [Directive
européenne 96/82/CE du Conseil du 9 décembre 1996 concernant la maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs
impliquant des substances dangereuses] et l’appréciation du risque d’atmosphères explosives requis par la Directive «ATEX»
(1999/92/CE) [Directive 1999/92/CE du Parlement européen et du Conseil, du 16 décembre 1999, concernant les exigences
minimales visant à améliorer la protection en matière de sécurité et de santé des travailleurs susceptibles d’être exposés au
risque d’atmosphères explosives] (voir [20]).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
72
EN 1473:2007 (F)
Des procédures écrites doivent être prévues pour l’installation et être facilement disponibles pour le personnel
exploitant ; il convient qu’elles couvrent toutes les procédures normales et d’urgence.
Des équipements de protection (protection individuelle) doivent être fournis et portés conformément à l’analyse
des risques.
Les opérateurs impliqués dans les activités d’urgence doivent être équipés des vêtements de protection et des
équipements nécessaires. Des détecteurs de gaz inflammable portatifs doivent être facilement disponibles.
Le personnel impliqué dans la gestion, la production, la manipulation et le stockage du GNL doit être formé
et connaître les dangers et les propriétés du GNL.
L’équipe d’exploitation doit être bien entraînée pour tous les aspects de son travail afin de garantir qu’elle peut
travailler de manière sûre et compétente dans les conditions normales et d’urgence. Il convient que la formation
initiale tienne compte des connaissances propres de chaque personne ; il convient qu’un recyclage soit réalisé
à intervalles réguliers et que toutes ces actions de formation soient tracées et conservées.
Pour le management et le personnel, des programmes de formation devraient être structurés selon les expériences,
les fonctions et les responsabilités de l'individu dans l'organisation et être validés de façon indépendante.
Toutes les personnes visitant un site pour un motif quelconque doivent être instruites des dangers et des propriétés
du GNL ; la portée de l’instruction doit être appropriée au niveau d’implication des personnes dans l’exploitation
du site.
18 Formation maritime avant démarrage

Dans tous les projets, il convient qu’il y ait une consultation entre le propriétaire du terminal, l’exploitant portuaire,
l’exploitant du navire, les pilotes et les capitaines de remorqueurs. Il convient de réaliser une formation avant
démarrage, à l’aide de simulateurs, impliquant toutes les parties concernées.
Voir [23].

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
73
EN 1473:2007 (F)
Annexe A
(normative)
Valeurs des seuils de rayonnement thermique
Init numérotation des tableaux d’annexe [A]!!!
Init numérotation des figures d’annexe [A]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [A]!!!
A.1 Rayonnement thermique des feux de nappe de GNL

A.1.1 Généralités
Le Tableau A.1 indique les valeurs de rayonnement incident maximales recommandées au cas où elles ne sont pas
déjà définies dans les réglementations locales. Le rayonnement provenant d’un feu de GNL doit être calculé à l’aide
de modèles validés et appropriés (certaines méthodes disponibles sont présentées dans l’EN 1160 ou [19]).
Dans tous les cas, les niveaux de rayonnement maximaux acceptables pour chaque structure principale à l’intérieur
des limites de propriété doivent être confirmés à l’aide de méthodes validées et à l’aide des courbes définies
dans l’ENV 1991, l’ENV 1992, l’ENV 1993 et l’ENV 1994. Le concepteur doit justifier le niveau de rayonnement
thermique maximal utilisé en calculant la température de la surface suivant la durée prévisible de l’incendie pour
démontrer qu’elle est suffisamment basse pour maintenir l’intégrité de la structure. La nature et le comportement
mécanique des matériaux en fonction de la température doivent être pris en compte dans les calculs.
Pour les réservoirs de stockage de GNL, le rayonnement admissible doit être déterminé en tenant compte,
au minimum, des facteurs suivants :
— le refroidissement par eau du réservoir n’est considéré que si le dispositif d’application de l’eau peut être utilisé
depuis une zone sûre ;
— la perte de résistance mécanique de l’enceinte du réservoir ;
— l'augmentation de la pression à l’intérieur de l’enceinte du réservoir ;
— la capacité des soupapes de sécurité ;
— la température de la soupape de sécurité ne doit pas atteindre la température d’auto-inflammation de la substance
inflammable contenue dans le réservoir ;
— l'émissivité de la surface (voir l’EN 1160).
Tableau A.1 — Rayonnement thermique admissible

excluant le rayonnement solaire à l’intérieur des limites de propriété
Niveau maximal
Équipements à l’intérieur des limites de propriété du rayonnement thermique
(kW/m2)
Surfaces extérieures en béton des réservoirs adjacents : a) 32
Surfaces extérieures métalliques des réservoirs adjacents : (voir [3]) 15
Surfaces extérieures des réservoirs adjacents sous pression 15

et installations de procédé (voir [3])
Salle de contrôle, ateliers de maintenance, laboratoires, magasins, etc. (voir [2]) 8
Bâtiments administratifs (voir [2]) 5
a) Pour des réservoirs en béton précontraint, le rayonnement maximal peut être déterminé selon les exigences
indiquées en A.1.1
Le niveau de rayonnement thermique peut être réduit à la limite requise au moyen de la distance de séparation,
de l’arrosage d’eau, de l’ignifugation, d’écrans de protections contre le rayonnement ou de systèmes similaires.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
74
EN 1473:2007 (F)
Le Tableau A.2 indique les valeurs de rayonnement incident maximales recommandées au cas où elles ne sont pas
déjà définies dans les réglementations locales.

excluant le rayonnement solaire, à l’extérieur des limites de propriété
Niveau maximal du rayonnement thermique

Extérieur aux limites de propriété
(kW/m2)
Zones retirées a) 8
Zones critiques b) 1,5
Autres zones c) 5
a) Zones fréquentées de manière épisodique par un faible nombre de personnes, par exemple marécages, campagne, désert.
b) Il s’agit soit d’une zone non protégée d’importance critique dans laquelle des personnes dépourvues de vêtements de
protection sont susceptibles de pénétrer à tout moment même lors de situations d’urgence, soit une zone urbaine (définie
comme zone avec plus de 20 personnes au km2) soit d’un endroit difficile ou dangereux à évacuer dans un bref délai (par
exemple stade, terrain de jeu, théâtre de plein air).
c) Autres zones englobant généralement les zones urbaines et industrielles qui ne sont pas sous le contrôle
de l’exploitant/occupant des installations de GNL.
NOTE Les chiffres utilisés dans le Tableau 2 sont tirés de [2].
L’épaisseur du béton doit être suffisante pour garantir qu’en cas d’incendie extérieur, la température des câbles
de précontrainte reste à un niveau suffisamment bas pour maintenir l’intégrité du réservoir de GNL et de son
enceinte, le réservoir étant plein et soumis à la pression maximale de calcul. Si aucun système d’arrosage par
pulvérisation d’eau n’est installé, l’intégrité du réservoir doit être garantie pendant le temps nécessaire pour fournir
de l’eau incendie en quantité suffisante pour combattre l’incendie, à partir d’une source extérieure. L’épaisseur
minimale du béton doit être déterminée en utilisant des méthodes reconnues et des modèles approuvés et validés.
A.2 Rayonnement thermique d’une torche ou d’un évent

Le Tableau A.3 et le Tableau A.4 indiquent les valeurs de rayonnement incident maximales recommandées au cas
où elles ne sont pas déjà définies dans les réglementations locales. Les valeurs prévues utilisées pour la
comparaison peuvent être calculées conformément à [3].
Toutefois, d’autres méthodes de détermination des niveaux de rayonnement peuvent être acceptables. Dans ce cas,
le concepteur doit démontrer la validité de la méthode proposée.

excluant le rayonnement solaire à l’intérieur des limites de propriété

Équipements à l’intérieur des limites de propriété
(kW/m2)
Débit tel que défini en 11.6 Normal Accidentel
Crête à l’intérieur de la zone restreinte (voir [3] ) 5 9
Limites extérieures de la zone restreinte (stérile) NA 5
Routes et surfaces nues 3 5
Réservoirs et équipements procédé 1,5 5
Salle de contrôle, ateliers de maintenance, laboratoires, magasins, etc. 1,5 5
Bâtiments administratifs 1,5 5

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
75
EN 1473:2007 (F)

excluant le rayonnement solaire, à l’extérieur des limites de propriété

Extérieur aux limites de propriété
(kW/m2)
Débit tel que défini en 11.6 Normal Accidentel
Zones retirées a) 3 5
Zones critiques b) 1,5 1,5
Autres zones c) 1,5 3
a) Zones fréquentées de manière épisodique par un faible nombre de personnes, par exemple marécages,
campagne, désert.
b) Il s’agit soit d’une zone non protégée d’importance critique dans laquelle des personnes dépourvues
de vêtements de protection sont susceptibles de pénétrer à tout moment même lors de situations d’urgence, soit
d’un endroit difficile ou dangereux à évacuer dans un bref délai (exemple : stade, terrain de jeu, théâtre de plein air).
c) Autres zones englobant généralement les zones urbaines et industrielles qui ne sont pas sous le contrôle
de l’exploitant/occupant des installations de GNL.
NOTE Les chiffres utilisés dans les Tableaux A.3 et A.4 sont tirés de [3] et [4].

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
76
EN 1473:2007 (F)
Annexe B
(normative)
Définitions des débits de référence
Init numérotation des tableaux d’annexe [B]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [B]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [B]!!!
B.1 Généralités
Les différents débits des rejets gazeux sont définis ci-dessous.
B.2 VT (apport calorifique)

Le débit d’évaporation maximal VT d’un réservoir («évaporation») dû à un apport calorifique pendant un
fonctionnement normal doit être déterminé en supposant l’air ambiant à la température maximale relevée au cours
d’une chaude journée d’été.
B.3 VL (remplissage)
Le remplissage d’un réservoir de GNL crée un effet de piston. Le débit volumétrique de gaz VL qui en découle doit
être pris égal au débit volumétrique maximal de remplissage du réservoir (dans les conditions de température et de
pression de l’espace gazeux du réservoir).
VL représente le débit maximal possible lorsque la vanne de régulation d’arrivée est bloquée en position ouverte.
B.4 VO (débordement)
Si un trop-plein entraînant un déversement de GNL dans l’espace annulaire du réservoir ne peut être exclu,
la vaporisation instantanée du GNL en découlant doit être prise en compte. Les mesures de 6.6.2 peuvent être
éventuellement renforcées.
B.5 VF (flash au remplissage)

Une regazéification instantanée (dénommée flash) se produit au remplissage du réservoir de GNL, en raison :
— du réchauffement du GNL lié au pompage ;
— de l’arrivée de chaleur provenant des canalisations en cours de chargement ou de déchargement ;
— du refroidissement des parois de la cuve lorsque le niveau de liquide augmente (du fait que la température de la
phase vapeur de la partie haute de la cuve est supérieure à la température du liquide, les parois de cette partie
se refroidissent donc lorsque le niveau de GNL augmente, produisant une regazéification) ;
— du mélange avec le GNL déjà stocké ;
— d’une regazéification instantanée se produisant lorsque la température du GNL sous pression envoyé dans
la cuve, avant expansion, est supérieure à celle du point d’ébullition du liquide, à la pression du réservoir.
Le volume de flash au remplissage VF doit correspondre au taux de remplissage maximal en considérant la vanne
de régulation bloquée en position ouverte ; il doit être déterminé avec l’ensemble des paramètres ci-dessus.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
77
EN 1473:2007 (F)
Si le GNL transféré est initialement à une température d’équilibre supérieure à celle obtenue après expansion dans
le réservoir, la proportion de liquide qui se regazéifie instantanément (F) peut être déterminée soit de manière
rigoureuse, soit par approximation en utilisant la formule simplifiée suivante :
C  T 2 – T 1
 
F = 1 – exp -----------------------------
L
où :
C est la capacité thermique du fluide (J K-1 kg-1) ;
T2 est la température du point d’ébullition du fluide à la pression du réservoir (K) ;
T1 est la température du fluide avant la détente (K) ;
L est la chaleur latente de vaporisation du fluide (J kg-1).
Par conséquent, VF est obtenu à partir de la formule suivante :
VF = F × taux de remplissage (en kg/s)
En l’absence de données plus précises, si la chute de pression absolue est inférieure ou égale à un bar, les valeurs
suivantes peuvent être choisies, pour les différents paramètres :
C = 3,53 × 103.Jk-1.kg-1
L = 504 × 103 Jkg-1

(T2 – T1) = (p2 – p1)/8 000
où :
(p2 – p1) exprimé en pascals, est la diminution de la pression absolue du GNL entre le stockage initial et le
réservoir d’arrivée.
B.6 VR (recyclage de GNL par une pompe immergée)

VR représente le débit d’évaporation provoqué par le recyclage interne du GNL au moyen de la plus grosse
pompe immergée ;
VR peut être déterminé par la formule simplifiée suivante, en supposant que toute l’énergie de la pompe se porte
sur le fluide :
VR = apport d’énergie par pompe/L
L’énergie est exprimée en J/h et L en J/kg (voir B.5).
B.7 VA (variation de la pression atmosphérique)

Si la pression dans le réservoir est égale à la pression de service maximale, une chute de la pression atmosphérique
entraîne un rejet gazeux provoqué par la détente de la vapeur (VAG) dans le dôme du réservoir auquel se rajoutent
les vapeurs dues à la surchauffe du liquide (VAL). De manière similaire, un vide peut se créer suite à une
augmentation de la pression atmosphérique.
Le débit VAG dû à l’expansion de la vapeur peut être calculé en utilisant la formule suivante (VAG est exprimé en m3/h
dans les conditions de pression et de température de l’espace gazeux du réservoir) :
V dp
V AG = ---- × -------
p dt

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
78
EN 1473:2007 (F)
où :
V représente la capacité gazeuse maximale d’un réservoir vide (m3) ;
p est la pression de service absolue (Pa) ;
dp/dt est la valeur absolue du taux de variation de la pression atmosphérique (Pa/h) ;
VAL le flux dû à la désurchauffe du liquide peut être estimé à partir des méthodes données ci-dessus en B.5
pour le calcul de F.
VA = VAG + VAL
À moins de renseignements plus contraignants concernant la zone dans laquelle le réservoir se trouve, on peut
considérer qu’une chute de la pression atmosphérique de 2 000 Pa/h. avec une variation totale de 10 kPa peut
être assumée.
Cette valeur permet également le calcul du débit volumique entrant en cas d’augmentation de la pression
atmosphérique.
B.8 VV (défaillance de la vanne de régulation)

La défaillance d’une vanne de régulation peut entraîner une augmentation du débit de vapeur due, par exemple,
à une augmentation soudaine du taux de remplissage ou à l’ouverture intempestive d’une soupape casse-vide.
B.9 VI (apport calorifique au cours d’un incendie)

Le taux d’évaporation au cours d’un incendie est déterminé en supposant que l’apport calorifique est immédiatement
utilisé pour vaporiser le fluide et qu’aucun système anti-incendie ne fonctionne.
La quantité de chaleur reçue par l’enceinte verticale externe du réservoir est, par défaut, égale au pouvoir émissif
de la flamme de GNL (voir l’EN 1160).
Cette valeur est remplacée par la valeur du rayonnement thermique majorant définie dans l’étude des dangers pour
l’emplacement réel du réservoir.
B.10 VD (aspiration du fluide)

Les retraits de fluide doivent être compensés par des apports gazeux afin d’éviter toute dépression. Ce volume
de gaz est considéré égal au débit volumique maximal des pompes.
B.11 VC (aspiration des compresseurs)

L’évaporation naturelle se produisant dans les réservoirs est généralement évacuée par les compresseurs. Même si
le débit de ces compresseurs est réglé, dans des conditions de fonctionnement normales, sur le débit des
évaporations, il ne faut pas exclure la possibilité d’une pression négative dans le réservoir, provoquée par les
compresseurs. VC représente le volume de débit volumique d’aspiration maximal des compresseurs.
B.12 VB (basculement de couches)

L’évaporation due au basculement de couches (roll-over) doit être calculée en utilisant les codes validés appropriés.
En cas d’absence de modèle, le débit pendant le basculement de couches doit être, considéré dans le cas le plus
défavorable, égal à :
VB = 100 × VT
Ce débit correspond approximativement au débit maximal observé par le passé dans un cas réel.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
79
EN 1473:2007 (F)
Annexe C
(informative)
Classification sismique
Init numérotation des tableaux d’annexe [C]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [C]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [C]!!!
C.1 Introduction
La présente Annexe est donnée comme une approche ainsi qu’un exemple de classification sismique pour permettre
aux installations une aptitude au fonctionnement ou une résistance appropriée en cas de tremblement de terre,
comme défini en 4.5.2.2.
C.2 Quelques principes de base

— Les classes de séisme sont définies en 4.5.2.2 ; les installations seront arrêtées après tout tremblement de terre
dont la magnitude dépasse une fraction de la valeur d’accélération de l’OBE (à définir par le
propriétaire/exploitant).
Cette décision d’arrêt peut être une décision de l’opérateur ou provenir des détecteurs sismiques ;
— Les installations seront complètement inspectées avant de poursuivre l’exploitation quant à :
- leur aptitude au fonctionnement ;
- leur intégrité ;
- leur stabilité ;
— après un OBE, tous les équipements et/ou systèmes doivent rester opérationnels à moins que le
propriétaire/exploitant décide que ces équipements ne sont pas nécessaires à l’exploitation de l’installation ;
— après un SSE, l’installation doit être amenée dans des conditions sûres dans les heures qui suivent l’événement
et permettre un pilotage en toute sécurité durant la mise hors service si nécessaire ou pendant la mise en œuvre
d’actions correctives. Cette mise hors service ou ces actions correctives peuvent prendre des semaines, voire
des mois ;
— après un SSE, les procédures d’urgence sont activées et le personnel de crise est disponible, autant que possible,
pour assurer la surveillance des installations, l’inspection et la mise en place mesures provisoires.
C.3 Exemples de dispositions pour aborder la sécurité après un SSE

— De petites fuites localisées sont admises mais il convient que les installations conservent leur intégrité pour éviter
des dangers supplémentaires dus à des épandages d’hydrocarbures ;
— la salle de contrôle principale devient le centre d’exploitation de crise ;
— il est admis que la salle de contrôle principale ne reçoive pas la totalité des informations d’exploitation, mais
il convient de disposer, en salle de contrôle principale, des informations primordiales à savoir la pression, le niveau
et la température des grands volumes d’hydrocarbures, tels que les réservoirs de stockage et les ballons
de stockage de réfrigérants.
Pour satisfaire à cette exigence après un SSE, il convient de rapatrier ces informations par des câbles différents dont
les cheminements sont différentiés et éloignés des structures de l’installation.
— Il convient de piloter la pression des réservoirs à distance. Il convient que les soupapes et vannes de sécurité
soient opérationnelles après un SSE.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
80
EN 1473:2007 (F)
C.4 Exemple de classification

Reposant sur ces principes de base et ces exemples d’approche de la sécurité, la classification suivante peut être
déclinée (pour chaque système) :
Aptitude
Classe de critères Intégrité Stabilité
au fonctionnement
Classe A X
Classe B X
Classe C X
Il convient que les différentes classes englobent :

— Classe A :
- équipements et système de lutte contre l’incendie (seulement en local) ;
- réseau enterré d’eau incendie alimentant les robinets d’arrosage ainsi que les bouches d’incendie ;
- robinets ESD ;
- aptitude au fonctionnement du système de contrôle de la sécurité dans la salle de contrôle principale ;
- alimentations électriques sans interruption (UPS) du système de contrôle de la sécurité ;
- informations critiques reportées en salle de contrôle principale ;
- soupapes de sécurité ou vannes de régulation de la pression des réservoirs d’hydrocarbures ;
- enveloppes secondaires des réservoirs GNL ;
— Classe B :
- tous les équipements et les canalisations contenant des hydrocarbures ou d’autres produits dangereux
(dont la rupture peut engendrer un danger potentiel) ;
- toutes les structures supportant ces équipements et ces canalisations.
- Enveloppes primaires des révervoirs GNL ;
— Classe C :
- tous les systèmes n’appartenant pas à la classe A ou B qui sont à proximité de systèmes de classe A ou B
et dont l’effondrement peut avoir un impact sur des systèmes de classe A ou B.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
81
EN 1473:2007 (F)
Annexe D
(normative)
Exigences spécifiques aux pompes de GNL
Init numérotation des tableaux d’annexe [D]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [D]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [D]!!!
D.1 Introduction
La présente Annexe définit des exigences complémentaires à celles décrites dans l’Article 7 de la présente norme.
D.2 Conception
La conception doit répondre aux spécifications suivantes :
— les conditions de fonctionnement thermiques transitoires doivent être prises en compte (voir l’EN 1160) ;
— les brides, joints et moyens d’assemblage (écrous et boulons) utilisés pour le raccordement doivent être
conformes aux recommandations indiquées en 9.5 de la présente norme ;
— les raccords à brides doivent être soumis à essai conformément à l’EN 12308.
La fabrication et l’assemblage doivent satisfaire aux exigences suivantes :
— il faut prendre des dispositions afin que les moyens d’assemblage (écrous et boulons) demeurent serrés malgré
l’effet des variations de température ou des vibrations ;
— les traces d’oxydation et d’autres contaminants doivent être éliminées avant la fabrication ou l’assemblage ;
— les modes et les procédures de soudage, la qualité des électrodes, les matériaux d’apport et des flux doivent être
conformes à l’EN ISO 15607, à l’EN ISO 15609-1 et à l’EN 15614-1.
La pompe doit être équipée d’un système de compensation de la poussée axiale efficace en régime continu
ou transitoire.
D.3 Contrôle
Pour des raisons de sécurité, les composants des pompes soumis à des contraintes mécaniques, rotationnelles et
thermiques doivent être inspectés et soumis à essai. Les contrôles et les essais doivent être réalisés conformément
aux normes appropriées.
Le fabricant de pompe doit mettre en place, pour répondre aux exigences du propriétaire, un plan qualité avec un
programme de contrôle complet incluant au minimum les contrôles décrits en D.3.2 à D.3.8. Des exigences
d’identification formelle des matériaux peuvent être considérées dans le plan qualité.
Le fabricant doit démontrer la fiabilité du mode opératoire appliqué selon les normes spécifiées et prouver que les
critères retenus correspondent au niveau de qualité requis.
D.3.1 Contrôle des composants soumis à la pression ou à la rotation

Les analyses chimiques et les caractéristiques mécaniques doivent être fournies avec chaque coulée.
Pour les pièces forgées ou laminées, des essais mécaniques doivent être effectués après tout traitement thermique.
Pour chaque composant, le fournisseur doit spécifier les normes de référence, la localisation des échantillons
et leur direction.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
82
EN 1473:2007 (F)
D.3.2 Contrôle radiographique

Un contrôle radiographique doit être effectué conformément à l’EN 473 et à l’EN 1435.
D.3.3 Contrôle ultrasonique

Un contrôle ultrasonique doit être effectué selon l’EN 473 et l’EN 1714.
D.3.4 Détection d’une fissure (essai par ressuage)

Un essai par ressuage doit être effectué conformément à l’EN 473, à l’EN 571-1 et à l’EN 970.
D.3.5 Contrôle visuel

Un contrôle visuel doit être effectué afin de vérifier que les produits fournis répondent aux spécifications de 7.2 et que
le marquage des composants individuels est conforme au plan qualité.
D.3.6 Contrôle dimensionnel

Un contrôle dimensionnel doit être mené afin de vérifier si les produits fournis sont conformes, d’une part, aux normes
applicables et aux plans du fournisseur et, d’autre part, aux documents qu’il doit fournir au propriétaire.
D.3.7 Contrôles électriques

Les contrôles électriques suivants doivent être effectués :
— essais électriques selon le plan qualité ;
— vérification de cohérence entre les bobinages.
Les composants électriques doivent être certifiés pour la zone dangereuse à laquelle ils sont rattachés.
D.4 Essais
D.4.1 Conditions d’essai
Tous les essais suivants doivent être effectués soit avec de l’azote liquide, soit avec du GNL, sauf indication contraire.
D’autres liquides d’essai sont acceptables avec l’accord du propriétaire.
Pour tous les liquides d’essai autres que le GNL, le fabricant et le propriétaire doivent s’accorder sur des formules
permettant de déterminer les véritables performances à partir des résultats des essais.
D.4.2 Essais de type et essai de réception

Les essais de type sont effectués sur une pompe correspondant à une conception donnée. Les essais de réception
sont effectués sur toutes les pompes de cette conception.
Les essais de type doivent comporter les essais suivants :
— essais de résistance mécanique et d’étanchéité (essais hydrostatiques) ;
— essai de performance ;
— essai de hauteur d’aspiration nette positive (NPSH) (la définition du NPSH est donnée dans l’ISO 9906) ;
— essais de rotation à froid à une température maximale de – 160 °C. (pour pompes non testées avec du gaz naturel.
Les essais de réception doivent comporter au minimum des essais de résistance mécanique et d’étanchéité.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
83
EN 1473:2007 (F)
Dans le cadre d’un accord particulier avec le fournisseur de la pompe, les contrôles de réception peuvent également
être étendus aux essais de performance et aux essais de NPSH. Les essais de réception doivent être effectués soit
dans les locaux du fabricant s’il dispose d’un banc d’essai, soit à un endroit défini entre le fabricant et le
propriétaire/exploitant.
D.4.3 Essais de résistance et d’étanchéité

Le corps de pompe ainsi que toute partie soumise à la pression (par exemple le cylindre de pompe) doivent être
soumis à des essais de pression et d’étanchéité conformément à l’EN 12162. Il est possible d’utiliser de l’eau pour
ces essais sous réserve que sa teneur en chlore soit inférieure à 50 × 10-6 (50 ppm).
D.4.4 Essais de performance

Ces essais doivent être effectués de préférence avec du GNL, dont la composition doit être spécifiée et la densité et
la température doivent être mesurées, et au moins pour six débits de la plage de fonctionnement dont :
— débit nul ;
— débit minimal stabilisé ;
— deux points entre le débit minimum et le débit nominal ;
— débit nominal ;
— débit maximal autorisé;
Ils doivent être effectués à ± 3 % de la vitesse nominale de la pompe avec du GNL ou à une vitesse appropriée avec
un autre fluide pour lequel le propriétaire a donné son accord.
Pour chacun des débits définis ci-dessus, les paramètres suivants doivent être relevés ou calculés :
— pression hydraulique totale au refoulement ;
— pression hydraulique totale à l’aspiration ;
— rendement de la pompe et rendement du moteur, le cas échéant ;
— puissance absorbée par le moteur, le cas échéant ;
— niveau de vibration ;
— niveau de bruit.
Pour le débit nul, les paramètres suivants sont déterminés :
— pression hydraulique totale au refoulement ;
— puissance absorbée par le moteur, le cas échéant ;
Pour les pompes entraînées par moteur à vitesse variable, ces paramètres sont également relevés à deux vitesses
de rotation différentes incluses dans la plage de fonctionnement (vitesse moyenne et minimale).
Pour une pompe à moteur vertical immergée dans le réservoir, un essai de départ à une profondeur d’immersion
minimale doit être effectué, dont les conditions doivent être soumises à l’approbation du propriétaire. Un essai de
départ est un essai de la pompe à un niveau bas de liquide équivalent à une réduction de la pression de refoulement
de 40 % de la valeur nominale.
Un essai de fonctionnement continu d’au moins une heure doit être réalisé à puissance nominale.
D.4.5 Essais de NPSH

Les mesurages du NPSH requis par la pompe doivent être effectués à la température d’équilibre du liquide, de
préférence avec du GNL, dont la composition doit être spécifiée, et au moins avec trois débits différents pour la
première pompe et seulement un débit pour les autres pompes de même conception. Ces débits doivent être ceux
qui sont adoptés au cours des essais de performances.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
84
EN 1473:2007 (F)
D.5 Valeurs déclarées

Pour un gaz naturel liquéfié, dont la densité doit être spécifiée à la température de référence, le fabricant doit garantir
les valeurs suivantes :
— pression totale à débit nul ;
— pression totale au débit minimal de la plage de fonctionnement ;
— pression totale au débit nominal ;
— pression totale au débit maximal de la plage de fonctionnement ;
— NPSH requis au débit minimal de la plage de fonctionnement ;
— NPSH requis au débit nominal ;
— NPSH requis au débit maximal de la plage de fonctionnement ;
— puissance consommée au débit nominal ;
— rendement de la pompe à débit nominal, de son moteur et de son variateur de vitesse, le cas échéant ;
— profondeur d’immersion minimale pour le démarrage d’une pompe de réservoir immergée (voir D.4.4) ;
— puissance consommée au débit minimal et au débit maximal.
Les tolérances de ces valeurs déterminées pendant les essais de performance (voir D.4.4) doivent être spécifiées
conformément à l’ISO 13709.
D.6 Marquage
Il convient que chaque pompe et chaque cuve de charge porte une plaque d’identification métallique mentionnant les
informations suivantes :
— sigle du fournisseur ;
— numéro de série de fabrication et numéro d’ordre du propriétaire ;
— débit nominal (en m3/h) ;
— hauteur nominale (en mètres) correspondant au NPSH de la pompe ;
— vitesse de rotation pour le débit nominal (par minute) ;
— pression de service maximale (en bar) et date des essais de la cuve de charge, le cas échéant ;
— pression et date de l’essai de la pompe (voir EN 12162).
D.7 Exigences particulières pour les pompes immergées et les câbles associés
D.7.1 Pompes montées en pot
Il faut utiliser un boîtier de raccordement pour le raccordement entre les câbles électriques de la pompe et les câbles
extérieurs.
Il faut prendre les dispositions nécessaires pour éviter toute migration de gaz du pot d’aspiration vers le boîtier
de raccordement.
Les câbles électriques cryogéniques utilisés pour le raccordement entre le boîtier de raccordement et le moteur
de la pompe doivent supporter une température de service de – 196 °C.
D.7.2 Pompes montées en puits (dans le réservoir)

D.7.2.1 Généralités
À l’aide d’un mode opératoire approprié, les pompes montées en puits peuvent être retirées du réservoir de stockage
pendant qu’il est en service. L’ensemble pompe et câble électrique est inséré dans l’extrémité supérieure du puits de
pompe. La pompe est fixée sur un adaptateur à la base du puits.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
85
EN 1473:2007 (F)
L’aspiration s’effectue au travers de l’adaptateur de base. Le refoulement s’effectue à la périphérie de la pompe, entre
le puits et le corps de pompe.
Outre les exigences en 7 et D.2, la pompe doit pouvoir être installée et retirée au moyen d’un système de levage
utilisant soit des câbles dédiés à cet effet, soit un jeu de tubes en acier inoxydable, soit encore d’autres moyens.
Une plaque de tête obture de manière étanche le puits. Elle doit comporter :
— à l’intérieur : un système de mise en tension du câble qui protège les câbles électriques et le câble de levage
enroulé sous la plaque ;
— à l’extérieur : le boîtier de raccordement du câble électrique.
L’adaptateur de base doit assurer l’alignement de la pompe au centre du puits et empêcher sa rotation. Il doit
permettre à la pompe d’être remontée sans recourir à l’application de toute force anormale.
D.7.2.2 Câbles dédiés

Les dispositifs de manutention de l’unité et de fixation des câbles doivent comprendre :
— un système de levage, pour abaisser ou remonter la pompe, sans effet giratoire (câble anti-torsion) ;
— un deuxième câble de levage qui remplace le câble principal, en cas de rupture ; ce câble de secours doit être
installé de telle manière qu’il empêche la chute de la pompe en cas de rupture du câble principal. Ce câble de
levage de secours ne peut être omis que si le propriétaire/exploitant peut le justifier ;
— un câble permettant de maintenir tendus les câbles électriques dans le puits. Ce câble doit être de type anti-torsion
et sous contrainte de tension avant assemblage afin d’éviter toutes contraintes excessives dans les câbles
électriques dues à des différences de température dans le réservoir ;
— un système pour guider les câbles dans le puits ;
— un système de maintien en position du câble d’instrumentation.
Les câbles électriques doivent accepter un rayon de courbure qui autorise une manipulation facile tout en évitant
la rupture du câble sous son propre poids.
D.7.2.3 Tubes en acier inoxydable

Si des tubes en acier inoxydable sont utilisés, un dispositif de fermeture (un robinet, des brides à plaque pleine,
ou tout autre dispositif de fermeture approprié) peut être installé au sommet du puits à l’extérieur du réservoir.
La pompe doit être soulevée par un jeu de tubes en acier inoxydable qui contiennent également
les câbles d’alimentation électrique. Ce mécanisme d’élévation doit être rigide, facile à assembler et doit protéger
les câbles électriques.
D.8 Pompes à moteur vertical non immergé

L’unité se compose de la pompe et de son moteur électrique.
La pompe verticale, installée dans une cuve, est immergée dans le GNL. Le moteur électrique est monté au-dessus
de la cuve et n’est pas plongé dans le GNL.
Il est nécessaire de prêter une grande attention à la disposition des joints. Le joint de l’arbre doit permettre en effet
d’éliminer toute fuite de la pompe au-delà du joint.
Le refroidissement des pompes doit être effectué lentement et soigneusement. Chaque pompe doit être fournie avec
un évent ou une soupape de surpression afin d’éviter toute surpression pendant le refroidissement.
La cuve doit être isolée afin de prévenir la vaporisation du GNL et d’éviter la condensation. Les fondations de la
pompe doivent être conçues et construites de façon à éviter tout gonflement provoqué par le gel.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
86
EN 1473:2007 (F)
Annexe E
(normative)
Exigences particulières aux regazéifieurs de GNL
Init numérotation des tableaux d’annexe [E]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [E]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [E]!!!
E.1 Paramètres d’exploitation/performances déclarées

Le Tableau E.1 précise les paramètres d’exploitation devant être spécifiés par type de regazéifieur. Le domaine
de tolérance de ces valeurs doit aussi être spécifié.
Certaines de ces valeurs doivent être déclarées par le fabricant. Des exigences plus spécifiques sont indiquées
ci-dessous.
E.2 Regazéifieurs à ruissellement d’eau

E.2.1 Exigences particulières
Les regazéifieurs à ruissellement d’eau doivent être protégés contre des conditions atmosphériques extrêmes
comme le vent, la neige et la pluie. Il convient en particulier de prévoir un auvent pour limiter la dispersion de l’écume
par le vent.
Les deux actions variables indiquées ci-après doivent être prises en considération pour la détermination des actions
normales pour la conception :
— contrainte thermique exceptionnelle résultant de la mauvaise répartition du débit d’eau (par exemple, un tube
d’échange n’est pas en contact avec l’eau) ;
— accumulation de glace (10 cm) sur la demi-hauteur du regazéifieur.
E.2.2 Distribution de l’eau

Le débit d’eau doit être régulier :
— sur toute la surface d’échange tout le long du tube afin d’éviter des déformations ;
— entre les différents tubes reliés mécaniquement.
Il convient que le système de distribution d’eau en haut des tubes soit facilement accessible, capable d’ajuster le débit
d’eau et conçu pour permettre le nettoyage. Si le propriétaire le requiert, le nettoyage peut s’effectuer sans
interruption de l’exploitation. L’une des méthodes suivantes peut être utilisée :
— jet d’eau ;
— jet d’air sous pression ;
— furet.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
87
EN 1473:2007 (F)
Tableau E.1 — Valeurs à spécifier pour les regazéifieurs de GNL
à condensation/vaporisation
Combustion submergée
Ruissellement d’eau
Fluide intermédiaire
à circulation forcée
Eau à circuit fermé
Atmosphérique
à bain d’eau
Débits minimaux et maximaux du fluide intermédiaire X
Pression minimale et maximale du fluide intermédiaire X
Capacité minimale et maximale X X X X X X X
Consommation maximale des utilités X

Paramètres de base
Température minimale du fluide caloporteur X X X X X
Température maximale du fluide caloporteur X X
Température minimale de sortie du gaz vaporisé X X X X X X X
Perte de charge GNL/GN X X X X X X X
Température min. de l’air, vitesse du vent et humidité X
Température minimale de l’eau à l’admission X X X
Débit d’eau X X
Température de l’eau au refoulement X X X
Pression, température et composition des gaz X

Services de combustion
et utilités
Analyse de l’eau X X X X
Domaine de pression du fluide intermédiaire X X
Nature du fluide intermédiaire X X X

Paramètres
de fonctionnement Conditions limites d’ensemble pour les utilités X X X X X X X
Nature du chauffage X X X
Courbes de chauffage X X X X X X X
Rendement thermique X X X X X X X
Température d’admission et de sortie X X X X X X X

GNL
Pression d’admission et de sortie X X X X X X X
Composition X X X X X X X
Débit massique X X X X X X X
Généralités Temps minimal de démarrage X X X X X X X

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
88
EN 1473:2007 (F)
E.2.3 Canalisations de GNL et de GN

Une analyse des contraintes doit être réalisée sur les tuyauteries d’arrivée de GNL et de sortie de GN pour permettre
une flexibilité appropriée et réduire les contraintes dans les connexions au panneau.
E.2.4 Distribution du GNL

Il faut prendre des précautions dans la répartition du débit du GNL entre les faisceaux parallèles d’échange.
Une solution consiste à utiliser un distributeur largement dimensionné et à prévoir une restriction à l’entrée de chaque
tube de l’échangeur.
E.2.5 Nettoyage du circuit GNL/GN

Le gaz circulant dans l’échangeur peut contenir de la paraffine. Celle-ci se dépose sur la paroi interne des tubes ce
qui diminue la performance des regazéifieurs. Un dispositif permettant de nettoyer les tuyaux à l’aide d’un solvant
approprié doit être prévu. Le solvant utilisé doit être compatible avec les matériaux utilisés.
E.2.6 Régulation et Sécurité

La sécurité de fonctionnement des regazéifieurs est obtenue par la régulation de la température de sortie du gaz
vaporisé et du débit d’eau. Ces deux paramètres principaux sont à la base des systèmes d’alarme et de gestion
de la sécurité.
En cas de température de gaz de sortie trop basse ou de débit d’eau insuffisant, le regazéifieur doit être
automatiquement isolé. Il convient que le temps de fermeture du robinet de sortie de gaz soit configuré de manière
à empêcher les basses températures de s’étendre au-delà des limites définies par une analyse thermique de cette
phase transitoire (voir 8.1.2).
Les niveaux seuils de température de sortie du gaz doivent être définis. Les valeurs généralement retenues sont :
— 0 °C pour les alarmes ;
— – 5 °C pour l’arrêt de sécurité avec l’interruption de l’alimentation en GNL.
Lorsque la température ambiante est inférieure à celle du seuil de déclenchement, celui-ci peut être inhibé
au démarrage en prenant toutes les précautions nécessaires.
Un débit d’eau insuffisant doit être détecté automatiquement (par exemple par contrôleur de débit).
E.2.7 Abris des regazéifieurs

Si la rénovation du revêtement des tubes à ailettes nécessite le démontage des composants, l’abri doit être conçu
en conséquence, c’est-à-dire, posséder un toit amovible.
Les parois latérales des regazéifieurs doivent être conçues pour éviter toute projection d’eau à l’extérieur (l’eau doit
être récupérée dans un bassin de récupération situé en dessous).
Des trappes de contrôle doivent être prévues afin de permettre une inspection en cours d’exploitation.
E.2.8 Circuits d’eau

Les circuits d’eau (pompes, tuyauteries, réchauffage de l’eau, chloration) doivent répondre aux exigences définies
en 12.5.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
89
EN 1473:2007 (F)
E.2.9 Qualité de l’eau

La qualité de l’eau doit être vérifiée quant à sa compatibilité avec le matériau des tubes.
Lorsque l’eau contient des particules fines et solides, il convient que le fournisseur recommande la protection la plus
appropriée comme une filtration de l’eau.
E.3 Regazéifieurs à eau à circuit fermé

Le débit et la température de l’eau doivent être régulés.
En fonctionnement, la température de surface des tubes des regazéifieurs doit être supérieure à 0 °C, afin d’éviter la
formation de glace. En cas de déréglage, lorsque le débit de l’eau est trop faible, l’alimentation en GNL doit être
diminuée ou arrêtée. Si nécessaire, l’eau doit être vidangée depuis le côté calandre de l’échangeur thermique.
— + 15 °C, pour les alarmes ;
— + 10 °C, pour l’arrêt de sécurité avec l’interruption de l’alimentation en GNL.
La température du débit d’eau doit être contrôlée. Afin de détecter un débit d’eau insuffisant pouvant conduire à une
obstruction, un contrôleur de débit doit être ajouté pour stopper l’introduction de GNL.
E.4 Regazéifieurs à fluide intermédiaire

E.4.1 À bain d’eau
La régulation doit être effectuée par le contrôle de la température du bain. En cas de circulation forcée à l’aide d’une
pompe, l’indisponibilité de cette dernière doit être prise en compte et il convient qu’elle provoque l’arrêt de l’unité.
— + 15 °C, pour les alarmes ;
— + 10 °C, pour l’arrêt.
La température du bain doit être régulée en agissant sur l’alimentation en chaleur. En cas d’interruption de cette
dernière, l’alimentation en GNL doit être arrêtée.
E.4.2 À circulation forcée

Les principes de régulation sont similaires à ceux des appareils à circuits d’eau fermés à la différence que la valeur
de réglage des alarmes et de l’arrêt dépend des propriétés physiques du fluide intermédiaire.
La température de sortie du GNL vaporisé régule le débit du fluide intermédiaire dans le circuit. En cas de mauvais
fonctionnement de ce circuit, le débit du GNL doit être arrêté.
E.4.3 À condensation/vaporisation
Les systèmes de condensation/vaporisation sont régulés en température. Le GNL est vaporisé au contact des fluides
intermédiaires. Les fonctions d’alarme et d’arrêt dépendent des propriétés physiques du fluide intermédiaire et de la
conception du matériel.
Le régulateur de la température de sortie du GNL, après vaporisation, contrôle la source de chaleur du système.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
90
EN 1473:2007 (F)
E.5 Regazéifieurs à combustion submergée

E.5.1 Corrosion
Il convient que le choix des matériaux et la conception du regazéifieur évitent la corrosion.
Il convient que le pH de l’eau soit régulièrement surveillé pour éviter la corrosion par piqûres des tubes.
Des précautions doivent être prises lorsque des traitements anticorrosion sont appliqués aux composants en acier
au carbone (cheminées, supports, etc.) en raison de l’environnement acide potentiel.
E.5.2 Régulation et sécurité

Il est recommandé d’utiliser un automate programmable.
Le paramètre principal commandant le fonctionnement du brûleur est la température de sortie du gaz, toutefois
il convient que la température de l’eau du bain soit suffisamment basse pour assurer un bon rendement énergétique
et soit suffisamment haute pour empêcher le gel.
Les paramètres commandés par le dispositif de régulation automatique du brûleur sont les débits volumiques du gaz
combustible et de l’air.
Il convient que les regazéifieurs à combustion submergée comportent une veilleuse. Le système de régulation doit
distinguer trois états stables pour la veilleuse :
— l’arrêt ;
— la veille (seule la veilleuse est allumée) ;
— le fonctionnement normal.
Des détecteurs de flamme surveillent en permanence la présence de la flamme dans les modes «veille» et
«fonctionnement normal».
Les dispositifs de sécurité pouvant provoquer l’arrêt de l’équipement doivent être au minimum les suivants :
— température du bain trop basse ;
— température du gaz de sortie trop basse ;
— niveau du bain trop bas ;
— flamme éteinte ;
— détection de gaz dans l’air d’admission ;
— déclenchement du ventilateur d’air.
— Les niveaux seuils de température de sortie du gaz doivent être définis. Les valeurs généralement retenues sont :
— 0 °C pour les alarmes ;
— – 5 °C pour l’arrêt d’un regazéifieur ou d’un ensemble de regazéifieurs, en fonction de l’emplacement de la sonde
de température dans le circuit de gaz.
Lorsque le seuil de déclenchement est au-dessus de la température ambiante minimale, celui-ci peut être inhibé
au démarrage en prenant toutes les précautions nécessaires.
En cas de déclenchement, le système de régulation doit automatiquement :
— ouvrir le robinet de sortie de gaz ;
— isoler l’alimentation en GNL du regazéifieur concerné ;
— interrompre l’arrivée du gaz à la veilleuse et aux brûleurs principaux ;
— maintenir le fonctionnement du ventilateur et de la pompe de circulation d’eau (lors de la conception, il faut tenir
compte du fait que, lorsque le ventilateur s’arrête, l’eau pénètre dans le carter de fumée et dans celui du brûleur,
ce qui provoque un choc thermique important pouvant entraîner des détériorations) ;
— générer un signal d’alarme dans la salle de contrôle.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
91
EN 1473:2007 (F)
E.5.3 Bain d’eau

Le matériau de la cuve du bain d’eau doit être capable de résister à l’acidité de l’eau provoquée par la dissolution des
fumées (dioxyde de carbone, oxydes d’azote) dans l’eau. La cuve du bain d’eau doit être étanche.
La position du trop-plein doit prendre en compte la variation importante de niveau se produisant entre l’arrêt et le
fonctionnement de l’équipement.
E.5.4 Vibration
Les fumées qui traversent le bain génèrent des vibrations qu’il faut prendre en compte lors de la conception.
E.5.5 Dispositifs pour les périodes de grand froid

Des dispositions doivent être prises lors de la conception pour assurer la protection du regazéifieur par grand froid.
E.5.6 Légionellose
Il faut prendre en considération, lors de l’exploitation, l’existence de conditions favorables au développement de la
légionelle et d’autres bactéries dans le bain d’eau. L’exploitant doit mettre en œuvre un programme de détection
de la légionelle et un plan pour éviter le développement de bactéries.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
92
EN 1473:2007 (F)
Annexe F
(normative)
Actions pour la conception des canalisations
Init numérotation des tableaux d’annexe [F]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [F]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [F]!!!
Il convient de considérer les actions suivantes pour le calcul des supports et de la flexibilité :
— actions permanentes :
- pression interne ;
- poids du tube ;
- poids du revêtement, etc. ;
— actions variables :
- charges intermittentes dues au choc hydraulique ;
- charges thermiques dues à un phénomène de contraction et de fatigue consécutives à des cycles
de refroidissement et de réchauffement ; il faut faire particulièrement attention en cas de changement soudain
de l’épaisseur ou de diamètre ;
- neige ;
- vent ;
- tremblement de terre, etc.
Les actions liées aux coups de bélier résultent d’un excès de pression provoqué par l’arrêt imprévu d’une pompe ou
par la fermeture d’un robinet ; ces actions doivent être déterminées en utilisant une méthode qui a été validée par
expérimentation avec du GNL. À première vue, les formules simplifiées suivantes peuvent être utilisées pour calculer
les valeurs de surpression dues à la fermeture d’un robinet exprimées comme une hauteur de GNL, soit Dh :
2L νV
t ≥ ------- , D h = ---------0-
ν g
2L 2LV
t > ------- , D h = -------------0-
ν gt
où :
L est la longueur de la canalisation ;
t est le temps de fermeture du robinet ;
ν est la vitesse de l’onde de choc, ν = 1 500 ms-1 pour le GNL ;
Dh est la hauteur de la colonne de GNL équivalente à la surpression ;
Vo est la vitesse d’écoulement du GNL avant le choc hydraulique ;
g est l’accélération de la pesanteur.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
93
EN 1473:2007 (F)
Annexe G
(informative)
Description des différentes installations terrestres de GNL
Init numérotation des tableaux d’annexe [G]!!!
Init numérotation des figures d’annexe [G]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [G]!!!
G.1 Terminal d’exportation de GNL

Les terminaux d’exportation de GNL sont, par nature, implantés sur les côtes et servent à liquéfier le gaz naturel qui
est ensuite chargé sur des méthaniers. Un terminal d’exportation de GNL comprend généralement :
— une station de réception et de comptage du gaz naturel comprenant, dans le cas de la réception de gaz
diphasique, un séparateur de condensats ;
— la stabilisation et le stockage des condensats ;
— des unités de traitement du gaz dans lesquelles tous les gaz acides, l’eau, les hydrocarbures lourds et le mercure
pouvant être présents sont extraits ;
— des unités de liquéfaction produisant le GNL, où l’éthane, le propane, le butane commercial, les hydrocarbures
lourds et l’azote peuvent être extraits. Une partie des hydrocarbures peut être utilisée comme appoint pour le
réfrigérant. Une unité de liquéfaction nécessite un équipement très spécialisé comme les échangeurs
cryogéniques bobinés ou à plaques brasées et de puissantes unités de turbo compression. On effectue
généralement deux cycles de réfrigération en cascade ;
— des réservoirs de stockage de GNL et des installations de chargement appropriées pour le transfert du GNL vers
les méthaniers ;
— des cuves de stockage de gaz de pétrole liquéfié (GPL) et/ou d’essence naturelle, le cas échéant, et les
installations de chargement adéquates ;
— la production et/ou l’achat et la distribution des utilités nécessaires au fonctionnement de l’usine (électricité,
vapeur, eau de refroidissement, air comprimé, azote, gaz combustible, etc.) ;
— enfin, des installations complémentaires à l’écart (réseaux de torches pour le gaz et le liquide, traitement des
effluents, systèmes de lutte contre l’incendie, etc.).
Généralement, la plupart des étapes liées au traitement du gaz se retrouvent dans les installations de traitement pour
la production de gaz de qualité transport, à savoir le retrait des gaz acides, la déshydratation, la récupération des
hydrocarbures au point de rosée et des condensats de gaz naturel (NGL). Le fractionnement des NGL s’effectue
aussi généralement dans les unités de fractionnement de produits légers des raffineries de pétrole.
Il convient de noter, en dehors des réservoirs de stockage GNL, qu’une partie seulement des hydrocarbures
présents dans l’usine de liquéfaction est sous forme GNL. En effet, la grande partie des fluides circulant dans les
différents équipements est plus généralement du gaz naturel à haute pression, des condensats de gaz naturel (NGL)
ou des réfrigérants.
G.2 Terminaux de réception de GNL

Les terminaux de réception de GNL sont conçus pour recevoir le gaz naturel liquéfié des méthaniers, le décharger,
le transférer en phase gazeuse puis l’émettre dans les réseaux de transport ou de distribution.
Ainsi, un terminal de réception de GNL remplit plusieurs fonctions essentielles, telles que :
— le déchargement ;
— le stockage ;
— la récupération et la pressurisation du GNL ;
— la vaporisation ;
— l’ajustement de la qualité du gaz.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
94
EN 1473:2007 (F)
G.3 Stations de GNL d’écrêtement de pointes

Les stations de GNL d’écrêtement de pointes, qui liquéfient le gaz naturel provenant du réseau de gaz, sont plus
petites que les terminaux de réception de GNL. La qualité de l’alimentation en gaz simplifie les opérations de
traitement du gaz par rapport à un terminal d’exportation de GNL. Les hydrocarbures liquides sont généralement
limités au GNL et aux réfrigérants disposant généralement de leur propre stockage. Les installations de
fractionnement ne sont d’ordinaire pas nécessaires. La teneur en H2S présente dans le gaz naturel commercial peut
être considérée si faible qu’aucun traitement spécifique n’est généralement nécessaire.
Les processus de réfrigération suivants sont communément utilisés dans les stations d’écrêtement de pointes
de GNL (pour plus de détails, voir l’Annexe M) :
— un cycle de réfrigération mixte ;
— un cycle de réfrigération mixte en cascade ;
— un cycle de détente azote ;
— un cycle de détente méthane/azote ;
— un cycle ouvert de détente.
Les turbo-détendeurs sont le plus souvent couplés aux surpresseurs de gaz.
Lorsqu’un débit important de gaz naturel à forte pression doit être détendu pour alimenter un réseau basse pression,
il est possible de réaliser cette opération dans un turbo-détendeur pour fournir le froid nécessaire à la liquéfaction
du gaz naturel. La quantité de réfrigération disponible dépend directement du rapport des pressions lors de la
détente, cependant, une production de l’ordre de 10 % de l’écoulement du gaz est courante.
G.4 Stations satellites de GNL

Une station satellite de GNL est généralement une petite station dans laquelle le GNL est stocké et gazéifié pour des
besoins d’écrêtement de pointes ou pour alimenter de petits réseaux de distribution isolés. Le GNL est livré soit par
route, train, ou petit méthanier en provenance d’un terminal de réception de GNL ou d’une station de GNL
d’écrêtement de pointes.
Les principales fonctions d’une station satellite de GNL sont les mêmes que celles d’un terminal GNL.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
95
EN 1473:2007 (F)
Annexe H
(informative)
Définition des différents types de réservoirs de GNL
Init numérotation des tableaux d’annexe [H]!!!
Init numérotation des figures d’annexe [H]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [H]!!!
H.1 Réservoirs cryogéniques en béton

Un réservoir cryogénique en béton est soit un réservoir à double intégrité (voir la Figure H.3), soit un réservoir
à intégrité totale (voir la Figure H.4). Pour ce type de réservoirs, les parois des cuves internes et externes sont
en béton précontraint.
NOTE Des exemples de réservoirs cryogéniques en béton sont donnés à la Figure H.6.
Légende
1 Isolation externe 7 Isolation du fond
2 Enveloppe extérieure 8 Enveloppe extérieure (ne permet pas de contenir le liquide)
(protection contre les pénétrations d’eau) 9 Toit suspendu
3 Muret de rétention 10 Isolation (matériaux en vrac)
4 Chauffage du radier 11 Radier surélevé en béton
5 Enceinte secondaire (cuvette de rétention)
6 Enceinte primaire
Figure H.1 — Exemples
Accordée de réservoirs
sous licence par IMANORààsimple intégrité
FKG MAROC
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
96
EN 1473:2007 (F)
Légende
1 Virole externe
2 Enceinte primaire
3 Enceinte secondaire (cuvette de rétention)
Figure H.2 — Exemples de réservoirs de stockage sphériques

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
97
EN 1473:2007 (F)
Légende
1 Toit suspendu (isolé) 6 Isolation (matériaux en vrac)
2 Enceinte secondaire en béton précontraint 7 Toit si requis
3 Radier surélevé en béton 8 Enceinte primaire
4 Isolation du fond 9 Talus en terre
5 Cuve extérieure (ne permet pas de contenir le liquide) 10 Chauffage du radier
Figure H.3 — Exemples de réservoirs à double intégrité

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
98
EN 1473:2007 (F)
Légende
1 Toit suspendu (isolé) 6 Isolation (matériaux en vrac)
2 Enceinte secondaire en béton précontraint 7 Toit métallique
3 Radier en béton 8 Enceinte primaire
4 Isolation du fond 9 Toit en béton armé
5 Isolation sur la partie interne de l’enceinte secondaire 10 Chauffage du radier
Figure H.4 — Exemples de réservoirs à intégrité totale

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
99
EN 1473:2007 (F)
Légende
1 Toit suspendu (isolé) 7 Toit métallique
2 Enceinte secondaire en béton précontraint 9 Toit en béton armé
3 Radier surélevé en béton 10 Chauffage du radier
4 Isolation du fond 11 Radier en béton
5 Isolation sur la partie interne de l’enceinte secondaire 12 Membrane constituant l’enceinte primaire
Figure H.5 — Exemples de réservoirs à membrane

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
100
EN 1473:2007 (F)
Légende
1 Toit suspendu (toit en aluminium) 9 Toit en béton armé
2 Enceinte secondaire en béton précontraint 10 Chauffage du radier
3 Radier surélevé en béton 11 Radier en béton
4 Isolation du fond 14 Enveloppe extérieure en acier au carbone
6 Isolation (matériaux en vrac) 15 Fond en acier à 9 % Ni
7 Toit métallique 16 Enceinte primaire en béton cryogénique précontraint
8 Enceinte primaire 17 Enceinte secondaire en béton cryogénique précontraint
Figure H.6 — Exemples de réservoirs cryogéniques en béton

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
101
EN 1473:2007 (F)
Annexe J
(informative)
Classes de fréquence
Init numérotation des tableaux d’annexe [I]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [I]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [I]!!!
Tableau J.1 — Classes de fréquence pour l’évaluation des dangers
Classe 1 : Fréquence d’occurrence supérieure à une fois tous les dix ans
Classe 2 : Fréquence d’occurrence dans la plage comprise entre une fois tous les dix ans
et une fois tous les 100 ans
Classe 3 : Fréquence d’occurrence dans la plage comprise entre une fois tous les 100 ans
et une fois tous les 1 000 ans
Classe 4 : Fréquence d’occurrence dans la plage comprise entre une fois tous les 1 000 ans
et une fois tous les 1 000 000 ans
Classe 7 : Fréquence d’occurrence inférieure à une fois tous les 1 000 000 ans
(à savoir chute d’une météorite, etc.)

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
102
EN 1473:2007 (F)
Annexe K
(informative)
Classes de conséquences
Init numérotation des tableaux d’annexe [K]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [J]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [J]!!!
Les classes de conséquences prennent en compte le constat de blessures ou de décès parmi le personnel des
installations et le public, ainsi que les dommages causés aux équipements, à l’intérieur et à l’extérieur des limites de
l’installation, mais seulement sous l’angle de la sécurité et de l’environnement.
Cinq classes de conséquences ont été identifiées sur la base :
— des accidents mortels (nombre de décès) ;
— des accidents d’exploitation avec perte de temps ;
— des libérations de quantités importantes d’hydrocarbures.
Elles sont classées de un à cinq par ordre décroissant.
Critère Classe 1 Classe 2 a) Classe 3 Classe 4 Classe 5
Accidents mortels Morts Plus de 10 1 à 10 0 0 0
Accident avec perte de temps Blessés Plus de 100 11 à 100 2 à 10 1 0
Libération d’hydrocarbures Tonnes Plus de 100 10,01 à 100 1,01 à 10 0,1 à 1 Moins de 0,1
a) Cette classe est proche des critères de la Directive SEVESO.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
103
EN 1473:2007 (F)
Annexe L
(informative)
Niveaux de risque
Init numérotation des tableaux d’annexe [L]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [K]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [K]!!!
Trois catégories de risques peuvent être utilisées :

— Niveau 3 : situation indésirable et ne pouvant être tolérée. Des mesures correctives sont requises (inacceptable) ;
— Niveau 2 : situation qui doit être améliorée. Niveau pour lequel il doit être prouvé que les risques ont été réduits
à leur niveau le plus bas en restant dans des pratiques raisonnables (As Low As Reasonably Practical, ALARP) ;
— Niveau 1 : situation normale (acceptable).
L.1 Critères d’acceptabilité

Les Tableaux L.1 et L.2 donnent des exemples de matrices de critères d’acceptabilité de risque pour le total cumulé
de tous les risques des installations et ils ne peuvent donc être utilisés que lorsque tous les dangers ont été évalués
dans le cadre de l’appréciation du risque. Ils ne peuvent pas être utilisés pour évaluer des séquences de danger pour
les personnes sauf si à chaque danger est attribuée une fraction du risque global admissible des installations. Si le
niveau de risque global est dépassé, une sélection des dangers à améliorer peut être effectuée de manière à
améliorer le niveau de risque global de la manière la plus efficace.
Les critères d’acceptabilité sont plus contraignants pour les conséquences à l’extérieur des limites des installations.
Tableau L.1 — Détermination du niveau de risque à l’intérieur des limites des installations
Classe Classe Classe Classe Classe

Risque
de conséquences de conséquences de conséquences de conséquences de conséquences
Fréquence
Fréquence
d’accidents 5 4 3 2 1
(par an)
de l’installation
Classe 1 > 0,1 2 2 3 3 3
Classe 2 de 0,1 à 0,01 1 2 2 3 3
Classe 3 de 0,01 à 0,001 1 1 2 2 3
Classe 4 de 0,001 à 10-4 1 1 1 2 2
Classe 5 de 10-4 à 10-5 1 1 1 1 2
Classe 6 de 10-5 à 10-6 1 1 1 1 1
Classe 7 < 106 1 1 1 1 1
Acceptabilité des risques :

1 = Situation normale
2 = Zone ALARP
3 = Intolérable (inacceptable)

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
104
EN 1473:2007 (F)
Tableau L.2 — Détermination du niveau de risque à l’extérieur des limites des installations
Classe Classe Classe Classe Classe

Risque
de conséquences de conséquences de conséquences de conséquences de conséquences
Fréquence
Fréquence
d’accidents 5 4 3 2 1
(par an)
de l’installation
Classe 1 > 0,1 2 3 3 3 3
Classe 2 de 0,1 à 0,01 2 2 3 3 3
Classe 3 de 0,01 à 0,001 1 2 2 3 3
Classe 4 de 0,001 à 10-4 1 1 2 2 3
Classe 5 de 10-4 à 10-5 1 1 1 2 2
Classe 6 de 10-5 à 10-6 1 1 1 1 2
Classe 7 < 106 1 1 1 1 1
Acceptabilité des risques :

1 = Situation normale
2 = Zone ALARP
3 = Intolérable (inacceptable)

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
105
EN 1473:2007 (F)
Annexe M
(informative)
Étapes type de la liquéfaction
Init numérotation des tableaux d’annexe [M]!!!
Init numérotation des figures d’annexe [L]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [L]!!!
M.1 Introduction
Il est considéré qu’une installation de liquéfaction commence à l’entrée de l’unité d’élimination des gaz acides et se
termine à l’entrée des conduites de transfert du GNL (ou de tout autre hydrocarbure liquide). La distribution du gaz,
le traitement en amont de l’unité d’élimination des gaz acides, le stockage du produit et du réfrigérant sont exclus
de la présente Annexe. Les procédés les plus utilisés sont indiqués dans la présente Annexe. Ils ne sont pas
obligatoirement les meilleurs et les seuls existants.
M.2 Traitement du gaz naturel/Extraction des gaz acides

M.2.1 Généralités
L’objectif des installations d’extraction des gaz acides est d’amener la teneur en CO2 et en H2S du gaz devant être
liquéfié à des valeurs compatibles avec les exigences commerciales et légales ainsi qu’avec les exigences de
refroidissement (risque de solidification). Les teneurs tolérées dans le gaz traité sont les suivantes :
CO2 < 100 × 10-6 en volume ;
H2S < 4 × 10-6 en volume.

Le choix du traitement dépend de la concentration et du type d’impuretés devant être éliminées. Les procédés les
plus utilisés sont décrits ci-dessous.
M.2.2 Procédés d’absorption

M.2.2.1 Principe de fonctionnement
Le principe de ces procédés consiste à absorber les gaz acides contenus dans les gaz devant être traités par
épuration dans un absorbeur à plateaux ou à colonnes.
La solution absorbante peut être :
— soit chimique (formation d’un composé chimique qui, lorsque la température augmente, se dissocie en libérant
les gaz acides) ;
— soit physique (absorption sous pression, régénération de la solution initiale par détente).
Dans certains procédés, la solution d’absorption est un mélange de solvants chimiques et physiques.
Certaines solutions d’absorption contiennent des additifs permettant d’améliorer la réactivité du solvant, de réduire
la corrosion ou prévenir le foisonnement.
M.2.2.2 Paramètres de fonctionnement/données de performance

La conception d’une installation d’extraction des gaz acides nécessite la connaissance de la valeur nominale des
paramètres de fonctionnement indiqués ci-après, ainsi que leurs plages de variation :
— débit, pression, température, composition et teneur en gaz acide du gaz naturel entrant dans l’installation pour y
être traité ;
— débit, pression et teneur en gaz acides du gaz naturel traité sortant de l’installation ;
— vitesse de circulation et concentration de la solution d’absorption.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
106
EN 1473:2007 (F)
En particulier, il convient que les valeurs suivantes soient garanties par le bailleur de licence et/ou le fabricant :
— débit de gaz naturel traité sortant de l’installation ;
— teneur en gaz acides du gaz naturel traité sortant de l’installation ;
— chute de pression sur le circuit de gaz naturel ;
— concentration de la solution d’absorption ;
— vitesse de circulation de la solution d’absorption ;
— perte de la solution d’absorption ;
— consommation des utilités lors de l’exploitation normale de l’installation.
M.2.2.3 Caractéristiques particulières

Il convient que certaines caractéristiques propres à ce type d’installation soient prises en compte, lors de la
conception de l’installation.
a) Risques de foisonnement dans l’absorbeur
La formation de mousse à l’intérieur de l’absorbeur entraîne une diminution de son efficacité. Il se produit en outre,
un phénomène d’entraînement de la mousse (et par conséquent de la solution d’absorption) par le gaz traité lorsqu’il
quitte l’absorbeur.
La formation de mousse peut être due à :
— une mauvaise conception ou un dimensionnement imparfait de l’absorbeur ;
— la présence de particules solides dans la solution ;
— la présence d’hydrocarbures liquides dans la solution d’épuration.
Il convient de filtrer la solution absorbante afin d’éviter l’accumulation de particules solides.
Il convient que le gaz pénétrant dans l’absorbeur soit exempt d’hydrocarbures liquides. Il convient en outre de vérifier
que les hydrocarbures présents ne risquent pas de se condenser dans l’absorbeur. Si la présence d’hydrocarbures
liquides dans la solution d’absorption ne peut être évitée, il est recommandé d’installer un dispositif permettant de les
absorber (en faisant passer par exemple, une partie de la solution sur une couche de charbon actif).
Un additif «anti-mousse» peut être injecté dans la solution si sa présence n’entraîne pas d’effets secondaires
préjudiciables au bon fonctionnement de l’installation.
b) Risques de corrosion
Dans certaines conditions (température élevée ou forte concentration en gaz acides), il arrive que les solutions
d’absorption deviennent corrosives au contact de l’acier.
Outre l’affaiblissement du métal, les résidus de corrosion favorisent la formation de mousse dans l’absorbeur, d’où
l’importance du choix des matériaux de construction et du traitement thermique pour empêcher la corrosion.
Il est possible d’ajouter un inhibiteur de corrosion à la solution s’il n’entraîne pas d’effets secondaires préjudiciables
au bon fonctionnement de l’installation.
M.2.3 Processus d’adsorption du tamis moléculaire

Les tamis moléculaires, largement utilisés pour la déshydratation des gaz, ont la propriété d’adsorber également les
gaz acides. Cependant, le nombre nécessaire de ces tamis et le débit requis du gaz de régénération, limitent leur
utilisation aux gaz naturels ayant une faible teneur en gaz acides (moins de 0,2 % en volume pour les installations
de GNL de grande capacité et jusqu’à environ 1,5 % en volume pour les stations d’écrêtement de pointes).
Pour l’utilisation de ce type de procédé, il est recommandé de suivre les indications sur les unités de déshydratation
définies en M.3.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
107
EN 1473:2007 (F)
M.2.4 Composés sulfurés autres que H2S

En plus du H2S, le gaz naturel peut contenir d’autres composés sulfurés (COS, mercaptans, etc.) qui ne
sont généralement pas éliminés lors du traitement des gaz acides. Compte tenu des spécifications sur les GNL
limitant la quantité totale de soufre, il peut être nécessaire de réduire la concentration de tels composés sulfurés dans
le gaz naturel.
Le choix du procédé dépend de la quantité et de la nature du composé sulfuré présent dans le gaz naturel. Deux des
procédés possibles sont d’une part, la condensation par refroidissement à températures cryogéniques (les composés
sulfurés sont séparés du gaz naturel lors de l’extraction des NGL et définitivement éliminés par le traitement
des GPL), et d’autre part, l’utilisation de tamis moléculaires pour la déshydratation.
M.3 Traitement du gaz naturel/déshydratation

M.3.1 Principe de fonctionnement
Il convient que la teneur en eau du gaz traité soit inférieure à 1.10-6 en volume. La déshydratation du gaz naturel
devant être liquéfié est généralement effectuée sur des tamis moléculaires. Il est également possible d’utiliser de
l’alumine activée ou du gel de silice.

La déshydratation s’effectue en faisant circuler le gaz naturel humide sur des tamis moléculaires. Ces derniers sont
constitués d’aluminosilicate de sodium, de calcium ou de potassium présentant des structures cristallines à pores de
taille égale, permettant ainsi une grande sélectivité de la dimension des molécules adsorbées ainsi qu’une capacité
d’adsorption élevée.
Une unité de déshydratation comprend au moins deux dessiccateurs contenant les tamis moléculaires. L’un est en
phase d’adsorption, pendant que l’autre est en régénération et vice versa. La régénération est effectuée à haute
température (200 ºC à 250 °C) par circulation de gaz sec préalablement chauffé dans un appareil de chauffage ou
un échangeur thermique.
La régénération peut être effectuée soit à la même pression que l’adsorption, en utilisant du gaz sec recyclé dans un
compresseur, soit à basse pression.
Afin de réduire la quantité d’eau devant être éliminée du gaz par les tamis moléculaires, le gaz naturel est
généralement préalablement refroidi, tout en restant à une température supérieure à celle de formation des hydrates,
permettant de condenser une partie de sa teneur en eau avant de passer sur les tamis moléculaires.
M.3.3 Paramètres de fonctionnement/performances

La conception d’une installation de déshydratation nécessite la connaissance des paramètres nominaux de
fonctionnement suivants ainsi que leur domaine de variation :
— débit, pression, température, composition et teneur en eau du gaz naturel entrant dans l’installation
de déshydratation ;
— débit, pression et teneur en eau du gaz naturel traité sortant de l’installation ;
— débit, pression du gaz de régénération pour les dessiccateurs ;
— température du gaz de régénération chaud ;
— durée d’un cycle.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
108
EN 1473:2007 (F)
En particulier, il convient que les valeurs suivantes soient garanties par le bailleur de licence et/ou le fabricant, pour
les conditions d’exploitations considérées de l’installation :
— débit du gaz asséché quittant l’installation ;
— perte de charge dans le circuit de gaz naturel ;
— teneur en eau du gaz naturel sec sortant de l’installation ;
— débit du gaz de régénération aux dessiccateurs ;
— température du gaz chaud de régénération ;
— durée de vie des tamis moléculaires.
M.3.4 Caractéristiques particulières

Afin de ne pas endommager la structure cristalline des tamis moléculaires, il est nécessaire de les protéger contre
toute arrivée intempestive de liquide (solution d’élimination du gaz acide, eau ou hydrocarbures liquides).
L’attrition, qui provoque la formation de poussières provenant des tamis moléculaires, peut être réduite au minimum
par un contrôle rigoureux des variations de température des gaz de régénération, et lorsque la régénération est
effectuée à basse pression, par dépressurisation et repressurisation graduelle.
Il convient d’éviter les points bas dans les canalisations, où l’eau pourrait se condenser et s’accumuler.
La présence de poussières provenant des tamis moléculaires peut perturber le fonctionnement des robinets. Il est
donc nécessaire d’en tenir compte lorsque l’on définit le type et l’implantation des robinets.
Il convient que le gaz sec sortant des dessiccateurs soit soigneusement filtré (généralement filtres à cartouches) afin
d’éviter tout entraînement de poussières de tamis moléculaires dans les échangeurs cryogéniques de l’unité
de liquéfaction.
Il est recommandé de prévoir une période de repos à la fin de la phase de régénération, de 15 min à 30 min pour les
installations de liquéfaction et jusqu’à 10 min pour les installations d’écrêtement de pointes. Cette période de repos
donne la possibilité d’intervenir en cas de mauvais fonctionnement des mécanismes automatiques ou en cas de
blocage d’une vanne ou d’un robinet.
M.4 Traitement du gaz naturel/élimination du mercure

Certains gaz naturels contiennent du mercure qui peut, dans certaines conditions, être extrêmement corrosif pour
l’aluminium, métal très largement utilisé dans la construction d’échangeurs cryogéniques et dans certains autres
équipements. Si le gaz devant être liquéfié contient du mercure, ce dernier est à éliminer avant que le gaz naturel ne
pénètre dans l’unité de liquéfaction.
L’élimination du mercure du gaz naturel peut être effectuée en faisant circuler le gaz sur un réacteur composé de
soufre, d’iode ou de pastilles de sulfure métallique, de granules d’alumine de porosité élevée ou de charbon actif ou
encore à travers un tamis moléculaire. En général, la teneur en mercure à la sortie de l’unité de démercurisation doit
être inférieure à 0,01 µg/m3 de gaz mesuré à 1 013 mbar et à 0 °C.
Une régénération n’est pas possible pour ce type de procédé. Il convient de remplacer les composants d’absorption
lorsqu’ils sont saturés.
M.5 Unité de liquéfaction du gaz naturel

Le rôle d’une unité de liquéfaction est de transformer le gaz naturel traité en gaz naturel liquéfié (GNL) à sa
température d’ébullition à la pression atmosphérique, afin de permettre son stockage et son transport.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
109
EN 1473:2007 (F)

M.5.2.1 Circuit du gaz naturel et fractionnement
Après élimination des gaz acides, de l’eau et, le cas échéant, du mercure, le gaz pénètre dans l’unité de liquéfaction.
Cependant, il est possible qu’à ce stade, le gaz contienne toujours des hydrocarbures aromatiques lourds. Si ces
composés ne sont pas éliminés, ils risquent de se solidifier lors du refroidissement et de colmater progressivement
les échangeurs cryogéniques et éventuellement les soupapes de sûreté. C’est pourquoi le gaz naturel est refroidi de
la température ambiante à la température du GNL en deux étapes, communément désignées par pré-refroidissement
et liquéfaction.
Après le pré-refroidissement, le gaz naturel partiellement condensé est fractionné afin de permettre l’extraction
d’un C2+. Ce C2+ contient tous les hydrocarbures lourds indésirables (C5+), ainsi que l’éthane, le propane et le
butane. Une faible partie de ces composés peut être utilisée pour les cycles de réfrigération, et l’excédent peut être
commercialisé ou réinjecté dans le gaz naturel à liquéfier. Plus le taux d’extraction désiré de l’éthane, du propane et
du butane est élevé, plus la température de fractionnement doit être basse. Lorsque les dérivés du soufre, comme
les mercaptans, sont éliminés à ce stade, les conditions de fractionnement peuvent être modifiées en conséquence.
Le gaz naturel débarrassé de ses hydrocarbures les plus lourds peut alors être liquéfié. Plus la pression du gaz
naturel est élevée, moins le travail de liquéfaction est important. Il convient par conséquent de mettre tout en œuvre
pour travailler à la pression maximale compatible avec l’extraction des hydrocarbures lourds.
Après une liquéfaction à haute pression, le gaz naturel liquéfié doit être sous-refroidi afin d’éviter une vaporisation
excessive lors de la détente à la pression atmosphérique dans les réservoirs de stockage. Deux approches
sont possibles :
— si la teneur en azote du gaz naturel n’est pas trop importante (moins de 1,5 % molaire en général), effectuer un
sous-refroidissement complet du GNL jusqu’au niveau d’enthalpie équivalent à une température légèrement
inférieure à celle du point d’ébullition (environ – 160 °C) à la pression atmosphérique. Le GNL sous-refroidi peut
alors être envoyé directement vers les réservoirs de stockage ;
— effectuer un refroidissement partiel (environ – 150 °C) suivi d’une détente dans un ballon de flash à une pression
légèrement supérieure à la pression atmosphérique : le flash du gaz produit pendant la détente est recomprimé,
en général pour alimenter le système de gaz combustible, tandis que le GNL contenu dans le ballon de flash est
envoyé, au moyen d’une pompe, dans les réservoirs. Dans les installations de GNL d’écrêtement de pointes, le
flash final peut être réalisé directement dans l’espace gazeux du réservoir.
Un sous-refroidissement complet nécessite une consommation d’énergie supplémentaire pour la liquéfaction mais
dispense de l’utilisation d’une pompe de GNL et d’un compresseur pour le gaz de flash. Lorsque l’azote doit être
éliminé pour obtenir la qualité de GNL désirée, cette opération est effectuée au cours du flash final ou, pour une
teneur en azote élevée, dans une colonne de fractionnement à basse température.
M.5.2.2 Cycles de réfrigération

Le ou les cycles de réfrigération ont pour but de refroidir et d’extraire la chaleur latente du gaz naturel afin de le faire
passer de l’état gazeux à haute pression à l’état liquide à la pression atmosphérique.
La liquéfaction du gaz naturel nécessite une puissance de réfrigération permettant de passer de la température
ambiante à environ – 150 °C à – 160 °C.
D’une manière générale, les installations de liquéfaction appliquent deux cycles de réfrigération en cascade contre
un seul cycle dans les installations de GNL d’écrêtement de pointes.
Le compresseur de réfrigération peut être entraîné par une turbine à gaz, à vapeur ou par un moteur électrique.
Les réfrigérants sont formés d’un mélange d’hydrocarbures légers (avec, le cas échéant, de l’azote pour obtenir
les températures les plus basses) ou d’un composé pur comme le propane par exemple.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
110
EN 1473:2007 (F)
M.5.3 Paramètres de fonctionnement/performances

La conception d’une unité de liquéfaction de gaz nécessite la connaissance des valeurs nominales des paramètres
de fonctionnement de l’installation énumérés ci-après, ainsi que leurs plages de variation :
— débit, température, et composition précise du gaz naturel pénétrant dans l’installation ;
— débit du gaz naturel liquéfié sortant de l’installation ;
— pression, température et composition du GNL sortant de l’installation ;
— conditions : température, pression, débit et composition d’autres composés sortant de l’installation (C5+, éthane,
propane, butane, gazoline et, le cas échéant, gaz flash) ;
— conditions des différentes utilités disponibles et plus spécialement, température de l’eau ou de l’air de
refroidissement ;
— taux d’extraction de l’éthane, du butane et du propane de type commercial.
En particulier, il convient de garantir les valeurs suivantes par le bailleur de licences de procédés et/ou le fabricant,
pour les conditions d’exploitation considérées de l’installation :
— débit du GNL sortant de l’installation ;
— température du GNL sortant de l’installation ;
— composition du GNL sortant de l’installation ;
— débit, pression, température et composition de l’éthane, du butane et du propane de type commercial ;
— consommation des utilités.
M.5.4 Basses températures

Ce type d’installation possède des caractéristiques particulières en raison de son fonctionnement à basses
températures et de l’utilisation d’unités ayant souvent de très grandes capacités.
Les matériaux de construction choisis pour les équipements et les tuyauteries sont compatibles avec les
températures rencontrées lors du fonctionnement normal et transitoire de l’unité (mise en route, arrêt, perturbations).
Trois catégories de matériaux en acier sont généralement proposées (voir détails dans l’EN 1160) :
— pour des températures > – 46 °C acier au carbone recuit ;
— pour des températures > – 104 °C acier allié au nickel à 3,5 % ;
— pour des températures > – 196 °C acier allié au nickel à 9 % ou acier inoxydable.
Ces catégories peuvent éventuellement être élargies lorsque la température ne peut être obtenue que
par dépressurisation et lorsque l’on prend les dispositions nécessaires pour éviter une repressurisation de
l’équipement froid.
Comme dans toute installation à basse température, il est nécessaire d’installer des dispositifs permettant un
séchage des circuits avant de démarrer la mise en service afin d’éliminer toute trace d’humidité dans l’ensemble des
circuits cryogéniques.
Il convient que les constituants des produits réfrigérants soient parfaitement secs et ils ne doivent contenir aucun
composé susceptible de se solidifier aux températures rencontrées.
M.5.5 Équipements particuliers

M.5.5.1 Généralités
Les unités de liquéfaction de gaz naturel comprennent des équipements particuliers (échangeurs cryogéniques,
turbocompresseurs et systèmes de refroidissement), de dimensions particulièrement importantes dans les terminaux
d’exportation de GNL.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
111
EN 1473:2007 (F)
M.5.5.2 Échangeurs cryogéniques

Il convient que la conception des échangeurs cryogéniques des unités GNL satisfasse à un certain
nombre d’exigences :
— présence de plusieurs fluides du côté chaud de l’échangeur (réfrigérants à plusieurs niveaux de pression, vapeur
et/ou liquide, gaz naturel), s’écoulant à contre-courant (et/ou en courant croisé) pour réduire la pression des
réfrigérants qui sont généralement diphasiques ;
— grandes différences de température pour chaque liquide entre l’entrée et la sortie de l’échangeur ;
— faibles différences de température entre les parties chaudes et froides des produits le long de l’échangeur ;
— gradient de températures des métaux significatif à l’intérieur de l’échangeur ;
— basses températures ;
— très grandes quantités de chaleur échangées ;
— fortes pressions différentielles ;
— et débits massiques élevés.
Deux types d’équipement permettent de répondre à l’ensemble de ces exigences ; ce sont les échangeurs bobinés
et les échangeurs à plaques.
Les échangeurs bobinés sont largement utilisés dans les installations à grande capacité. Ils sont constitués de
plusieurs couches de tubes en aluminium (ou en acier inoxydable) enroulés de façon hélicoïdale autour d’un noyau.
Les fluides à haute pression devant être condensés ou sous-refroidis circulent à l’intérieur des tubes tandis que le
réfrigérant est vaporisé à basse pression dans l’enveloppe à l’extérieur des tubes. Cette conception permet de
réaliser des échangeurs qui présentent des surfaces d’échange thermique très importantes.
Les échangeurs à plaques en aluminium brasé sont largement utilisés dans le domaine cryogénique pour la
séparation et/ou la liquéfaction des gaz.
La conception de ces échangeurs permet d’obtenir des surfaces d’échange thermique importantes dans un volume
de noyau relativement réduit.
Les échangeurs à plaques brasées sont fabriqués sous forme de modules pouvant atteindre 12 m3 environ. Pour un
fonctionnement à haute pression, il convient que la taille maximale d’un module soit limitée afin d’assurer l’intégrité
mécanique de l’échangeur. Les transferts thermiques importants sont à effectuer par un ensemble de plusieurs
modules montés en parallèle, généralement dans des boîtes froides remplies de perlite.
D’autres échangeurs à plaques soudées en acier inoxydable, utilisés actuellement à haute température, pourraient
être adaptés aux besoins cryogéniques des installations de GNL.
M.5.5.3 Compresseurs
M.5.5.3.1 Généralités
Les terminaux d’exportation de GNL nécessitent l’utilisation de compresseurs de réfrigérants très puissants.
M.5.5.3.2 Compresseurs de réfrigérants

Les compresseurs centrifuges sont les plus couramment utilisés dans l’industrie du GNL. Cependant, l’augmentation
des capacités de production des unités de liquéfaction se traduit par une augmentation de l’utilisation de
compresseurs axiaux du fait que le volume à l’aspiration nécessaire dépasse la capacité des compresseurs
centrifuges. De plus, les compresseurs axiaux ont un meilleur rendement que les compresseurs centrifuges.
Des précautions de fabrication et de conception des dispositifs anti-pompage du compresseur doivent être prises.
En effet, la puissance dissipée dans de tels dispositifs est si importante qu’elle peut engendrer des phénomènes
d’aéroélasticité et des contraintes excessives susceptibles de provoquer des fissures et des ruptures du métal si la
conception n’a pas été réalisée de manière appropriée.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
112
EN 1473:2007 (F)
M.5.5.3.3 Systèmes d’entraînement

La plupart des installations de liquéfaction GNL existantes utilisent des turbines à vapeur comme système
d’entraînement des compresseurs de réfrigération. Les turbines à vapeur disposent d’une large gamme de
puissances et sont d’une grande fiabilité.
Les turbines à gaz sont de plus en plus préférées comme moyen d’entraînement de compresseurs de réfrigération
en raison de divers facteurs techniques :
— il n’est pas nécessaire de disposer de vapeur à haute pression (ainsi que du traitement correspondant de l’eau
des chaudières) ;
— elles permettent une réduction importante de la consommation d’eau de refroidissement ;
— il est possible d’augmenter le rendement global par récupération de chaleur sur les gaz d’échappement de
la turbine.
L’influence des variations de la température ambiante sur la puissance des turbines à gaz doit être prise en compte
(la puissance diminue lorsque la température de l’air ambiant augmente).
Les turbines à gaz à arbre double sont couramment utilisées pour l’entraînement des compresseurs en raison des
avantages apportés par un fonctionnement à vitesse variable.
Si la puissance demandée est supérieure aux possibilités des turbines à arbre double, il est possible d’utiliser des
turbines plus importantes à arbre unique conçues, à l’origine, pour la production d’électricité, lorsqu’un
fonctionnement à vitesse constante n’est pas un handicap. La composition du mélange réfrigérant pendant la mise
au point et, si nécessaire, en exploitation, peut être modifiée afin de s’adapter à la vitesse constante du compresseur.
Le démarrage requiert une attention toute particulière.
Dans tous les cas, en raison de l’importance des systèmes de compression du réfrigérant pour le bon fonctionnement
des unités de GNL, il convient que cet équipement soit conçu, fabriqué, utilisé et entretenu très soigneusement afin
d’obtenir une fiabilité maximale.
M.5.5.4 Système de refroidissement

Lors de la liquéfaction, une quantité importante de chaleur doit être évacuée dans l’environnement via le système de
refroidissement.
Comme de telles installations sont généralement situées près des côtes pour le transport du GNL par méthaniers, on
utilise généralement l’eau de mer comme moyen de refroidissement.
La quantité d’eau de mer nécessaire, particulièrement lorsque les compresseurs de réfrigérant sont actionnés par
des turbines à vapeur, peut justifier le choix d’un système de prélèvement d’eau de mer par siphonage permettant
une réduction importante de l’énergie utilisée pour le pompage et du risque de corrosion. Il convient de porter une
attention toute particulière à la corrosion et à la possibilité de développement d’organismes vivants (algues, moules,
etc.) à l’intérieur des circuits d’eau de mer.
Si les conditions générales du site (altitude du site ou qualité de l’eau de mer par exemple) font que l’utilisation de
l’eau de mer comme fluide réfrigérant est peu rentable, il est possible d’utiliser un circuit fermé d’eau douce avec une
tour de refroidissement ou des aéroréfrigérants. Le développement de bactéries dans les circuits d’eau douce peut
générer des problèmes auxquels il est facile de remédier par un traitement approprié de l’eau.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
113
EN 1473:2007 (F)
Annexe N
(informative)
Exigences relatives aux systèmes d’odorisation
Init numérotation des tableaux d’annexe [N]!!!

Init numérotation des figures d’annexe [M]!!!
Init numérotation des équations d’annexe [M]!!!
N.1 Généralités relatives aux systèmes d’odorisation

L’odorisation est réalisée par addition d’un produit odorisant qui est principalement un mélange de composés
sulfureux volatils par exemple éthyle mercaptan, butyle mercaptan tertiaire, méthyle et diéthyle sulfureux ou un
composé simple tel que le tétrahydrothiophène. Les liquides odorisants sont volatils, inflammables et d’une odeur
extrêmement délétère.
Sous forme concentrée, la plupart de ces produits sont toxiques.
N.2 Exigences relatives aux systèmes d’odorisation

N.2.1 Généralités
L’installation d’odorisation est généralement composée d’un réservoir de stockage, de réservoirs tampon de plus
petite dimension de pompes et de leurs robinets, et de canalisations. Il convient que l’installation soit conçue de façon
à faciliter la maintenance, l’exploitation et la protection contre les chocs éventuels. Il convient de veiller à la
compatibilité des matériaux utilisés dans la construction avec le produit odorisant. En particulier, le cuivre et les
alliages de cuivre, le polyéthylène, le polypropylène, le butylcaoutchouc et le caoutchouc naturel sont attaqués par
les produits odorisants liquides et il convient de ne pas les utiliser dans la construction de ces équipements. Dans la
mesure du possible, il convient d’utiliser des raccords soudés.
Au cours du fonctionnement normal, il convient d’éviter toute émission de produits odorisants vers l’atmosphère,
et le système doit être conçu de manière à éliminer ou à réduire toutes les émissions éventuelles.
Il convient que les réservoirs et les équipements d’injection soient situés à l’intérieur d’une cuvette de rétention avec
des dispositions pour l’évacuation des eaux de pluie. Il convient d’éviter que des épandages ou des fuites puissent
s’accumuler sous des récipients de stockage ou des équipements.
N.2.2 Stockage
Les produits odorisants liquides sont généralement entreposés dans des réservoirs fixes équipés d’une borne de
déchargement de camions-citernes, ou approvisionnés par conteneurs transportables en acier inoxydable avec
approbation internationale pour le transport de marchandises dangereuses conformément à l’UN 1A1W/X2.0/900.
Cette dernière méthode permet le raccordement directement aux équipements d’injection à l’aide de coupleurs
antipollution et de tuyaux flexibles tressés en PTFE, et évite le transfert de produits odorisants d’un camion-citerne
vers un réservoir fixe de stockage et réduit le risque d’un épandage accidentel.
Il est recommandé d’avoir le moins possible de raccords prise/tuyauterie situés au-dessous du niveau maximal
du liquide dans le réservoir.
Il convient que le ciel du réservoir au-dessus du produit odorisant liquide soit exempt d’oxygène.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
114
EN 1473:2007 (F)
N.2.3 Pompes d’odorisation et robinets

Il est recommandé d’utiliser une installation de dosage par pompage du produit odorisant pour odoriser de grands
volumes de gaz. Dans le cas de faibles volumes de gaz à odoriser, l’utilisation de systèmes de vaporisation de produit
odorisant peut être considérée.
Il convient que la conception des pompes d’odorisation soit telle que le risque de fuite soit limité.
Il convient que les pompes disposent de filtres, côté aspiration, et aient une capacité suffisante pour traiter l’ensemble
des gammes de débit.
Il convient que les canalisations soient en acier inoxydable sans soudure et que les raccordements soient soudés,
dans la mesure du possible.
Il convient que tous les robinets, brides et accessoires soient conçus conformément à l’EN 1092-1, à l’EN 1759-1,
à l’EN 1514 et à l’EN 12560.
N.3 Manipulation des produits odorisants

N.3.1 Généralités
Les précautions concernant l’emploi de produits odorisants sont celles de toute substance présentant un point
d’éclair bas. En outre, du fait de leur odeur âcre et de leur toxicité, se reporter à N.6 sécurité du personnel.
N.3.2 Livraison
Il convient qu’un gaz inerte et du méthanol soient disponibles pour rincer et purger le flexible de déchargement et les
équipements associés dans le cas de transfert en vrac.
Il convient que des collecteurs d’épandage ainsi que des équipements d’absorption et de décontamination en cas
de fuite soient disponibles dans la zone de déchargement du produit odorisant.
Il convient que des raccords auto-obturants, conçus pour se fermer dès que le flexible est déconnecté, soient utilisés
pour le raccordement avec la citerne du camion.
Il convient que le camion-citerne soit temporairement raccordé à la terre afin d’évacuer toute charge électrostatique
qui se serait accumulée. Il convient que le flexible de déchargement soit mis à la terre et relié par une liaison
équipotentielle au réservoir de stockage.
Il convient d’utiliser un retour gaz entre les réservoirs du camion-citerne et du stockage pour un transfert en vrac.
Dans le cas contraire, un système de torche ou d’autres moyens d’élimination tels que le raccordement au réseau
des gaz d’évaporation de l’installation peuvent être considérés.
N.3.3 Rinçage et purge

Il convient que tous les équipements soient décontaminés avant démontage pour maintenance ou inspection, par
vidange ou pompage de produit odorisant liquide des équipements, puis rinçage au méthanol. Après avoir pompé le
méthanol résiduel contaminé par le produit odorisant, les vapeurs peuvent être purgées au gaz naturel puis au gaz
inerte et dirigées vers la torche ou toute autre ligne basse pression adaptée, telle que le réseau des gaz
d’évaporation. Il convient que les opérations soient couvertes par des modes opératoires spécialement préparés
à cet effet.
N.4 Injection des produits odorisants

Il convient que les installations soient conçues pour fonctionner dans toute la plage des pressions d’émission du gaz
naturel au point d’injection. Il convient que la taille des diffuseurs soit adaptée aux débits d’émission ; plusieurs
diffuseurs peuvent être installés, si nécessaire, avec une commande automatique appropriée, afin de maintenir un
rapport constant entre le taux d’odorisation.
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
115
EN 1473:2007 (F)
Il convient que le flux d’injection comporte au moins deux pompes en parallèle, une opérationnelle et une
de secours (il peut être nécessaire d’avoir un certain nombre de pompes de différentes tailles, pour une plage
de débit importante).
Il convient que vitesse d’injection soit soigneusement contrôlée et régulée afin de s’assurer que le niveau minimal
d’odorisation est toujours atteint. Il est recommandé que la vitesse d’injection soit régulée en fonction du signal
provenant des débitmètres de gaz.
Il est possible de mesurer la quantité de produit odorisant dans le gaz par l’une des méthodes suivantes :
— par dosage automatique du soufre, mesurant continuellement la quantité totale de soufre d’un échantillon prélevé
de gaz odorisé ;
— par vérifications de la teneur en soufre du gaz odorisé à l’aide d’un chromatographe.
N.5 Fuite de produit odorisant

Le résultat d’un épandage ou d’une fuite de vapeur de produit odorisant est une odeur nauséabonde qui, à moins
d’être rapidement neutralisée, entraîne généralement des réclamations des employés et des voisins. Il est important,
qu’en cas d’épandages ou de fuites, les produits odorisants soient rapidement neutralisés et l’odeur masquée.
Il existe plusieurs agents à cet usage et des méthodes dont l’efficacité a été démontrée dans cette situation ;
se reporter aux fiches de données de sécurité pour des conseils de nettoyage.
Une méthode efficace de neutralisation est basée sur la conversion du produit odorisant déversé en un bisulfure
relativement peu odorant, par le biais d’une oxydation chimique. Ceci peut être réalisé par l’arrosage ou l’inondation
de la zone d’épandage avec une solution diluée d’eau de Javel, à base d’hypochlorite de sodium ou de calcium dilué
dans l’eau. Des solutions diluées sont plus efficaces que des solutions commerciales ou concentrées ; par exemple,
cinquante litres de solution à ½ % sont généralement beaucoup plus efficaces que cinq litres d’une solution à 5 %.
Il est recommandé d’appliquer un désodorisant avec la solution diluée d’eau de Javel car l’oxydation chimique n’est
pas instantanée.
Il convient d’éviter l’utilisation d’hypochlorite de calcium sec en poudre sur du produit odorisant concentré
car la chaleur produite par la réaction exothermique peut provoquer l’inflammation du mercaptan organique du
produit odorisant.
Il convient d’absorber le liquide déversé à l’aide de sable sec ou d’un autre absorbant inerte recommandé, de le
neutraliser et de le placer dans des bidons scellés en vue de son élimination appropriée. Un déversement de liquide
odorisant peut également être recouvert d’une mousse anti-incendie, afin d’en limiter le taux d’évaporation.
Il faut noter la difficulté d’identification précise de la source de la fuite, due à la nature extrêmement volatile du produit
odorisant qui se vaporise extrêmement rapidement, ne laissant aucune trace visible. Les produits odorisants ont un
«plateau d’odeur» qui fait qu’une augmentation considérable de la concentration dans l’air n’entraîne pas
d’augmentation sensible de l’odeur.
N.6 Sécurité du personnel

Il convient que les fiches de données de sécurité pour ce produit odorisant soient consultées quant aux équipements
de protection personnelle requis pour que les opérateurs manipulent le produit en toute sécurité. Au minimum, dès
qu’un produit odorisant est présent en exploitation, les opérateurs doivent porter des gants en PVC, une protection
oculaire et des vêtements imperméables, qu’il faut rapidement décontaminer après utilisation.
En cas de déversement d’un produit odorisant, il convient que le personnel requis pour travailler dans cette zone
porte un appareil respiratoire autonome et les vêtements de protection indiqués ci-dessus.
Si un opérateur est éclaboussé par un produit odorisant, il convient qu’il retire ses vêtements contaminés et qu’il
se lave à l’eau courante. Il convient qu’un médecin examine toute éclaboussure dans les yeux.
Il convient qu’une douche et un rince-œil soient installés à proximité de la zone de manipulation du produit odorisant.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
116
EN 1473:2007 (F)
Bibliographie
[1] «Atmospheric diffusion», F. PASQUILL and F.B. SMITH third edition, Ellis Horwood Series Environment
Science.
[2] «Liquefied Petroleum Gas — Large bulk pressure storage and refrigerated LPG» The Institute of Petroleum,
London, Feb. 1987.
[3] «Guide for pressure-relieving and depressuring systems», API recommended practice n° 521, second edition,
Sept. 1982.
[4] «Maîtrise de l'urbanisation — La prise en compte des effets thermique, mécanique et toxique», Joëlle Jarry,
Sécurité revue de préventique n° 15 Août septembre 1994.
[5] «The multi energy method, a framework for vapour explosion blast prediction» A.C. van den BERG, Journal
of Hazardous Materials, 12, 1985.
[6] «Analyses des explosions air-hydrocarbure en milieu libre, étude déterministe et probabiliste de scénarios
d'accident — Prévision des effets de surpression» (Analysis of unconfined air-hydrocarbon explosion,
deterministic and probabilistic studies of accident scenarios — Prediction of the over pressure effects)
A. LANNOY, Bulletin de la Direction des Études et Recherches EDF, Série A ISSN0013-449X, Octobre 1984.
[7] GAP 2.5.1, Fire proofing for hydrocarbon fire exposures.
[8] GAP 2.5.2, Oil and chemical plant layout and spacing.
[9] GAP 8.0.1.1, Oil and chemical properties loss potential estimation Guide.
[10] API RP 520 (all parts) Sizing, selection and installation of pressure-relieving devices in refineries.
[11] IEC 60364 (all parts), Electrical installations of buildings/Low voltage electrical installations.
[12] «ATEX» European Directive [Directive 1999/92/EC of the European Parliament and of the Council
of 16 December 1999 on minimum requirements for improving the safety and health protection of workers
potentially at risk from explosive atmospheres].
[13] IP15, Area Classification code for installation handling flammable fluids Part 15, 2d edition (2002), by the
Institute of Petroleum).
[14] NFPA 921, Guide for Fire and Explosion Investigations.
[15] LNG operations in Port Areas: SIGTTO.
[16] Site selection and design for LNG Ports and jetties: SIGTTO.
[17] NF C 17 100, Protection contre la foudre — Protection des structures contre la foudre — Installation
de paratonnerres (Protection of structures against lightning — Installation of lighting Protective system).
[18] International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk, (IGC Code),
IMO.
[19] TNO Dutch experimental program on heat radiation from fires (report 79-0263).
[20] BS 5970, Code of practice for thermal insulation of pipework and equipment in the temperature range – 100 °C
to 870 °C.
[21] VDI 2055, Thermal insulation for heated and refrigerated industrial and domestic installations — Calculations,
guarantees, measuring and testing methods, quality assurance, supply conditions.
[22] BS 6349, Maritime structures.
[23] 10CFR100 appendix A to Part 100 — Seismic and Geologic Siting Criteria for Nuclear Power Plants.
[24] The bulk Transfer of Dangerous Liquids and Gases between ship and shore.
[25] BS 6656, Assessment of inadvertent ignition of flammable atmospheres by radio frequency radiation — Guide.
[26] International Safety Guide for Oil Tanker and Terminal (OCMF/ICS/IAPH).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
117
EN 1473:2007 (F)
[27] BS 6651, Code of practice for protection of structures against lightning.

[28] GAP 2.5.2 A : Hazard Classification of Process operations for spacing requirements.
[29] BS 1722-10, Fences. Specification for strained wire and wire mesh netting fences.
[30] International Ship and Port Facility Security Code (ISPS-Code) — International Maritime Organization (IMO).
[31] API 2218 Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants.
[32] Last developments in Rapid Phase Transition knowledge and modelling techniques D. Nédelka (Gaz de
France), V. Sauter (Gaz de France), J. Goanvic (Total), R. Ohba (Mitsubishi Heavy Industries) OTC 15228
presented at the 2003 Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, U.S.A., 5–8 May 2003.
[33] LNG Journal, article en 2 parties :
1) May 2005 (pages 21-24), LNG-Water Rapid Phase Transition: Part1 — A literature Review ;
2) July-august 2005 (pages 28-30).LNG-Water Rapid Phase Transition: Part2 — Incident Analysis ;
[34] OSHA Occupational Safety and Health Administration.
[35] EN 823, Produits isolants thermiques destinés aux applications du bâtiment — Détermination de l'épaisseur.
[36] EN 1050, Sécurité des machines — Principes pour l'appréciation du risque.
[37] EN 1759-1, Brides et leurs assemblages — Brides circulaires pour tubes, appareils de robinetterie, raccords
et accessoires, désignées Class — Partie 1 : Brides en acier NPS 1/2 à 24.
[38] EN 12483, Pompes pour liquides — Groupes de pompage équipés d'un variateur de fréquence — Essais
de garantie et de compatibilité.
[39] EN 12560-1, Brides et leurs assemblages — Joints pour les brides désignées Class — Partie 1 : Joints plats
non métalliques avec ou sans insert.
[40] EN 12560-2, Brides et leurs assemblages — Joints pour les brides désignées Class — Partie 2 : Joints spiralés
pour utilisation avec des brides en acier.
[41] EN 12560-3, Brides et leurs assemblages — Joints pour les brides désignées Class — Partie 3 : Joints non
métalliques à enveloppe PTFE.
[42] EN 12560-4, Brides et leurs assemblages — Joints pour les brides désignées Class — Partie 4 : Joints
métalliques ondulés, plats ou striés et joints métalloplastiques pour utilisation avec des brides en acier.
annulaires métalliques pour utilisation avec des brides en acier.
métalliques striés revêtus pour utilisation avec des brides en acier.
[45] EN 13645, Installations et équipements de gaz naturel liquéfié — Conception des installations terrestres d'une
capacité de stockage comprise entre 5 t et 200 t.
[46] EN 13766, Tuyaux et flexibles en thermoplastique multicouches (non vulcanisés) utilisés pour le dépotage
de gaz pétrolier liquide et de gaz naturel liquéfié — Spécification.
[47] EN 61508 (toutes les parties), Sécurité fonctionnelle des systèmes électriques/électroniques/électroniques
programmables relatifs à la sécurité.
[48] EN 61800 (toutes les parties), Entraînements électriques de puissance à vitesse variable.
[49] EN 61779-1, Appareils électriques de détection et de mesure des gaz combustibles — Partie 1 : Règles
générales et méthodes d'essai (IEC 61779-1:1998, modifié).
[50] EN 61779-4, Appareils électriques de détection et de mesure des gaz combustibles — Partie 4 : Règles de
performance des appareils du groupe II pouvant indiquer une fraction volumique jusqu'à 100 % de la limite
inférieure d'explosivité (IEC 61779-4:1998, modifié).
[51] EN ISO 5199, Spécifications techniques pour pompes centrifuges — Classe II (ISO 5199:2002).
[52] EN ISO 9000, Systèmes de management de la qualité — Principes essentiels et vocabulaire (ISO 9000:2005).

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
118
EN 1473:2007 (F)
[53] EN ISO 9906, Pompes rotodynamiques — Essais de fonctionnement hydraulique pour la réception —
Niveaux 1 et 2 (ISO 9906:1999).
[54] EN ISO 14001, Systèmes de management environnemental — Exigences et lignes directrices pour son
utilisation (ISO 14001:2004).
[55] ISO 15664, Acoustique — Modes opératoires de contrôle du bruit dans les installations ouvertes.

Facture 2023FA0156 du 2023-02-15
119
NM EN 1473
ANNEXE ZM
(informative)
Relations entre les normes européennes et internationales citées dans la norme et les normes
marocaines correspondantes
Normes européennes Normes marocaines

Et internationales (Indice de classement)
EN 60034-5 NM 06.5.060
EN 60529 NM 06.0.002
EN ISO 1461 NM ISO 1461
EN ISO 12241-1 NM ISO 12241-1
EN ISO 12241-2 NM ISO 12241-2
EN ISO 12241-3 NM ISO 12241-3
EN ISO 12241-4 NM ISO 12241-4
EN ISO 12241-5 NM ISO 12241-5
EN ISO 12241-6 NM ISO 12241-6
EN ISO 12241-8 NM ISO 12241-8
EN ISO 15609-1 NM ISO 15609-1
EN ISO 15614-1 NM ISO 15614-1
120
Facture 2023FA0156 du 2023-02-15

NM en 1473

Transféré par

Droits d'auteur :

Formats disponibles

NM en 1473

Transféré par

Informations du document

Titre original

Copyright

Formats disponibles

Partager ce document

Partager ou intégrer le document

Options de partage

Avez-vous trouvé ce document utile ?

Ce contenu est-il inapproprié ?

Droits d'auteur :

Formats disponibles

NM en 1473

Transféré par

Droits d'auteur :

Formats disponibles

NM EN 1473

Norme Marocaine 2014

Installations et équipements de gaz naturel liquéfié

Conception des installations terrestres

Norme Marocaine homologuée

Tous droits d’exploitation des Normes Européennes sous quelque forme

Examinée et adoptée par la commission de normalisation des produits pétroliers et

AVANT PROPOS NATIONAL

La présente norme marocaine a été reprise de la norme européenne EN conformément à l’accord

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

ICS : 75.200 Remplace EN 1473:1997

Installations et équipements de gaz naturel liquéfié —

La présente Norme européenne a été adoptée par le CEN le 25 novembre 2006.

Europäisches Komitee für Normung

Centre de Gestion : rue de Stassart 36, B-1050 Bruxelles

Annexe A (normative) Valeurs des seuils de rayonnement thermique ......................................................... 74

Annexe B (normative) Définitions des débits de référence ............................................................................ 77

Annexe C (informative) Classification sismique .............................................................................................. 80

Annexe D (normative) Exigences spécifiques aux pompes de GNL ............................................................. 82

Annexe E (normative) Exigences particulières aux regazéifieurs de GNL ................................................... 87

Annexe F (normative) Actions pour la conception des canalisations .......................................................... 93

Annexe G (informative) Description des différentes installations terrestres de GNL .................................. 94

Annexe H (informative) Définition des différents types de réservoirs de GNL ............................................. 96

Annexe J (informative) Classes de fréquence ............................................................................................... 102

Annexe K (informative) Classes de conséquences ....................................................................................... 103

Annexe L (informative) Niveaux de risque ..................................................................................................... 104

Annexe M (informative) Étapes type de la liquéfaction ................................................................................. 106

Annexe N (informative) Exigences relatives aux systèmes d’odorisation .................................................. 114

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

EN 287-1, Épreuve de qualification des soudeurs — Soudage par fusion.

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

EN 1776, Alimentation en gaz — Postes de comptage de gaz naturel — Prescriptions fonctionnelles.

EN 10204, Produits métalliques — Types de documents de contrôle.

EN 12162, Pompes pour liquides — Exigences de sécurité — Procédure d’essai hydrostatique.

EN 12434, Cryogenic vessels — Cryogenic flexible hoses.

EN 13480 (toutes les parties), Tuyauteries industrielles métalliques.

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

EN 60079-17, Matériel électrique pour atmosphères explosives gazeuses — Partie 17 : Recommandations

EN 61508-1, Sécurité fonctionnelle des systèmes électriques/électroniques/électroniques programmables relatifs

EN ISO 9001, Systèmes de management de la qualité — Exigences (ISO 9001:2000).

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

3.16 cuvette de rétention

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

4.2 Impact sur l’environnement

4.2.2 Émissions provenant des installations

4.2.3 Maîtrise des émissions

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

4.2.4 Principes de torchage et de mise à l’évent

4.2.5 Contrôle du bruit

4.2.6 Voies de communication extérieures

4.2.7 Débit d’eau

4.3 Généralités relatives à la sécurité

4.3.2 L’installation et son environnement

4.3.2.1 Description de l’installation

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

4.3.2.2 Étude du site

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC

Accordée sous licence par IMANOR à FKG MAROC