ISO 27913:2016
(Main)Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Pipeline transportation systems
Carbon dioxide capture, transportation and geological storage — Pipeline transportation systems
ISO 27913:2016 specifies additional requirements and recommendations not covered in existing pipeline standards for the transportation of CO2 streams from the capture site to the storage facility where it is primarily stored in a geological formation or used for other purposes (e.g. for EOR or CO2 use). ISO 27913:2016 applies to - rigid metallic pipelines, - pipeline systems, - onshore and offshore pipelines for the transportation of CO2 streams, - conversion of existing pipelines for the transportation of CO2 streams, - pipeline transportation of CO2 streams for storage or utilization, and - transportation of CO2 in the gaseous and dense phases. The system boundary (see Figure 1) between capture and transportation is the point at the inlet valve of the pipeline, where the composition, temperature and pressure of the CO2 stream is within a certain specified range by the capture process or processes to meet the requirements for transportation as described in this document. The boundary between transportation and storage is the point where the CO2 stream leaves the transportation pipeline infrastructure and enters the storage infrastructure. ISO 27913:2016 also includes aspects of CO2 stream quality assurance, as well as converging CO2 streams from different sources. Health, safety and environment aspects specific to CO2 transport and monitoring are considered.
Captage du dioxyde de carbone, transport et stockage géologique — Systèmes de transport par conduites
ISO 27913:2016 spécifie des exigences et recommandations supplémentaires non mentionnées dans les normes existantes sur les conduites, applicables au transport de flux de CO2 du site de captage jusqu'à l'installation de stockage où il est principalement stocké dans des formations géologiques ou utilisé à d'autres fins (par exemple, pour une récupération assistée des hydrocarbures (EOR) ou une utilisation du CO2). ISO 27913:2016 s'applique: - aux conduites métalliques rigides; - aux systèmes de conduites; - aux conduites terrestres et en mer destinées au transport de flux de CO2; - à la conversion de conduites existantes pour le transport de flux de CO2; - au transport par conduites de flux de CO2 en vue d'un stockage ou d'une utilisation; et - au transport de CO2 en phase gazeuse et en phase dense. La limite du système (voir Figure 1) entre le captage et le transport est le point au niveau de la vanne d'entrée de la conduite, où la composition, la température et la pression du flux de CO2 sont régulées dans une certaine plage spécifiée par le ou les processus de captage afin de satisfaire aux exigences de transport décrites dans le présent document. La limite entre le transport et le stockage est le point au niveau duquel le flux de CO2 quitte l'infrastructure de conduites de transport et entre dans l'infrastructure de stockage. ISO 27913:2016 inclut également des aspects d'assurance qualité du flux de CO2 et traite de la convergence de flux de CO2 provenant de différentes sources. Les aspects de santé, de sécurité et environnementaux relatifs à la surveillance et au transport du CO2 sont pris en compte.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 27913
First edition
2016-11-01
Carbon dioxide capture, transportation
and geological storage — Pipeline
transportation systems
Captage du dioxyde de carbone, transport et stockage géologique —
Systèmes de transport par conduites
Reference number
©
ISO 2016
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ii © ISO 2016 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Symbols, abbreviated terms and units . 4
4.1 Symbols . 4
4.2 Abbreviated terms . 4
4.3 Units . 5
5 Properties of CO , CO streams and mixing of CO streams influencing
2 2 2
pipeline transportation . 5
5.1 General . 5
5.2 Pure CO .
2 5
5.2.1 Thermodynamics . 5
5.2.2 Chemical reactions and corrosion . 5
5.3 CO streams . 5
5.3.1 Thermodynamics . 5
5.3.2 Chemical reactions . 6
5.4 Mixing of CO streams . 6
6 Concept development and design criteria . 6
6.1 General . 6
6.2 Safety philosophy . 6
6.3 Design criteria . 7
6.4 Reliability and availability of CO pipeline systems . 7
6.5 Short-term storage reserve . 7
6.6 Access to the pipeline system . 7
6.7 System design principles . 7
6.7.1 General. 7
6.7.2 Pressure control and overpressure protection system . 7
6.8 Pipeline dehydration — General principles . 8
6.8.1 Particular aspects related to CO .
2 8
6.8.2 Maximum water content . 8
6.8.3 Avoidance of hydrate formation . 8
6.8.4 Reliability and precision of pipeline dehydration . 8
6.9 Flow assurance . 8
6.9.1 Particular aspects related to CO streams . 8
6.9.2 Thermo-hydraulic model . 9
6.9.3 Pipeline design capacity . 9
6.9.4 Reduced flow capacity .10
6.9.5 Available transport capacity .10
6.9.6 CO temperature conditions .10
6.9.7 Internal lining .10
6.9.8 External thermal insulation .10
6.9.9 Leak detection .10
6.10 Pipeline layout .11
6.10.1 Valve stations .11
6.10.2 Block valves .11
6.10.3 Check valves .11
6.10.4 Pumping and compressor stations.11
6.10.5 Pigging stations and pigging .11
6.10.6 Onshore vent facility design .11
6.10.7 Offshore vent facilities .12
7 Materials and pipeline design .12
7.1 Internal corrosion .12
7.2 Line pipe materials .12
7.2.1 General.12
7.2.2 External coating .13
7.2.3 Non-metallic materials .13
7.2.4 Lubricants .13
7.3 Wall thickness calculations .13
7.3.1 Calculation principles — Design loads .13
7.3.2 Determination of minimum wall thickness .14
7.3.3 Minimum wall thickness (t ) depending on internal pressure .14
minDP
7.3.4 Minimum wall thickness (t ) taking into account dynamic pressure
minHS
alterations (hydraulic shock) .14
7.3.5 Minimum wall thickness (t ) against ductile fracture .14
minDF
7.3.6 Fracture toughness .15
7.3.7 Overview .15
7.4 Additional measures .17
7.4.1 Dynamic loads due to operation (alternating operation pressure) .17
7.4.2 Topographical profile .17
7.4.3 Fracture arrestors .17
7.4.4 Offshore pipelines .17
8 Construction .17
8.1 General .17
8.2 Pipeline pre-commissioning .17
8.2.1 Overview .17
8.2.2 Pipeline dewatering and drying .18
8.2.3 Preservation before pipeline commissioning .18
9 Operation .18
9.1 General .18
9.2 Pipeline commissioning .18
9.2.1 First/initial/baseline inspection .18
9.2.2 Initial filling and pressurization with product .18
9.2.3 Onshore vent facilities . .18
9.2.4 Pipeline shut-in .19
9.2.5 Pipeline depressurization .19
9.3 Inspection, monitoring and testing .19
9.3.1 General.19
9.3.2 In line inspection procedure .19
9.3.3 Monitoring of water content .20
10 Re-qualification of existing pipelines for CO service .20
Annex A (informative) Composition of CO streams .21
Annex B (informative) CO characteristics .24
Annex C (informative) Internal corrosion and erosion .26
Annex D (informative) Use of the modified Battelle Two-Curve Model.28
Annex E (informative) Data requirements for an integrity management plan .30
Bibliography .32
iv © ISO 2016 – All rights reserved
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity assessment,
as well as information about ISO’s adherence to the World Trade Organization (WTO) principles in the
Technical Barriers to Trade (TBT) see the following URL: www.iso.org/iso/foreword.html.
The committee responsible for this document is ISO/TC 265, Carbon dioxide capture, transportation, and
geological storage.
Introduction
Carbon dioxide (CO ) capture and storage (CCS) has been identified as a key abatement technology
for achieving a significant reduction in CO emissions to the atmosphere. Pipelines are likely to be the
primary means of transporting CO from the point-of-capture to storage (e.g. depleted hydrocarbon
formations, deep saline aquifers), where it will be retained permanently or used for other purposes
[e.g. Enhanced Oil Recovery (EOR)] to avoid its release to the atmosphere. While there is a perception
that transporting CO via pipelines does not represent a significant barrier to implementing large-scale
CCS, there is significantly less industry experience than there is for hydrocarbon service (e.g. natural
gas) and there are a number of issues that need to be adequately understood and the associated risks
effectively managed to ensure safe transport of CO . In a CCS context, there could be a need for larger
CO pipeline systems in more densely populated areas and with CO coming from multiple sources. Also,
2 2
offshore pipelines for the transportation of CO to offshore storage sites are likely to become common.
The objective of this document is to provide requirements and recommendations on certain aspects
of safe and reliable design, construction and operation of pipelines intended for the large scale
transportation of CO that are not already covered in existing pipeline standards such as ISO 13623,
ASME B31.4, EN 1594, AS 2885 or other standards (see Bibliography). Existing pipeline standards cover
many of the issues related to the design and construction of CO pipelines; however, there are some
CO specific issues that are not adequately covered in these standards. The purpose of this document
is to cover these issues consistently. Hence, this document is not a standalone standard, but is written
to be a supplement to other existing pipeline standards for natural gas or liquids for both onshore and
offshore pipelines.
Transport of CO via ship, rail and road is not covered in this document.
vi © ISO 2016 – All rights reserved
2 14 6
7, 9
8, 9
16 17
Key
1 source of CO from capture, e.g. from power plant, 10 riser (out of transport scope)
industry; see ISO/TR 27912 (capture) 11 subsea valve (inside transport scope)
2 isolating joint 12 beach valve
3 boundary limit 13 offshore pipeline
4 other source of CO 14 onshore pipeline
5 ISO 27913 (transportation system inside) 15 valve
6 boundary to storage facility 16 landfall
7 onshore storage facility 17 open water/sea
8 offshore storage facility 18 third party transport system
9 EOR 19 export to other uses than 7, 8 and 9
20 intermediate compression or pumping
Figure 1 — Schematic illustration of the system boundaries of this document
INTERNATIONAL STANDARD ISO 27913:2016(E)
Carbon dioxide capture, transportation and geological
storage — Pipeline transportation systems
1 Scope
This document specifies additional requirements and recommendations not covered in existing pipeline
standards for the transportation of CO streams from the capture site to the storage facility where it is
primarily stored in a geological formation or used for other purposes (e.g. for EOR or CO use).
This document applies to
— rigid metallic pipelines,
— pipeline systems,
— onshore and offshore pipelines for the transportation of CO streams,
— conversion of existing pipelines for the transportation of CO streams,
— pipeline transportation of CO streams for storage or utilization, and
— transportation of CO in the gaseous and dense phases.
The system boundary (see Figure 1) between capture and transportation is the point at the inlet valve
of the pipeline, where the composition, temperature and pressure of the CO stream is within a certain
specified range by the capture process or processes to meet the requirements for transportation as
described in this document.
The boundary between transportation and storage is the point where the CO stream leaves the
transportation pipeline infrastructure and enters the storage infrastructure.
This document also includes aspects of CO stream quality assurance, as well as converging CO
2 2
streams from different sources.
Health, safety and environment aspects specific to CO transport and monitoring are considered.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 3183:2012, Petroleum and natural gas industries — Steel pipe for pipeline transportation systems
ISO 20765-2, Natural gas — Calculation of thermodynamic properties — Part 2: Single-phase properties
(gas, liquid, and dense fluid) for extended ranges of application
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
ISO and IEC maintain terminological databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at http://www.iso.org/obp
— IEC Electropedia: available at http://www.electropedia.org/
3.1
arrest pressure
internal pipeline pressure where there is sufficient mechanical strength to arrest or, there is not enough
energy to drive a ductile fracture (3.8)
3.2
CO stream
stream consisting overwhelmingly of carbon dioxide
3.3
corrosion allowance
extra wall thickness added during design to compensate for any reduction in wall thickness by corrosion
(internal/external) during the design operational life
3.4
critical point
highest temperature and pressure at which a pure substance (e.g. CO ) can exist as a gas and a liquid in
equilibrium
Note 1 to entry: For a multicomponent fluid mixture of a given composition, the critical point is the merge of the
bubble and the dew point curves.
3.5
critical pressure
vapour pressure at the critical temperature (3.6)
Note 1 to entry: The critical pressure for pure CO is 7,28 MPag.
3.6
critical temperature
temperature above which liquid cannot be formed simply by increasing the pressure
Note 1 to entry: The critical temperature of pure CO is 304,03 K.
3.7
dense phase
CO in its liquid or supercritical phases
3.8
ductile fracture
mechanism which takes place by the propagation of a crack or stress-raising features, linked with a
considerable amount of plastic deformation
Note 1 to entry: A “ductile fracture” is sometimes referred to as “shear fracture”.
3.9
flow coating
internal coating to reduce internal roughness, and hence minimize friction pressure loss
3.10
fracture arrestor
additional pipeline component that may be installed around portions of a pipeline designed to resist
propagating fractures
Note 1 to entry: Fracture arrestor is also called crack arrestor.
3.11
free water
water (pure water, water with dissolved salts, water wet salts, water glycol mixtures or other mixtures
containing water) not dissolved in the gaseous or dense CO phase, i.e. a separate water phase
2 © ISO 2016 – All rights reserved
3.12
internal cladding
pipe with internal metal liner where the bond between the line pipe and liner is metallurgical
3.13
internal lining
pipe with internal coating where the bond between the line pipe and coating is mechanical
3.14
maximum design temperature
highest possible temperature to which the equipment or system may reasonably be exposed locally
during installation and operation
3.15
maximum operating pressure
highest possible pressure to which the equipment or system may reasonably be exposed locally during
installation and operation
3.16
minimum design temperature
lowest possible temperature to which the component or system may reasonably be exposed locally
during installation and operation
3.17
minimum operating pressure
lowest possible pressure to which the equipment or system may reasonably be experienced locally
during installation and operation
3.18
non-condensable gases
chemical substances that are partially in the vapour state at pipeline operating conditions
3.19
operating envelope
limited range of parameters over which operations will result in safe and acceptable performance of
the equipment or system during operation
3.20
pipeline commissioning
activities associated with the initial filling and pressurization of the pipeline system with the fluid to be
transported
3.21
pipeline dehydration
process of removing water from a CO stream (3.2) to a level below saturation such that the design
maxima for the transportation system can be achieved
3.22
pipeline dewatering
removal of water after hydraulic testing of the pipeline system
3.23
rapid gas decompression
phenomenon brought about by a fluid migrating at a molecular level into a polymer, and collecting as a
bubble and bursting following pressure reduction
3.24
saturation pressure
pressure of a vapour which is in equilibrium with its liquid at a given temperature
Note 1 to entry: The term “saturation pressure” is also referred to as “saturation vapour pressure”.
3.25
short-term storage reserve
accumulation of the fluid in a pressurized section of a pipeline additional to the fluid that is extracted
from the pipeline, for the purpose of temporary storage of that fluid
3.26
threat
activity or condition that alone or in combination with others has the potential to cause damage or
produce another negative impact if not adequately controlled
3.27
triple point
temperature and pressure at which three phases (gas, liquid and solid) of a substance coexist in
thermodynamic equilibrium
4 Symbols, abbreviated terms and units
4.1 Symbols
C Notched-bar impact value of the pipeline steel (J)
v
c Correction factor (--)
cf
E Young’s modulus (MPa)
A Test patch = 80 mm
C
σ Flow stress (MPa)
f
R Average pipe radius (mm)
t Minimum wall thickness of the pipe (mm)
σ Arrest stress (MPa)
a
Ps Maximum saturation pressure (gauge pressure) in MPag; for pure CO critical pressure = 7,28 MPag
OD External diameter of the pipe (mm)
4.2 Abbreviated terms
CCS Carbon dioxide Capture and Storage
EOR Enhanced Oil Recovery
GERG Groupe Européen de Recherches Gazières (European Gas Research Group)
IMP Integrity Management Plan
MAOP Maximum Allowable Operating Pressure
PIG Pipeline Inspection Gauge
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
SI Système International d’unités (International System of Units)
4 © ISO 2016 – All rights reserved
4.3 Units
All units used in this document are SI units.
5 Properties of CO , CO streams and mixing of CO streams influencing pipeline
2 2 2
transportation
5.1 General
It shall be considered in accordance with ISO 20765-2 that pure and impure CO have properties that can
be very different from those of hydrocarbon fluids and can influence all stages of the pipeline life cycle.
The thermodynamic and chemical behaviour of pure CO can be found in literature (see, for example,
Reference [50]). In the usual operating envelope for CO transportation, the temperature and pressure
will vary and will be project-specific. CO can be in the gaseous or dense phase. There is a large change
in density between gaseous and dense phases when the CO is close to the saturation pressure, and for
this reason, operation close to the saturation condition should be avoided.
In case two-phase flow cannot be avoided for any reason, it should be given special consideration during
design and operation (see References [25] and [52]).
The following subclauses are intended to inform the designer and pipeline operator on how to decide
on the correct parameters to be used to avoid negative impacts on the pipeline integrity.
Impurities within the CO stream can result in negative impacts on the pipeline integrity. As a part
of the design process, limits shall be specified for the maximum levels of impurities within the CO
stream, and robust measurement equipment shall be installed to monitor the composition against this
specification prior to its entry into the pipeline. Annex A provides further information on this.
5.2 Pure CO
5.2.1 Thermodynamics
The thermodynamic properties of CO , particularly the saturation pressure, shall be taken into account
because they have a significant impact on the design of the pipeline. If the MAOP is above the critical
pressure, then the critical pressure shall be used as the principal parameter in the design. This avoids
ductile fracture in the wall of the line pipe unless the operating envelope with regard to pressure and
temperature is such that it can be demonstrated that the pressure and temperature at the saturation
line are always below the critical pressure and critical temperature. For other parameters, the MAOP
shall be used as described in 7.3.
5.2.2 Chemical reactions and corrosion
With pure CO , there will be no chemical reactions or internal corrosion in the pipeline.
5.3 CO streams
5.3.1 Thermodynamics
It shall be considered that the phase diagram and the physical and chemical properties will change
depending on the CO stream composition, leading, amongst other things, to changed values of the
saturation pressure compared to pure CO . The highest value of the saturation pressure shall be the
principal design parameter to avoid ductile fracture, unless the operating envelope with regard to
pressure and temperature is such that it can be demonstrated that the pressure and temperature at the
saturation line is always below the critical pressure and critical temperature. This saturation pressure
for the specific stream may be determined by use of the GERG formula (see ISO 20765-2) or any other
similarly validated formulae or other validated methods which are appropriate for the specific CO
composition, e.g. Reference [37].
5.3.2 Chemical reactions
The different impurities within a CO stream shall be taken into account because they have the
potential of reacting together to form other compounds. The presence of these other compounds has
the potential to affect the thermodynamic properties of the CO stream. The worst case will result in a
free water phase, solid deposition or corrosion. These potential effects should be modelled or confirmed
experimentally.
5.4 Mixing of CO streams
The connection of new sources to an operating pipeline system could result in the CO stream no longer
meeting the previous design specification and shall be subject to a design review to ensure that the
changed composition is still appropriate for the pipeline design and operation.
6 Concept development and design criteria
6.1 General
This clause includes requirements and recommendations related to design issues that are specific to
CO and that are usually considered as part of the pipeline concept phase.
CO pipelines shall be designed in accordance with industry recognized standards and applicable
regulatory requirements.
6.2 Safety philosophy
Safety is ensured in different ways in different countries. Some countries use risk-based and
probabilistic design and operation philosophies, others use deterministic concepts. These concepts can
be found in existing pipeline standards such as ISO 13623, EN 1594, AS 2885, or other standards (see
Bibliography). Hence, for risk assessment, risk management and hazard identification, the designers
and pipeline operators should refer to these pipeline standards.
In cases where, in the design of the pipeline, the existing pipeline standards require a classification of the
fluid with respect to potential hazards to public safety, the differences in hazards shall be recognized
compared to other fluids, e.g. natural gas. It shall be considered that there is limited statistical data
relevant to CO pipelines, e.g. Reference [56]. Users should be aware that because of the different design
criteria and operational conditions, other pipeline incident databases, e.g. for natural gas pipelines, may
not accurately reflect the situation appropriate to CO streams. Therefore, they should be used with
caution.
Failure statistics for onshore and offshore pipelines shall be considered separately, particularly in
relation to the causes of external third party damage. Statistical databases relevant to the application
should be used but if data assembled in a different nation or geographical region are used, appropriate
factors shall be applied where there are differences in design approach. For instance, requirements for
minimum ground cover of a pipeline can vary from one country to another, as a result of which the
frequency or severity of damage to the pipeline by third parties can correspondingly also vary.
The frequency analysis should examine the available historical incident data in detail to extract and
use the most relevant data for a particular CO pipeline project. When applying failure statistics, the
designer shall consider pipelines designed according to equivalent codes.
Incident data from other relevant pipeline systems may also be consulted and assessed carefully as
input to any frequency analysis. Examples could include data from the Bibliography.
6 © ISO 2016 – All rights reserved
For internal failure mechanisms, such as corrosion, the application of pipeline failure statistics should
be made with caution and only be applied on the basis that there is adequate control of the water and
acid dew point of the CO stream. The lack of dew point control is expected to increase the potential for
failure in the CO pipelines as the internal corrosion rate increases significantly.
6.3 Design criteria
The design specification shall be consistent and aligned throughout the whole process from CO
production to storage, e.g. the specification of impurity limits in the CO stream shall be adequately
considered.
6.4 Reliability and availability of CO pipeline systems
In assessing the reliability and availability of a pipeline, it shall be considered that the reliability or
availability of one part of the process from CO production to storage has design and operational
impact on other parts. When assessing the availability of a component within the pipeline system,
due attention should be paid to the operational interdependency with other components, because the
components of a pipeline system including pumps and valves are necessarily very interdependent. Due
attention should also be paid to the provision of redundancy or diversity for key components in order
to provide high operational availability and to avoid shut-in CO or the need to vent pipeline volumes
between valves.
6.5 Short-term storage reserve
Short-term storage within the pipeline can be used as a buffer to smooth out some variations in CO
deliveries and receipts. The extent to which short-term storage reserve and other buffering solutions
may be used should be reviewed and optimized against other project drivers both in the design phase
of a project as well as during operations.
Consideration should be given to the limited availability of short-term storage reserve in dense-phase
pipeline systems. More short-term storage reserve capability is possible in gaseous phase pipeline
systems.
6.6 Access to the pipeline system
Any third party access to an existing or proposed pipeline shall conform to the requirements of this
document.
6.7 System design principles
6.7.1 General
The general design principles are defined in existing standards for oil and gas pipelines. In addition to
these, the following design principles shall apply for CO .
6.7.2 Pressure control and overpressure protection system
A pressure protection system shall be used unless the pressure source to the pipeline cannot deliver a
pressure in excess of the incidental pressure including possible dynamic effects.
For a pipeline operated in the dense phase, the pressure control system shall be designed to ensure that
the dense-phase condition is retained both within the operating envelope (see 3.24), reduced flow rate
and in a pipeline shut-in situation.
Unless the materials of the pipeline or pipeline system are selected to accommodate such a situation,
the pressure control system should be configured to ensure that there is a sufficient margin to free
water formation (see 6.8) in case of a pipeline shut-in condition.
Venting of CO to atmosphere to restore pressure levels within a pipeline is permissible, but the design
shall ensure that any venting does not lead to significantly higher exposure of personnel to adverse
impacts, or significantly affect the environment. The phase changes of the vented CO and subsequent
dispersion of the resultant plume should be modelled as described in Annex B to ensure this.
6.8 Pipeline dehydration — General principles
6.8.1 Particular aspects related to CO
It should be taken into account that adequate pipeline dehydration of the CO stream is essential for
corrosion control (see 7.1) and to reduce the potential for hydrate formation (see 6.8.3).
NOTE As pipeline dehydration is part of capture process, refer to ISO/TR 27912.
6.8.2 Maximum water content
Water content should be specified in terms of parts per million on a volume basis (ppmv) and the
maximum concentration should be determined such that hydrates will not form and corrosion and solids
formation will be within design margins. The maximum water content will depend on the operational
conditions and should be specified on the basis of relevant field experience, reliable experimental data
or experimentally verified models. For further information, see Annex A.
6.8.3 Avoidance of hydrate formation
The potential for hydrate formation both in gaseous and dense-phase CO shall be considered with
reference to the water content in the CO stream.
In addition to the potential for forming CO hydrate, the potential for forming hydrates from other non-
condensable components shall be considered.
The potential for forming hydrates during pipeline commissioning or re-start shall be considered with
reference to the pipeline dewatering procedure and potential for residual water in the pipeline after
pressure testing.
The primary strategy for hydrate prevention should be sufficient dehydration of the CO stream prior
to it entering the pipeline system. Water content should be controlled and monitored at the inlet of the
pipeline system.
6.8.4 Reliability and precision of pipeline dehydration
Valid calibration certificates should exist for the water monitoring system. Calibration should be
performed, taking the project-specific CO stream into account, as other impurities within the stream
may influence the readings. The reliability could be improved by using two separate water monitoring
systems.
The speed of response to the detection of “out-of-specification” water content should be defined based
on an appropriate assessment of the consequences.
6.9 Flow assurance
6.9.1 Particular aspects related to CO streams
With reference to flow assurance, the following particular issues should be considered:
— effec
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 27913
Première édition
2016-11-01
Captage du dioxyde de carbone,
transport et stockage géologique —
Systèmes de transport par conduites
Carbon dioxide capture, transportation and geological storage —
Pipeline transportation systems
Numéro de référence
©
ISO 2016
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sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie, l’affichage sur
l’internet ou sur un Intranet, sans autorisation écrite préalable. Les demandes d’autorisation peuvent être adressées à l’ISO à
l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
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Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d’application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 1
4 Symboles, abréviations et unités . 4
4.1 Symboles . 4
4.2 Abréviations . 5
4.3 Unités . 5
5 Propriétés du CO, de flux de CO et de mélange de flux de CO ayant une influence
2 2 2
sur le transport par conduites . 5
5.1 Généralités . 5
5.2 CO pur . 5
5.2.1 Thermodynamique . 5
5.2.2 Réactions chimiques et corrosion . 6
5.3 Flux de CO .
2 6
5.3.1 Thermodynamique . 6
5.3.2 Réactions chimiques . 6
5.4 Mélange de flux de CO .
2 6
6 Politique et critères de conception . 6
6.1 Généralités . 6
6.2 Politique de sécurité . 6
6.3 Critères de conception. 7
6.4 Fiabilité et disponibilité des systèmes de conduites de CO .
2 7
6.5 Réserve de stockage à court terme (stockage en conduite) . 8
6.6 Accès au système de conduites . 8
6.7 Principes de conception de système . 8
6.7.1 Généralités . 8
6.7.2 Système de régulation de pression et de protection contre les surpressions . 8
6.8 Déshydratation des conduites — Principes généraux . 8
6.8.1 Aspects particuliers associés au CO .
2 8
6.8.2 Teneur maximale en eau . 9
6.8.3 Prévention de la formation d’hydrates . 9
6.8.4 Fiabilité et précision de la déshydratation des conduites . 9
6.9 Garantie de débit . 9
6.9.1 Aspects particuliers associés aux flux de CO .
2 9
6.9.2 Modèle thermohydraulique .10
6.9.3 Capacité de conception d’une conduite .10
6.9.4 Débit réduit.10
6.9.5 Capacité de transport disponible .11
6.9.6 Conditions de température de CO .
2 11
6.9.7 Chemisage interne .11
6.9.8 Isolation thermique externe .11
6.9.9 Détection des fuites .11
6.10 Configuration de conduite .12
6.10.1 Postes/stations .12
6.10.2 Postes de sectionnement .12
6.10.3 Robinets de coupure .12
6.10.4 Stations de pompage et de compression.12
6.10.5 Gare de pistons et inspection par pistons .12
6.10.6 Conception d’installation terrestre de mise à l’évent .12
6.10.7 Installations en mer de mise à l’évent .13
7 Matériaux et conception de conduite .13
7.1 Corrosion interne .13
7.2 Matériaux de tube.14
7.2.1 Généralités .14
7.2.2 Revêtement externe .14
7.2.3 Matériaux non métalliques .14
7.2.4 Lubrifiants .14
7.3 Calculs d’épaisseur de paroi .14
7.3.1 Principes de calcul — Chargements de conception .14
7.3.2 Détermination de l’épaisseur minimale de paroi .15
7.3.3 Épaisseur minimale de paroi (t ) par rapport à la pression interne .15
minDP
7.3.4 Épaisseur minimale de paroi (t ) prenant en compte les fluctuations
minHS
dynamiques de la pression (choc hydraulique) .15
7.3.5 Épaisseur minimale de paroi (t ) par rapport à une fracture ductile .16
minDF
7.3.6 Ténacité .16
7.3.7 Vue d’ensemble .16
7.4 Mesures complémentaires .18
7.4.1 Charges dynamiques dues au fonctionnement (pression de
fonctionnement variable).18
7.4.2 Profil topographique .18
7.4.3 Dispositifs anti-propagation de ruptures .18
7.4.4 Conduites en mer .18
8 Construction .18
8.1 Généralités .18
8.2 Phase préalable à la mise en service des conduites .18
8.2.1 Vue d’ensemble .18
8.2.2 Déshydratation et séchage des conduites .19
8.2.3 Préservation avant la mise en service des conduites .19
9 Fonctionnement .19
9.1 Généralités .19
9.2 Mise en service des conduites.19
9.2.1 Première inspection/inspection initiale/ inspection de référence .19
9.2.2 Remplissage et pressurisation initiaux avec le produit .19
9.2.3 Installations terrestres de mise à l’évent .20
9.2.4 Mise hors service de conduite .20
9.2.5 Dépressurisation de la conduite .20
9.3 Inspection, surveillance et essais .21
9.3.1 Généralités .21
9.3.2 Procédure d’inspection en ligne .21
9.3.3 Surveillance de la teneur en eau.21
10 Requalification de conduites existantes pour un service de CO .21
Annexe A (informative) Composition des flux de CO .22
Annexe B (informative) Caractéristiques du CO .25
Annexe C (informative) Corrosion et érosion internes .28
Annexe D (informative) Utilisation du modèle à deux courbes de Battelle modifié .30
Annexe E (informative) Exigences de données pour un plan de gestion de l’intégrité .32
Bibliographie .34
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Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.
L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été
rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir www.
iso.org/directives).
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l’élaboration du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l’ISO (voir www.iso.org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la signification des termes et expressions spécifiques de l’ISO liés à
l’évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l’adhésion de l’ISO aux principes
de l’OMC concernant les obstacles techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: Avant-propos —
Informations supplémentaires.
Le comité chargé de l’élaboration du présent document est l’ISO/TC 265, Captage du dioxyde de carbone,
transport et stockage géologique.
Introduction
Le procédé de captage et de stockage du dioxyde de carbone (CO ), désigné ci-après par CCS, est une
technologie reconnue comme déterminante pour une réduction significative des émissions de CO dans
l’atmosphère. Il est probable que les conduites soient le principal moyen pour transporter le CO du
point de captage jusqu’au site de stockage (par exemple, des formations géologiques d’hydrocarbures
épuisées, des aquifères salins profonds), où il sera stocké de manière définitive ou employé à d’autres
fins [par exemple, récupération assistée des hydrocarbures (EOR, de l’anglais Enhanced Oil Recovery)]
afin de limiter son rejet dans l’atmosphère. Même si le transport de CO par des conduites est perçu
comme un moyen n’entravant pas la mise en œuvre du CCS, il existe peu de retour d’informations sur
sa mise en pratique dans l’industrie contrairement au transport d’hydrocarbures (de gaz naturel par
exemple) et il est nécessaire de bien comprendre un certain nombre de problématiques et de gérer
efficacement les risques associés afin d’assurer la sécurité du transport du CO . Dans le contexte du CCS,
certaines régions ayant de plus fortes densités de population et dont les émissions de CO proviennent
de multiples sources, pourraient avoir besoin de systèmes de conduites de CO plus conséquents.
De même, il est probable que les conduites en mer destinées à acheminer le CO jusqu’à des sites de
stockage en mer deviennent pratique courante.
Le présent document vise à spécifier les exigences et recommandations relatives à certains aspects
pour une conception, une construction et un fonctionnement sûrs et fiables des conduites destinées
au transport du CO à grande échelle, qui ne sont pas déjà couverts par les normes existantes sur
les conduites, telles que l’ISO 13623, l’ASME B31.4, l’EN 1594, l’AS 2885, ou d’autres normes (voir
Bibliographie). Les normes existantes sur les conduites couvrent une grande partie des questions
associées à la conception et à la construction de conduites de CO ; néanmoins, certaines problématiques
plus spécifiques du CO ne sont pas traitées de manière adéquate dans ces normes. Le présent document
vise à couvrir ces questions de façon cohérente. Par conséquent, le présent document n’est pas une
norme indépendante, et a été rédigé comme un complément aux autres normes existantes sur les
conduites pour le gaz naturel ou les liquides transportés par des conduites terrestres et en mer.
Le transport du CO par voie maritime, ferroviaire et routière n’est pas traité dans le présent document.
vi © ISO 2016 – Tous droits réservés
2 14 6
7, 9
8, 9
16 17
Légende
1 source de CO de captage, par exemple à partir 10 riser (out of transport scope)
d’une centrale électrique, d’une installation industrielle, 11 vanne sous-marine
voir ISO/TR 27912 (captage) (à l’intérieur du périmètre relatif au
transport)
2 joint d’étanchéité 12 vanne littorale
3 limite 13 conduite en mer
4 autre source de CO 14 conduite terrestre
5 ISO 27913 (système de transport, 15 vanne
à l’intérieur de la limite) 16 point d’arrivée à terre
6 limite de l’installation de stockage 17 eau libre/mer
7 installation de stockage terrestre 18 système de transport d’une tierce partie
8 installation de stockage en mer 19 export pour des utilisations autres que 7, 8
et 9
9 EOR 20 compression ou pompage intermédiaire
Figure 1 — Illustration schématique des limites du système du présent document
NORME INTERNATIONALE ISO 27913:2016(F)
Captage du dioxyde de carbone, transport et stockage
géologique — Systèmes de transport par conduites
1 Domaine d’application
Le présent document spécifie des exigences et recommandations supplémentaires non mentionnées
dans les normes existantes sur les conduites, applicables au transport de flux de CO du site de captage
jusqu’à l’installation de stockage où il est principalement stocké dans des formations géologiques ou
utilisé à d’autres fins (par exemple, pour une récupération assistée des hydrocarbures (EOR) ou une
utilisation du CO ).
Ce document s’applique:
— aux conduites métalliques rigides;
— aux systèmes de conduites;
— aux conduites terrestres et en mer destinées au transport de flux de CO ;
— à la conversion de conduites existantes pour le transport de flux de CO ;
— au transport par conduites de flux de CO en vue d’un stockage ou d’une utilisation; et
— au transport de CO en phase gazeuse et en phase dense.
La limite du système (voir Figure 1) entre le captage et le transport est le point au niveau de la vanne
d’entrée de la conduite, où la composition, la température et la pression du flux de CO sont régulées
dans une certaine plage spécifiée par le ou les processus de captage afin de satisfaire aux exigences de
transport décrites dans le présent document.
La limite entre le transport et le stockage est le point au niveau duquel le flux de CO quitte
l’infrastructure de conduites de transport et entre dans l’infrastructure de stockage.
Le présent document inclut également des aspects d’assurance qualité du flux de CO et traite de la
convergence de flux de CO provenant de différentes sources.
Les aspects de santé, de sécurité et environnementaux relatifs à la surveillance et au transport du CO
sont pris en compte.
2 Références normatives
Les documents suivants cités dans le texte constituent, pour tout ou partie de leur contenu, des
exigences 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).
ISO 3183:2012, Industries du pétrole et du gaz naturel — Tubes en acier pour les systèmes de transport par
conduites
ISO 20765-2, Gaz naturel — Calcul des propriétés thermodynamiques — Partie 2: Propriétés des phases
uniques (gaz, liquide, fluide dense) pour une gamme étendue d’applications
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse http://www.iso.org/obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http://www.electropedia.org/
3.1
pression d’arrêt
pression interne de conduite à laquelle la résistance mécanique est suffisante pour stopper, ou bien
l’énergie n’est pas suffisante pour favoriser une fracture ductile (3.8)
3.2
flux de CO
flux constitué majoritairement de dioxyde de carbone
3.3
surépaisseur de corrosion
épaisseur supplémentaire de paroi ajoutée lors de la conception pour compenser toute diminution
d’épaisseur de paroi due à la corrosion (interne/externe) au cours de la durée de vie définie à la
conception
3.4
point critique
température et pression les plus élevées auxquelles une substance pure (par exemple CO ) peut exister
sous forme gazeuse et liquide à l’équilibre
Note 1 à l’article: Pour un mélange de fluides de plusieurs composants d’une composition donnée, le point critique
est l’intersection des courbes du point de bulle et du point de rosée.
3.5
pression critique
pression de vapeur à la température critique (3.6)
Note 1 à l’article: La pression critique pour le CO pur est de 7,28 MPag.
3.6
température critique
température au-dessus de laquelle il n’est pas possible d’atteindre la phase liquide par une simple
augmentation de pression
Note 1 à l’article: La température critique pour le CO pur est de 304,03 K.
3.7
phase dense
CO dans ses phases liquide ou supercritique
3.8
fracture ductile
mécanisme initié par la propagation d’une fissure ou par des éléments d’augmentation de contrainte,
associé à une déformation plastique importante
Note 1 à l’article: Une « fracture ductile » est parfois appelée « fracture par cisaillement ».
3.9
revêtement facilitant l’écoulement
revêtement interne destiné à réduire la rugosité interne et donc réduire au minimum la perte de charge
due aux frottements
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3.10
dispositif anti-propagation de rupture
composant supplémentaire de conduite pouvant être installé autour des parties d’une conduite conçue
pour résister à la propagation des fractures
Note 1 à l’article: Un dispositif anti-fracture est aussi appelé « dispositif anti-fissure ».
3.11
eau libre
eau (eau pure, eau contenant des sels dissous, sels humides, mélanges eau/glycol ou autres mélanges
contenant de l’eau) non dissoute dans la phase CO gazeuse ou dense, c’est-à-dire une phase d’eau
distincte
3.12
placage interne
conduite avec un revêtement métallique interne où la liaison entre le tube de conduite et le revêtement
est métallurgique
3.13
chemisage interne
conduite avec un revêtement interne où la liaison entre le tube de conduite et le revêtement est
mécanique
3.14
température maximale de calcul
température la plus élevée possible pouvant être appliquée localement et à laquelle l’équipement ou le
système peuvent être raisonnablement exposés pendant l’installation et le fonctionnement
3.15
pression maximale de service
pression la plus élevée possible pouvant être appliquée localement et à laquelle l’équipement ou le
système peuvent être raisonnablement exposés pendant l’installation et le fonctionnement
3.16
température minimale de calcul
température la plus basse possible pouvant être appliquée localement et à laquelle le composant ou le
système peuvent être raisonnablement exposés pendant l’installation et le fonctionnement
3.17
pression minimale de service
pression la plus faible possible pouvant être rencontrée localement et à laquelle l’équipement ou le
système peuvent être raisonnablement exposés pendant l’installation et le fonctionnement
3.18
gaz non condensables
substances chimiques qui sont en partie à l’état vapeur aux conditions de fonctionnement de la conduite
3.19
plage de service
plage limitée de paramètres dans laquelle des opérations aboutiront à des performances sûres et
acceptables de l’équipement ou du système pendant le fonctionnement
3.20
mise en service des conduites
activités associées au remplissage et à la mise en pression initiaux du système de conduites avec le
fluide à transporter
3.21
déshydratation des conduites
processus d’élimination de l’eau présente dans un flux de CO (3.2) à un niveau inférieur à la saturation
de sorte à pouvoir atteindre les maxima de conception prévus pour le système de transport
3.22
purge d’eau des conduites
élimination de l’eau après des essais hydrauliques du système de conduites
3.23
décompression rapide des gaz
phénomène initié par un fluide migrant à un niveau moléculaire dans un polymère, et formant une bulle
qui éclate suite à une diminution de pression
3.24
pression de saturation
pression d’une vapeur qui est en équilibre avec sa phase liquide à une température donnée
Note 1 à l’article: Le terme « pression de saturation » est également appelé « pression de vapeur saturante ».
3.25
réserve de stockage à court terme (stockage en conduite)
accumulation du fluide dans une section sous pression d’une conduite s’ajoutant au fluide extrait
provenant de la conduite, à des fins de stockage temporaire de ce fluide
3.26
menace
activité ou état, qui, seul(es), ou combiné(es) à d’autres activités ou états, en l’absence d’un contrôle
adéquat, sont susceptibles de nuire ou d’avoir un autre impact négatif
3.27
point triple
température et pression auxquelles trois phases (gaz, liquide et solide) d’une substance coexistent selon
un équilibre thermodynamique
4 Symboles, abréviations et unités
4.1 Symboles
C Valeur d’impact sur éprouvette entaillée (essai Charpy) de l’acier de la conduite (J)
v
c Facteur de correction (–)
cf
E Module de Young (MPa)
A Surface d’essai = 80 mm
C
σ Contrainte de fluage (MPa)
f
R Rayon moyen de conduite (mm)
t Épaisseur minimale de paroi de la conduite (mm)
σ Contrainte d’arrêt (MPa)
a
Pression de saturation maximale (pression manométrique) en MPag; pour le CO pur, pression
Ps
critique = 7,28 MPag
OD Diamètre externe de la conduite (mm)
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4.2 Abréviations
CCS Carbon dioxide Capture et Storage (captage et stockage du dioxyde de carbone)
EOR Enhanced Oil Recovery (récupération assistée des hydrocarbures)
GERG Groupe Européen de Recherches Gazières (European Gas Research Group)
IMP Integrity Management Plan (plan de gestion de l’intégrité)
MAOP Maximum Allowable Operating Pressure (pression maximale admissible de service)
PIG Pipeline Inspection Gauge (piston d’inspection de conduite)
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition (système d’acquisition et de contrôle des données)
SI Système International d’unités (en anglais International System of Units)
4.3 Unités
Toutes les unités utilisées dans le présent document sont des unités SI.
5 Propriétés du CO, de flux de CO et de mélange de flux de CO ayant une
2 2 2
influence sur le transport par conduites
5.1 Généralités
Le fait que les propriétés du CO pur ou impur conformément à l’ISO 20765-2 peuvent être très
différentes de celles des fluides hydrocarbonés et peuvent influencer tous les stades de la durée de vie
de la conduite doit être pris en considération.
Les données sur le comportement thermodynamique et chimique du CO pur sont disponibles dans
la littérature (voir, par exemple, Référence [50]). Dans la plage de service habituelle pour le transport
de CO , la température et la pression fluctueront et dépendront du projet. Le CO peut se trouver en
2 2
phase gazeuse ou dense. La masse volumique varie très fortement entre la phase gazeuse et la phase
dense lorsque le CO est proche de la pression de saturation, et par conséquent, il convient d’éviter un
fonctionnement proche de cet état de saturation.
S’il est impossible d’éviter un flux diphasique quelle qu’en soit la raison, il convient que cela fasse l’objet
d’une attention particulière lors de la conception et du fonctionnement (voir Références [25] et [52]).
Les paragraphes suivants visent à éclairer le concepteur et l’opérateur des conduites sur la façon de
choisir les bons paramètres à appliquer pour éviter des conséquences négatives sur l’intégrité des
conduites.
Des impuretés dans le flux de CO peuvent avoir des conséquences négatives sur l’intégrité des
conduites. La spécification des limites pour les teneurs maximales en impuretés dans le flux de CO doit
faire partie du processus de conception, et un équipement de mesure robuste doit être installé pour
vérifier que la composition respecte cette spécification avant son entrée dans la conduite. L’Annexe A
fournit de plus amples informations sur cet aspect.
5.2 CO pur
5.2.1 Thermodynamique
Les propriétés thermodynamiques du CO , notamment la pression de saturation, doivent être prises en
compte car elles ont un impact significatif sur la conception de la conduite. Si la MAOP est supérieure
à la pression critique, la pression critique doit être utilisée en tant que paramètre principal dans la
conception. Cela permet d’éviter toute fracture ductile dans la paroi du tube de conduite, sauf si la plage
de service relative à la pression et à la température est telle qu’il peut être démontré que la pression et
la température au niveau de la courbe de saturation sont toujours inférieures à la pression critique et
à la température critique. Pour les autres paramètres, la MAOP doit être utilisée comme décrit en 7.3.
5.2.2 Réactions chimiques et corrosion
Avec le CO pur, il n’y aura ni réaction chimique, ni corrosion interne dans la conduite.
5.3 Flux de CO
5.3.1 Thermodynamique
Le fait que le diagramme de phase et les propriétés physiques et chimiques varieront en fonction de
la composition du flux de CO , ce qui conduira entre autres à des valeurs de pression de saturation
différentes de celles du CO pur, doit être pris en compte. La plus forte valeur de la pression de
saturation doit être le paramètre de conception principal pour éviter toute fracture ductile, sauf si
la plage de service relative à la pression et à la température est telle qu’il peut être démontré que la
pression et la température sur la courbe de saturation sont toujours inférieures à la pression critique
et à la température critique. Cette pression de saturation pour le flux concerné peut être déterminée à
l’aide de la formule GERG (voir l’ISO 20765-2) ou de toute autre formule validée de manière similaire ou
autre méthode validée appropriées pour la composition spécifique du CO , par exemple Référence [37].
5.3.2 Réactions chimiques
Les différentes impuretés présentes dans un flux de CO doivent être prises en compte car elles peuvent
interagir entre elles et former d’autres composés. La présence de ces autres composés peut influencer
les propriétés thermodynamiques du flux de CO . Le pire des scénarios serait d’avoir une phase d’eau
libre, un dépôt de matières solides ou une corrosion. Il convient de modéliser ces éventuels effets et de
procéder à une confirmation expérimentale.
5.4 Mélange de flux de CO
Le raccordement de nouvelles sources à un système de conduites en service pourrait faire que le flux de
CO ne respecte plus la spécification de conception antérieure et il doit faire l’objet d’un réexamen de
la conception pour s’assurer que la composition qui a évolué est toujours adaptée à la conception et au
fonctionnement de la conduite.
6 Politique et critères de conception
6.1 Généralités
Cet article inclut des exigences et recommandations relatives aux problématiques de conception propres
au CO et qui sont habituellement considérées comme faisant partie de la phase d’étude de concept pour
la conduite.
Les conduites de CO doivent être conçues conformément aux normes reconnues par l’industrie et aux
exigences réglementaires applicables.
6.2 Politique de sécurité
La sécurité est assurée de différentes façons selon les pays. Certains pays utilisent des politiques de
conception et de fonctionnement probabilistes basées sur les risques et d’autres ont recours à des
concepts déterministes. Ces concepts peuvent être retrouvés dans des normes existantes sur les
conduites, telles que l’ISO 13623, l’EN 1594, l’AS 2885 ou d’autres normes (voir Bibliographie). Par
conséquent, pour l’évaluation des risques, la gestion des risques et l’identification des phénomènes
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dangereux, il convient que les concepteurs et les opérateurs de conduites se réfèrent à ces normes sur
les conduites.
Pour les cas où, dans le cadre de la conception de la conduite, les normes existantes sur les conduites
imposent une classification du fluide par rapport aux éventuels dangers en termes de santé publique,
les différences de danger par rapport à d’autres fluides, par exemple le gaz naturel, doivent être
identifiées. Le fait que les données statistiques concernant les conduites de CO sont limitées doit
être pris en considération, par exemple Référence [56]. Il convient que les utilisateurs sachent, qu’en
raison des différents critères de conception et conditions opérationnelles, d’autres bases de données
sur les incidents liés aux conduites, par exemple pour les conduites de gaz naturel, peuvent ne pas
correspondre exactement à la situation appropriée aux flux de CO . Il convient, par conséquent, de les
utiliser avec prudence.
Les statistiques de défaillances pour les conduites terrestres et en mer doivent être considérées
séparément, en particulier par rapport aux causes de dommages dus à une tierce partie externe. Il
convient d’utiliser les bases de données statistiques pertinentes par rapport à l’application, mais si
des données recueillies dans un autre pays ou une autre zone géographique sont utilisées, des facteurs
adéquats doivent être appliqués lorsqu’il existe des différences en matière d’approche de conception.
Par exemple, les exigences de surface minimale de couverture d’une conduite peuvent varier d’un pays à
l’autre, en conséquence de quoi la fréquence et la gravité d’un dommage sur la conduite dû à des tierces
parties peuvent également varier de manière correspondante.
Il convient que l’analyse de fréquence examine en détail les données disponibles sur les incidents
antérieurs afin d’extraire et d’utiliser les données les plus pertinentes pour un projet de conduite de CO
donné. Lors de l’application des statistiques de défaillances, le concepteur doit considérer les conduites
conçues selon des codes équivalents.
Les données sur les incidents émanant d’autres systèmes de conduites pertinents peuvent aussi être
consultées et évaluées avec soin en tant qu’entrée d’une quelconque analyse de fréquence. Des exemples
pourraient inclure des données issues de la Bibliographie.
Pour les mécanismes de défaillance interne, telle que la corrosion, il convient que l’application des
statistiques de défaillances de conduites soit effectuée avec soin et qu’elle ne soit appliquée que s’il existe
un contrôle adéquat du point de rosée de l’eau et du point de rosée acide du flux de CO . Il est attendu
que l’absence de contrôle du point de rosée augmente le risque de défaillances dans les conduites de CO
du fait que le taux de corrosion interne augmente significativement.
6.3 Critères de conception
La spécification de conception doit être cohérente et harmonisée sur l’ensemble du processus, de la
production de CO au stockage, par exemple la spécification des limites pour les impuretés dans le flux
de CO doit être prise en compte de manière adéquate.
6.4 Fiabilité et disponibilité des systèmes de conduites de CO
Lors de l’évaluation de la fiabilité et de la disponibilité d’une conduite, le fait que la fiabilité ou la
disponibilité d’une partie du processus, de la production de CO au stockage, a un impact de conception
et de fonctionnement sur les autres parties, doit être pris en compte. Lors de l’évaluation de la
fiabilité d’un composant du système de conduites, il convient d’accorder une attention particulière à
l’interdépendance opérationnelle avec les autres composants, puisque les composants d’un système
de conduites incluant des pompes et des vannes sont nécessairement fortement interdépendants.
Il convient d’accorder également une attention particulière aux dispositions de redondance ou de
diversité pour les composants clés de manière à assurer une disponibilité opérationnelle élevée et à
éviter les coupures d’alimentation en CO ou la nécessité de mettre à l’évent des volumes de conduite
entre les vannes.
6.5 Réserve de stockage à court terme (stockage en conduite)
Un stockage à court terme peut être utilisé à titre de tampon pour lisser certaines variations de
distribution et d’approvisionnement en CO . Il convient que la mesure, selon laquelle la réserve de
stockage à court terme et autres solutions tampons peuvent être utilisées, soit examinée et optimisée
par rapport à d’autres facteurs du projet aussi bien lors de la phase de conception que pendant le
fonctionnement.
Il convient de tenir compte de la disponibilité limitée de la réserve de stockage à court terme dans les
systèmes de conduites à phase dense. Une plus grande capacité de réserve de stockage à court terme est
possible pour les systèmes de conduite à phase gazeuse.
6.6 Accès au système de conduites
T
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