ISO 23306:2020
(Main)Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications
Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications
This document specifies the quality requirements for Liquefied Natural Gas (LNG) used as a fuel for marine applications. It defines the relevant parameters to measure as well as the required values and the test reference methods for all those parameters. This document applies to LNG from any source, e.g. gas from conventional reservoirs, shale gas, coalbed methane, biomethane, synthetic methane. LNG described in this document can come from synthesis process out of fossil fuels or renewable sources. This document identifies the required specifications for fuels delivered at the time and place of custody transfer (at the delivery point).
Spécification du gaz naturel liquéfié comme carburant pour les applications maritimes
Le présent document spécifie les exigences de qualité applicables au gaz naturel liquéfié (GNL) utilisé comme carburant pour les applications maritimes. Il définit les paramètres pertinents à mesurer ainsi que les valeurs requises et les méthodes d'essai de référence pour l'ensemble de ces paramètres. Le présent document s'applique au GNL provenant de toute source, par exemple : le gaz issu de réservoirs classiques, le gaz de schiste, le gaz de charbon, le biométhane, le méthane de synthèse. Le GNL décrit dans le présent document peut provenir d'un processus de synthèse à partir de carburants fossiles ou de sources renouvelables. Le présent document identifie les spécifications requises pour les carburants livrés au moment et au lieu du transfert de propriété (au point de livraison).
General Information
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 23306
First edition
2020-10
Specification of liquefied natural gas
as a fuel for marine applications
Spécification du gaz naturel liquéfié comme carburant pour les
applications maritimes
Reference number
©
ISO 2020
© ISO 2020
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Published in Switzerland
ii © ISO 2020 – All rights reserved
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope .1
2 Normative references .1
3 Terms and definitions .1
4 General requirements .2
5 Sampling .3
6 Requirements, limit values and related test methods .3
7 Main compounds removed by liquefaction process .4
Annex A (normative) Propane knock index: Methane number calculation method .6
Annex B (informative) Examples of LNG composition .12
Annex C (informative) Methane number (knock resistance) and Wobbe index (thermal
input through a restriction) .15
Annex D (informative) LNG ageing along the bunkering chain .17
Annex E (informative) Particles .18
Annex F (informative) Melting and boiling points of pure components and impurities that
can be present in different LNG.19
Bibliography .21
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 of the voluntary nature of standards, 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
www .iso .org/ iso/ foreword .html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum and related products, fuels
and lubricants from natural or synthetic sources, Subcommittee SC 4, Classifications and specifications,
in collaboration with the European Committee for Standardization (CEN) Technical Committee
CEN/TC 408, Natural gas and biomethane for use in transport and biomethane for injection in the natural
gas grid, in accordance with the Agreement on technical cooperation between ISO and CEN (Vienna
Agreement).
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www .iso .org/ members .html.
iv © ISO 2020 – All rights reserved
Introduction
Due to numerous economic and environmental factors, the use of liquefied natural gas (LNG) as fuel
for marine applications has increased. The 0,10 % sulfur limit, in the sulfur emission controlled areas
in Europe and the US, which entered into force on 1 January 2015 has been one of the major driving
forces for using LNG as fuel for marine applications. The decision for the 0,50 % global sulfur limit from
1 January 2020 by the International Maritime Organization (IMO) might further increase the interest
in LNG. The International Code of Safety for Ships using Gases or other Low-flashpoint Fuels (IGF Code)
was a response to the need of guidance in this emerging market. Since LNG-fueled vessels are likely
to bunker LNG in different parts of the world, a common specification is needed for ship owners, ship
operators and LNG suppliers. It would help engine manufacturers and ship designers and it is beneficial
for the development of this new alternative marine fuel market.
In 2018, IMO adopted an initial strategy on reduction of greenhouse gas (GHG) emissions from ships.
The strategy includes the objective to peak GHG emissions from international shipping as soon as
possible, whilst pursuing efforts towards decarbonizing the sector as soon as possible in this century.
It also includes the objectives to reduce the CO emissions per transport work and total annual GHG
emissions from international shipping by 2050, with an interim target in 2030. Thus, LNG produced
from renewable sources as biomethane that can reduce CO emissions when used as marine fuel is also
addressed in this document.
LNG is produced in different locations in the world in liquefaction plants. Large scale production
facilities are often dedicated to specific markets such as natural gas grids and large power plants
that use their own standards. This document takes into consideration this major constraint for any
adaptation to marine applications specificities/requirements.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 23306:2020(E)
Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine
applications
1 Scope
This document specifies the quality requirements for Liquefied Natural Gas (LNG) used as a fuel for
marine applications. It defines the relevant parameters to measure as well as the required values and
the test reference methods for all those parameters.
This document applies to LNG from any source, e.g. gas from conventional reservoirs, shale gas, coalbed
methane, biomethane, synthetic methane. LNG described in this document can come from synthesis
process out of fossil fuels or renewable sources.
This document identifies the required specifications for fuels delivered at the time and place of custody
transfer (at the delivery point).
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 6578, Refrigerated hydrocarbon liquids — Static measurement — Calculation procedure
ISO 6974 (all parts), Natural gas — Determination of composition and associated uncertainty by gas
chromatography
ISO 6976, Natural gas — Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe indices from
composition
ISO 8943, Refrigerated light hydrocarbon fluids — Sampling of liquefied natural gas — Continuous and
intermittent methods
EN 16726, Gas infrastructure — Quality of gas — Group H
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 https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at http:// www .electropedia .org/
3.1
biomethane
methane rich gas derived from biogas or from gasification of biomass by upgrading with the properties
similar to natural gas
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.15]
3.2
liquefied natural gas
LNG
natural gas that has been liquefied after processing
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.12, modified — Definition has been shortened, note to entry has been
deleted.]
3.3
methane number
MN
rating indicating the knocking characteristics of a fuel gas
Note 1 to entry: It is comparable to the octane number for petrol. One expression of the methane number is the
volume percentage of methane in a methane-hydrogen mixture, that in a test engine under standard conditions
has the same tendency to knock as the fuel gas to be examined.
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.6.6.1]
3.4
natural gas
complex gaseous mixture of hydrocarbons, primarily methane, but generally includes ethane, propane
and higher hydrocarbons, and some non-combustible gases such as nitrogen and carbon dioxide
Note 1 to entry: Natural gas can also contain components or contaminants such as sulfur compounds and/or
other chemical species.
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.1]
3.5
Wobbe index
calorific value on a volumetric basis at specified reference conditions, divided by the square root of the
relative density at the same specified metering reference conditions
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.6.4.3, modified — Note to entry has been deleted.]
4 General requirements
4.1 The LNG at the delivery point shall conform with the characteristics and limits given in Table 1
when tested in accordance with the specified methods.
The components listed in Table 1 and Table 2 shall be measured to enable the calculation of the physical
properties of the LNG at the delivery point.
4.2 The LNG delivered shall be free from any material at a concentration that causes the LNG to be
unacceptable for use, i.e. material not at a concentration that is harmful to personnel, jeopardizes the
safety of the ship, or adversely affects the performance of the machinery.
4.3 Physicochemical characteristics not requiring measurement are listed in Table 3.
It is not practical to require detailed chemical analysis for each delivery of fuels beyond the
requirements listed in Table 1 or Table 2. Instead, a liquefaction plant, LNG terminal or any other supply
facility, including supply barges and truck deliveries, shall have in place adequate quality assurance
and management of change procedures to ensure that the resultant LNG is in conformance with the
requirements of this document.
Examples of LNG compositions are given in Annex B.
Information on ageing of LNG can be found in Annex D and information on particles can be found in
Annex E.
2 © ISO 2020 – All rights reserved
4.4 The reference conditions shall be 288,15 K, 101,325 kPa (see ISO 13443:1996, Clause 3) in the
gaseous phase.
5 Sampling
Samples for quality verification are not mandatory but can be taken at various locations as agreed
among the parties concerned. Samples, if any, can also be taken at multiple moments in time, as LNG
has distinct different ageing characteristics than traditional hydrocarbon maritime fuels (with regards
to ageing reference is made to Annex D). In order to ensure a representative sample, proper sampling
procedures should be followed.
When sampling of LNG for analysis is carried out, it shall be in accordance with the procedures
provided in ISO 8943 or an equivalent national standard agreed between the parties concerned. Where
specific sampling requirements are documented, the relevant parties should agree on the reference
test methods. The LNG collected in liquid state shall be instantly conditioned to gaseous state without
any partial vaporization or loss of molecular components to ensure a representative sample.
There are two methods for sampling LNG as defined in ISO 8943, continuous and intermittent. Both
methods obtain LNG from the LNG cargo/bunker line and then it is gasified in a vaporizer. The
continuous method collects the gasified LNG in a sample holder at a constant flow rate for offline
analysis. The intermittent method collects gasified LNG and directs it to an on-line analyzer at
predetermined intervals. Please refer to ISO 8943 for more details on these methods.
The requirements for sampling LNG for marine applications can vary throughout the industry,
depending on availability and equipment. Load port samples can be used for quality determination if
the sampling equipment is not available and if it is agreed between the parties.
6 Requirements, limit values and related test methods
The components and physicochemical characteristics that shall be measured or calculated using the
related test methods are given in Table 1 and Table 2.
[1]
NOTE Information can be found in ISO 6975 .
Information on MN and Wobbe index can be found in Annex C.
Table 1 — Physicochemical characteristics requiring measurement/calculation with limit values
Characteristic Unit Limit Value Test method
3 a
Net Calorific Value (NCV) MJ/m (s) Min 33,6 ISO 6976
Nitrogen % (mol) Max 1,0 ISO 6974 (all parts)
Annex A (Propane knock
b
Methane Number (MN) no unit Min
index) or EN 16726
a
Calculated for a theoretical mixture of 99 % (mol) methane and 1 % (mol) nitrogen in liquid phase. The
Gross Calorific Value can be calculated from the Net Calorific Value (see ISO 13443:1996).
b
Both the method used for determining the MN and the minimum value shall be agreed between supplier and user.
The fuel supplier shall calculate the actual MN at the delivery point and provide this information to the
user (see Clause 5 for sampling location). This information shall be given as MN or MN .
(PKI) (EN 16726)
For guidance on the MN applicability to a specific application, Original Equipment Manufacturer (OEM)
specifications should be considered.
Table 2 — Physicochemical characteristics requiring measurement without limit values
Characteristic Unit Test method Value
a 3
Density kg/m ISO 6578 Report
Methane (CH ) % (mol) ISO 6974 (all parts) Report
Ethane (C H ) % (mol) ISO 6974 (all parts) Report
2 6
Propane (C H ) % (mol) ISO 6974 (all parts) Report
3 8
n-Butane (C H )
4 10
% (mol) ISO 6974 (all parts) Report
i-Butane
Pentane(C H ) % (mol) ISO 6974 (all parts) Report
5 12
a
Density at temperature of the liquid phase.
7 Main compounds removed by liquefaction process
Natural gas is liquid at around −160 °C under atmospheric pressure and becomes Liquefied Natural
Gas (LNG). To avoid freezing and plugging in the liquefaction plant's cryogenic heat exchangers,
usual impurities or compounds that are present in the natural gas from various sources are removed
upstream from the liquefaction process below their solubility level. Some LNG components (e.g. ethane,
propane, butane and pentane) are possibly removed for commercial reasons or to achieve a targeted
calorific value range.
LNG composition is therefore within more narrow limits compared to natural gas. The compounds
that can be considered as harmful for marine applications are removed or reduced to very low levels
(trace) so that they are no more a concern. They shall comply with 4.2. The main compounds removed
by liquefaction are listed in Table 3 and below for information and reference. The measurement of
these species is not required. However, if the parties concerned agree to measure them, they should be
measured according to the referenced methods listed in Table 3.
The melting and boiling points for a range of compounds, including those possibly present in biomethane,
are available in Table F.1.
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Table 3 — Main compounds removed by liquefaction and not requiring measurement
Solubility limit
in LNG (around Typical value out
Characteristic Unit Test method Remarks
−160 °C, atm. of LNG plant
Pressure)
Hexane and % (mol) ISO 6974 (all n.a. n.a. n.a.
higher parts)
hydrocarbons
3 [5] 3
Total sulfur mg(S)/m ISO 19739 (n.a.) Max 30 mg(S)/m Depends on LNG
(gas) contracts. Actual
[6]
ISO 20729
value very often
much lower.
3 3
Hydrogen sulfide mg/m ISO 19739 n.a. 4,29 mg/m (N) Removed in Acid
Gas Removal Unit
(AGRU) in liquefac-
tion plant for safety
purposes.
Mercaptan mg/m ISO 19739 Depends on size n.a. Removed in AGRU or
of molecule in heavy hydrocar-
bon removal unit in
liquefaction plant.
Carbon dioxide % (mol) ISO 6974 (all Around 0,02 % 0,005 % (mol) Removed in AGRU in
parts) (mol) liquefaction plant.
Oxygen % (mol) ISO 6974 (all n.a. n.a. Removed in
parts) liquefaction plant
3 [3] 3
Water mg/m ISO 10101 Below 0,74 mg/ 0,74 mg/m or Removed in
m below dehydration unit in
liquefaction plant
3 [2] 3
Mercury µg/m ISO 6978-2 n.a. 0,01 μg/m Removed in
liquefaction plant
NOTE See Annex F for components in low concentration or absent, e.g. siloxanes.
n.a. Not available.
Annex A
(normative)
Propane knock index: Methane number calculation method
The MN of a gaseous fuel can be calculated from its composition according to several different methods,
all of which can give different results. The methodology described in this Annex shall be employed to
calculate MN .
(PKI)
For components listed in Table 3, the mole fraction can be taken as equal to "0".
®1)
DNV GL developed a MN method (“PKI MN”) that characterizes gases for their knock resistance
based on the combustion properties of the fuel mixtures themselves. The PKI MN method is based on a
[8]
methane-propane scale (PKI, Propane Knock Index) where the knock resistance of gas composition is
compared to the knock resistance of a methane-propane gas mixture under identical engine conditions.
To calculate the PKI values a polynomial, Formula (A.1) is used:
n n m
PKIX=∑αβ+∑ XX (A.1)
nni m i j
i ij*
where
X is the (normalized) mole fraction,
i = CH , C H , C H , i-C H , n-C H , n-C H , i-C H , neo-C H , CO , CO, H and N ;
4 2 6 3 8 4 10 4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
j = C H , C H , i-C H , n-C H , n-C H , i-C H , neo-C H , CO , CO, H and N ;
2 6 3 8 4 10 4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
n = 1 to 4;
m = 1, 2;
α and β values are given in Table A.2.
The calculation is valid for PKI values ≤20 (or MN ≥ 53, see below) and the gas composition range in
(PKI)
Table A.1.
Table A.1 — Gas composition range
Species Min, mol % Max, mol %
CH 65 100
C H 0 20
2 6
C H 0 20
3 8
i-C H 0 5
4 10
n-C H 0 5
4 10
n-C H 0 2
5 12
i-C H 0 2
5 12
neo-C H 0 2
5 12
C + 0 1,5
H 0 20
1) DNV GL is a trademark of DNV GL AS. This information is given for the convenience of users of this document
and does not constitute an endorsement by ISO.
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Table A.1 (continued)
Species Min, mol % Max, mol %
CO 0 10
CO 0 20
N 0 20
H S 0 0,5
To account for the presence of C + and H S in the gas mixture scaling factors are derived based on
6 2
®1)
autoignition measurements in a rapid compression machine at DNV GL . These scaling factors are
used in the algorithm to translate the effect of C + and H S on the knock resistance of a gas mixture
6 2
to an equivalent fraction of n-C H . The factors are used to correct the methane and n-pentane mole
5 12
fractions as in Formulae (A.2) and (A.3).
XX=−03, ×X (A.2)
CH44,newCHingasmixtureC6+
XX=+XX+×13, (A.3)
nC51Hn25, ew nC Hi12 ngasmixtureH26SC +
Where X denotes the mole fraction. Here we note that the results of the algorithm are only valid if the
total mole percentages of the gas mixture is 100 %.
Table A.2 — α and β coefficients in Formula (A.1)
Coefficient Value Description
α 569,285 536 016 002 0 CH
CH4 4
α −650,854 339 490 7 CH ^2
(CH4) 4
α 64,359 575 257 386 2 CH ^3
(CH4) 4
α 17,214 959 222 053 6 CH ^4
(CH4) 4
α −645,099 966 662 855 0 C H
C2H6 2 6
α 694,229 376 857 102 0 C H ^2
(C2H6) 2 6
α −675,381 075 231 165 0 C H ^3
(C2H6) 2 6
α 1 474,790 791 373 33 C H ^4
(C2H6) 2 6
α 499,398 492 651 52 C H
C3H8 3 8
α −576,665 945 472 394 0 C H ^2
(C3H8) 3 8
α 252,193 674 060 28 C H ^3
(C3H8) 3 8
α 593,958 975 466 507 0 C H ^4
(C3H8) 3 8
α 934,466 273 223 240 0 N_C
n-C4H10 4
α −86,872 357 077 023 8 N_C ^2
(n-C4H10) 4
α −20 418,906 767 39
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 23306
Première édition
2020-10
Spécification du gaz naturel
liquéfié comme carburant pour les
applications maritimes
Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications
Numéro de référence
©
ISO 2020
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y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
être demandée à l’ISO à l’adresse ci-après ou au comité membre de l’ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
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Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2020 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction .v
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives .1
3 Termes et définitions .1
4 Exigences générales .2
5 Échantillonnage .3
6 Exigences, valeurs limites et méthodes d'essai associées .3
7 Principaux composés éliminés par le processus de liquéfaction .4
Annexe A (normative) Indice de cliquetis du propane : méthode de calcul de l'indice de méthane .6
Annexe B (informative) Exemples de composition du GNL .12
Annexe C (informative) Indice de méthane (résistance au cliquetis) et indice de Wobbe
(apport thermique à travers un orifice) .15
Annexe D (informative) Vieillissement du GNL le long de la chaîne de soutage .17
Annexe E (informative) Particules .18
Annexe F (informative) Points de fusion et d'ébullition des composants purs et des
impuretés dans différents GNL .19
Bibliographie .21
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 attirée 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 nature volontaire des normes, 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’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir www .iso .org/ avant -propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et produits
connexes, combustibles et lubrifiants d’origine synthétique ou biologique, sous-comité SC 4, Classifications
et spécifications, en collaboration avec le comité technique CEN/TC 408, Biométhane pour utilisation
dans les transports et injection dans le réseau de gaz nature, du Comité européen de normalisation (CEN)
conformément à l’Accord de coopération technique entre l’ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l’adresse www .iso .org/ fr/ members .html.
iv © ISO 2020 – Tous droits réservés
Introduction
L'utilisation du gaz naturel liquéfié (GNL) comme carburant pour les applications maritimes a augmenté
sous l'effet de nombreux facteurs économiques et environnementaux. La limite de 0,10 % de soufre
imposée dans les zones de contrôle des émissions de soufre en Europe et aux États-Unis, qui est entrée
er
en vigueur le 1 janvier 2015, a été l'un des principaux facteurs favorisant l'utilisation du GNL comme
carburant pour les applications maritimes. La décision de l'Organisation maritime internationale
(OMI) d'imposer une limite de teneur en soufre de 0,50 % à l'échelle mondiale pourrait accroître
encore davantage l'intérêt manifesté à l'égard du GNL. Le Recueil international des règles de sécurité
applicables aux navires qui utilisent des gaz ou d'autres carburants à faible point d'éclair (Code IGF),
er
entré en vigueur le 1 janvier 2017, était une réponse à la nécessité de recommandations sur ce
marché émergent. Étant donné que les navires propulsés au GNL sont susceptibles de souter du GNL
dans différentes régions du monde, une spécification commune est nécessaire pour les armateurs, les
exploitants de navires et les fournisseurs de GNL. Elle aide également les fabricants de moteurs et les
concepteurs de navires, et est bénéfique pour le développement de ce nouveau marché des carburants
alternatifs pour la marine.
En 2018, l'OMI a adopté une stratégie initiale sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre
(GES) provenant des navires. Cette stratégie comprend l'objectif de plafonner les émissions de GES
issues du transport maritime international, tout en poursuivant les efforts visant à décarboner ce
secteur le plus rapidement possible au cours de ce siècle. Elle comprend également les objectifs visant à
réduire les émissions de CO par opération de transport et les émissions totales annuelles de GES issues
du transport maritime international d'ici 2050, avec un objectif intermédiaire en 2030. Ainsi, le GNL
produit à partir de sources renouvelables telles que le biométhane, qui peut réduire les émissions de
CO lorsqu'il est utilisé comme carburant pour la marine, est également traité dans le présent document.
Le GNL est produit dans des usines de liquéfaction implantées dans différents lieux à travers le monde.
Les installations de production à grande échelle sont souvent dédiées à des marchés spécifiques, tels
que les réseaux de gaz naturel et les grandes centrales électriques qui utilisent leurs propres normes.
Le présent document tient compte de cette contrainte majeure pour toute adaptation aux spécificités et
exigences des applications maritimes.
NORME INTERNATIONALE ISO 23306:2020(F)
Spécification du gaz naturel liquéfié comme carburant
pour les applications maritimes
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie les exigences de qualité applicables au gaz naturel liquéfié (GNL) utilisé
comme carburant pour les applications maritimes. Il définit les paramètres pertinents à mesurer ainsi
que les valeurs requises et les méthodes d'essai de référence pour l'ensemble de ces paramètres.
Le présent document s'applique au GNL provenant de toute source, par exemple : le gaz issu de réservoirs
classiques, le gaz de schiste, le gaz de charbon, le biométhane, le méthane de synthèse. Le GNL décrit
dans le présent document peut provenir d'un processus de synthèse à partir de carburants fossiles ou
de sources renouvelables.
Le présent document identifie les spécifications requises pour les carburants livrés au moment et au
lieu du transfert de propriété (au point de livraison).
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils 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 6578, Hydrocarbures liquides réfrigérés — Mesurage statique — Procédure de calcul
ISO 6974 (toutes les parties), Gaz naturel — Détermination de la composition et de l’incertitude associée
par chromatographie en phase gazeuse
ISO 6976, Gaz naturel — Calcul des pouvoirs calorifiques, de la masse volumique, de la densité relative et
des indices de Wobbe à partir de la composition
ISO 8943, Hydrocarbures liquides légers réfrigérés — Échantillonnage de gaz naturel liquéfié — Méthodes
en continu et par intermittence
EN 16726, Infrastructures gazières — Qualité du gaz — Groupe H
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 https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse http:// www .electropedia .org/
3.1
biométhane
gaz riche en méthane provenant du biogaz ou de la gazéification de la biomasse par traitement pour
obtenir des propriétés similaires au gaz naturel
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.15]
3.2
gaz naturel liquéfié
GNL
gaz naturel qui a subi un traitement de liquéfaction
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.12, modifiée — La définition a été raccourcie, la note à l'article a été
supprimée.]
3.3
indice de méthane
IM
indice indiquant les caractéristiques de cliquetis d'un gaz combustible
Note 1 à l'article: Il est comparable à l'indice d'octane pour l'essence. Une expression de l'indice de méthane est le
pourcentage en volume de méthane dans un mélange méthane-hydrogène, qui dans un moteur d'essai sous des
conditions standard, a la même tendance à cliqueter que le gaz combustible à examiner.
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.6.6.1]
3.4
gaz naturel
mélange complexe d'hydrocarbures, composé principalement de méthane, mais comprenant
généralement aussi, de l'éthane, du propane, des hydrocarbures supérieurs, et quelques gaz non
combustibles tels que l'azote et le dioxyde de carbone
Note 1 à l'article: Le gaz naturel peut également contenir des composants ou des contaminants tels que des
composés soufrés et/ou d'autres espèces chimiques.
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.1]
3.5
indice de Wobbe
quotient, sur une base volumique aux conditions de référence spécifiées, du pouvoir calorifique par la
racine carrée de la densité relative dans les mêmes conditions spécifiées de référence de mesurage
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.6.4.3, modifiée — La note à l'article a été supprimée.]
4 Exigences générales
4.1 Le GNL au point de livraison doit être conforme aux caractéristiques et aux limites indiquées dans
le Tableau 1 lorsqu'il est soumis à l'essai conformément aux méthodes spécifiées.
Les composants énumérés dans les Tableaux 1 et 2 doivent être mesurés afin de permettre le calcul des
propriétés physiques du GNL au point de livraison.
4.2 Le GNL livré doit être exempt de tout matériau présent à des concentrations qui rendent le GNL
inacceptable pour une utilisation selon l'Article 1, c'est-à-dire que le matériau n'est pas présent à des
concentrations qui présentent un danger pour le personnel, mettent en péril la sécurité du navire ou
nuisent aux performances de la machinerie.
4.3 Les caractéristiques physico-chimiques pour lesquelles aucune mesure n'est requise sont
énumérées dans le Tableau 3.
Il n'est pas réaliste d'exiger une analyse chimique détaillée pour chaque livraison de carburant au-delà
des exigences énumérées dans le Tableau 1 ou le Tableau 2. Au lieu de cela, il convient qu'une usine de
liquéfaction, un terminal de GNL ou toute autre installation d'approvisionnement, y compris les barges
d'approvisionnement et les livraisons par camions, se dote de procédures d'assurance qualité et de
gestion du changement adéquates afin de garantir que le GNL obtenu est conforme aux exigences du
présent document.
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Des exemples de compositions de GNL sont fournis à l'Annexe B.
Des informations relatives au vieillissement du GNL sont disponibles à l'Annexe D, et des informations
relatives aux particules sont disponibles à l'Annexe E.
4.4 Les conditions de référence doivent être de 288,15 K, 101 325 kPa (voir ISO 13443: 1996, Article
3) en phase gazeuse.
5 Échantillonnage
Des échantillons destinés à la vérification de la qualité, le cas échéant, peuvent être prélevés à différents
emplacements, tel que convenu entre les parties concernées. Des échantillons, le cas échéant, peuvent
également être prélevés à différents moments, étant donné que le GNL présente des caractéristiques de
vieillissement nettement différentes des carburants maritimes hydrocarbonés traditionnels (en ce qui
concerne le vieillissement, se référer à l'Annexe D). Afin de garantir que l'échantillon est représentatif, il
est essentiel de suivre les procédures d'échantillonnage appropriées.
Lorsqu'un échantillonnage de GNL est réalisé à des fins d'analyse, il doit être conforme aux procédures
fournies dans l'ISO 8943 ou dans une norme nationale équivalente convenue entre les parties
concernées. Lorsque des exigences d'échantillonnage spécifiques sont documentées, il est recommandé
que les parties concernées conviennent des méthodes d'essai de référence. Il est impératif de veiller
à ce que le GNL recueilli à l'état liquide soit immédiatement conditionné à l'état gazeux sans aucune
vaporisation partielle ni perte de composants moléculaires, ceci afin de garantir un échantillon
représentatif.
Il existe deux méthodes d'échantillonnage du GNL tel que défini dans l'ISO 8943, en continu et par
intermittence. Les deux méthodes prélèvent le GNL dans la cargaison/conduite de réservoir de GNL.
Le GNL est ensuite gazéifié dans un vaporisateur. La méthode en continu collecte le GNL gazéifié
dans un réservoir d'échantillon à un débit constant en vue d'une analyse indirecte. La méthode par
intermittence collecte le GNL gazéifié et le dirige vers un analyseur direct à intervalles prédéterminés.
Se référer à l'ISO 8943 pour plus de détails sur ces méthodes.
Les exigences en matière d'échantillonnage de GNL pour applications maritimes peuvent varier dans
l'ensemble du secteur, en fonction de la disponibilité et du matériel. Des échantillons du port de
chargement peuvent être utilisés à des fins de détermination de la qualité si le matériel d'échantillonnage
n'est pas disponible et si cela est convenu entre les parties.
6 Exigences, valeurs limites et méthodes d'essai associées
Les composants et les caractéristiques physico-chimiques qui doivent être mesurés ou calculés et les
méthodes d'essai associées sont fournis dans le Tableau 1 et le Tableau 2.
[2]
NOTE Des informations sont disponibles dans l'ISO 6975 .
Des informations relatives à l'IM et à l'indice de Wobbe sont disponibles à l'Annexe C.
Tableau 1 — Caractéristiques physico-chimiques pour lesquelles une mesure/un calcul est
nécessaire, et valeurs limites
Caractéristique Unité Limite Valeur Méthode d'essai
3 a
Pouvoir calorifique inférieur (PCI) MJ/m (s) Min 33,6 ISO 6976
Azote % (mol) Max 1,0 ISO 6974
a
Calculée pour un mélange théorique de 99 % de méthane et de 1 % d'azote en phase liquide. Le pouvoir calorifique
supérieur peut être calculé à partir du pouvoir calorifique net (voir ISO 13443: 1996).
b
La méthode utilisée pour déterminer l'IM et la valeur minimale doivent toutes deux être convenues entre le fournisseur
et l'utilisateur.
Tableau 1 (suite)
Caractéristique Unité Limite Valeur Méthode d'essai
Annexe A (Indice de
b
Indice de méthane (IM) sans unité Min cliquetis du propane)
ou EN 16726
a
Calculée pour un mélange théorique de 99 % de méthane et de 1 % d'azote en phase liquide. Le pouvoir calorifique
supérieur peut être calculé à partir du pouvoir calorifique net (voir ISO 13443: 1996).
b
La méthode utilisée pour déterminer l'IM et la valeur minimale doivent toutes deux être convenues entre le fournisseur
et l'utilisateur.
Le fournisseur du carburant doit calculer l'IM réel au point de livraison et fournir cette information à
l'utilisateur (voir l'Article 5 pour l'emplacement d'échantillonnage). Cette information doit être fournie
en tant que IM ou IM (EN16726). Pour des recommandations relatives à l'applicabilité de l'IM pour
(PKI)
une application spécifique, il convient de tenir compte des spécifications du fabricant d'origine (OEM).
Tableau 2 — Caractéristiques physico-chimiques pour lesquelles une mesure est requise, sans
valeurs limites
Caractéristique Unité Méthode d'essai Valeur
a 3
Masse volumique kg/m ISO 6578 Rapport
Méthane (CH ) % (mol) ISO 6974 (toutes les parties) Rapport
Éthane (C H ) % (mol) ISO 6974 (toutes les parties) Rapport
2 6
Propane (C H ) % (mol) ISO 6974 (toutes les parties) Rapport
3 8
n-Butane (C H ) ISO 6974 (toutes les parties) Rapport
4 10
% (mol)
i-Butane
Pentane(C H ) % (mol) ISO 6974 (toutes les parties) Rapport
5 12
a
Masse volumique à la température de la phase liquide.
7 Principaux composés éliminés par le processus de liquéfaction
Le gaz naturel est liquide à environ -160 °C à la pression atmosphérique et devient du gaz naturel
liquéfié (GNL). Afin d'éviter le givrage et l'obturation des échangeurs thermiques cryogéniques de
l'usine de liquéfaction, les impuretés ou composés qui sont généralement présents dans le gaz naturel
et provenant de diverses sources sont éliminés en amont du processus de liquéfaction en dessous de
leur niveau de solubilité. Certains composants du GNL (par exemple : l'éthane, le propane, le butane et
le pentane) sont éventuellement éliminés pour des raisons commerciales ou dans le but d'atteindre une
plage de pouvoirs calorifiques cible.
La composition du GNL se situe donc dans des limites plus étroites que celle du gaz naturel. Les composés
pouvant être considérés comme nocifs pour les applications maritimes sont éliminés ou sont réduits à
des niveaux très bas (trace), de sorte qu'ils ne sont plus préoccupants. Ils doivent être conformes à 4.2.
Les principaux composés éliminés par la liquéfaction sont énumérés dans le Tableau 3 et ci-dessous à
des fins d'information et de référence. La mesure de ces espèces n'est pas nécessaire. Toutefois, si les
parties concernées conviennent de les mesurer, il convient qu'elles soient mesurées conformément aux
méthodes référencées indiquées dans le Tableau 3.
Les points de fusion et d'ébullition d'un éventail de composés, y compris ceux susceptibles d'être
présents dans le biométhane, sont disponibles à l'Annexe F, Tableau F.1.
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Tableau 3 — Principaux composés éliminés par liquéfaction pour lesquels aucune mesure
n'est requise
Caractéristique Unité Méthode Limite de solubilité Valeur type à la Remarques
d'essai dans le GNL (environ sortie de l'usine
−160 °C, press. atmos.) de GNL
Hexane et % (mol) ISO 6974 n.d. n.d. n.d.
hydrocarbures (toutes les
supérieurs parties)
3 [3]
Teneur totale en mg(S)/m ISO 19739 (n.d.) Max 30 mg(S)/ Dépend des contrats
soufre m (gaz) de fourniture de
[4]
ISO 20729
GNL La valeur réelle
est très souvent lar-
gement inférieure.
3 3
Sulfure d'hydro- mg/m ISO 19739 n.d. 4,29 mg/m (N) Retiré dans l'unité
gène d'élimination des
gaz acides (AGRU)
de l'usine de liqué-
faction pour des
raisons de sécurité.
Mercaptan mg/m ISO 19739 Dépend de la taille de la n.d. Retiré dans l'AGRU
molécule ou dans l'unité
d'élimination des
hydrocarbures
lourds de l'usine de
liquéfaction.
Dioxyde de car- % (mol) ISO 6974 Environ 0,02 % (mol) 0,005 % (mol) Retiré dans l'AGRU
bone (toutes les de l'usine de liqué-
parties) faction.
Oxygène % (mol) ISO 6974 n.d. n.d. Retiré dans l'usine
(toutes les de liquéfaction.
parties)
3 [3] 3 3
Eau mg/m ISO 10101 Inférieure à 0,74 mg/m 0,74 mg/m ou Retirée dans l'unité
moins de déshydratation
de l'usine de liqué-
faction.
3 [2] 3
Mercure µg/m ISO 6978-2 n.d. 0,01 μg/m Retiré dans l'usine
de liquéfaction.
NOTE Voir l'Annexe F pour les composants en faible concentration ou absents, par exemple les siloxanes.
n.d. Non disponible
Annexe A
(normative)
Indice de cliquetis du propane : méthode de calcul de l'indice de
méthane
L'IM d'un carburant gazeux peut être calculé à partir de sa composition selon plusieurs méthodes, qui
peuvent toutes produire des résultats différents. Aux fins de conformité avec le présent document, la
méthode décrite dans la présente Annexe doit être employée pour calculer l'IM .
(PKI)
Pour les composants énumérés dans le Tableau 3, la fraction molaire peut être considérée comme étant
égale à « 0 ».
®1)
La société DNV GL a élaboré une méthode de calcul de l'IM (« PKI MN ») qui caractérise les gaz en
matière de résistance au cliquetis à partir des propriétés de combustion des mélanges de carburants.
La méthode PKI MN est fondée sur une échelle du méthane-propane (indice de cliquetis du propane,
[8]
ou PKI, « Propane Knock Index » en anglais) , où la résistance au cliquetis de la composition du gaz est
comparée à la résistance au cliquetis d'un mélange gazeux méthane-propane dans des conditions de
moteur identiques.
Pour calculer les valeurs de PKI, la Formule (A.1) polynomiale est utilisée :
n n m
PKIX=∑αβ+∑ XX (A.1)
nni m i j
i ij*
où
X est la fraction molaire (normalisée) ;
i = CH , C H , C H , i-C H , n-C H , n-C H , i-C H , néo-C H , CO , CO, H et N ;
4 2 6 3 8 4 10 4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
j = C H , C H , i-C H , n-C H , n-C H , i-C H , néo-C H , CO , CO, H et N ;
2 6 3 8 4 10 4 10 5 12 5 12 5 12 2 2 2
n = 1 à 4 et m =1, 2 ;
α et β sont les valeurs fournies dans le Tableau A.2.
Le calcul est valide pour les valeurs de PKI ≤ 20 (ou IM ≥ 53, voir ci-dessous) et la plage de
(PKI)
composition du gaz donnée dans le Tableau A.1.
Tableau A.1 — Plage de composition du gaz
Espèce Min, mol % Max, mol %
CH 65 100
C H 0 20
2 6
C H 0 20
3 8
i-C H 0 5
4 10
n-C H 0 5
4 10
n-C H 0 2
5 12
i-C H 0 2
5 12
néo-C H 0 2
5 12
1) DNV GL est une marque de DNV GL AS. Ces informations sont données pour la commodité des utilisateurs de ce
document et ne constituent pas une approbation de l'ISO.
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Tableau A.1 (suite)
Espèce Min, mol % Max, mol %
C + 0 1,5
H 0 20
CO 0 10
CO 0 20
N 0 20
H S 0 0,5
Afin de tenir compte de la présence de C + et de H S dans le mélange de gaz, des facteurs d'échelle sont
6 2
obtenus à partir de mesures d'auto-inflammation dans une machine à compression rapide chez DNV
®1
GL . Ces facteurs d'échelle sont utilisés dans l'algorithme afin de traduire l'effet de C + et de H S sur
6 2
la résistance au cliquetis d'un mélange gazeux à une fraction équivalente de n-C H . Les facteurs sont
5 12
utilisés pour corriger les fractions molaires de méthane et de n-pentane comme dans les Formules (A.2)
et (A.3):
XX=−03. ×X (A.2)
CH44,dnouveauCHdansmelange egaz c6+
XX=+XX+×13. (A.3)
nC51Hn25,douveau nC Hd12 ansmelange egaz HS26C +
Où X représente la fraction molaire. Ici, on remarque que les résultats de l'algorithme ne sont valides
que si les pour
...
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