ISO 23306:2020

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 23306:2020(F)
©
ISO 2020

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ISO 23306:2020(F)

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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
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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 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.
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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
2
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.
2
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.
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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]
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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.
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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
4
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
3
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.
3
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
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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
4
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
6
H 0 20
2
CO 0 10
CO 0 20
2
N 0 20
2
H S 0 0,5
2
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 pourcentages molaires totaux du mélange de gaz sont de 100 %.
Tableau A.2 — Coefficients α et β dans la Formule (A.1)
Coefficient Valeur Description
α 569,285 536 016 002 0 CH
CH4 4
2
α -650,854 339 490 7 CH ^2
(CH4) 4
3
α 64,359 575 257 386 2 CH ^3
(CH4) 4
4
α 17,214 959 222 053 6 CH ^4
(CH4) 4
α -645,099 966 662 855 0 C H
C2H6 2 6
2
α 694,229 376 857 102 0 C H ^2
(C2H6) 2 6
3
α -675,381 075 231 165 0 C H ^3
(C2H6) 2 6
4
α 1 474,790 791 373 33 C H ^4
(C2H6) 2 6
α 499,398 492 651 52 C H
C3H8 3 8
2
α -576,665 945 472 394 0 C H ^2
(C3H8) 3 8
3
α 252,193 674 060 28 C H ^3
(C3H8) 3 8
4
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
2
α -86,872 357 077 023 8 N_C ^2
(n-C4H10) 4
3
α -20 418,906 767 397 9 N_C ^3
(n-C4H10) 4
4
α 633 286,561 358 521 0 N_C ^4
(n-C4H10) 4
α 735,223 884 113 728 0 I_C
iso-C4H10 4
2
α -3 182,614 393 379 67 I_C ^2
(iso-C4H10) 4
3
α 20 945,186 725 021 9 I_C ^3
(iso-C4H10) 4
4
α 159 067,868 032 595 0 I_C ^4
(iso-C4H10) 4
α 2 571,930 793 605 35 N_C
n-C5H12 5
2
α 10 516,494 109 227 50 N_C ^2
(n-C5H12) 5
3
α -770 539,377 197 693 N_C ^3
(n-C5H12) 5
© ISO 2020 – Tous droits réservés 7

---------------------- Page: 12 ----------------------
ISO 23306:2020(F)

Tableau A.2 (suite)
Coefficient Valeur Description
4
α 28 633 475,586 565 4 N_C ^4
(n-C5H12) 5
α -3 582,967 844 353 79 I_C
iso-C5H12 5
2
α 0 I_C ^2
(iso-C5H12) 5
3
α 403 155,950 864 334 I_C ^3
(iso-C5H12) 5
4
α -11 917 333,837 932 9 I_C ^4
(iso-C5H12) 5
α 1 123,396 367 098 65 NEC
néo-C5H12 5
2
α 1 679,728 075 248 10 NEC ^2
(néo-C5H12) 5
3
α -172 182,649 067 176 NEC ^3
(néo-C5H12) 5
4
α 3 467 918,607 466 990 NEC ^4
(néo-C5H12) 5
α -469,428 097 827 742 N
N2 2
2
α 352,688 107 288 763 N ^2
(N2) 2
3
α -220,491 687 402 358 N ^3
(N2) 2
4
α 1 419,680 053 962 420 N ^4
(N2) 2
α -953,460 328 339 263 CO
CO2 2
2
α 1 148,487 258 682 280 CO ^2
(CO2) 2
3
α -601,339 855 375 907 CO ^3
(CO2) 2
4
α 448,125 565 457 084 CO ^4
(CO2) 2
α -5 813,759 963 900 21 CO
CO
2
α 5 511,721 025 828 67 CO^2
(CO)
3
α 1 647,043 065 843 26 CO^3
(CO)
4
α -3 471,241 525 554 25 CO^4
(CO)
α -906,859 878 136 883 H
H2 2
2
α 1 059,747 810 140 28 H ^2
(H2) 2
3
α -1 302,861 581 498 63 H ^3
(H2) 2
4
α 3 639,859 493 045 20 H ^4
(H2) 2
β 201,788 909 592 169 CH *C H
CH4×C2H6 4 2 6
β -865,856 657 223 225 CH *C H
CH4 •C3H8 4 3 8
β -1 210,227 541 932 4 CH *N_C
CH4 •n-C4H10 4 4
2
β 1 331,555 523 696 450 (CH *N_C )^2
(CH4 •n-C4H10) 4 4
β -1 023,278 147 470 3 CH *I_C
CH4 •iso-C4H10 4 4
2
β 1 550,095 184 612 58 (CH4*I_C4)^2
(CH4 × iso-C4H10)
β -2 811,677 404 325 23 CH4*N_C5
CH4 × n-C5H12
β 3 363,981 505 063 56 CH4*I_C5
CH4 × iso-C5H12
β -1 534,525 674 887 23 CH4
...

DRAFT INTERNATIONAL STANDARD
ISO/DIS 23306
ISO/TC 28/SC 4 Secretariat: AFNOR
Voting begins on: Voting terminates on:
2019-12-03 2020-02-25
Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine
applications
Spécification du gaz naturel liquéfié comme carburant pour les applications marines
ICS: 75.160.30
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This document is circulated as received from the committee secretariat.
FOR COMMENT AND APPROVAL. IT IS
THEREFORE SUBJECT TO CHANGE AND MAY
NOT BE REFERRED TO AS AN INTERNATIONAL
STANDARD UNTIL PUBLISHED AS SUCH.
IN ADDITION TO THEIR EVALUATION AS
ISO/CEN PARALLEL PROCESSING
BEING ACCEPTABLE FOR INDUSTRIAL,
TECHNOLOGICAL, COMMERCIAL AND
USER PURPOSES, DRAFT INTERNATIONAL
STANDARDS MAY ON OCCASION HAVE TO
BE CONSIDERED IN THE LIGHT OF THEIR
POTENTIAL TO BECOME STANDARDS TO
WHICH REFERENCE MAY BE MADE IN
Reference number
NATIONAL REGULATIONS.
ISO/DIS 23306:2019(E)
RECIPIENTS OF THIS DRAFT ARE INVITED
TO SUBMIT, WITH THEIR COMMENTS,
NOTIFICATION OF ANY RELEVANT PATENT
RIGHTS OF WHICH THEY ARE AWARE AND TO
©
PROVIDE SUPPORTING DOCUMENTATION. ISO 2019

---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(E)

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Published in Switzerland
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ISO/DIS 23306:2019(E)

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 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 components and impurities in different
LNG .19
Bibliography .21
© ISO 2019 – All rights reserved iii

---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(E)

Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www .iso .org/directives).
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of
patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of
any patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or
on the ISO list of patent declarations received (see www .iso .org/patents).
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation on the meaning of ISO specific terms and expressions related to conformity assessment,
as well as information about ISO's adherence to the 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 28, Petroleum and related products, fuels and
lubricants from natural or synthetic sources, SC 4, Classifications and specifications.
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 2019 – All rights reserved

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ISO/DIS 23306:2019(E)

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% sulphur limit, in the sulphur emission controlled
st
areas in Europe and the US, which entered into force the 1 of 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 sulphur
limit by the International Maritime Organization (IMO) may further increase the interest in LNG. The
International Code of Safety for Ships using Gases or other Low-flashpoint Fuels (IGF Code), entering
st
into force on the 1 of January 2017 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 also helps 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
2
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
2
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.
© ISO 2019 – All rights reserved v

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DRAFT INTERNATIONAL STANDARD ISO/DIS 23306:2019(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 be measured 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 may 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
ISO 13443:1996, Natural gas — Standard reference conditions
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 http: //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
[1]
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.15]
© ISO 2019 – All rights reserved 1

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ISO/DIS 23306:2019(E)

3.2
Liquefied Natural Gas
LNG
natural gas that has been liquefied after processing
[SOURCE: ISO 14532:2014, 2.1.1.12]
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]
4 General requirements
4.1 The LNG at the delivery point shall comply 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 in accordance with Clause 1 (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, should have in place adequate quality assurance and
management of change procedures to ensure that the resultant LNG is compliant 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 2019 – All rights reserved

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ISO/DIS 23306:2019(E)

5 Sampling
Samples for quality verification, if any, may be taken at various locations as agreed among the parties
concerned. Samples, if any, may 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, it is essential that proper sampling
procedures are 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. Where specific sampling requirements are documented,
the relevant parties should agree on the reference test methods. It is most imperative to ensure the LNG
collected in liquid state is instantly conditioned to gaseous state without any partial vaporization or
loss of molecular components to ensure a representative sample.
There are two methods of 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 may 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 and the
related test methods are given in Table 1 and Table 2.
[2]
Note Information can be found in ISO 6975 .
The reference conditions shall comply with ISO 13443:1996, Clause 3, which are 288,15 K, 101,325 kPa.
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
b
Nitrogen % (mol) Max 1,0 ISO 6974
Annex A (PKI) or
c
Methane Number (MN) no unit Min
[7]
EN 16726
a
calculated for a theoretical mixture of 99% methane and 1% nitrogen in liquid phase
b
decided to limit the nitrogen concentration and pressure in the boil-off gas
c
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 (EN16726).
(PKI)
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 Report
4
© ISO 2019 – All rights reserved 3

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ISO/DIS 23306:2019(E)

Table 2 (continued)
Characteristic Unit Test method Value
Ethane (C H ) % (mol) ISO 6974 Report
2 6
Propane (C H ) % (mol) ISO 6974 Report
3 8
n-Butane (C H ) Report
4 10
% (mol) ISO 6974
i-Butane
Pentane(C H ) % (mol) ISO 6974 Report
5 12
density at temperature of the liquid phase
7 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
which 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 Clause 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 reference conditions shall comply with ISO 13443:1996, Clause 3, which are 288,15 K, 101,325 kPa.
The melting and boiling points for a range of compounds, including those possibly present in biomethane,
are available in Annex F, Table F.1.
4 © ISO 2019 – All rights reserved

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ISO/DIS 23306:2019(E)

Table 3 — Physicochemical characteristics not requiring measurement
Characteristic Unit Test method Solubility limit Typical value out Remarks
in LNG (~-160°C, of LNG plant
atm. Pressure)
Hexane and high- % (mol) ISO 6974 n.a. n.a. n.a.
er hydrocarbons
3 [3] 3
Total sulphur mg(S)/m ISO 19739 Not applicable Max 30 mg(S)/m Depends on LNG
(n.a.) (gas) contracts. Actual
[4]
ISO 20729
value very often
much lower.
3 3
Hydrogen sul- mg/m ISO 19739 4,29mg/m (N) Removed in Acid
phide Gas Removal Unit
(AGRU) in liquefac-
tion plant for safety
purposes.
3
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 Around 0,005mol% Removed in AGRU in
0,02mol% liquefaction plant.
Oxygen mol% ISO 6974 n.a. n.a. Removed in lique-
faction plant
3 [5] 3
Water mg/m ISO 10101 Below 0,74mg/ 0,74mg/m or Removed in de-
m3 below hydration unit in
liquefaction plant
3 [6] 3
Mercury µg/m ISO 6978-2 n.a. 0,01μg/m Removed in lique-
faction plant
Note 1: see Annex F for components in low concentration or absent e.g. siloxanes
Note 2: n.a. means not available
© ISO 2019 – All rights reserved 5

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ISO/DIS 23306:2019(E)

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. For the purpose of compliance with this document, 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".
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
[7]
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 and m =1, 2;
α and β values are given in Table A.2.
The calculation is valid for PKI values ≤ 20 (or MN MN ≥ 53, see below) and the gas composition
(PKI)
range in Table A.1.
Table A.1 — Gas composition range
Species Min, mol % Max, mol %
CH 65 100
4
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
6
H 0 20
2
CO 0 10
CO 0 20
2
N 0 20
2
6 © ISO 2019 – All rights reserved

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ISO/DIS 23306:2019(E)

Table A.1 (continued)
Species Min, mol % Max, mol %
H S 0 0,5
2
To account for the presence of C + and H S in the gas mixture scaling factors are derived based on
6 2
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 follows:
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 569,2855360160020 CH
CH4 4
2
α -650,8543394907 CH ^2
(CH4) 4
3
α 64,3595752573862 CH ^3
(CH4) 4
4
α 17,2149592220536 CH ^4
(CH4) 4
α -645,0999666628550 C H
C2H6 2 6
2
α 694,2293768571020 C H ^2
(C2H6) 2 6
3
α -675,3810752311650 C H ^3
(C2H6) 2 6
4
α 1474,79079137333 C H ^4
(C2H6) 2 6
α 499,39849265152 C H
C3H8 3 8
2
α -576,6659454723940 C H ^2
(C3H8) 3 8
3
α 252,19367406028 C H ^3
(C3H8) 3 8
4
α 593,9589754665070 C H ^4
(C3H8) 3 8
α 934,4662732232400 N_C
n-C4H10 4
2
α -86,8723570770238 N_C ^2
(n-C4H10) 4
3
α -20418,9067673979 N_C ^3
(n-C4H10) 4
4
α 633286,5613585210 N_C ^4
(n-C4H10) 4
α 735,2238841137280 I_C
iso-C4H10 4
2
α -3182,61439337967 I_C ^2
(iso-C4H10) 4
3
α 20945,1867250219 I_C ^3
(iso-C4H10) 4
4
α 159067,8680325950 I_C ^4
(iso-C4H10) 4
α 2571,93079360535 N_C
n-C5H12 5
2
α 10516,49410922750 N_C ^2
(n-C5H12) 5
3
α -770539,377197693 N_C ^3
(n-C5H12) 5
4
α 28633475,5865654 N_C ^4
(n-C5H12) 5
α -3582,96784435379 I_C
iso-C5H12 5
2
α 0 I_C ^2
(iso-C5H12) 5
3
α 403155,950864334 I_C ^3
(iso-C5H12) 5
4
α -11917333,8379329 I_C ^4
(iso-C5H12) 5
© ISO 2019 – All rights reserved 7

---------------------- Page: 12 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(E)

Table A.2 (continued)
Coefficient Value Description
α 1123,39636709865 NEC
neo-C5H12 5
2
α 1679,72807524810 NEC ^2
(neo-C5H12) 5
3
α -172182,649067176 NEC ^3
(neo-C5H12) 5
4
α 3467918,607466990 NEC ^4
(neo-C5H12) 5
α -469,428097827742 N
N2 2
2
α 352,688107288763 N ^2
(N2) 2
3
α -220,491687402358 N ^3
(N2) 2
4
α 1419,680053962420 N ^4
(N2) 2
α -953,460328339263 CO
CO2 2
2
α 1148,487258682280 CO ^2
(CO2) 2
3
α -601,339855375907 CO ^3
(CO2) 2
4
α 448,125565457084 CO ^4
(CO2) 2
α -5813,75996390021 CO
CO
2
α 5511,72102582867 CO^2
(CO)
3
α 1647,04306584326 CO^3
(CO)
4
α -3471,24152555425 CO^4
(CO)
α -906,859878136883 H
H2 2
2
α 1059,74781014028 H ^2
(H2) 2
3
α -1302,86158149863 H ^3
(H2) 2
4
α 3639,85949304520 H ^4
(H2) 2
β 201,788909592169 CH *C H
CH4×C2H6 4 2 6
β -865,856657223225 CH *C H
CH4 •C3H8 4 3 8
β -1210,2275419324 CH *N_C
CH4 •n-C4H10 4 4
2
β 1331,555523696450 (CH *N_C )^2
(CH4 •n-C4H10) 4 4
β -1023,2781474703 CH *I_C
CH4 •iso-C4H10 4 4
2
β 1550,09518461258 (CH4*I_C4)^2
(CH4 × iso-C4H10)
β -2811,67740432523 CH4*N_C5
CH4 × n-C5H12
β 3363,98150506356 CH4*I_C5
CH4 × iso-C5H12
β -1534,52567488723 CH4*NEC5
CH4 × neo-C5H12
β -1,05397332930609 CH4*N2
CH4 × N2
β 473,57476410971 CH4*CO2
CH4 × CO2
2
β -308,25901022921 (CH4*CO2)^2
(CH4 × CO2)
β 5356,4335705495 CH4*CO
CH4 × CO
β 118,685621913274 CH4*H2
CH4 × H2
2
β 252,885168496247 CH4*(H2^2)
CH4 × (H2)
2
β 325,305174695724 (CH4^2)*H2
(CH4) × H2
β 0 C2H6*C3H8
C2H6 × C3H8
β -437,695363730406 C2H6*N_C4
C2H6 × n-C4H10
β -109,983789902769 C2H6*I_C4
C2H6 × iso-C4H10
β -1870,34746500563 C2H6*N_C5
C2H6 × n-C5H12
β 3909,50906076245 C2H6*I_C5
C2H6 × iso-C5H12
β -886,578525827322 C2H6*NEC5
C2H6 × neo-C5H12
β 968,887620927515 C2H6*N2
C2H6 × N2
2
β 267,47276619196 (C2H6^2)*N2
(C2H6) × N2
8 © ISO 2019 – All rights reserved

---------------------- Page: 13 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(E)

Table A.2 (continued)
Coefficient Value Description
2
β 337,464863958288 C2H6*(N2^2)
C2H6 × (N2)
β 1431,95011699315 C2H6*CO2
C2H6 × CO2
β 6463,14444295627 C2H6*CO
C2H6 × CO
β 1865,09090384357 C2H6*H2
C2H6 × H2
β -118,490180710956 C3H8*N_C4
C3H8 × n-C4H10
β 0 C3H8*I_C4
C3H8 × iso-C4H10
β -1734,80568239427 C3H8*N_C5
C3H8 × n-C5H12
2
β 127551,642193201 C3H8*(N_C5^2)
C3H8 × (n-C5H12)
2
β 11318,4183950722 (C3H8^2)*N_C5
(C3H8) × n-C5H12
β 3318,96820819338 C3H8*I_C5
C3H8 × iso-C5H12
β 0 C3H8*NEC5
C3H8 × neo-C5H12
β 13,345337812469 C3H8*N2
C3H8 × N2
β 292,275289330565 C3H8*CO2
C3H8 × CO2
β 5403,50260794829 C3H8*CO
C3H8 × CO
2
β 2333,82346342921 (C3H8^2)*CO
(C3H8) × CO
β 957,887281487301 C3H8*H2
C3H8 × H2
β 3500,70282852274 N_C4*I_C4
n-C4H10 × iso-C4H10
β -4737,32849494999 N_C4*N_C5
n-C4H10 × n-C5H12
2
β 525591,310711326 NC4*(NC5^2)
n-C4H10 × (n-C5H12)
2
β 297556,039242685 (NC4^2)*NC5
(n-C4H10) × n-C5H12
β 6095,05998875087 N_C4*I_C5
n-C4H10 × iso-C5H12
β -953,002183779388 N_C4*NEC5
n-C4H10 × neo-C5H12
β 0 N_C4*N2
n-C4H10 × N2
β -103,571484346062 N_C4*CO2
n-C4H10 × CO2
β 5869,19050652774 N_C4*CO
n-C4H10 × CO
β 1267,61953483589 N_C4*H2
n-C4H10 × H2
β 5056,60309163761 I_C4*N_C5
iso-C4H10 × n-C5H12
β 6619,27877637044 I_C4*I_C5
iso-C4H10 × iso-C5H12
β -1363,96101644841 I_C4*NEC5
iso-C4H10 × neo-C5H12
β 14,8038957999724 I_C4*N2
iso-C4H10 × N2
β 211,752602673394 I_C4*CO2
iso-C4H10 × CO2
β 5786,32525717488 I_C4*CO
iso-C4H10 × CO
β 1458,46072043154 I_C4*H2
iso-C4H10 × H2
β 12268,283772748 N_C5*I_C5
n-C5H12 × iso-C5H12
β 0 N_C5*NEC5
n-C5H12 × neo-C5H12
β -1573,68893770625 N_C5*N2
n-C5H12 × N2
β -898,466856535774 N_C5*CO2
n-C5H12 × CO2
2
β -42401,4111391824 (N_C5^2)*CO2
(n-C5H12) × CO2
β 3985,11042051103 N_C5*CO
n-C5H12 × CO
2
β 48265,3191033737 (N_C5^2)*CO
(n-C5H12) × CO
β -1112,4435277056 N_C5*H2
n-C5H12 × H2
2
β 99558,3333419432 (N_C5^2)*H2
(n-C5H12) × H2
β 3773,44926785397 I_C5*NEC5
iso-C5H12 × neo-C5H12
β 4490,67830032675 I_C5*N2
iso-C5H12 × N2
© ISO 2019 – All rights reserved 9

---------------------- Page: 14 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(E)

Table A.2 (continued)
Coefficient Value Description
β 5122,00993545509 I_C5*CO2
iso-C5H12 × CO2
2
β -28087,8481864326 (I_C5^2)*CO2
(iso-C5H12) × CO2
β 10248,3408254232 I_C5*CO
iso-C5H12 × CO
β 5464,93466923221 I_C5*H2
iso-C5H12 × H2
β -642,170828416611 NEC5*N2
neo-C5H12 × H2
β 0 NEC5*CO2
neo-C5H12 × CO2
2
β -11320,1126899481 (NEC5^2)*CO2
(neo-C5H12) × CO2
β 4772,67730118682 NEC5*CO
neo-C5H12 × CO
β 0 NEC5*H2
neo-C5H12 × H2
β 1156,20032716021 N2*CO2
N2 × CO2
2
β 359,342203118816 (N2^2)*CO2
(N2) × CO2
β 6076,81809291631 N2*CO
N2 × CO
2
β 389,853153629781 (N2^2)*CO
(N2) × CO
2
β 367,319351280689 N2*(CO^2)
N2 × (CO)
β 1506,65564191457 N2*H2
N2 × H2
β 6557,3763494187 CO2*CO
CO2 × CO
2
β 1824,58587937403 (CO2*CO)^2
(CO2 × CO)
β 1924,91759508054 CO2*H2
CO2 × H2
2
β -1656,21974526347 (CO2*H2)^2
(CO2 × H2)
β 6896,45838807018 CO*H2
CO × H2
2
β 911,791848875967 (CO*H2)^2
(CO × H2)
To put the method on a scale analogous to the currently used Methane Number methods, the propane-
based scale (PKI) has been
...

PROJET DE NORME INTERNATIONALE
ISO/DIS 23306
ISO/TC 28/SC 4 Secrétariat: AFNOR
Début de vote: Vote clos le:
2019-12-03 2020-02-25
Spécification du gaz naturel liquéfié comme
carburant pour les applications maritimes
Specification of liquefied natural gas as a fuel for marine applications
ICS: 75.160.30
CE DOCUMENT EST UN PROJET DIFFUSÉ POUR
OBSERVATIONS ET APPROBATION. IL EST DONC
SUSCEPTIBLE DE MODIFICATION ET NE PEUT
Le présent document est distribué tel qu’il est parvenu du secrétariat du comité.
ÊTRE CITÉ COMME NORME INTERNATIONALE
AVANT SA PUBLICATION EN TANT QUE TELLE.
OUTRE LE FAIT D’ÊTRE EXAMINÉS POUR
ÉTABLIR S’ILS SONT ACCEPTABLES À DES
FINS INDUSTRIELLES, TECHNOLOGIQUES ET
COMMERCIALES, AINSI QUE DU POINT DE VUE TRAITEMENT PARALLÈLE ISO/CEN
DES UTILISATEURS, LES PROJETS DE NORMES
INTERNATIONALES DOIVENT PARFOIS ÊTRE
CONSIDÉRÉS DU POINT DE VUE DE LEUR
POSSIBILITÉ DE DEVENIR DES NORMES
POUVANT SERVIR DE RÉFÉRENCE DANS LA
RÉGLEMENTATION NATIONALE.
Numéro de référence
LES DESTINATAIRES DU PRÉSENT PROJET
ISO/DIS 23306:2019(F)
SONT INVITÉS À PRÉSENTER, AVEC LEURS
OBSERVATIONS, NOTIFICATION DES DROITS
DE PROPRIÉTÉ DONT ILS AURAIENT
ÉVENTUELLEMENT CONNAISSANCE ET À
©
FOURNIR UNE DOCUMENTATION EXPLICATIVE. ISO 2019

---------------------- Page: 1 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(F)
ISO/DIS 23306:2019(F)

Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Exigences générales . 3
5 Échantillonnage . 3
6 Exigences, valeurs limites et méthodes d'essai associées . 4
7 Composés éliminés par le processus de liquéfaction . 5
Annexe A (normative) Indice de cliquetis du propane : méthode de calcul de l'indice de
méthane . 7
Annexe B (informative) Exemples de composition du GNL . 14
Annexe C (informative) Indice de méthane (résistance au cliquetis) et indice de Wobbe
(apport thermique à travers un orifice) . 17
Annexe D (informative) Vieillissement du GNL le long de la chaîne de soutage . 19
Annexe E (informative) Particules . 20
Annexe F (informative) Points de fusion et d'ébullition des composants et des impuretés dans
différents GNL . 21
Bibliographie. 23

DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
© ISO 2019
Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en oeuvre, aucune partie de cette
publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
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Website: www.iso.org

Publié en Suisse
ii © ISO 2019 – Tous droits réservés

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ISO/DIS 23306:2019(F)
Sommaire Page
Avant-propos . iv
Introduction . v
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Exigences générales . 3
5 Échantillonnage . 3
6 Exigences, valeurs limites et méthodes d'essai associées . 4
7 Composés éliminés par le processus de liquéfaction . 5
Annexe A (normative) Indice de cliquetis du propane : méthode de calcul de l'indice de
méthane . 7
Annexe B (informative) Exemples de composition du GNL . 14
Annexe C (informative) Indice de méthane (résistance au cliquetis) et indice de Wobbe
(apport thermique à travers un orifice) . 17
Annexe D (informative) Vieillissement du GNL le long de la chaîne de soutage . 19
Annexe E (informative) Particules . 20
Annexe F (informative) Points de fusion et d'ébullition des composants et des impuretés dans
différents GNL . 21
Bibliographie. 23

© ISO 2019 – Tous droits réservés
iii

---------------------- Page: 3 ----------------------
ISO/DIS 23306:2019(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux
de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire
partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement
avec la Commission électrotechnique internationale (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 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 le lien
suivant : www.iso.org/iso/fr/avant-propos.
Le comité chargé de l'élaboration du présent document est l'ISO/TC 28, Produits pétroliers et produits
connexes, combustibles et lubrifiants d'origine synthétique ou biologique, sous-comité SC 4, Classifications et
spécifications.
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.
© ISO 2019 – Tous droits réservés
iv

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ISO/DIS 23306:2019(F)
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 en
er
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), entré en vigueur
er
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
2
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
2
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.
© ISO 2019 – Tous droits réservés
v

---------------------- Page: 5 ----------------------
PROJET DE NORME INTERNATIONALE ISO/DIS 23306:2019 (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 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 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
ISO 13443:1996, Gaz naturel — Conditions de référence standard
EN 16726, Infrastructures gazières — Qualité du gaz — Groupe H

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ISO/DIS 23306:2019(F)
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
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
[1]
[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]
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]
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ISO/DIS 23306:2019(F)
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]
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.
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.
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. 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.
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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 .
Les conditions de référence doivent être conformes à l'Article 3 de l'ISO 13443:1996, à savoir 288,15 K,
101,325 kPa.
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
b
Azote % (mol) Max 1,0 ISO 6974
Annexe A (PKI) ou
c
Indice de méthane (IM) sans unité Min
[7]
EN 16726
a
calculée pour un mélange théorique de 99 % de méthane et de 1 % d'azote en phase liquide
b
décidée afin de limiter la concentration en azote et la pression dans le gaz d'évaporation
c
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).
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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 (CH4) % (mol) ISO 6974 Rapport
Éthane (C H ) % (mol) ISO 6974 Rapport
2 6
Propane (C3H8) % (mol) ISO 6974 Rapport
n-Butane (C H ) Rapport
4 10
% (mol) ISO 6974
i-Butane
Pentane(C H ) % (mol) ISO 6974 Rapport
5 12
a
masse volumique à la température de la phase liquide
7 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 au Paragraphe 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 conditions de référence doivent être conformes à l'Article 3 de l'ISO 13443:1996, à savoir 288,15 K,
101,325 kPa.
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 — Caractéristiques physico-chimiques pour lesquelles aucune mesure n'est requise
Caractéristique Unité Méthode Limite de solubilité Valeur type à la Remarques
d'essai dans le GNL (~-160 °C, sortie de l'usine
press. atmos.) de GNL
Hexane et % (mol) ISO 6974 n.d. n.d. n.d.
hydrocarbures
supérieurs
3 [3]
Teneur totale en mg(S)/m ISO 19739 Sans objet Max Dépend des
3
soufre 30 mg(S)/m contrats de
[4]
ISO 20729
(gaz) fourniture de GNL
La valeur réelle est
très souvent
largement
inférieure.
3 3
Sulfure mg/m ISO 19739  4,29 mg/m (N) Retiré dans l'unité
d'hydrogène d'élimination des
gaz acides (AGRU)
de l'usine de
liquéfaction pour
des raisons de
sécurité.
3
Mercaptan mg/m ISO 19739 Dépend de la taille de n.d. Retiré dans l'AGRU
la molécule ou dans l'unité
d'élimination des
hydrocarbures
lourds de l'usine de
liquéfaction.
Dioxyde de mol% ISO 6974 Environ 0,02 mol% 0,005 mol% Retiré dans l'AGRU
carbone de l'usine de
liquéfaction.
Oxygène mol% ISO 6974 n.d. n.d. Retiré dans l'usine
de liquéfaction.
3 [5] 3
Eau mg/m ISO 10101 Inférieure à 0,74 mg/m ou Retirée dans l'unité
3
0,74 mg/m moins de déshydratation
de l'usine de
liquéfaction.
3 [6] 3
Mercure µg/m ISO 6978-2 n.d. 0,01 μg/m Retiré dans l'usine
de liquéfaction.
Note 1 : voir l'Annexe F pour les composants en faible concentration ou absents, par exemple les siloxanes
Note 2 : n.d. signifie « non disponible »
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ISO/DIS 23306:2019(F)
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 ».
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,
[7]
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
PKIX  X X (A.1)
n i n m i j
i i *j
où
est la fraction molaire (normalisée) ;
 X
= 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
 i
= 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
 j
= 1 à 4 et m =1, 2 ;
 n
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
4
C2H6 0 20
C3H8 0 20
i-C4H10 0 5
n-C H 0 5
4 10
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ISO/DIS 23306:2019(F)
Espèce Min, mol % Max, mol %
n-C H 0 2
5 12
i-C5H12 0 2
néo-C5H12 0 2
C + 0 1,5
6
H 0 20
2
CO 0 10
CO2 0 20
N2 0 20
H S 0 0,5
2
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 GL.
Ces facteurs d'échelle sont utilisés dans l'algorithme afin de traduire l'effet de C + et de H S sur la
6 2
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 suit :
X  X 0.3X (A.2)
CH 4,nouveau CH 4dansmelangedegaz c6
(A.3)
X  X  X 1.3X
nC5H12,nouveau nC5H12dansmelangedegaz H2S C 6
Où X représente la fraction molaire. Ici, on remarque que les résultats de l'algorithme ne sont valides
que si les pourcentages molaires totaux du mélange de gaz sont de 100 %.
Tableau A.2 — Coefficients α et β dans la
...