ISO/TS 18683:2021
(Main)Guidelines for safety and risk assessment of LNG fuel bunkering operations
Guidelines for safety and risk assessment of LNG fuel bunkering operations
This document gives guidance on the risk-based approach to follow for the design and operation of the LNG bunker transfer system, including the interface between the LNG bunkering supply facilities and receiving LNG fuelled vessels. This document provides requirements and recommendations for the development of a bunkering site and facility and the LNG bunker transfer system, providing the minimum functional requirements qualified by a structured risk assessment approach taking into consideration LNG properties and behaviour, simultaneous operations and all parties involved in the operation. This document is applicable to bunkering of both seagoing and inland trading vessels. It covers LNG bunkering from shore or ship, mobile to ship and ship to ship LNG supply scenarios, as described in Clause 4.
Lignes directrices pour l’évaluation de la sécurité et des risques des opérations de soutage de GNL
Le présent document contient les recommandations relatives à l’approche fondée sur les risques à suivre pour la conception et l’exploitation du système de transfert de soute de GNL, y compris l’interface entre les installations de soutage de GNL et les navires récepteurs fonctionnant au GNL. Le présent document spécifie les exigences et les recommandations pour le développement d’un site et d’une installation de soutage, du système de transfert de soutage de GNL, ainsi que les exigences fonctionnelles minimales qualifiées par une approche structurée d’évaluation du risque tenant compte des propriétés et du comportement du GNL, des opérations simultanées et de l’ensemble des parties impliquées dans l’opération. Le présent document s’applique au soutage des navires de commerce maritime comme fluvial. Il couvre le soutage de GNL depuis le rivage ou un navire, d’installation mobile à navire et de navire à navire, comme cela est décrit à l’Article 4.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
TECHNICAL ISO/TS
SPECIFICATION 18683
Second edition
2021-11
Guidelines for safety and risk
assessment of LNG fuel bunkering
operations
Lignes directrices pour la sécurité et l'évaluation des risques des
opérations de soutage de GNL
Reference number
© ISO 2021
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Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .iv
Introduction . vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 1
3.1 Terms and definitions . 1
3.2 Abbreviated terms . 4
4 Bunkering supply scenarios .5
5 Properties and behaviour of LNG .6
5.1 General . 6
5.2 Description and hazards of LNG . 6
5.3 Potential hazardous situations associated with LNG bunker transfer . 7
5.4 Composition of LNG as a bunker fuel . 8
6 Safety . 8
6.1 Objectives . 8
6.2 General safety principles . 8
6.3 Approach . 8
7 Risk assessment . 8
7.1 General . 8
7.2 Types of risk assessment . 9
7.3 Roles and responsibilities of stakeholders . 10
7.4 Approach, scope and basis . 11
7.5 Mitigation measures . 14
7.6 Reporting . 15
7.7 Safety Zone and controlled areas . 16
7.8 Safety zone determination . 17
7.9 Determination of monitoring and security areas . 18
7.10 Simultaneous Operations (SIMOPs) . 18
8 Functional requirements for LNG bunker transfer system .19
8.1 General . 19
8.2 Functional requirements . .20
9 Training .22
Annex A (informative) Risk acceptance criteria .23
Annex B (informative) Examples of safety zone calculations .28
Bibliography .37
iii
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 67, Materials, equipment and offshore
structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 9, Liquefied natural
gas installations and equipment.
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO/TS 18683:2015), which has been
technically revised.
The main changes are as follows:
— title and scope restricted to Guidelines for safety and risk assessment of LNG fuel bunkering
operations;
— list of bunkering supply scenarios updated with experience gained since 2015 in Clause 4;
— addition of concept of design stage risk assessment and operational risk assessment in 7.1;
— addition of Quantitative Consequence Assessment in 7.2;
— addition of roles and responsibilities of stakeholders in 7.3;
— design requirements removed from Clause 8 to avoid duplication with ISO 20519;
— individual Risk Criteria added in Annex A;
— three methods added to determine safety zone in Annex B;
— to avoid duplication with ISO 20519, the following clauses and annexes have been removed:
— Clause 9 Requirements to components and systems;
— Clause 11 Requirements for documentation;
— Annex C Functional requirements;
iv
— Annex D Sample Ship supplier checklist;
— Annex E Sample LNG delivery note;
— Annex F Arrangement and types of presenting connection;
— Annex G Dry disconnect coupling.
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.
v
Introduction
The properties, characteristics, and behaviour of LNG differ significantly from conventional marine
fuels, such as heavy fuel oils and distillate fuels as marine diesel oil (MDO) or marine gas oil (MGO).
For these reasons, it is essential that all LNG bunkering operations are undertaken with diligence and
due attention is paid to prevent leakage of LNG liquid or vapour and to control all sources of ignition.
Therefore, it is important that throughout the LNG bunkering chain, each element is carefully designed
and has dedicated safety and operational procedures executed by trained personnel.
It is important that the basic requirements laid down in this document are understood and applied to
each operation in order to ensure the safe, secure, and efficient transfer of LNG as a fuel to the ship.
The objective of this document is to provide guidance for the risk assessment of LNG fuel bunkering
operations and thereby ensuring that an LNG fuelled vessel and bunkering supply facilities are operating
with a high level of safety, integrity, and reliability regardless of the type of bunkering supply scenario.
The LNG bunkering interface comprises the area of LNG transfer and includes manifold, valves, safety
and security systems and other equipment, and the personnel involved in the LNG bunkering operations.
This document is based on the assumption that the receiving ships and LNG bunkering supply facilities
are designed according to the relevant and applicable codes, regulations, and guidelines such as the
International Maritime Organization (IMO), ISO, EN, and NFPA standards and the Society for Gas as a
Marine Fuel (SGMF) and other recognized documents during LNG bunkering. Relevant publications by
these and other organizations are listed in the Bibliography.
This document should be combined with the requirements set on ISO 20519.
In cases where the distance to third parties is too close and the risk exceeds acceptance criteria, the
bunkering location should not to be considered.
vi
TECHNICAL SPECIFICATION ISO/TS 18683:2021(E)
Guidelines for safety and risk assessment of LNG fuel
bunkering operations
1 Scope
This document gives guidance on the risk-based approach to follow for the design and operation of the
LNG bunker transfer system, including the interface between the LNG bunkering supply facilities and
receiving LNG fuelled vessels.
This document provides requirements and recommendations for the development of a bunkering site
and facility and the LNG bunker transfer system, providing the minimum functional requirements
qualified by a structured risk assessment approach taking into consideration LNG properties and
behaviour, simultaneous operations and all parties involved in the operation.
This document is applicable to bunkering of both seagoing and inland trading vessels. It covers LNG
bunkering from shore or ship, mobile to ship and ship to ship LNG supply scenarios, as described in
Clause 4.
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/IEC Guide 73, Risk management — Vocabulary
ISO 31010, Risk management — Guidelines on principles and implementation of risk management
ISO 20519, Ships and marine technology — Specification for bunkering of liquefied natural gas fuelled
vessels
IMO, IGF Code of Safety for Ships using Gases or other Low flashpoint fuels
IMO, IGC International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in
Bulk
IMO, International Convention on Standards of Training, Certification and Watchkeeping for Seafarers
3 Terms, definitions and abbreviated terms
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO/IEC Guide 73 and the
following apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1.1
as low as reasonably practical
ALARP
reducing a risk to a level that represents the point, objectively assessed, at which the time, trouble,
difficulty, and cost of further reduction measures become unreasonably disproportionate to the
additional risk reduction obtained
3.1.2
boiling liquid expanding vapour explosion
BLEVE
sudden release of the content of a vessel containing a pressurized flammable liquid followed by a fireball
3.1.3
bunkering
process of transferring fuel to a ship
3.1.4
bunkering facility
system designed to be used to transfer/bunker liquefied gas as fuel to a gas-fuelled vessel
Note 1 to entry: It may consist of a floating, shore-based, fixed or mobile fuel-supply facility, such as a bunker
vessel, terminal or road tanker.
3.1.5
bunkering site
location dedicated for bunkering comprising the bunkering installations, port and jetty, and other
facilities and equipment that should be considered in the planning of bunkering
3.1.6
competent authority
organization or organizations that implement the requirements of legislation and regulate installations
that must comply with the requirements of legislation
3.1.7
consequence
outcome of an event
3.1.8
drip tray
spill containment manufactured of material that can tolerate cryogenic temperatures
3.1.9
emergency shut-down
ESD
method that safely and effectively stops the bunker/transfer of natural gas and vapour between the
supply facilities and receiving ship
3.1.10
gas-fuelled vessel
GFV
vessel using gas as marine fuel
3.1.11
hazard
potential source of harm
3.1.12
hazard identification
HAZID
brainstorming exercise using checklists where the potential hazards in a project are identified and
gathered in a risk register for follow up in the project
3.1.13
impact assessment
assessment of how consequences (fires, explosions, etc.) affect people, structures the environment, etc.
3.1.14
individual risk
probability on an annual basis for an individual to be killed due to accidental events arising from the
activity
3.1.15
mist
fog
cloud that will be generated by condensing humidity in air when in contact with cold surfaces during
bunkering
Note 1 to entry: This mist will reduce visibility and can mask minor leaks.
3.1.16
monitoring and security area
area around the bunkering facility and ship where ship traffic and other activities are monitored (and
controlled) to mitigate harmful effects
3.1.17
probability
extent to which an event is likely to occur
3.1.18
rapid phase transition
RPT
shock wave forces generated by instantaneous vaporization of LNG upon coming in contact with water
3.1.19
receiver
one or more organizations with ownership, operational and/or legal interests in a gas-fuelled vessel
Note 1 to entry: The receiver can be the vessel owner(s), the charterer or the operator.
[SOURCE: Reference [24]]
3.1.20
risk
combination of the probability of occurrence of harm and the severity of that harm
3.1.21
risk analysis
systematic use of information to identify sources and to estimate the risk
3.1.22
risk assessment
overall process of risk analysis and risk evaluation
3.1.23
risk contour
two-dimensional representation of risk (e.g. individual risk on a map)
3.1.24
risk evaluation
procedure based on the risk analysis to determine whether the tolerable risk has been achieved
3.1.25
safety
freedom from unacceptable risk
3.1.26
safety zone
area around the bunkering station where only dedicated and essential personnel and activities are
allowed during bunkering
3.1.27
stakeholder
individual, group, or organization that can affect, be affected by, or perceive itself to be affected by a
risk
3.28
supplier
one or more organizations with ownership, operational and/ or legal interests in a bunkering facility
Note 1 to entry: The supplier can be the bunker vessel owner, charterer or operator; the LNG bunkering terminal
owner or operator; the road tanker fleet manager; the LNG producer; and so on.
[SOURCE: Reference [24]]
3.1.29
tolerable risk
risk that is accepted in a given context based on the current values of society
3.1.30
topping up
final sequence of LNG transfer to ensure correct filling level in receiving tank
3.1.31
water curtain
sprinkler arrangement to protect steel surfaces from direct contact with LNG
3.2 Abbreviated terms
BASiL bunkering area safety information for LNG
ERC emergency release coupling
ERS emergency release system
HFO heavy fuel oil
HSE health, safety, and environment
IMO international maritime organization
LNG liquefied natural gas
MGO marine gas oil
PPE personal protective equipment
QualRA qualitative risk assessment
QCA quantitative consequence assessment
QRA quantitative risk assessment
SGMF society for gas as marine fuel
SIMOPS simultaneous operations
STCW seafarers’ training, certification and watch-
keeping
NOTE LNG is defined in ISO 16903.
4 Bunkering supply scenarios
Selection of the bunkering supply scenario should consider the following factors:
a) LNG process conditions (e.g. LNG bunkering volumes, transfer rates and LNG pressure and
temperature);
b) simultaneous operations (e.g. loading/unloading cargo, embarkation of passengers, transfer of
other bunker fuels);
c) possible interference with other activities in the bunkering location (e.g. port area);
d) bunker transfer equipment;
e) type of receiving LNG fuelled ship and bunkering facility;
f) safety studies undertaken for the bunkering operations (e.g. risk assessment and safety zone
defined in Clause 7);
g) local conditions (e.g. weather, traffic).
Three typical LNG bunkering supply scenarios have been considered in this document (see Figure 1):
— Mobile-to-Ship: An LNG bunkering operation to a gas-fuelled vessel from a mobile bunkering facility
located onshore. Mobile bunkering facilities can consist of a truck, rail car or other mobile device
(including portable tanks) used to bunker LNG (see Figure 1).
— Shore-to-Ship: An LNG bunkering operation to a gas-fuelled vessel from a fixed bunkering facility or
terminal (see Figure 1).
— Ship-to-Ship: An LNG bunkering operation to a gas-fuelled vessel from a floating storage or bunker
vessel (see Figure 1).
Receiver Supplier Receiver Supplier
Gas-fuelled vessel Bunkering facility Gas-fuelled vessel Bunkering facility
Mobile to Ship bunkering from a truck Mobile to Ship bunkering from multiple trucks/port-
able tanks, throughout a jointed manifold/pumping
station
Receiver Supplier Receiver Supplier
Gas-fuelled vessel Bunkering facility Gas-fuelled vessel Bunkering facility
Ship to ship bunkering from a floating storage or bun- Shore to ship bunkering from a fixed bunkering facili-
ker vessel ty/terminal
Figure 1 — Typical LNG supply bunkering scenarios
5 Properties and behaviour of LNG
5.1 General
The properties, characteristics and behaviour of LNG differ significantly from conventional marine
fuels for example HFO and MGO, etc. For these reasons, it is essential that all LNG bunkering operations
are undertaken with diligence, that due attention is paid to prevent leakage of LNG liquid or vapour and
that sources of ignition in the vicinity (i.e. inside the safety zone) of the bunkering operation are strictly
controlled. Therefore, it is necessary that throughout the LNG bunkering supply chain, each element
is carefully designed and has dedicated safety operational and maintenance procedures executed by
trained and competent personnel.
5.2 Description and hazards of LNG
Description of LNG is fully covered in ISO 16903 but for the purposes of LNG bunkering, the most
important characteristics compared with marine gas fuel are described in this subclause.
At atmospheric pressure, depending upon composition, LNG boils at approximately ‒160 °C. Released
LNG will form a boiling pool on the ground or on the water where the evaporation rate (and vapour
generation) depends on the heat transfer to the pool.
LNG for fuel supply may be delivered at an elevated pressure and at a temperature exceeding its boiling
point at atmospheric conditions (e.g. at 5 bar and at ‒155 °C). Release of LNG under such conditions will
result in instantaneous flashing and larger vapour release compared to evaporation from liquid pools.
The vapour release will form a flammable cloud which at these temperatures is denser than air. The
dispersing gas becomes lighter than air (buoyant) at approximately ‒110 °C so will drift with wind and
be diluted by atmospheric turbulence and diffusion. The coldness of the gas will condense moisture in
the air making the dispersing gas visible as a white cloud.
Cold surfaces in the bunker transfer system can also cause mist or fog by condensing humidity in the
air that might mask a release.
LNG can cause brittle fracture if spilled on unprotected carbon steel.
Natural gas has a flammable range between 5 % and 15 % when mixed with air.
Natural gas has a flashpoint of ‒187 °C and a high self-ignition temperature (theoretically, approximately
540 °C. The properties of traditional fuels are different; MGO has a flashpoint in excess of 60 °C and a
self-ignition temperature of 300 °C for MGO or a gas oil vapour/aerosol air mixture.
The ignition energy of natural gas/air mixtures is 0,25 mJ, which is lower than most other hydrocarbons.
Natural gas releases are not easily ignited by hot surfaces that ignite most conventional fuel oil fires in
engine rooms, but low energy sparks represent a higher risk.
Methane has a high greenhouse gas potential and venting to the atmosphere shall not be part of normal
operations.
The following are the main hazards associated with LNG applicable to bunkering operations:
— fire (pool fire, jet/torch fire, flash fire) explosion (in confined spaces) from ignited natural gas
evaporating from spilled LNG;
— vapour dispersion;
— brittle fracture of the steel structure exposed to LNG spills;
— frostbite or cold burn from liquid or cold vapour spills;
— asphyxiation from vapour release;
— over-pressure or pressure surge of the bunker system caused by thermal expansion or vaporization
of trapped LNG;
NOTE The thermal expansion coefficient of LNG is high.
— release in confined spaces causing over-pressure due to vaporization of liquid;
— possible RPT (rapid phase transition from liquid to gas);
— possible stratification with existing LNG in tanks (might later lead to inadvertent venting of gas);
— possible BLEVE of a pressurized tank subjected to a fire.
5.3 Potential hazardous situations associated with LNG bunker transfer
The planning, design, and operation should focus on preventing release of LNG and vapour and avoiding
occupational accidents related to the handling of equipment. The risk and hazards related to the LNG
bunkering are closely linked to the potential rate of release in accidental situations and factors such as
transfer rates, inventories in hoses and piping, protective systems such as detection systems, ESD, and
spill protection are essential.
5.4 Composition of LNG as a bunker fuel
The specification of the LNG supplied as fuel is defined in ISO 23306.
The composition will change with ageing also known as weathering (due to preferential evaporation),
commingling from different sources/suppliers and will modify the fuel composition.
6 Safety
6.1 Objectives
Safety shall be the primary objective for the planning, design, and operation of facilities for the delivery
of LNG as marine fuel taking into consideration simultaneous operations and the interaction with third
parties.
LNG bunkering might be carried out without simultaneous operations (SIMOPS), but more often some
SIMOPS such as cargo operations, bunkering with passengers on-board or embarking/disembarking is
occurring at the same time and these need acceptance by all parties involved as competent authority,
port authorities, terminal, ship and bunkering operator, and supplier operator.
Furthermore, in all LNG bunkering cases a risk assessment must be performed for the specific
bunkering operations, location, bunkering scenario and process conditions. This risk assessment should
be appropriate to the operation and risks and it should provide evidence that risks have been identified
and sufficiently mitigated to allow their acceptance by the competent authority. Risk assessment
methodology for the different conditions as described in factors above are recommended in Clause 7.
The safety of the bunkering operation shall not be compromised by commercial requirements.
6.2 General safety principles
The planning, design, procurement, construction, and operation should be implemented through
quality, health, safety, and environmental management systems.
6.3 Approach
The safety targets for the operation of the bunkering scenarios shall be demonstrated by meeting the
requirements as defined in Clause 8, and supported by a risk assessment as outlined in Clause 7.
7 Risk assessment
7.1 General
An assessment of risk to individuals, local populations, assets and the environment shall be undertaken
as a part of the development of the bunkering facility and the gas fuelled vessel and their operations.
The purpose of the risk assessment is to provide confidence to all stakeholders that the specific risks of
LNG bunkering have been appropriately considered and assessed.
The risk assessment will also help with the determination of the required controlled zones around the
bunkering operation, as per 7.6 that limit access, equipment and activities within them.
The risk assessment shall be conducted in accordance with IEC 31010:2019 or equivalent. ISO/TS 16901
and ISO 17776 provide guidance on risk assessment techniques used in other sectors. They can also be
a useful reference, although the risk criteria might not be directly applicable to the bunkering of LNG.
The risk assessment shall be undertaken by suitably qualified and experienced individuals and ensure
an objective and independent assessment.
The main steps in the risk assessment shall be to
a) identify what can go wrong (hazard identification),
b) determine the effects (consequence and impact assessment),
c) assess the likelihood,
d) determine the level of risk,
e) compare the risk against agreed criteria, and
f) if the risk is unacceptable, identify risk reducing measures.
After applying risk reduction measures, the above steps shall be repeated until the risk is deemed to
satisfy the agreed criteria.
An LNG bunkering risk assessment shall be completed before any operations can be undertaken,
however different parties might decide to carry out only one or multiple risk assessments at different
stages of the LNG fuelled vessel and bunkering facility development.
For example, a design stage risk assessment might be performed. This is carried out in the early design
stage of a bunkering facility or gas-fuelled vessel as it provides specific design recommendations which,
if considered at this stage, mitigate more substantial costs of implementation later during construction
or after the build. At this stage, the design and particulars of the gas-fuelled vessel and bunkering facility
as well as the specific bunkering location might not be fully available, and a number of assumptions
might be required, which will need to be validated at the next stage.
In addition, an operational risk assessment is performed to identify and address operational, and
location specific risks and mitigations based on the previous design stage risk assessment. At this
stage, the design and particulars of the gas-fuelled vessel and bunkering facility as well as the specific
bunkering location should be available. This stage might be repeated/validated as bunkering operations
become clearer or change over time, e.g. different bunkering location or bunkering scenario.
The risk acceptance criteria are defined in Annex A.
7.2 Types of risk assessment
The risk assessment can follow one of several forms. Typically, these include:
a) Qualitative Risk Assessment (QualRA) where analysis is undertaken to categorize the likelihood of
events and their consequences using judgements to provide a combined assessment in the form of a
grading that can be compared against criteria.
b) Quantitative Consequence Assessment (QCA) of the predicted outcome of selected events in terms
of magnitude and distance, etc. to determine the extent to which casualties and damage can occur.
c) Quantitative Risk Assessment (QRA) where numerical analysis is undertaken for a range of event
likelihoods and their consequences to provide a combined assessment in the form of a number, rate
or contour that can be compared against criteria.
The principal differences between the risk assessment types are as follows:
a) QualRA uses expert judgement to identify events and categorize their likelihood and consequences
based upon experience, knowledge and reference to appropriate work and research.
b) QCA uses expert judgement to identify the events to be analysed and numerical models to estimate
the potential consequences of those events.
c) QRA uses expert judgement to select a representative set of events; numerical models to
estimate the potential consequences of those events; operational and empirical data to estimate
their likelihood; and numerical models to calculate and sum the risk from each likelihood and
consequence combination.
The type of risk assessment to be undertaken will depend upon a number of factors, such as the
requirements of the competent authorities, the type and number of persons potentially at risk, and the
complexity of the bunkering operation. The stakeholders shall agree which type(s) is used.
A QualRA is the minimum required by this document and can suffice where the bunkering supply
scenarios are as outlined in Clause 4. Furthermore, in some cases, QualRA can be sufficient to
demonstrate that the agreed risk acceptance criteria are met, and risks are ALARP. In other cases, it
may be used as an initial evaluation prior to carrying out a QCA and/or a QRA.
A QCA or QRA can be appropriate when
— the bunkering operation is considered complex,
— many persons can be in close proximity, for example, when bunkering is close to population centres,
— bunkering deviates from the standard bunkering supply scenarios outlined in Clause 4; and/or,
— simultaneous operations (SIMOPS) are anticipated, for example, bunkering with passengers
disembarking.
A QCA or QRA can also be necessary to adequately determine the Safety Zone and/or the Monitoring
and Security Area.
A QCA can be the preferred tool in non-sensitive locations (e.g. remote areas not in proximity to
populations centres).
A QRA can be used, if the competent authority allows, to reduce the size of QCA events by considering
the likelihood of occurrence
7.3 Roles and responsibilities of stakeholders
The bunkering operation can involve and impact many organizations with differing interests and views.
These stakeholders and their roles and responsibilities should be identified during the planning of the
risk assessment and they should be considered when undertaking the risk assessment. As a minimum,
the following stakeholders should be taken into consideration:
a) LNG supplier;
b) LNG receiver;
c) designer;
d) regulator;
e) port authority;
f) terminal operator;
g) emergency services;
h) port users;
i) neighbours and the public.
The typical roles and responsibilities of these stakeholders are noted in Table 1.
Table 1 — Typical Stakeholders - roles and responsibilities
Stakeholder Role Responsibility
LNG supplier Conduct/organize risk assessment Make available technical specification
and obtain permit/license to operate of bunkering facility and operating
conditions and procedures
LNG receiver Input to risk assessment covering Make available technical specification
specific vessel and operation of vessel and operating procedures
Designer Can provide input to risk assessment Make available design criteria and
covering equipment and system design technical specifications of equipment
Regulator Can be involved as subject matter expert Will set the risk assessment criteria and
or approve risk assessment define applicability of local legislation
Port authority Consider impact of LNG bunkering Make available detailed information
on port activities and vice versa. Can concerning port activities, as required.
conduct port level risk assessment and Issue permit or license
set permit requirement
Terminal operator Consider impact of LNG bunkering on Make available detailed information
terminal activities and vice versa concerning terminal activities, as re-
quired
Emergency services Informed party and/or input to risk as- Make available information as
sessment covering emergency response applicable
Port users Informed party Make available information through
port authority if required
Neighbouring facilities Informed party Make available information through
port authority/local authority if re-
quired
Public Informed party None
NOTE 1 Port authority/regulator role can be interchangeable or be the same entity and acting as competent authority with
jurisdiction over the bunkering operation/location.
NOTE 2 Designer, includes facility(s), vessel(s) and equipment designers, as applicable.
NOTE 3 All stakeholders are responsible for the implementation of agreed mitigation measures, as applicable.
This table should be reviewed for each area/application.
7.4 Approach, scope and basis
The core activities of the risk assessment are listed in steps ‘a’ to ‘f’ in 7.1 above but prior to
commencement of the risk assessment there is a need to define the scope and basis of the study. For
example, it is important to identify and agree the equipment, facilities, operations, vessels and locations
to be studied, and the risk criteria to be used. Table 2 summarizes information requirements and the
principal considerations in determining the scope and the study basis.
Table 2 — Scope and study basis – information requirements and considerations
Risk criteria Identification of the risk criteria to be used (e.g. qualitative or quantitative criteria
used by the competent authority)
Location Description of the bunkering location together with details of port operations, ma-
rine traffic, neighbouring facilities and the type and number of persons normally in
proximity (e.g. bunkering personnel, port workers and members of the public)
Layout General description of the bunkering installation including the layout and arrange-
ment of the equipment
Equipment Detailed description, including function and design, of mechanical and electrical
equipment, control systems, safety systems and their sub-systems and components
Process conditions Detailed description of the process conditions for each bunkering supply scenario e.g.
flowrates, pressures, temperatures, etc.
a [24] [35] [28]
More details on the operations can be found in SGMF bunkering guidelines the IACS and SGMF FP10-01 .
Table 2 (continued)
a
Operations Description of the sequence, duration and number of operations, and operational
limitations with respect to:
Pre-bunkering phase - ensuring all the assessment and authorizations have been
completed and/or obtained and procedures are agreed between the LNG supplier
and receiver before commencing the operations.
Preparation for bunker phase - Covering the mooring of the vessel(s) and the preparation
of the transfer and safety equipment including checking that the location, quantity,
suitability, condition etc. are all as assessed and agreed during the pre-bunkering phase.
Connection and testing phase - safe transfer, connection and testing of all the neces-
sary equipment, including leak testing and inerting.
Bunkering Phase - Cooling down followed by the LNG bunker transfer and including
the topping up/ramp down phase.
Completion Phase - Draining, purging and inerting before the secure, safe discon-
nection and retrieval of the transfer and safety equipment prior to separation of the
receiving ship and bunkering facilities
Other and special operations - Commissioning, security, vessel traffic and port/har-
bour specific issues and characteristics, de-bunkering, warming up, etc.
Management control Organization of the bunkering activities with clear definitions of the roles, respon-
sibilities and communication/documentation for the gas fuelled vessel crew and the
bunkering facility personnel
SIMOPS Description of simultaneous operations being undertaken by the receiving vessel and
other vessels in proximity to the bunkering operation
Environmental Conditions Review of local met ocean information and weather data
a [24] [35] [28]
More details on the operations can be found in SGMF bunkering guidelines the IACS and SGMF FP10-01 .
A summary of the study basis shall be documented or referenced in the risk assessment report, as
appropriate.
To facilitate the risk assessment process, example causes and consequences of hazardous events and
commonly adopted safeguards/mitigation measures are provided in Tables 3 and 4, respectively.
Table 3 — Example hazardous events and consequences
Causes Consequences
Failure of vessels pipes etc. containing LNG or NG Release of LNG and/or NG leading to large flammable
vapour cloud which could result in:
Use of unsuitable materials due to incorrect design Brittle fracture of metal structures and other nearby
criteria, material specification or fabrication equipment
Failure due to high/low pressure or high/low tem- Rapid phase transition
perature
Failure due to corrosion Injuries to personnel due to exposure to cold (e.g. frostbite)
Environmental impacts
Failure due to over pressurization Damage to equipment
Malfunction of pressure control systems and devices
Inadequate protection against thermal expansion
Overfilling of tank
Pressure surge in transfer line
NOTE 1 Some causes or consequences might not always be applicable.
NOTE 2 Some causes can also be consequences, and some consequences can be causes.
Table 3 (continued)
Causes Consequences
LNG rollover
Poor/inadequate inspection and maintenance of
pressure containing equipment
Incorrect written procedures
Operational error
Fire in the vicinity due to other fuel release or
cargo fire
Failure due to low temperature
Brittle fracture due to release of LNG or other
cryogenic fluid
Blockage due to ice formation
Failure due to impact
Collision with ship, truck or other vessel/vehicle
Falling object
Sabotage, vandalism or malicious act
Failure of quay berthing equipment or structure
Explosion in the vicinity due to other fuel release,
cargo fire or dust release
Failure due to brittle fracture from LNG or Liquid
Nitrogen spill
Subsidence
Ignition sources present in hazardous area due to: Fire/explosion/BLEVE if ignition of gas release occurs
Use of non-compliant electrical or control equipment Secondary fires
Inadequate maintenance of mechanical equipment
Inadequate protection against lightning
Static from personnel clothing or cargo equipment
Use of mobile equipment
Incorrect operational procedures
Incorrect operation (human error)
Sabotage, vandalism or malicious act
Failure of vessels pipes etc. containing Liquid Release of Liquid Nitrogen
Nitrogen
Asphyxiation of personnel
Brittle fracture of equipment
NOTE 1 Some causes or consequences might not always be applicable.
NOTE 2 Some causes can also be consequences, and some consequences can be causes.
The risk
...
SPÉCIFICATION ISO/TS
TECHNIQUE 18683
Deuxième édition
2021-11
Lignes directrices pour l’évaluation
de la sécurité et des risques des
opérations de soutage de GNL
Guidelines for safety and risk assessment of LNG fuel bunkering
operations
Numéro de référence
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
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Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvre, aucune partie de cette
publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
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.
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Tél.: +41 22 749 01 11
E-mail: copyright@iso.org
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .iv
Introduction . vi
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives .1
3 Termes, définitions et abréviations . 1
3.1 Termes et définitions . 1
3.2 Abréviations. 4
4 Scénarios d’approvisionnement en soutage . 5
5 Propriétés et comportement du GNL .6
5.1 Généralités . 6
5.2 Description et dangers du GNL . 6
5.3 Situations associées au transfert de soutes de GNL potentiellement dangereuses . 7
5.4 Composition du GNL en tant que combustible de soute. 8
6 Sécurité . 8
6.1 Objectifs . 8
6.2 Principes généraux de sécurité. 8
6.3 Approche . 8
7 Évaluation du risque . 8
7.1 Généralités . 8
7.2 Évaluation du type de risque . 9
7.3 Rôles et responsabilités des parties prenantes . 10
7.4 Approche, domaine d’application et base .12
7.5 Mesures d’atténuation . 14
7.6 Rapports . 16
7.7 Zone de sécurité et zones contrôlées . 17
7.8 Détermination de la zone de sécurité . 18
7.9 Détermination des zones de surveillance et de sécurité . 18
7.10 Opérations simultanées (SIMOPS) . 19
8 Exigences fonctionnelles pour le système de transfert de soute de GNL .20
8.1 Généralités . 20
8.2 Exigences fonctionnelles.20
9 Formation .22
Annexe A (informative) Critères d’acceptation du risque .24
Annexe B (informative) Exemples de calcul de la zone de sécurité .29
Bibliographie .38
iii
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 qu'il est permis que certains des éléments du présent document fassent
l'objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour
responsable de ne pas avoir identifié tout ou partie de tels droits de brevet. 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 67, Industries du pétrole et du gaz,
y compris les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 9, Installations et équipements de gaz
naturel liquéfié.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO/TS 18683:2015), qui a fait l'objet
d'une révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— titre et domaine d’application limités aux lignes directrices pour l’évaluation de la sécurité et des
risques des opérations de soutage de combustible de gaz naturel liquéfié (GNL);
— liste des scénarios d’approvisionnement en soutage mise à jour avec l’expérience acquise depuis
2015 à l’Article 4;
— ajout du concept d’évaluation du risque au stade de la conception et d’évaluation du risque
opérationnel en 7.1;
— ajout d’Évaluation quantitative des conséquences en 7.2;
— ajout des rôles et responsabilités des parties prenantes en 7.3;
— exigences de conception supprimées de l’Article 8 pour éviter toute duplication avec l’ISO 20519;
— critères de risque individuel ajoutés à l’Annexe A;
— trois méthodes ajoutées pour déterminer la zone de sécurité à l’Annexe B;
iv
— pour éviter toute duplication avec l’ISO 20519, les articles et annexes suivants ont été supprimés:
— Article 9 Exigences relatives aux composants et systèmes;
— Article 11 Exigences relatives à la documentation;
— Annexe C Exigences fonctionnelles;
— Annexe D Exemple de liste de contrôle du fournisseur du navire;
— Annexe E Exemple de note de livraison de GNL;
— Annexe F Disposition et types de présentation de la connexion;
— Annexe G Couplage de déconnexion à sec.
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.
v
Introduction
Les propriétés, les caractéristiques et le comportement du GNL diffèrent sensiblement des combustibles
marins classiques, tels que les fiouls lourds et les distillats du type diesel marin (MDO) ou gasoil
marin (MGO).
Pour ces raisons, il est essentiel que l’ensemble des opérations de soutage de GNL soient réalisées avec
diligence, et une attention particulière doit être accordée à la prévention des fuites de liquide ou de
vapeur de GNL et au contrôle de l’ensemble des sources d’inflammation. Il importe par conséquent, tout
au long de la chaîne de soutage de GNL, que chaque élément soit soigneusement conçu et assorti de
procédures de sécurité et d’exploitation dédiées exécutées par du personnel formé.
Les exigences de base définies dans le présent document doivent être impérativement être comprises et
appliquées à chaque opération afin d’assurer un transfert sûr et efficace du GNL en tant que combustible
vers le navire.
L’objectif du présent document est de fournir des recommandations pour l’évaluation du risque lié aux
opérations de soutage de GNL et d'assurer ainsi un niveau élevé de sécurité, d’intégrité et de fiabilité du
fonctionnement des navires alimentés en GNL et des installations de soutage, quel que soit le type de
scénario d’approvisionnement.
L’interface de soutage de GNL comprend la zone de transfert de GNL, le collecteur, les vannes, les
systèmes de sûreté et de sécurité et les autres équipements, ainsi que le personnel impliqué dans les
opérations de soutage de GNL.
Le présent document est fondé sur l’hypothèse d’une conception des navires récepteurs et des
installations de soutage de GNL conforme aux codes, règlements et lignes directrices applicables, tels
que les normes de l’Organisation maritime internationale (OMI), de l’ISO, de l’EN, de la NFPA, de la
Society for Gas as a Marine Fuel (SGMF), et à l’ensemble des documents validés pendant le soutage de
GNL. Les publications pertinentes de ces organismes ainsi que d’autres organismes sont répertoriées
dans la Bibliographie.
Il convient que le présent document soit combiné aux exigences de l’ISO 20519.
En cas de distance par rapport à des tiers trop courte et de risque supérieur aux critères d’acceptation,
il convient de ne pas prendre en compte l’emplacement de soutage.
vi
SPÉCIFICATION TECHNIQUE ISO/TS 18683:2021(F)
Lignes directrices pour l’évaluation de la sécurité et des
risques des opérations de soutage de GNL
1 Domaine d'application
Le présent document contient les recommandations relatives à l’approche fondée sur les risques à suivre
pour la conception et l’exploitation du système de transfert de soute de GNL, y compris l’interface entre
les installations de soutage de GNL et les navires récepteurs fonctionnant au GNL.
Le présent document spécifie les exigences et les recommandations pour le développement d’un site
et d’une installation de soutage, du système de transfert de soutage de GNL, ainsi que les exigences
fonctionnelles minimales qualifiées par une approche structurée d’évaluation du risque tenant compte
des propriétés et du comportement du GNL, des opérations simultanées et de l’ensemble des parties
impliquées dans l’opération.
Le présent document s’applique au soutage des navires de commerce maritime comme fluvial. Il couvre
le soutage de GNL depuis le rivage ou un navire, d’installation mobile à navire et de navire à navire,
comme cela est décrit à l’Article 4.
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).
Guide ISO/IEC 73, Management du risque — Vocabulaire
ISO 31010, Gestion des risques — Techniques d’évaluation des risques
ISO 20519, Navires et technologie maritime — Spécification pour le soutage des navires fonctionnant au
gaz naturel liquéfié
OMI, Recueil international de règles de sécurité applicables aux navires qui utilisent des gaz ou d’autres
combustibles à faible point d’éclair (Code IGF) de l’OMI
OMI, Recueil international de règles relatives à la construction et à l’équipement des navires
transportant des gaz liquéfiés en vrac (Code IGC) de l’OMI
OMI. Convention internationale sur les normes de formation des gens de mer, de délivrance des brevets
et de veille
3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions du Guide ISO/IEC 73 ainsi que les
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 https:// www .electropedia .org/
3.1.1
aussi bas que raisonnablement réalisable
ALARP
réduction d’un risque à un niveau qui représente le point, évalué de manière objective, au cours duquel
le temps, les problèmes, les difficultés et le coût des mesures de réduction supplémentaires deviennent
excessivement disproportionnés par rapport à la réduction de risque supplémentaire obtenue
3.1.2
explosion de vapeur en expansion de liquide bouillant
BLEVE
libération soudaine de la teneur d’un récipient contenant un liquide inflammable sous pression suivie
d’une boule de feu
3.1.3
soutage
processus de transfert de combustible vers un navire
3.1.4
installation de soutage
système conçu pour le transfert/soutage du gaz liquéfié comme combustible vers un navire fonctionnant
au gaz
Note 1 à l'article: Elle peut consister en une installation flottante, à terre, fixe ou mobile d’approvisionnement en
carburant, telle qu’un navire de soutage, un terminal de soutage ou un camion-citerne.
3.1.5
site de soutage
emplacement dédié au soutage comprenant les installations de soutage, le port et la jetée, ainsi que
d’autres installations et équipements qu’il convient de prendre en compte dans la planification du
soutage
3.1.6
autorité compétente
organisme(s) en charge de la mise en œuvre des exigences de la législation et de la régulation des
installations au regard de ces exigences
3.1.7
conséquence
résultat d’un événement
3.1.8
bac récepteur
dispositif de confinement de déversement fabriqué à partir de matériaux pouvant tolérer des
températures cryogéniques
3.1.9
arrêt d’urgence
ESD (emergency shutdown system)
méthode pour l’arrêt de manière sûre et efficace du soutage/transfert de gaz naturel et de vapeur entre
les installations d’approvisionnement et le navire récepteur
3.1.10
navire fonctionnant au gaz
GFV (gas-fuelled vessel)
navire utilisant du gaz comme combustible marin
3.1.11
danger
source potentielle de dommage
3.1.12
identification du danger
HAZID
session de brainstorming à l’aide de listes de contrôle, au cours de laquelle les dangers potentiels d’un
projet sont identifiés et regroupés dans un registre des risques aux fins de suivi du projet
3.1.13
évaluation d’impact
évaluation de l’effet des conséquences (incendies, explosions, etc.) sur les personnes, les structures,
l’environnement, etc
3.1.14
risque individuel
probabilité annuelle de décès d’un individu en raison d’événements accidentels résultant de l’activité
3.1.15
brume
brouillard
nuage provoqué par la condensation de l’humidité de l’air en cas de contact avec des surfaces froides
pendant le soutage
Note 1 à l'article: Cette brume/ce brouillard réduit la visibilité et peut masquer des fuites mineures.
3.1.16
zone de surveillance et de sécurité
zone autour de l’installation de soutage et du navire où le trafic des navires et d’autres activités sont
surveillés (et contrôlés) afin d’en atténuer les effets dommageables
3.1.17
probabilité
mesure dans laquelle un événement est susceptible de se produire
3.1.18
transition rapide de phase (TRP)
TRP
forces d’onde de choc générées par la vaporisation instantanée de GNL au contact de l’eau
3.1.19
destinataire
un ou plusieurs organismes détenteurs de droits de propriété ou d’intérêts opérationnels et/ou légaux
dans un navire fonctionnant au gaz
Note 1 à l'article: Le destinataire peut être le ou les propriétaires du navire, l’affréteur ou l’exploitant.
[SOURCE: référence [24]]
3.1.20
risque
combinaison de la probabilité de la survenue d’un dommage et de sa gravité
3.1.21
analyse du risque
utilisation systématique des informations disponibles pour identifier les dangers et estimer le risque
3.1.22
estimation du risque
processus global d’analyse du risque et d’évaluation du risque
3.1.23
périmètre du risque
représentation bidimensionnelle du risque (du risque individuel sur une carte par exemple)
3.1.24
évaluation du risque
procédure fondée sur l’analyse du risque pour déterminer si le risque tolérable a été atteint
3.1.25
sécurité
absence de risque inacceptable
3.1.26
zone de sécurité
zone autour de la station de soutage où seuls le personnel et les activités dédiés et essentiels sont
autorisés pendant le soutage
3.1.27
partie prenante
toute personne, groupe ou organisme pouvant affecter, être affecté(e) ou se sentir lui-même/elle-même
affecté(e) par un risque
3.28
fournisseur
un ou plusieurs organismes détenteurs de droits de propriété ou d’intérêts opérationnels et/ou légaux
dans une installation de soutage
Note 1 à l'article: Le fournisseur peut être le propriétaire, l’affréteur ou l’exploitant du navire de soutage;
le propriétaire ou l’exploitant du terminal de soutage de GNL; le gestionnaire du parc de camions-citernes; le
producteur de GNL; etc.
[SOURCE: référence [24]]
3.1.29
risque tolérable
risque accepté dans un contexte donné au regard des valeurs prédominantes de la société
3.1.30
appoint de carburant
séquence finale du transfert de GNL visant à assurer un niveau de remplissage adéquat du réservoir de
réception
3.1.31
rideau d’eau
dispositif de pulvérisation d’eau pour la protection des surfaces en acier contre le contact direct avec le
GNL
3.2 Abréviations
BASiL (bunkering area safety information for LNG) informations de sécurité relatives à la zone de
soutage pour le GNL
ERC (emergency release coupling) raccord de déconnexion d’urgence
ERS (emergency release system) système de déconnexion d’urgence
HFO (heavy fuel oil) fioul lourd
SSE santé, sécurité et environnement
OMI Organisation Maritime Internationale
GNL gaz naturel liquéfié
MGO (marine gas oil) gasoil marin
EPI équipement de protection individuelle
QualRA (qualitative risk assessment) évaluation qualitative du risque
QCA (quantitative consequence assessment) évaluation quantitative des conséquences
QRA (quantitative risk assessment) évaluation quantitative des risques
SGMF (Society for Gas as a Marine Fuel) Société pour le gaz comme combustible marin
SIMOPS (simultaneous operations) opérations simultanées
STCW (Seafarers’ training, certification and formation, certification et veille pour les marins
watchkeeping)
NOTE GNL est défini dans l’ISO 16903.
4 Scénarios d’approvisionnement en soutage
Il convient que le choix du scénario d’approvisionnement en soutage tienne compte des facteurs
suivants:
a) conditions du procédé GNL (volumes de stockage du GNL, taux de transfert et pression et
température du GNL par exemple);
b) opérations simultanées (chargement/déchargement de la cargaison, embarquement de passagers,
transfert d’autres combustibles de soute par exemple);
c) interférence possible avec d’autres activités dans l’emplacement de soutage (zone portuaire par
exemple);
d) équipement de transfert de soute;
e) type de navire récepteur fonctionnant au GNL et installation de soutage;
f) études de sécurité entreprises pour les opérations de soutage (évaluation du risque et zone de
sécurité définies à l’Article 7 par exemple);
g) conditions locales (conditions météorologiques, circulation, etc.).
Trois scénarios d’approvisionnement en soutage de GNL types ont été envisagés dans le présent
document (voir Figure 1):
— d’installation mobile à navire: Une opération de soutage de GNL vers un navire fonctionnant au
gaz depuis une installation mobile de soutage située à terre. Les installations mobiles de soutage
peuvent être constituées d’un camion, d’un wagon ou d’un autre dispositif mobile (y compris de
citernes mobiles) utilisé pour le soutage du GNL (voir Figure 1);
— du rivage au navire: Opération de soutage de GNL vers un navire fonctionnant au gaz depuis une
installation de soutage fixe ou un terminal (voir Figure 1);
— de navire à navire: Opération de soutage de GNL à bord d’un navire fonctionnant au gaz depuis une
unité flottante de stockage ou un navire de soutage (voir Figure 1).
Récepteur Fournisseur Récepteur Fournisseur
Navire fonctionnant Installation de soutage Navire fonctionnant Installation de soutage
au gaz au gaz
Soutage d’installation mobile à navire depuis un Soutage d’installation mobile à navire depuis plu-
camion sieurs camions/citernes mobiles, via un collecteur
articulé/une station de pompage
Récepteur Fournisseur Récepteur Fournisseur
Navire fonctionnant Installation de soutage Navire fonctionnant Installation de soutage
au gaz au gaz
Soutage de navire à navire à partir d’une unité flot-Soutage de terre à navire à partir d’une installation
tante de stockage ou d’un navire de soutage de soutage fixe /d’un terminal
Figure 1 — Scénarios types de soutage de l’approvisionnement en GNL
5 Propriétés et comportement du GNL
5.1 Généralités
Les propriétés, les caractéristiques et le comportement du GNL diffèrent sensiblement de ceux des
combustibles marins classiques: HFO, MGO, etc. Pour ces raisons, il est essentiel que l’ensemble des
opérations de soutage de GNL soient entreprises avec diligence, qu’une attention particulière soit
accordée à la prévention des fuites de GNL liquide ou de vapeur et que les sources d’inflammation
situées à proximité (à l’intérieur de la zone de sécurité) de l’opération de soutage soient strictement
contrôlées. Par conséquent, il est nécessaire que tout au long de la chaîne d’approvisionnement en
soutage de GNL, chaque élément soit soigneusement conçu et assorti de procédures de fonctionnement
et de maintenance de sécurité dédiées exécutées par du personnel formé et compétent.
5.2 Description et dangers du GNL
La description du GNL est entièrement couverte par l’ISO 16903, mais pour les besoins du soutage de
GNL, les caractéristiques les plus importantes en comparaison avec le combustible de gaz marin sont
décrites dans le présent paragraphe.
À la pression atmosphérique, selon la composition, le GNL entre en ébullition à environ ‒160 °C. Le
GNL rejeté forme une marre d’ébullition à la surface du sol ou de l’eau où le taux d’évaporation (et la
génération de vapeurs) dépend du transfert de chaleur vers la nappe de GNL.
Le GNL destiné à l’approvisionnement en combustible peut être délivré à une pression élevée et à une
température dépassant son point d’ébullition dans les conditions atmosphériques (par exemple à 5 bar
et à ‒155 °C). Le rejet de GNL dans ces conditions se traduira par une vaporisation instantanée et un rejet
de vapeur plus important par rapport à l’évaporation des nappes de liquide. Le rejet de vapeur forme
un nuage inflammable qui, à ces températures, est plus dense que l’air. Le gaz de dispersion devient
plus léger que l’air (flottant) à environ ‒110 °C, de sorte qu’il dérivera avec le vent et sera dilué sous
l’effet de la turbulence atmosphérique et de sa diffusion. La froideur du gaz provoque la condensation
de l’humidité dans l’air, rendant le gaz de dispersion visible sous forme de nuage blanc.
Les surfaces froides dans le système de transfert de soute peuvent également générer de la brume ou du
brouillard en condensant l’humidité de l’air, susceptible de masquer un rejet.
Le GNL peut provoquer une rupture fragile s’il est déversé sur un acier au carbone non protégé.
Le gaz naturel présente une plage d’inflammation comprise entre 5 % et 15 % lorsqu’il est mélangé à
l’air.
Le gaz naturel présente un point d’éclair de ‒187 °C et une température d’auto-inflammation élevée (en
théorie d’environ 540 °C). Les propriétés des combustibles traditionnels sont différentes; pour le MGO,
le point d’éclair est supérieur à 60 °C, et la température d’auto-inflammation est de 300 °C pour le MGO
ou un mélange air-vapeur/aérosol de gazole.
L’énergie d’inflammation des mélanges air/gaz naturel est de 0,25 mJ, ce qui est inférieur à la plupart
des autres hydrocarbures.
Les rejets de gaz naturel ne sont pas facilement enflammés par des surfaces chaudes, à la différence de
la plupart des feux de fioul classiques dans les salles des machines, mais les étincelles à faible énergie
représentent un risque plus élevé.
Le méthane présente un potentiel élevé de gaz à effet de serre, son rejet dans l’atmosphère ne doit en
principe pas se produire dans le cadre d’opérations normales.
Les principaux dangers associés au GNL applicables aux opérations de soutage sont les suivants:
— feu (feu de nappe, feu torche/jet enflammé, inflammation spontanée), explosion (dans des espaces
confinés) provoquée par les vapeurs de gaz enflammées en cas de déversement de GNL;
— dispersion des vapeurs;
— rupture fragile de la structure en acier exposée à des déversements de GNL;
— engelures ou brûlures à froid dues à des déversements de liquide ou de vapeurs froides;
— asphyxie due au rejet de vapeurs;
— surpression ou poussée de pression du système de soutage due à la dilatation thermique ou à la
vaporisation du GNL piégé;
NOTE Le GNL présente un coefficient de dilatation thermique élevé.
— rejet dans des espaces confinés provoquant une surpression due à la vaporisation du liquide;
— TRP (transition rapide de phase) du liquide au gaz possible;
— stratification possible avec le GNL présent dans les réservoirs (pouvant dans un deuxième temps
conduire à une mise à l’air accidentelle du gaz);
— BLEVE possible d’un réservoir pressurisé sujet à un feu.
5.3 Situations associées au transfert de soutes de GNL potentiellement dangereuses
Il convient que la planification, la conception et l’exploitation se concentrent sur la prévention des rejets
de GNL et de vapeur et sur la prévention des accidents du travail liés à la manutention des équipements.
Les risques et les dangers liés au soutage de GNL sont étroitement liés au taux potentiel de rejet dans
les situations accidentelles, et les facteurs tels que les taux de transfert, les stocks dans les flexibles et
les canalisations, les systèmes de protection (de détection, etc.), les dispositifs d’ESD et de protection
contre les déversements sont essentiels.
5.4 Composition du GNL en tant que combustible de soute
La spécification du GNL fourni en tant que combustible est définie dans l’ISO 23306.
Le vieillissement ou «altération» (dû à une évaporation préférentielle) et le fusionnement à partir de
différentes sources/fournisseurs modifieront la composition du combustible.
6 Sécurité
6.1 Objectifs
La sécurité doit être l’objectif principal de la planification, de la conception et de l’exploitation des
installations de distribution de GNL en tant que combustible marin, qui doit notamment être défini au
regard des opérations simultanées et de l’interaction avec des tiers.
Le soutage de GNL peut être effectué sans opérations simultanées (SIMOPS), mais le plus souvent,
certaines SIMOPS (opérations de cargo, soutage avec passagers à bord, embarquement/débarquement)
ont lieu en même temps et cela doit être accepté par l’ensemble des parties concernées en tant
qu’autorités compétentes, les autorités portuaires, le terminal, le navire, l’opérateur de soutage et
l’opérateur du fournisseur.
De plus, dans l’ensemble des cas de soutage de GNL, une évaluation du risque doit être effectuée pour les
opérations de soutage, l’emplacement, le scénario de soutage et les conditions de procédé spécifiques. Il
convient que cette évaluation des risques apporte la preuve que ceux-ci ont été identifiés au regard du
contexte et des conditions spécifiques de fonctionnement, et qu’ils ont suffisamment été atténués pour
permettre leur acceptation par l’autorité compétente. La méthodologie d’évaluation du risque pour les
différentes conditions décrites dans les facteurs ci-dessus est recommandée à l’Article 7.
La sécurité de l’opération de soutage ne doit pas être compromise par des exigences commerciales.
6.2 Principes généraux de sécurité
Il convient de mettre en œuvre la planification, la conception, l’approvisionnement, la construction et
l’exploitation sur la base de systèmes de management de la qualité, de la santé, de la sécurité et de
l’environnement.
6.3 Approche
Les objectifs de sécurité pour le fonctionnement des scénarios de soutage doivent être démontrés au
regard des exigences définies à l’Article 8 et étayés par une évaluation du risque telle que décrite à
l’Article 7.
7 Évaluation du risque
7.1 Généralités
Une évaluation du risque pour les personnes, les populations locales, les biens et l’environnement doit
être entreprise dans le cadre du développement de l’installation de soutage et du navire fonctionnant
au gaz et de leurs opérations.
L’évaluation du risque a pour but de donner à l’ensemble des parties prenantes l'assurance que les
risques spécifiques liés au soutage de GNL ont été pris en compte et évalués de manière appropriée.
L’évaluation du risque contribuera également à déterminer les zones contrôlées requises autour de
l’opération de soutage, conformément à 7.6, qui limitent l’accès, l’équipement et les activités à l’intérieur
de ces zones.
L’évaluation du risque doit être conduite conformément à l’IEC 31010:2019 ou à une norme équivalente.
L’ISO/TS 16901 et l’ISO 17776 contiennent les recommandations relatives aux techniques d’évaluation
du risque utilisées dans d’autres secteurs. Elles peuvent également constituer une référence utile, bien
que les critères de risque puissent ne pas être directement applicables au soutage de GNL.
L’évaluation du risque doit être effectuée par des personnes suffisamment qualifiées et expérimentées
et assurer une évaluation objective et indépendante.
Les principales étapes de l’évaluation du risque doivent être les suivantes:
a) déterminer quels problèmes sont susceptibles de se poser (identification du danger);
b) déterminer les effets (évaluation des conséquences et d’impact);
c) évaluer la probabilité;
d) déterminer le niveau de risque;
e) étudier le risque au regard des critères convenus; et
f) si le risque est inacceptable, définir les mesures de réduction du risque.
Après application des mesures de réduction du risque, les étapes ci-dessus doivent être réitérées jusqu’à
ce que le risque soit considéré comme conforme aux critères convenus.
Une évaluation des risques liés au soutage de GNL doit être effectuée avant toute opération, mais
les différentes parties peuvent décider d’effectuer une seule ou plusieurs évaluations des risques à
différentes étapes du développement du navire fonctionnant au GNL et de l’installation de soutage.
L’évaluation des risques peut par exemple être effectuée au stade de la conception. Elle a alors lieu au
début de la phase de conception d’une installation de soutage ou d’un navire fonctionnant au gaz, car
elle fournit des recommandations de conception spécifiques qui, si elles sont considérées à ce stade,
permettent de limiter les coûts de mise en œuvre au moment de la construction ou après celle-ci. À ce
stade, l’ensemble des données de conception et relatives aux caractéristiques du navire fonctionnant au
gaz et de l’installation de soutage ainsi que de l’emplacement de soutage spécifique peuvent ne pas être
disponibles, et un certain nombre d’hypothèses peuvent être requises, lesquelles devront être validées
à l’étape suivante.
En outre, une évaluation des risques opérationnels est réalisée, pour leur détermination et leur
traitement, ainsi que l'adoption de mesures d’atténuation propres à l’emplacement, sur la base de
l’évaluation des risques réalisée à l’étape de la conception. Il convient à ce stade que les données de
conception et les caractéristiques du navire fonctionnant au gaz et de l’installation de soutage ainsi que
de l’emplacement de soutage spécifique soient disponibles. Cette étape peut être réitérée/validée au
fur et à mesure de la définition des opérations de soutage et selon l’évolution du processus en termes
d’emplacements ou de scénarios de soutage notamment.
Les critères d’acceptation du risque sont définis dans l’Annexe A.
7.2 Évaluation du type de risque
L’évaluation du risque peut revêtir plusieurs formes. En règle générale, ces formes sont les suivantes:
a) évaluation qualitative du risque (QualRA), soit la détermination de la probabilité des événements
et de leurs conséquences sur la base de jugements et réalisation d’une évaluation combinée sous la
forme d’un classement qui puisse être comparé aux critères établis;
b) évaluation quantitative des conséquences (QCA) des événements sélectionnés en termes de
magnitude et de distance, etc., visant à déterminer dans quelle mesure des pertes et des dommages
sont susceptibles de se produire;
c) évaluation quantitative des risques (QRA), où l’analyse numérique est entreprise pour une plage de
probabilités des événements et leurs conséquences, afin de fournir une évaluation combinée sous la
forme de chiffres, de taux ou de périmètres qui puissent être comparé aux critères établis.
Les principales différences entre les types d’évaluation du risque sont les suivantes:
a) la QualRA s'appuie sur le jugement d’experts pour identifier les événements et catégoriser leur
probabilité et leurs conséquences au regard de l’expérience, des connaissances et des informations
déduites de travaux et de recherches appropriés;
b) la QCA s'appuie sur le jugement d’experts pour identifier les événements à analyser et les modèles
numériques visant à estimer les conséquences potentielles des événements concernés;
c) la QRA s'appuie sur le jugement d’experts pour sélectionner un ensemble représentatif d’événements;
des modèles numériques pour estimer les conséquences potentielles de ces événements; des
données opérationnelles et empiriques pour estimer leur probabilité; et des modèles numériques
pour calculer le risque de chaque combinaison de probabilités et de conséquences.
Le type d’évaluation du risque à entreprendre dépendra d’un certain nombre de facteurs, tels que les
exigences des autorités compétentes, le type et le nombre de personnes potentiellement exposées au
risque, et la complexité de l’opération de soutage. Les parties prenantes doivent convenir du ou des
types utilisés.
La QualRA, le minimum requis par le présent document, peut suffire lorsque les scénarios
d’approvisionnement en soutage sont tels que décrits à l’Article 4. Par ailleurs, dans certains cas, la
QualRA peut suffire pour démontrer que les critères d’acceptation du risque convenus sont satisfaits et
que les risques sont «aussi faibles que raisonnablement réalisables» (AFRR/ALARP). Dans d’autres cas,
elle peut être utilisée comme évaluation initiale en amont d’une QCA et/ou d’une QRA.
Une QCA ou une QRA peut être appropriée dans les cas suivants:
— opération de soutage considérée comme complexe;
— présence de nombreuses personnes à proximité, lorsque le soutage a lieu près de foyers de
peuplement par exemple;
— divergence entre le soutage et les scénarios d’approvisionnement en soutage normalisés décrits à
l’Article 4; et/ou
— des opérations simultanées (SIMOPS) sont prévues: soutage avec débarquement de passagers par
exemple.
Une QCA ou une QRA peut également être nécessaire pour déterminer, de manière adéquate, la zone de
sécurité et/ou la zone de surveillance et de sécurité.
Une QCA peut être privilégiée pour les emplacements non sensibles (à l'écart de foyers de peuplement
par exemple).
Une QRA peut être utilisée, si l’autorité compétente le permet, pour réduire la taille des événements de
QCA en tenant compte de la probabilité d’occurrence.
7.3 Rôles et responsabilités des parties prenantes
L’opération de soutage peut impliquer et impacter de nombreux organismes dont les intérêts et les
points de vue diffèrent. Il convient d’identifier ces parties prenantes, ainsi que leurs rôles et leurs
responsabilités, lors de la planification de l’évaluation du risque et il convient qu’ils soient pris en
compte lors de la réalisation de cette évaluation. Il convient au minimum de tenir compte des parties
prenantes suivantes:
a) fournisseur de GNL;
b) récepteur de GNL;
c) concepteur;
d) instance de régulation;
e) autorité portuaire;
f) opérateur du terminal;
g) services d’urgence;
h) usagers du port;
i) populations riveraines et grand public.
Les rôles et responsabilités types de ces parties prenantes sont indiqués dans le Tableau 1.
Tableau 1 — Parties prenantes types: rôles et responsabilités
Partie prenante Rôle Responsabilité
Fournisseur de GNL Conduite/organisation de l’évalua- Mise à disposition de la spécification
tion du risque et obtention d’un technique de l’installation de sou-
permis/d’une licence d’exploitation. tage et des conditions et procédures
d’exploitation.
Destinataire du GNL Contribution à l’évaluation du risque Mise à disposition de la spécification
pour un navire et une exploitation technique du navire et des procé-
spécifiques. dures d’exploitation.
Concepteur Peut contribuer à l’évaluation du Mise à disposition des critères de
risque couvrant la conception de conception et des spécifications
l’équipement et du système. techniques de l’équipement.
Instance de régulation Peut être impliquée en tant qu’ex- Établira les critères d’évaluation du
pert du sujet concerné ou approuver risque et définira l’applicabilité de la
l’évaluation du risque. législation locale.
Autorité portuaire Étudie l’impact du soutage de GNL Mise à disposition des informations
sur les activités portuaires et inver- détaillées concernant les activités du
sement. Peut conduire une évalua- port au besoin. Délivrance du permis
tion du risque au niveau du port et ou de la licence.
établir les exigences pour l’obtention
du permis.
Opérateur de terminal Étudie l’impact du soutage de GNL Mise à disposition des informations
sur les activités du terminal et détaillées concernant les activités du
inversement. terminal au besoin.
Services d’urgence Partie à informer et/ou contribuant Mise à disposition des informations
à l’évaluation du risque relative aux au besoin.
interventions d’urgence.
Usagers du port Partie à informer. Mise à disposition des informations
par l’intermédiaire de l’autorité por-
tuaire au besoin.
Installations avoisinantes Partie à informer. Mise à disposition des informations
par l’intermédiaire de l’autorité
portuaire/l’autorité locale eu besoin.
Public Partie à informer. Aucune
NOTE 1 Le rôle d’autorité portuaire/instance de régulation peut être interchangeable, ou il peut s’agir de la même entité,
qui agit en tant qu’autorité compétente pour l’opération/l’emplacement de soutage.
NOTE 2 Le rôle de concepteur inclut concepteur d’installation(s), de navire(s) et d’équipement, selon le cas.
NOTE 3 L’ensemble des parties prenantes sont responsables de la mise en œuvre des mesures d’atténuation convenues,
selon le cas.
Il
...
ISO/TC 67/SC 9
Date : 2021-11
ISO/TC 67/SC 9
Secrétariat : AFNOR
Deuxième édition
2021-11
Date: 2025-01-03
Lignes directrices pour l’évaluation de la sécurité et des risques
des opérations de soutage de GNL
Guidelines for safety and risk assessment of LNG fuel bunkering operations
ICS : 75.200
Type du document: Norme internationale
Sous-type du document: Spécification technique
Stade du document: Publié
Langue du document: F
DOCUMENT PROTÉGÉ PAR COPYRIGHT
©
Type du document: Norme internationale
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Langue du document: F
Tous droits réservés. Sauf prescription différente ou nécessité dans le contexte de sa mise en œuvreoeuvre, aucune
partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé,
électronique ou mécanique, y compris la photocopie, ou la diffusion sur l'internetl’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 Officecopyright office
Case PostaleCP 401 • • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, GenèveGeneva
Tél. : Phone: + 41 22 749 01 11
E-mail : : copyright@iso.org
Web : Website: www.iso.org
Publié en Suisse
iii
Sommaire Page
Avant-propos . vi
Introduction . viii
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes, définitions et abréviations . 1
3.1 Termes et définitions . 1
3.2 Abréviations . 5
4 Scénarios d’approvisionnement en soutage . 6
5 Propriétés et comportement du GNL . 7
5.1 Généralités . 7
5.2 Description et dangers du GNL . 8
5.3 Situations associées au transfert de soutes de GNL potentiellement dangereuses. 9
5.4 Composition du GNL en tant que combustible de soute . 9
6 Sécurité . 9
6.1 Objectifs . 9
6.2 Principes généraux de sécurité . 10
6.3 Approche . 10
7 Évaluation du risque . 10
7.1 Généralités . 10
7.2 Évaluation du type de risque . 11
7.3 Rôles et responsabilités des parties prenantes . 12
7.4 Approche, domaine d’application et base . 14
7.5 Mesures d’atténuation . 17
7.6 Rapports . 20
7.7 Zone de sécurité et zones contrôlées . 20
7.8 Détermination de la zone de sécurité . 22
7.9 Détermination des zones de surveillance et de sécurité . 23
7.10 Opérations simultanées (SIMOPS) . 24
8 Exigences fonctionnelles pour le système de transfert de soute de GNL . 25
8.1 Généralités . 25
8.2 Exigences fonctionnelles . 26
9 Formation . 28
Annex A (informative) Critères d’acceptation du risque . 29
iv
iv
Annex B (informative) Exemples de calcul de la zone de sécurité . 37
Bibliographie . 49
v
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 qu'il est permis que certains des éléments du présent document fassent
l'objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour
responsable de ne pas avoir identifié tout ou partie de tels droits de brevet. 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 67, Industries du pétrole et du gaz, y
compris les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 9, Installations et équipements de gaz
naturel liquéfié.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO/TS 18683:2015), qui a fait l'objet
d'une révision technique.
Les principales modifications sont les suivantes:
— — titre et domaine d’application limités aux lignes directrices pour l’évaluation de la sécurité et des
risques des opérations de soutage de combustible de gaz naturel liquéfié (GNL) ;);
— — liste des scénarios d’approvisionnement en soutage mise à jour avec l’expérience acquise depuis
2015 à l’Article 4l’Article 4 ;;
— — ajout du concept d’évaluation du risque au stade de la conception et d’évaluation du risque
opérationnel en 7.17.1 ;;
vi
vi
— — ajout d’Évaluation quantitative des conséquences en 7.27.2 ;;
— — ajout des rôles et responsabilités des parties prenantes en 7.37.3 ;;
— — exigences de conception supprimées de l’Article 8l’Article 8 pour éviter toute duplication avec
l’ISO 20519;
— — critères de risque individuel ajoutés à l’Annexe Al’Annexe A ;;
— — trois méthodes ajoutées pour déterminer la zone de sécurité à l’Annexe Bl’Annexe B ;;
— — pour éviter toute duplication avec l’ISO 20519, les articles et annexes suivants ont été supprimés:
— Article 9— Article 9 Exigences relatives aux composants et systèmes;
— — Article 11 Exigences relatives à la documentation;
— — Annexe C Exigences fonctionnelles;
— — Annexe D Exemple de liste de contrôle du fournisseur du navire;
— — Annexe E Exemple de note de livraison de GNL;
— — Annexe F Disposition et types de présentation de la connexion;
— — Annexe G Couplage de déconnexion à sec.
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.
vii
Introduction
Les propriétés, les caractéristiques et le comportement du GNL diffèrent sensiblement des combustibles
marins classiques, tels que les fiouls lourds et les distillats du type diesel marin (MDO) ou gasoil
marin (MGO).
Pour ces raisons, il est essentiel que l’ensemble des opérations de soutage de GNL soient réalisées avec
diligence, et une attention particulière doit être accordée à la prévention des fuites de liquide ou de
vapeur de GNL et au contrôle de l’ensemble des sources d’inflammation. Il importe par conséquent, tout
au long de la chaîne de soutage de GNL, que chaque élément soit soigneusement conçu et assorti de
procédures de sécurité et d’exploitation dédiées exécutées par du personnel formé.
Les exigences de base définies dans le présent document doivent être impérativement être comprises et
appliquées à chaque opération afin d’assurer un transfert sûr et efficace du GNL en tant que combustible
vers le navire.
L’objectif du présent document est de fournir des recommandations pour l’évaluation du risque lié aux
opérations de soutage de GNL et d'assurer ainsi un niveau élevé de sécurité, d’intégrité et de fiabilité du
fonctionnement des navires alimentés en GNL et des installations de soutage, quel que soit le type de
scénario d’approvisionnement.
L’interface de soutage de GNL comprend la zone de transfert de GNL, le collecteur, les vannes, les
systèmes de sûreté et de sécurité et les autres équipements, ainsi que le personnel impliqué dans les
opérations de soutage de GNL.
Le présent document est fondé sur l’hypothèse d’une conception des navires récepteurs et des
installations de soutage de GNL conforme aux codes, règlements et lignes directrices applicables, tels que
les normes de l’Organisation maritime internationale (OMI), de l’ISO, de l’EN, de la NFPA, de la Society for
Gas as a Marine Fuel (SGMF), et à l’ensemble des documents validés pendant le soutage de GNL. Les
publications pertinentes de ces organismes ainsi que d’autres organismes sont répertoriées dans la
Bibliographie.
Il convient que le présent document soit combiné aux exigences de l’ISO 20519.
En cas de distance par rapport à des tiers trop courte et de risque supérieur aux critères d’acceptation, il
convient de ne pas prendre en compte l’emplacement de soutage.
viii
viii
SPÉCIFICATION TECHNIQUE ISO/TS 18683:2021(fr)
Lignes directrices pour l’évaluation de la sécurité et des risques des
opérations de soutage de GNL
1 Domaine d'application
Le présent document contient les recommandations relatives à l’approche fondée sur les risques à suivre
pour la conception et l’exploitation du système de transfert de soute de GNL, y compris l’interface entre
les installations de soutage de GNL et les navires récepteurs fonctionnant au GNL.
Le présent document spécifie les exigences et les recommandations pour le développement d’un site et
d’une installation de soutage, du système de transfert de soutage de GNL, ainsi que les exigences
fonctionnelles minimales qualifiées par une approche structurée d’évaluation du risque tenant compte
des propriétés et du comportement du GNL, des opérations simultanées et de l’ensemble des parties
impliquées dans l’opération.
Le présent document s’applique au soutage des navires de commerce maritime comme fluvial. Il couvre
le soutage de GNL depuis le rivage ou un navire, d’installation mobile à navire et de navire à navire,
comme cela est décrit à l’Article 4l’Article 4.
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).
Guide ISO/IEC Guide 73, Management du risque — Vocabulaire
ISO 31010, Gestion des risques — Techniques d'évaluationd’évaluation des risques
ISO 20519, Navires et technologie maritime — Spécification pour le soutage des navires fonctionnant au
gaz naturel liquéfié
OMI, Recueil international de règles de sécurité applicables aux navires qui utilisent des gaz ou d’autres
combustibles à faible point d’éclair (Code IGF) de l’OMI
OMI, Recueil international de règles relatives à la construction et à l’équipement des navires transportant
des gaz liquéfiés en vrac (Code IGC) de l’OMI
OMI. Convention internationale sur les normes de formation des gens de mer, de délivrance des brevets
et de veille
3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions du Guide ISO/IEC 73 ainsi que les
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:
Type du document: Norme internationale
Sous-type du document: Spécification technique
Stade du document: Publié
Langue du document: F
— — ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https://www.iso.org/obp
— — IEC Electropedia: disponible à l'adresse https://www.electropedia.org/
3.1.1
aussi bas que raisonnablement réalisable
ALARP
réduction d’un risque à un niveau qui représente le point, évalué de manière objective, au cours duquel
le temps, les problèmes, les difficultés et le coût des mesures de réduction supplémentaires deviennent
excessivement disproportionnés par rapport à la réduction de risque supplémentaire obtenue
3.1.2
explosion de vapeur en expansion de liquide bouillant
BLEVE
libération soudaine de la teneur d’un récipient contenant un liquide inflammable sous pression suivie
d’une boule de feu
3.1.3
soutage
processus de transfert de combustible vers un navire
3.1.4
installation de soutage
système conçu pour le transfert/soutage du gaz liquéfié comme combustible vers un navire fonctionnant
au gaz
Note 1 à l’article : à l'article: Elle peut consister en une installation flottante, à terre, fixe ou mobile
d’approvisionnement en carburant, telle qu’un navire de soutage, un terminal de soutage ou un camion-citerne.
3.1.5
site de soutage
emplacement dédié au soutage comprenant les installations de soutage, le port et la jetée, ainsi que
d’autres installations et équipements qu’il convient de prendre en compte dans la planification du
soutage
3.1.6
autorité compétente
organisme(s) en charge de la mise en œuvre des exigences de la législation et de la régulation des
installations au regard de ces exigences
3.1.7
conséquence
résultat d’un événement
3.1.8
bac récepteur
dispositif de confinement de déversement fabriqué à partir de matériaux pouvant tolérer des
températures cryogéniques
3.1.9
arrêt d’urgence
ESD (emergency shutdown system)
méthode pour l’arrêt de manière sûre et efficace du soutage/transfert de gaz naturel et de vapeur entre
les installations d’approvisionnement et le navire récepteur
3.1.10
navire fonctionnant au gaz
GFV (gas-fuelled vessel)
navire utilisant du gaz comme combustible marin
3.1.11
danger
source potentielle de dommage
3.1.12
identification du danger
HAZID
session de brainstorming à l’aide de listes de contrôle, au cours de laquelle les dangers potentiels d’un
projet sont identifiés et regroupés dans un registre des risques aux fins de suivi du projet
3.1.13
évaluation d’impact
évaluation de l’effet des conséquences (incendies, explosions, etc.) sur les personnes, les structures,
l’environnement, etc.
3.1.14
risque individuel
probabilité annuelle de décès d’un individu en raison d’événements accidentels résultant de l’activité
3.1.15
brume
brouillard
nuage provoqué par la condensation de l’humidité de l’air en cas de contact avec des surfaces froides
pendant le soutage
Note 1 à l’article : à l'article: Cette brume/ce brouillard réduit la visibilité et peut masquer des fuites mineures.
3.1.16
zone de surveillance et de sécurité
zone autour de l’installation de soutage et du navire où le trafic des navires et d’autres activités sont
surveillés (et contrôlés) afin d’en atténuer les effets dommageables
3.1.17
probabilité
mesure dans laquelle un événement est susceptible de se produire
3.1.18
transition rapide de phase (TRP)
TRP
forces d’onde de choc générées par la vaporisation instantanée de GNL au contact de l’eau
3.1.19
destinataire
un ou plusieurs organismes détenteurs de droits de propriété ou d’intérêts opérationnels et/ou légaux
dans un navire fonctionnant au gaz
Note 1 à l’article : l'article: Le destinataire peut être le ou les propriétaires du navire, l’affréteur ou l’exploitant.
[SOURCE: référence [24 [24]]]]
3.1.20
risque
combinaison de la probabilité de la survenue d’un dommage et de sa gravité
3.1.21
analyse du risque
utilisation systématique des informations disponibles pour identifier les dangers et estimer le risque
3.1.22
estimation du risque
processus global d’analyse du risque et d’évaluation du risque
3.1.23
périmètre du risque
représentation bidimensionnelle du risque (du risque individuel sur une carte par exemple)
3.1.24
évaluation du risque
procédure fondée sur l’analyse du risque pour déterminer si le risque tolérable a été atteint
3.1.25
sécurité
absence de risque inacceptable
3.1.26
zone de sécurité
zone autour de la station de soutage où seuls le personnel et les activités dédiés et essentiels sont
autorisés pendant le soutage
3.1.27
partie prenante
toute personne, groupe ou organisme pouvant affecter, être affecté(e) ou se sentir lui-même/elle-même
affecté(e) par un risque
3.28
fournisseur
un ou plusieurs organismes détenteurs de droits de propriété ou d’intérêts opérationnels et/ou légaux
dans une installation de soutage
Note 1 à l’article : l'article: Le fournisseur peut être le propriétaire, l’affréteur ou l’exploitant du navire de soutage;
le propriétaire ou l’exploitant du terminal de soutage de GNL; le gestionnaire du parc de camions-citernes; le
producteur de GNL; etc.
[SOURCE: référence [24 [24]]]]
3.1.29
risque tolérable
risque accepté dans un contexte donné au regard des valeurs prédominantes de la société
3.1.30
appoint de carburant
séquence finale du transfert de GNL visant à assurer un niveau de remplissage adéquat du réservoir de
réception
3.1.31
rideau d’eau
dispositif de pulvérisation d’eau pour la protection des surfaces en acier contre le contact direct avec le
GNL
3.2 Abréviations
BASiL (bunkering area safety information for LNG) informations de sécurité relatives à la zone de
soutage pour le GNL
ERC (emergency release coupling) raccord de déconnexion d’urgence
ERS (emergency release system) système de déconnexion d’urgence
HFO (heavy fuel oil) fioul lourd
SSE santé, sécurité et environnement
OMI Organisation Maritime Internationale
GNL gaz naturel liquéfié
MGO (marine gas oil) gasoil marin
EPI équipement de protection individuelle
QualRA (qualitative risk assessment) évaluation qualitative du risque
QCA (quantitative consequence assessment) évaluation quantitative des conséquences
QRA (quantitative risk assessment) évaluation quantitative des risques
SGMF (Society for Gas as a Marine Fuel) Société pour le gaz comme combustible marin
SIMOPS (simultaneous operations) opérations simultanées
STCW (Seafarers’ training, certification and formation, certification et veille pour les
watchkeeping) marins
NOTE GNL est défini dans l’ISO 16903.
4 Scénarios d’approvisionnement en soutage
Il convient que le choix du scénario d’approvisionnement en soutage tienne compte des facteurs suivants:
a) a) conditions du procédé GNL (volumes de stockage du GNL, taux de transfert et pression et
température du GNL par exemple) ;);
b) b) opérations simultanées (chargement/déchargement de la cargaison, embarquement de
passagers, transfert d’autres combustibles de soute par exemple) ;);
c) c) interférence possible avec d’autres activités dans l’emplacement de soutage (zone portuaire par
exemple) ;);
d) d) équipement de transfert de soute;
e) e) type de navire récepteur fonctionnant au GNL et installation de soutage;
f) f) études de sécurité entreprises pour les opérations de soutage (évaluation du risque et zone de
sécurité définies à l’Article 7l’Article 7 par exemple) ;);
g) g) conditions locales (conditions météorologiques, circulation, etc.).
Trois scénarios d’approvisionnement en soutage de GNL types ont été envisagés dans le présent
document (voir Figure 1Figure 1) :):
— — d’installation mobile à navire: Une opération de soutage de GNL vers un navire fonctionnant au
gaz depuis une installation mobile de soutage située à terre. Les installations mobiles de soutage
peuvent être constituées d’un camion, d’un wagon ou d’un autre dispositif mobile (y compris de
citernes mobiles) utilisé pour le soutage du GNL (voir Figure 1Figure 1) ;);
— — du rivage au navire: Opération de soutage de GNL vers un navire fonctionnant au gaz depuis une
installation de soutage fixe ou un terminal (voir Figure 1Figure 1) ;);
— — de navire à navire: Opération de soutage de GNL à bord d’un navire fonctionnant au gaz depuis
une unité flottante de stockage ou un navire de soutage (voir Figure 1Figure 1).).
Récepteur Fournisseur Récepteur Fournisseur
Navire fonctionnant Installation de soutage Navire fonctionnant Installation de soutage
au gaz au gaz
Soutage d’installation mobile à navire depuis un camion Soutage d’installation mobile à navire depuis plusieurs
camions/citernes mobiles, via un collecteur articulé/une
station de pompage
Récepteur Fournisseur Récepteur Fournisseur
Navire fonctionnant Installation de soutage Navire fonctionnant Installation de soutage
au gaz au gaz
Soutage de navire à navire à partir d’une unité flottante de Soutage de terre à navire à partir d’une installation de soutage
stockage ou d’un navire de soutage fixe /d’un terminal
Figure 1 — Scénarios types de soutage de l’approvisionnement en GNL
5 Propriétés et comportement du GNL
5.1 Généralités
Les propriétés, les caractéristiques et le comportement du GNL diffèrent sensiblement de ceux des
combustibles marins classiques: HFO, MGO, etc. Pour ces raisons, il est essentiel que l’ensemble des
opérations de soutage de GNL soient entreprises avec diligence, qu’une attention particulière soit
accordée à la prévention des fuites de GNL liquide ou de vapeur et que les sources d’inflammation situées
à proximité (à l’intérieur de la zone de sécurité) de l’opération de soutage soient strictement contrôlées.
Par conséquent, il est nécessaire que tout au long de la chaîne d’approvisionnement en soutage de GNL,
chaque élément soit soigneusement conçu et assorti de procédures de fonctionnement et de maintenance
de sécurité dédiées exécutées par du personnel formé et compétent.
5.2 Description et dangers du GNL
La description du GNL est entièrement couverte par l’ISO 16903, mais pour les besoins du soutage de
GNL, les caractéristiques les plus importantes en comparaison avec le combustible de gaz marin sont
décrites dans le présent paragraphe.
À la pression atmosphérique, selon la composition, le GNL entre en ébullition à environ ‒160 °C. Le GNL
rejeté forme une marre d’ébullition à la surface du sol ou de l’eau où le taux d’évaporation (et la
génération de vapeurs) dépend du transfert de chaleur vers la nappe de GNL.
Le GNL destiné à l’approvisionnement en combustible peut être délivré à une pression élevée et à une
température dépassant son point d’ébullition dans les conditions atmosphériques (par exemple à 5 bar
et à ‒155 °C). Le rejet de GNL dans ces conditions se traduira par une vaporisation instantanée et un rejet
de vapeur plus important par rapport à l’évaporation des nappes de liquide. Le rejet de vapeur forme un
nuage inflammable qui, à ces températures, est plus dense que l’air. Le gaz de dispersion devient plus
léger que l’air (flottant) à environ ‒110 °C, de sorte qu’il dérivera avec le vent et sera dilué sous l’effet de
la turbulence atmosphérique et de sa diffusion. La froideur du gaz provoque la condensation de l’humidité
dans l’air, rendant le gaz de dispersion visible sous forme de nuage blanc.
Les surfaces froides dans le système de transfert de soute peuvent également générer de la brume ou du
brouillard en condensant l’humidité de l’air, susceptible de masquer un rejet.
Le GNL peut provoquer une rupture fragile s’il est déversé sur un acier au carbone non protégé.
Le gaz naturel présente une plage d’inflammation comprise entre 5 % et 15 % lorsqu’il est mélangé à l’air.
Le gaz naturel présente un point d’éclair de ‒187 °C et une température d’auto-inflammation élevée (en
théorie d’environ 540 °C). Les propriétés des combustibles traditionnels sont différentes; pour le MGO,
le point d’éclair est supérieur à 60 °C, et la température d’auto-inflammation est de 300 °C pour le MGO
ou un mélange air-vapeur/aérosol de gazole.
L’énergie d’inflammation des mélanges air/gaz naturel est de 0,25 mJ, ce qui est inférieur à la plupart des
autres hydrocarbures.
Les rejets de gaz naturel ne sont pas facilement enflammés par des surfaces chaudes, à la différence de la
plupart des feux de fioul classiques dans les salles des machines, mais les étincelles à faible énergie
représentent un risque plus élevé.
Le méthane présente un potentiel élevé de gaz à effet de serre, son rejet dans l’atmosphère ne doit en
principe pas se produire dans le cadre d’opérations normales.
Les principaux dangers associés au GNL applicables aux opérations de soutage sont les suivants:
— — feu (feu de nappe, feu torche/jet enflammé, inflammation spontanée), explosion (dans des
espaces confinés) provoquée par les vapeurs de gaz enflammées en cas de déversement de GNL;
— — dispersion des vapeurs;
— — rupture fragile de la structure en acier exposée à des déversements de GNL;
— — engelures ou brûlures à froid dues à des déversements de liquide ou de vapeurs froides;
— — asphyxie due au rejet de vapeurs;
— — surpression ou poussée de pression du système de soutage due à la dilatation thermique ou à la
vaporisation du GNL piégé;
NOTE Le GNL présente un coefficient de dilatation thermique élevé.
— — rejet dans des espaces confinés provoquant une surpression due à la vaporisation du liquide;
— — TRP (transition rapide de phase) du liquide au gaz possible;
— — stratification possible avec le GNL présent dans les réservoirs (pouvant dans un deuxième temps
conduire à une mise à l’air accidentelle du gaz) ;);
— — BLEVE possible d’un réservoir pressurisé sujet à un feu.
5.3 Situations associées au transfert de soutes de GNL potentiellement dangereuses
Il convient que la planification, la conception et l’exploitation se concentrent sur la prévention des rejets
de GNL et de vapeur et sur la prévention des accidents du travail liés à la manutention des équipements.
Les risques et les dangers liés au soutage de GNL sont étroitement liés au taux potentiel de rejet dans les
situations accidentelles, et les facteurs tels que les taux de transfert, les stocks dans les flexibles et les
canalisations, les systèmes de protection (de détection, etc.), les dispositifs d’ESD et de protection contre
les déversements sont essentiels.
5.4 Composition du GNL en tant que combustible de soute
La spécification du GNL fourni en tant que combustible est définie dans l’ISO 23306.
Le vieillissement ou «altération» (dû à une évaporation préférentielle) et le fusionnement à partir de
différentes sources/fournisseurs modifieront la composition du combustible.
6 Sécurité
6.1 Objectifs
La sécurité doit être l’objectif principal de la planification, de la conception et de l’exploitation des
installations de distribution de GNL en tant que combustible marin, qui doit notamment être défini au
regard des opérations simultanées et de l’interaction avec des tiers.
Le soutage de GNL peut être effectué sans opérations simultanées (SIMOPS), mais le plus souvent,
certaines SIMOPS (opérations de cargo, soutage avec passagers à bord, embarquement/débarquement)
ont lieu en même temps et cela doit être accepté par l’ensemble des parties concernées en tant
qu’autorités compétentes, les autorités portuaires, le terminal, le navire, l’opérateur de soutage et
l’opérateur du fournisseur.
De plus, dans l’ensemble des cas de soutage de GNL, une évaluation du risque doit être effectuée pour les
opérations de soutage, l’emplacement, le scénario de soutage et les conditions de procédé spécifiques. Il
convient que cette évaluation des risques apporte la preuve que ceux-ci ont été identifiés au regard du
contexte et des conditions spécifiques de fonctionnement, et qu’ils ont suffisamment été atténués pour
permettre leur acceptation par l’autorité compétente. La méthodologie d’évaluation du risque pour les
différentes conditions décrites dans les facteurs ci-dessus est recommandée à l’Article 7l’Article 7.
La sécurité de l’opération de soutage ne doit pas être compromise par des exigences commerciales.
6.2 Principes généraux de sécurité
Il convient de mettre en œuvre la planification, la conception, l’approvisionnement, la construction et
l’exploitation sur la base de systèmes de management de la qualité, de la santé, de la sécurité et de
l’environnement.
6.3 Approche
Les objectifs de sécurité pour le fonctionnement des scénarios de soutage doivent être démontrés au
regard des exigences définies à l’Article 8l’Article 8 et étayés par une évaluation du risque telle que
décrite à l’Article 7l’Article 7.
7 Évaluation du risque
7.1 Généralités
Une évaluation du risque pour les personnes, les populations locales, les biens et l’environnement doit
être entreprise dans le cadre du développement de l’installation de soutage et du navire fonctionnant au
gaz et de leurs opérations.
L’évaluation du risque a pour but de donner à l’ensemble des parties prenantes l'assurance que les
risques spécifiques liés au soutage de GNL ont été pris en compte et évalués de manière appropriée.
L’évaluation du risque contribuera également à déterminer les zones contrôlées requises autour de
l’opération de soutage, conformément à 7.67.6,, qui limitent l’accès, l’équipement et les activités à
l’intérieur de ces zones.
L’évaluation du risque doit être conduite conformément à l’IEC 31010:2019 ou à une norme équivalente.
L’ISO/TS 16901 et l’ISO 17776 contiennent les recommandations relatives aux techniques d’évaluation
du risque utilisées dans d’autres secteurs. Elles peuvent également constituer une référence utile, bien
que les critères de risque puissent ne pas être directement applicables au soutage de GNL.
L’évaluation du risque doit être effectuée par des personnes suffisamment qualifiées et expérimentées et
assurer une évaluation objective et indépendante.
Les principales étapes de l’évaluation du risque doivent être les suivantes:
a) a) déterminer quels problèmes sont susceptibles de se poser (identification du danger) ;);
b) b) déterminer les effets (évaluation des conséquences et d’impact) ;);
c) c) évaluer la probabilité;
d) d) déterminer le niveau de risque;
e) e) étudier le risque au regard des critères convenus; et
f) f) si le risque est inacceptable, définir les mesures de réduction du risque.
Après application des mesures de réduction du risque, les étapes ci-dessus doivent être réitérées jusqu’à
ce que le risque soit considéré comme conforme aux critères convenus.
Une évaluation des risques liés au soutage de GNL doit être effectuée avant toute opération, mais les
différentes parties peuvent décider d’effectuer une seule ou plusieurs évaluations des risques à
différentes étapes du développement du navire fonctionnant au GNL et de l’installation de soutage.
L’évaluation des risques peut par exemple être effectuée au stade de la conception. Elle a alors lieu au
début de la phase de conception d’une installation de soutage ou d’un navire fonctionnant au gaz, car elle
fournit des recommandations de conception spécifiques qui, si elles sont considérées à ce stade,
permettent de limiter les coûts de mise en œuvre au moment de la construction ou après celle-ci. À ce
stade, l’ensemble des données de conception et relatives aux caractéristiques du navire fonctionnant au
gaz et de l’installation de soutage ainsi que de l’emplacement de soutage spécifique peuvent ne pas être
disponibles, et un certain nombre d’hypothèses peuvent être requises, lesquelles devront être validées à
l’étape suivante.
En outre, une évaluation des risques opérationnels est réalisée, pour leur détermination et leur
traitement, ainsi que l'adoption de mesures d’atténuation propres à l’emplacement, sur la base de
l’évaluation des risques réalisée à l’étape de la conception. Il convient à ce stade que les données de
conception et les caractéristiques du navire fonctionnant au gaz et de l’installation de soutage ainsi que
de l’emplacement de soutage spécifique soient disponibles. Cette étape peut être réitérée/validée au fur
et à mesure de la définition des opérations de soutage et selon l’évolution du processus en termes
d’emplacements ou de scénarios de soutage notamment.
Les critères d’acceptation du risque sont définis dans l’Annexe Al’Annexe A.
7.2 Évaluation du type de risque
L’évaluation du risque peut revêtir plusieurs formes. En règle générale, ces formes sont les suivantes:
a) a) évaluation qualitative du risque (QualRA), soit la détermination de la probabilité des événements
et de leurs conséquences sur la base de jugements et réalisation d’une évaluation combinée sous la
forme d’un classement qui puisse être comparé aux critères établis;
b) b) évaluation quantitative des conséquences (QCA) des événements sélectionnés en termes de
magnitude et de distance, etc., visant à déterminer dans quelle mesure des pertes et des dommages
sont susceptibles de se produire;
c) c) évaluation quantitative des risques (QRA), où l’analyse numérique est entreprise pour une plage
de probabilités des événements et leurs conséquences, afin de fournir une évaluation combinée sous
la forme de chiffres, de taux ou de périmètres qui puissent être comparé aux critères établis.
Les principales différences entre les types d’évaluation du risque sont les suivantes:
a) a) la QualRA s'appuie sur le jugement d’experts pour identifier les événements et catégoriser leur
probabilité et leurs conséquences au regard de l’expérience, des connaissances et des informations
déduites de travaux et de recherches appropriés;
b) b) la QCA s'appuie sur le jugement d’experts pour identifier les événements à analyser et les modèles
numériques visant à estimer les conséquences potentielles des événements concernés;
c) c) la QRA s'appuie sur le jugement d’experts pour sélectionner un ensemble représentatif
d’événements; des modèles numériques pour estimer les conséquences potentielles de ces
événements; des données opérationnelles et empiriques pour estimer leur probabilité; et des
modèles numériques pour calculer le risque de chaque combinaison de probabilités et de
conséquences.
Le type d’évaluation du risque à entreprendre dépendra d’un certain nombre de facteurs, tels que les
exigences des autorités compétentes, le type et le nombre de personnes potentiellement exposées au
risque, et la complexité de l’opération de soutage. Les parties prenantes doivent convenir du ou des types
utilisés.
La QualRA, le minimum requis par le présent document, peut suffire lorsque les scénarios
d’approvisionnement en soutage sont tels que décrits à l’Article 4l’Article 4. Par ailleurs, dans certains
cas, la QualRA peut suffire pour démontrer que les critères d’acceptation du risque convenus sont
satisfaits et que les risques sont «aussi faibles que raisonnablement réalisables» (AFRR/ALARP). Dans
d’autres cas, elle peut être utilisée comme évaluation initiale en amont d’une QCA et/ou d’une QRA.
Une QCA ou une QRA peut être appropriée dans les cas suivants:
— — opération de soutage considérée comme complexe;
— — présence de nombreuses personnes à proximité, lorsque le soutage a lieu près de foyers de
peuplement par exemple;
— — divergence entre le soutage et les scénarios d’approvisionnement en soutage normalisés décrits
à l’Article 4l’Article 4 ;; et/ou
— — des opérations simultanées (SIMOPS) sont prévues: soutage avec débarquement de passagers par
exemple.
Une QCA ou une QRA peut également être nécessaire pour déterminer, de manière adéquate, la zone de
sécurité et/ou la zone de surveillance et de sécurité.
Une QCA peut être privilégiée pour les emplacements non sensibles (à l'écart de foyers de peuplement
par exemple).
Une QRA peut être utilisée, si l’autorité compétente le permet, pour réduire la taille des événements de
QCA en tenant compte de la probabilité d’occurrence.
7.3 Rôles et responsabilités des parties prenantes
L’opération de soutage peut impliquer et impacter de nombreux organismes dont les intérêts et les points
de vue diffèrent. Il convient d’identifier ces parties prenantes, ainsi que leurs rôles et leurs
responsabilités, lors de la planification de l’évaluation du risque et il convient qu’ils soient pris en compte
lors de la réalisation de cette évaluation. Il convient au minimum de tenir compte des parties prenantes
suivantes:
a) a) fournisseur de GNL;
b) b) récepteur de GNL;
c) c) concepteur;
d) d) instance de régulation;
e) e) autorité portuaire;
f) f) opérateur du terminal;
g) g) services d’urgence;
h) h) usagers du port;
i) i) populations riveraines et grand public.
Les rôles et responsabilités types de ces parties prenantes sont indiqués dans le Tableau 1Tableau 1.
Tableau 1 — Parties prenantes types: rôles et responsabilités
Partie prenante Rôle Responsabilité
Fournisseur de GNL Conduite/organisation de Mise à disposition de la
l’évaluation du risque et obtention spécification technique de
d’un permis/d’une licence l’installation de soutage et des
d’exploitation. conditions et procédures
d’exploitation.
Destinataire du GNL Contribution à l’évaluation du Mise à disposition de la
risque pour un navire et une spécification technique du navire et
exploitation spécifiques. des procédures d’exploitation.
Concepteur Peut contribuer à l’év
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
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