This document gives guidelines for the design, construction and operation of all onshore liquefied natural gas (LNG) installations for the liquefaction, storage, vaporization, transfer and handling of LNG and natural gas (NG).
This document is applicable for plants with an LNG storage capacity above 200 t.
The designated boundary limits are LNG inlet/outlet by the ship’s manifold including vapour return connection, the truck loading/unloading connection including vapour return, the rail car loading/unloading connection including vapour return and the natural gas in and outlet boundary by piping systems.
Terminals or plant types have one or more boundary limits as described in this scope.
A short description of each of these installations is given in Annex G.
Feed gas for LNG liquefaction installations (plant) can be from gas field, associated gas from oil field, piped gas from transportation grid or from renewables.
Floating solutions (for example FPSO, FSRU, SRV), whether off-shore or near-shore, are not covered by this document even if some concepts, principles or recommendations could be applied. However, in case of berthed FSRU with LNG transfer across the jetty, the following recommendations apply for the jetty and topside facilities.
In case of solutions using floating storage unit (FSU) and land-based re-gasification solution, the on-shore part is covered by these standard recommendations.
Plants with a storage inventory from 5 t up to 200 t are covered by EN 13645.
Dieses Dokument gibt Leitlinien für die Planung, den Bau und den Betrieb von allen landseitigen Flüssigerdgasanlagen für die Verflüssigung von Erdgas sowie für die Lagerung, die Verdampfung, die Weiterleitung und den Umgang mit LNG und Erdgas (NG, en: natural gas).
Dieses Dokument ist anzuwenden für Anlagen mit einer LNG-Lagerkapazität von mehr als 200 t.
Die vorgesehenen Anlagengrenzen sind der LNG Ein- und Austritt durch die Schiffsübergabestelle einschließlich Dampfrücklaufanschluss, der Anschluss für die Be- und Entladung von Tankwagen einschließlich Dampfrückführung, der Anschluss für die Be- und Entladung von Schienenfahrzeugen einschließlich Dampfrückführung und die Ein- und Austrittsgrenze von Erdgas durch Rohrleitungssysteme.
Anlandeterminals oder Anlagentypen haben eine oder mehrere Abgrenzungen, wie in diesem Anwendungsbereich beschrieben.
Eine kurze Beschreibung jeder dieser Anlagen ist in Anhang G enthalten.
Einspeisegas für LNG-Verflüssigungsanlagen kann aus einem Erdgasfeld, Erdölbegleitgas aus einer Erdöllagerstätte, Pipelinegas aus einem Gasleitungsnetz oder aus erneuerbaren Quellen sein.
Schwimmende Lösungen (z. B. FPSO, FSRU, SRV), ob auf See oder in Küstennähe, werden in diesem Dokument nicht behandelt, auch wenn einige Begriffe, Grundsätze oder Empfehlungen auf sie angewendet werden könnten. Bei fest vertäuten LNG-Wiederverdampfungsanlagen (FSRU) mit LNG-Transfer über einen Schiffsanleger gelten die nachfolgenden Empfehlungen für den Schiffsanleger (inklusive der Einrichtungen auf dem Schiffsanleger).
Bei Lösungen in Form von schwimmenden Lagern (FSU) und Wiederverdampfung an Land wird der landseitige Teil durch die Empfehlungen dieser Norm abgedeckt.
Anlagen mit einem Lagerbestand von 5 t bis zu 200 t werden in behandelt.