Compresseur hors API 618 ou compresseur API 618 : quel service choisir ?

Par Aurora · Mis à jour en novembre 2026

La comparaison entre un compresseur hors API 618 et un compresseur API 618 relève d’une décision d’ingénierie sur la base de conception pour la compression de gaz de procédé. Comme le montre l’historique de la documentation de conception API 618, la norme 618 de l’American Petroleum Institute (6e édition, 15 mai 2024) prévoit une durée de service de 20 ans, dont 3 ans de fonctionnement continu. Les machines hors API suivent une spécification différente ou une norme du fabricant.

Les offres commerciales brouillent souvent cette distinction en comparant un châssis de compresseur seul à un skid complet de raffinerie. Veillez à normaliser les deux offres en tenant compte de la même composition de gaz, de la même pression d’aspiration, de la même pression de refoulement, des mêmes bouteilles antipulsatoires, des mêmes utilités de refroidissement et des mêmes essais en usine.

Ce que signifient réellement API 618 et non conforme à l’API

Un compresseur conforme à l’API 618 est un compresseur alternatif à vitesse lente à modérée, construit selon la norme 618 de l’American Petroleum Institute (6e édition, 15 mai 2024, 189 pages). Il est destiné aux applications pétrolières, chimiques et gazières. Une unité non conforme à l’API est une machine construite selon un autre code ou une norme interne du fabricant.

Distinguer ces bases de conception évite aux équipes d’approvisionnement de traiter comme interchangeables deux équipements de compression proposés selon des périmètres différents. Selon la fiche officielle de l’API Webstore pour la norme API 618, la 6e édition remplace la 5e édition (décembre 2007), la 4e édition (juin 1995) et la 3e édition (février 1986). L’éditeur définit directement le périmètre de la machine dans son énoncé :

Les compresseurs à vitesse lente à moyenne relèvent de la présente norme.

Au-delà du châssis nu du compresseur et de son entraînement, la norme API 618 couvre les cylindres lubrifiés ou non lubrifiés, dans lesquels des pistons alternent pour traiter de l’air ou du gaz de procédé. Les systèmes de lubrification associés, systèmes de commande, instruments, refroidisseurs intermédiaires et en aval, dispositifs d’atténuation des pulsations et équipements auxiliaires relèvent du même périmètre normatif.

Une offre non conforme à l’API relève de l’une de deux catégories distinctes. Premièrement, la machine peut suivre une autre règle sectorielle nommée, telle que l’API Spec 11P, 3e édition (août 2025), pour les compresseurs alternatifs en ensemble destinés à la production pétrolière et gazière en amont. Deuxièmement, le fournisseur peut construire l’unité selon une spécification interne pour les gaz industriels, les gaz inertes ou les services auxiliaires.

Les ingénieurs qui consultent d’anciennes spécifications trouvent également l’ISO 13631:2002 dans le catalogue des normes ISO. Cette norme de 80 pages, relative aux compresseurs alternatifs lubrifiés montés sur skid, a été officiellement retirée le 27 octobre 2026. L’ISO 13631:2002 excluait les cylindres non lubrifiés et les unités d’air auxiliaire dont la pression manométrique de refoulement était inférieure ou égale à 9 bar.

L’API 618 dans son intégralité permet de constituer un dossier contractuel vérifié pour les services de gaz de procédé. Dans les analyses sectorielles générales du marché mondial des compresseurs alternatifs API 618, les acheteurs trouveront souvent des affirmations sur la valorisation du marché des compresseurs alternatifs. Les commentaires distincts des investisseurs sur le marché des compresseurs alternatifs API 618 ne remplacent jamais une fiche technique mécanique.

Différences de conception qui modifient un ensemble de compresseur alternatif

Les différences mécaniques entre un compresseur alternatif conforme à l’API 618 et un ensemble conforme à la norme du fabricant concernent le régime de rotation, la vitesse des pistons, l’énergie d’impact des clapets, les chemises de refroidissement des cylindres et les calculs d’atténuation des pulsations. Ces facteurs, entre autres, modifient la masse du châssis, les charges sur les fondations et les dimensions du skid, bien avant que le compresseur soit mis en service pour le gaz.

Compte tenu des définitions du périmètre ci-dessus, l’acheteur ne peut pas évaluer deux offres en comparant uniquement la puissance à l’arbre et la pression de refoulement. Dans un article historique évalué par des pairs et présenté au 30e symposium de turbomachines de Texas A&M sur les compresseurs alternatifs, l’auteur George M. Kopscick indique que l’API 618 a paru pour la première fois en avril 1964. Comme le précise la section 2 de cette norme, les critères de conception visaient une durée de service de 20 ans et 3 ans de fonctionnement ininterrompu.

Cet article du symposium de 2001 compare trois classes de vitesse dans le secteur des compresseurs alternatifs. Les châssis à faible vitesse des raffineries fonctionnent à 200 à 600 rpm, les unités à vitesse modérée à 600 à 1 200 rpm, et les unités séparables de champ à grande vitesse à 1 000 à 1 500 rpm. Les premières limites empiriques, établies en 1964, plafonnaient la vitesse moyenne des pistons à 750 ft/min (3,8 m/s) pour les cylindres lubrifiés et à 700 ft/min (3,6 m/s) pour les cylindres non lubrifiés. Les conceptions ultérieures ont atteint 825 à 875 ft/min (4.2 à 4,4 m/s) pour les cylindres lubrifiés et jusqu’à 750 ft/min (3,8 m/s) pour les cylindres non lubrifiés.

Réduire la vitesse d’un compresseur séparable à grande vitesse n’en fait pas une unité de raffinerie pour service intensif. Comme l’explique l’analyse de Texas A&M, la vitesse d’impact des plaques métalliques de clapet était historiquement limitée à 3 m/s (591 ft/min). Les clapets non métalliques à grande vitesse, fonctionnant à 10 m/s (1 969 ft/min), duraient environ 18 mois. Les conceptions API 618 à vitesse modérée réduisent la vitesse d’impact des clapets à 7 m/s (1 378 ft/min), divisant l’énergie d’impact par deux pour permettre 3 ans de fonctionnement.

La gestion thermique des cylindres et la remise en état des surfaces d’usure varient également selon les catégories d’équipement. Pour éviter la condensation de liquide à l’intérieur de l’alésage, la température d’entrée de l’eau dans la chemise des cylindres de procédé refroidis par eau doit dépasser d’au moins 10°F (6°C) la température d’entrée du gaz. Dans une comparaison à vitesse modérée de Texas A&M, des chemises remplaçables durcies par nitruration ionique à 58+ RC permettent aux équipes de remettre en service un alésage usé en seulement 5 à 7 jours (environ 1 semaine).

Le contrôle acoustique et des vibrations mécaniques constitue une autre limite importante du périmètre de l’ensemble. Selon les recommandations de Southwest Research Institute (SwRI) sur l’analyse des pulsations selon l’API 618, l’approche de conception 1 a été supprimée de l’API 618 dans la 6e édition. Les nouveaux ensembles API 618 exigent l’approche de conception 2 (pulsations acoustiques, perte de charge, dimensionnement des bouteilles antipulsatoires et examen du maintien des tuyauteries) ou l’approche de conception 3 (qui ajoute une analyse par éléments finis du collecteur du compresseur).

Pour en savoir plus sur les limites de fourniture des auxiliaires, consultez notre guide sur le périmètre des ensembles de compresseurs de gaz conçus sur mesure. Indiquer sur une même feuille les refroidisseurs, séparateurs, soupapes de sûreté et tableaux de commande locaux aide à maintenir chaque soumissionnaire dans un seul et même périmètre mécanique.

Quand la spécification API 618 se justifie

Spécifiez l’API 618 dans le contrat du projet si les règles API des raffineries l’exigent ou si un compresseur sans unité de secours alimente en continu une installation pétrolière ou pétrochimique en aval. Les flux de gaz toxiques et inflammables justifient également l’API 618 lorsque l’analyse par éléments finis du système selon l’approche de conception 3 et la traçabilité complète des matériaux sont nécessaires.

Avant que l’ingénierie n’émette une demande d’achat, ces différences entre les ensembles s’intègrent à une séquence de qualification. Pour les projets, les équipes d’application peuvent utiliser l’arbre de décision en 4 étapes ci-dessous afin d’adapter la norme de l’équipement au risque réel de l’installation.

Arbre de décision pour le choix de la norme : qualification en 4 étapes

1. Vérifiez d’abord les exigences contractuelles et réglementaires. Si un document, tel qu’une licence ou une norme d’assureur ou de propriétaire, exige l’API 618 (6e édition, 15 mai 2024), veillez à indiquer cette édition précise dans les documents d’appel d’offres.
2. Évaluez les risques liés au gaz et les conditions de service du procédé. Les gaz d’hydrocarbures acides, le recyclage d’hydrogène à haute pression en raffinerie et les procédés chimiques toxiques présentent de graves risques pour la sécurité et l’environnement. Spécifiez l’API 618 et les études de pulsations selon l’approche de conception 2 ou 3, conformément aux méthodes d’étude acoustique et mécanique de SwRI.
3. Évaluez la criticité de la production et la redondance des unités de secours. Dans une étude évaluée par des pairs publiée dans l’International Journal of Rotating Machinery par Kurz, Lubomirsky et Brun (2012), une unité seule fonctionnant 8 760 heures/an, avec trois arrêts planifiés de 2 jours et une panne imprévue de 3 jours (216 heures au total), atteint un facteur de disponibilité de 0.975. Deux unités en fonctionnement et une unité de secours, chacune affichant un facteur de disponibilité de 0.970, atteignent un facteur de disponibilité de station de 0.9991. Cela permet de retenir un ensemble alternatif qualifié lorsque les codes l’autorisent.
4. Adaptez les services en amont et les services industriels modulaires à des solutions alternatives clairement désignées. Selon les études de collecte sur le terrain, l’exploration gazière, la collecte de gaz de schiste et le développement gazier font souvent appel à des unités à 1 000 à 1 500 rpm, avec des cycles de maintenance moteur de 18 mois. Spécifiez l’API Spec 11P (3e édition, août 2025) ou une spécification de gaz de procédé du fabricant d’équipement d’origine, accompagnée de points de contrôle des essais clairement définis.

Les ingénieurs propriétaires des installations de traitement du gaz et des usines pétrochimiques exigent désormais une liste explicite des dérogations, de plus en plus souvent à fournir lors de l’appel d’offres. Lorsqu’un fournisseur propose un compresseur conforme à sa norme pour un service intermittent ou avec redondance, exigez des valeurs nominales documentées pour la charge de la tige, les certificats des matériaux des cylindres et les calculs de contrôle des pulsations.

Fiabilité et consommation d’énergie : comparer le cas de fonctionnement

Le fonctionnement du compresseur présenté, ses performances, sa fiabilité mécanique et sa consommation d’énergie à l’arbre dépendent du cas de fonctionnement retenu, et non de la valeur indiquée sur la plaque signalétique. Pour comparer des offres conformes ou non à l’API 618, les ingénieurs doivent évaluer simultanément la composition du gaz, les plages de pression d’aspiration, les modes de régulation de capacité à charge partielle, les pertes de charge dans les bouteilles antipulsatoires et les températures d’alimentation en eau de refroidissement.

Une fois la base de conception choisie, évaluez les performances et les limites opérationnelles pour chaque point de charge crédible. Une comparaison technique publiée le 2 septembre 2025 dans POWER Magazine sur la compression du gaz combustible selon les normes API 619, API 618 et API 617 indique que les collecteurs de gaz combustible des turbines à gaz exigent une pression de livraison de 200 psig à 900 psig. Dans cette étude de production d’électricité, les compresseurs à vis rotatifs API 619 traitent jusqu’à 1 500 psig avec une régulation continue de 100 % à 20 %. Une centrale à cycle combiné citée en exemple fournit 2 698 CFM, d’une pression d’aspiration de 287,4 psia à une pression de refoulement de 644 psia, avec un entraînement de 5 100 hp ; quant aux compresseurs centrifuges API 617, ils évitent de descendre sous 20 % à 30 % du débit nominal en raison du pompage.

Les compresseurs alternatifs de gaz de procédé conservent un bon rendement opérationnel malgré les variations du rapport de pression. Toutefois, un recyclage continu par retour de gaz peut gaspiller de la puissance à l’arbre si la régulation à charge partielle est mal spécifiée. Comme le montre l’étude du cycle de vie de la compression de Kurz, Lubomirsky et Brun (2012), la consommation d’énergie et le coût du combustible représentent plus des deux tiers des coûts d’exploitation annuels des installations gazières en fonctionnement continu.

L’instrumentation moderne et les systèmes de maintenance prédictive aident les opérateurs à détecter rapidement les fuites aux clapets. La demande de brevet publiée WO2021003252A1 sur la surveillance des compresseurs alternatifs décrit l’installation de capteurs de pression, de vibrations et de température (PVT) sur les chapeaux de clapets, pour 2, 4 ou 6 manetons et 4, 8, 12 ou 16 clapets par cylindre. La passerelle sans fil IP67 fonctionne de -40°C à +85°C. Les systèmes de maintenance connectés améliorent la détection des défauts, mais les capteurs complètent les marges mécaniques de l’API 618 sans les remplacer.

Pour optimiser la compression et le rendement énergétique, veillez à auditer ces neuf contraintes du système dans les offres conformes à l’API et à la norme du fabricant. Même un équipement performant ne peut répondre aux attentes de fiabilité et de rendement si le contrat néglige le conditionnement à l’aspiration et le renforcement des utilités de refroidissement.

Coût : calculer la prime à périmètre égal

L’évaluation des coûts à périmètre égal mesure l’écart d’investissement vérifié entre un ensemble API 618 et un ensemble non conforme, après ajout des auxiliaires, études techniques et essais avec témoin manquants. Le nombre d’heures d’arrêt à éviter est calculé en divisant ce seuil de coût annualisé par la marge perdue par l’installation pour chaque heure d’arrêt.

Les goulots d’étranglement opérationnels relevés dans la section précédente ayant un effet direct sur les coûts de maintenance et d’arrêt, les équipes financières et techniques doivent adopter une vision commune du cycle de vie. Selon l’ISO 15663:2021 sur le coût du cycle de vie dans les secteurs pétrolier et gazier (clause 3.1.24), le coût du cycle de vie (LCC) correspond à la somme actualisée des dépenses d’investissement (CAPEX), des dépenses d’exploitation (OPEX) et du manque à gagner lié aux arrêts (LOSTREV). La clause 3.1.7 définit l’escalade des coûts.

Dans la méthode de calcul du coût du cycle de vie de Kurz, Lubomirsky et Brun (2012), évaluée par des pairs, le coût total d’investissement comprend le coût initial des équipements et celui de l’installation sur le site industriel. Le coût initial des équipements couvre le châssis du compresseur, l’entraînement, le skid ou les fondations, les filtres, les refroidisseurs intermédiaires et en aval, les instruments, les vannes, les bouteilles antipulsatoires et les pièces de rechange initiales. Si une offre non conforme à l’API ne comprend pas les bouteilles antipulsatoires, les études de torsion ou les essais avec témoin que l’installation doit acheter séparément, ajoutez ces éléments avant de comparer les investissements élevés.

Heures d’arrêt au seuil de rentabilité

Une fois que les deux offres couvrent un périmètre installé équivalent et respectent toutes les règles de sécurité obligatoires, utilisez le calcul du seuil de rentabilité en heures d’arrêt ci-dessous pour déterminer si l’ensemble le plus coûteux revient moins cher grâce à la réduction des heures d’arrêt imprévues :

Prenons un calcul de présélection hypothétique, avant impôts et sans actualisation, avec un surcoût d’investissement installé supposé (ΔI) de USD 60 000 après harmonisation des périmètres. Fixez la durée d’évaluation (N) à 5 ans et l’écart annuel supposé de coûts d’exploitation (ΔC_op) à USD 2 000/an. Diviser USD 60 000 par 5 ans donne USD 12 000/an ; en ajoutant USD 2 000/an, on obtient un surcoût annuel à couvrir de USD 14 000/an.

Dans cet exemple simplifié, avec une contribution perdue de USD 1 000/heure, l’option la plus chère doit éviter 14.0 heures/an d’arrêt imprévu. Avec USD 2 000/heure, elle doit en éviter 7.0 heures/an, et avec USD 5 000/heure, 2.8 heures/an. L’actualisation, les impôts et la valeur résiduelle ne sont pas pris en compte dans ce calcul simplifié ; les économies réelles liées à la réduction des arrêts doivent être validées au regard de la conception mécanique et de la maintenance du site industriel.

Hydrogène : un gaz, plusieurs solutions de conception adaptées

La compression de l’hydrogène fait appel à différentes normes d’équipement selon qu’il s’agit d’applications en raffinerie ou de mobilité. Les unités de recyclage continues des hydrotraitements en raffinerie utilisent des compresseurs alternatifs conformes à l’API 618, tandis que les stations de ravitaillement en hydrogène, les installations de gaz résiduaires d’électrolyseurs et les stations de remplissage de bouteilles utilisent des compresseurs à pistons ou à membrane, conformément aux codes applicables aux stations et aux gaz industriels.

En appliquant à ce choix la même logique de périmètre et de risque que pour le calcul des coûts, on voit clairement que la nature du gaz et la norme de l’équipement doivent être des choix d’ingénierie distincts : Présentation du département de l’Énergie des États-Unis sur la compression de l’hydrogène gazeux L’hydrogène est généralement produit à une pression de 20-30 bar. La compression de l’hydrogène de 20 bar (à l’aspiration) à 200 bar (au refoulement) correspond à un rapport de compression de 10. En raison de sa faible masse moléculaire, l’hydrogène impose aux compresseurs centrifuges une vitesse en bout d’aube trois fois supérieure à celle requise pour le gaz naturel. Les compresseurs volumétriques alternatifs à pistons et à membrane sont donc les technologies dominantes pour la compression à haute pression.

Dans une raffinerie de pétrole ou un grand complexe pétrochimique, un compresseur continu d’appoint ou de recyclage d’hydrogène s’inscrit dans une usine régie par les normes API. Les spécifications du propriétaire imposent couramment l’API 618 avec des cylindres non lubrifiés ou isolés par une pièce d’écartement. En revanche, une station de distribution d’hydrogène gazeux relève de la norme ISO 19880-1:2020 pour les stations de ravitaillement en hydrogène gazeux (173 pages, élaborée par le comité technique ISO/TC 197). L’ISO 19880-1:2020 définit les règles de sécurité et de performance pour la compression, le stockage tampon, le prérefroidissement et la distribution en station, sans imposer de châssis de raffinerie conforme à l’API 618.

Les technologies de compression alternatives, comme les compresseurs à membrane ou les ensembles à pistons à entraînement hydraulique, doivent néanmoins assurer un confinement strict des fuites, la compatibilité des matériaux avec le risque de fragilisation par l’hydrogène et la vérification de la purge. Pour découvrir les configurations d’ensembles et les classes de pression disponibles dans le commerce, consultez notre page de référence sur les compresseurs d’hydrogène. Vous pouvez également comparer la compression de l’hydrogène par pistons et à membrane pour choisir le mécanisme de compression lui-même.

Fabricants de compresseurs : comparaison des options API 618 et non API

Les fabricants de compresseurs qualifiés fournissent des châssis de raffinerie dédiés conformes à l’API 618, 6e édition, des ensembles de terrain conformes à l’API Spec 11P ou des compresseurs de gaz industriels documentés selon la norme du fabricant. Comparez les fournisseurs en fonction de leurs références d’installations vérifiées, de leur capacité à réaliser des études de pulsations et de leur assistance après-vente pour les pièces de rechange adaptées à votre service gaz.

Quels fabricants de compresseurs comparer ?

Présélectionnez les fabricants de compresseurs qui publient des références d’installations vérifiées pour votre gaz, votre pression, votre débit et la norme de conception spécifiée. De nombreux grands équipementiers mondiaux et fabricants spécialisés d’ensembles proposent à la fois des châssis de raffinerie conformes à l’API 618, 6e édition, et des compresseurs alternatifs industriels conformes à l’API Spec 11P ou à leur norme d’usine.

Que le service concerne l’hydrogène, le gaz naturel ou le gaz de synthèse, une brochure d’entreprise ne prouve jamais que tous les modèles d’un catalogue sont conformes à l’API 618. Comme l’indiquent le registre des normes du sous-comité 11 de l’API et la page de publication de la norme API 618, l’API distingue les spécifications des ensembles de production en amont (API Spec 11P) des règles applicables aux compresseurs de procédé en raffinerie (API 618).

Quel fabricant choisir pour une application conforme à l’API 618 ?

Pour une application conforme à l’API 618, le meilleur fabricant est un fournisseur disposant de références documentées d’unités conformes à l’API 618, 6e édition, d’une capacité interne à réaliser des études de pulsations selon l’approche de conception 2 ou 3 et d’un service de révision générale local. Choisissez un fournisseur API 618 capable de fournir, précisément pour votre service gaz, la puissance nominale du châssis, la classe de pression du cylindre et la marge de charge de la tige.

Dans les appels d’offres techniques du secteur des compresseurs alternatifs, les acheteurs évaluent souvent les grands acteurs aux côtés de fabricants spécialisés d’ensembles sur mesure. La littérature d’ingénierie publiée cite des équipementiers proposant plusieurs gammes, comme Burckhardt Compression et Howden, pour les unités de gaz de procédé. Les appels d’offres mentionnent également Kobelco et les anciennes gammes de compresseurs alternatifs de GE Oil (GE).

Lorsqu’ils cherchent à acheter des équipements sur un marché mature ou un marché régional émergent, les équipes chargées des achats accordent une attention particulière à la présence régionale du service après-vente. Les usines d’Amérique du Nord et d’Europe (ou d’Europe et d’Amérique du Nord), d’Asie et du Moyen-Orient examineront quatre livrables propres au projet :

• Base de conception par modèle. Vérifiez que le châssis proposé est conforme à l’API 618, 6e édition, à l’API Spec 11P, 3e édition, pour les ensembles de terrain, ou à la norme d’usine.
• Ingénierie complète de l’ensemble. Vérifiez si le fournisseur fabrique lui-même les bouteilles anti-pulsatoires, les refroidisseurs intermédiaires, les pièces d’écartement et les solutions sur mesure, ou s’il sous-traite l’assemblage du châssis.
• Assistance après-vente et contrats de service. Examinez les chaînes d’approvisionnement régionales, les réseaux de distribution régionaux, les stocks de pièces disponibles et les délais d’intervention à l’emplacement de votre usine.
• Qualité et traçabilité des essais. Avant l’attribution du contrat, procédez à un audit par échantillonnage des plans d’inspection et d’essais, des certificats d’essais des matériaux et de la procédure d’essai de réception en usine.

Pour découvrir plus largement les profils de fournisseurs dans les infrastructures gazières mondiales, consultez notre répertoire des fabricants de compresseurs alternatifs. Anhui PanGeng Gas Compressor Co., Ltd. (PanGeng) fabrique des ensembles sur mesure pour l’azote, l’hydrogène, la surpression et les gaz industriels. Transmettez votre fiche de service afin que notre équipe d’ingénierie puisse détailler les solutions de compression adaptées à votre spécification.

Ce que la dernière édition de l’API 618 change pour les achats

Pour les demandes de prix de nouveaux compresseurs API 618, indiquez la norme API Standard 618, 6e édition (May 15, 2024), au lieu de laisser l’édition sans date ou de reprendre un texte standard de la 5e édition (December 2007). Appuyez-vous sur l’édition en vigueur pour harmoniser les offres des fournisseurs concernant l’analyse des pulsations, les auxiliaires et le contenu des fiches techniques.

Après avoir identifié un groupe de fournisseurs crédibles, les achats doivent préciser la révision exacte des documents applicable au moment de la demande de prix (RFQ). Les ingénieurs qui recherchent un PDF de l’API 618 ou un PDF de la dernière édition de l’API 618 trouvent souvent des documents techniques obsolètes. Comparer un PDF de l’API 618, 6e édition, avec un PDF plus ancien de l’API 618, 5e édition, met en évidence les principales évolutions concernant les études de pulsations.

Quelle est la dernière édition de l’API 618 ?

La dernière édition de l’API 618 est la 6e édition, publiée le May 15, 2024 par l’American Petroleum Institute sous la forme d’une norme de 189 pages. Elle remplace la 5e édition publiée en December 2007 et reste la spécification normative en vigueur pour les compresseurs alternatifs de procédé utilisés dans les secteurs pétrolier, chimique et gazier.

Les évolutions récentes des normes applicables aux compresseurs ont également influencé la manière dont les acheteurs spécifient les solutions non API. Les synthèses commerciales abordent généralement l’expansion, la croissance, l’appétit, la demande et les tendances et dynamiques changeantes du marché. D’autres pages d’analystes détaillent les projets selon les secteurs, segments, débouchés et possibilités du marché, ainsi que son expansion géographique. Au lieu de s’appuyer sur les prévisions habituelles, les équipes chargées des achats devraient suivre quatre éditions normatives concrètes, vérifiées dans les catalogues officiels :

Lorsque votre équipe de projet sera prête à examiner les dérogations du fournisseur, clause par clause, utilisez notre liste de contrôle de conformité des offres API 618 : fiches techniques, études de pulsations et points d’arrêt pour inspection avant l’attribution du bon de commande.

Foire aux questions

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