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石油化工储运罐区罐顶油气连通安全技术要求(

文章出处:未知 人气:发表时间:2019-04-17 10:46

 

石油化工储运罐区罐顶油气连通安全技术要求(试行)

1 适用范围

1.1 本规定所称石油化工储运罐区是指石油化工企业的液体物料储运系统储罐区,包括石油化工原料罐区、中间原料罐区、成品罐区和辅助物料罐区。

1.2 本规定适用于石油化工储运罐区含有可燃液体物料的常压储罐罐顶油气连通与 VOCs 收集系统,不适用于液态烃、液氨等低温常压罐区及低压罐和压力罐的罐顶油气连通。

1.3 本规定适用边界为罐区至VOCs 处理设施入口前的VOCs 收集及输送系统,不包括 VOCs 处理设施。

2 术语和定义

2.1 挥发性有机物(volatile organic compounds,简称 VOCs) 指参与大气光化学反应的有机化合物,或者根据规定的方法测

量或核算确定的有机化合物。

2.2 直接连通

将多个储存相同或性质相近物料储罐的气相空间通过管道连通, 且每个储罐 VOCs 气相支线无排气控制设施,从而使连通的储罐气相空间通过连通管道构成一个整体。在收发油过程中,VOCs 可自发从压力高的储罐向压力低的储罐流动,实现压力平衡。

2.3 气相平衡管方案

在一个罐区内将存储同一种油品多个储罐的气相空间用管道连  通,使一个储罐收料时排出的气体为同时付料的另一个储罐所容纳, 从而降低呼吸损耗(见附录 B)。气相平衡管连接的储罐为直接连通。

2.4 直接连通共用切断阀方案

多个储罐气相通过连通管道连通,实现气相平衡功能,并在罐组连通收集总管道上设置远程开关阀,通过监测储罐压力和(或)罐组收集总管的压力,控制连通罐组排气(见附录 B)。共用一个排气开关阀的几个连通储罐为直接连通。

2.5 单罐单控

在每台储罐 VOCs 气相支线与管道爆轰型阻火器之间的管段上设置远程开关阀,通过监测储罐气相压力与开关阀前后的压力(压差)控制储罐排气,不同储罐的排气通过油气管道并入罐组收集总管(见附录 B)。单罐单控方案中连接的储罐不属于直接连通。

2.6 单呼阀方案

在每台储罐 VOCs 气相支线与管道爆轰型阻火器之间的管段上设置单呼阀,控制储罐排气。不同储罐的排气通过油气管道并入罐组收集总管(见附录 B)。单呼阀法案中连接的储罐不属于直接连通。

2.7 最大试验安全间隙 MESG

在标准试验条件下(0.1MPa,20℃),刚好使火焰不能通过的狭缝宽度(狭缝长为 25mm)。

2.8 极限氧浓度 LOC

在规定的试验条件下,不会发生爆炸的可燃性物质、空气与惰性气体混合物的最高氧气浓度。

3 基本原则

3.1 石油化工储运罐区罐顶油气连通方案及相关设施应符合《石油化工企业设计防火规范》(GB 50160)、《石油化工储运系统罐区设计规范》(SH/T 3007)等国家相关标准规范及《石油化工储运罐区VOCs  治理项目油气连通工艺实施方案及安全措施指导意见》(以下简称《指导意见》)等中石化相关管理规定的要求,同时满足本规定 的要求。

3.2 挥发性有机液体储罐污染控制与治理应符合《石化行业挥发性有机物综合整治方案》(环发〔2014〕177 号)、《石油炼制工业污染物排放标准》(GB31570)和《石油化学工业污染物排放标准》

(GB31571)等相关法规及标准的规定。应优先采用压力罐、低温 罐、高效密封的内浮顶罐等源头控制措施满足国家和地方的 VOCs 排放标准,无法满足时采用罐顶油气连通集中处理方案。

3.3 罐顶油气连通系统应按《关于进一步加强化学品罐区安全管理的通知》(安监总管三〔2014〕68 号)要求进行安全论证。

3.4 罐顶油气连通的安全风险防控重点应是防止重大群罐火灾。 罐顶油气连通安全风险控制准则见附录 C。

3.5 气相连通罐组采用氮封(或其它气体密封)和 VOCs 抽气系统时,应确保在正常生产过程中储罐维持正压,防止形成爆炸性气体环境。

3.6 罐顶油气连通与VOCs 收集工艺应开展 HAZOP 分析,并满足后续处理设备的安全技术要求。

4 罐顶油气连通和 VOCs 收集系统安全要求

4.1 罐顶油气连通应根据物料性质、火灾危险性、储存温度、罐型、罐容及罐组布置等因素,选用气相平衡管、单罐单控、单呼阀方案和直接连通共用切断阀等方案。

4.2 污水池、装置内储罐等设施不应和罐区储罐气相连通,并不应共用一套收集系统。当需要共用一个废气处理设施时,污水池的废气应单独收集,通过专用的收集管道单独进入废气处理设施,并在进废气处理设施前设置紧急切断阀和管道阻火措施。

4.3 装车、装船、未设置氮封储罐或储存过程中需要与含氧(空气)气体接触的物料储罐,宜单独设置收集系统。当需要与设置氮封的罐区共用收集管道时,应在混合时采取可靠的联锁补氮与阻火等措施确保收集管网内不形成爆炸性气体。

4.4 下列储罐应设置专用的气相连通与收集系统,并单独进入油气处理设施或进行预先处理消除危险因素:

4.4.1 苯乙烯等易自聚介质;

4.4.2 操作温度大于 90℃的高温物料储罐;

4.4.3 气相空间高含硫化物的储罐;

4.4.4 与收集系统内的其它气体易发生化学反应的物料储罐。

4.5 对于发生火灾风险较高的罐区,下列储罐可设置事故下罐顶气相线远程切断功能,实现事故下的气相切断:

4.5.1 储存Ⅰ级和Ⅱ级毒性液体的储罐;

4.5.2 储罐内部具有硫化亚铁点火风险, 且容量大于或等于

1000m3 的甲 B 和乙 A 类可燃液体储罐;

4.5.3 容量大于或等于 10000m3 的其它含有可燃液体的储罐;

4.5.3 其它气相线有切断要求的储罐。

4.6 罐顶气相线远程切断阀门应选用故障安全型的开关阀,具有手动操作功能。单罐单控方案中气相支线开关阀可作为远程切断阀使用。

4.7 当多个储罐气相直接连通共用一个排气切断阀时,应为同一物料或性质相近的物料,并符合下列规定:

4.7.1 对性质差别较大、火灾危险性类别不同、影响安全和产品质量的,储存不同种类的储罐气相不应直接连通;

4.7.2 物料毒性程度不同的储罐气相不应直接连通;

4.7.3 不同罐组内的储罐气相不宜直接连通;

4.7.4 不同罐型(拱顶罐、内浮顶、卧式等)的储罐气相不宜直接连通;

4.7.5 成品储罐与其它储存非同类物料的储罐不应直接连通;

4.7.6 直接连通数量应通过风险分析确定,不宜超过储罐气相自平衡所需的最少储罐数。单罐容积小于 1000m3 储罐的个数不受此限制。

4.8 储罐排气与抽气控制应满足以下要求:

4.8.1 储罐排气与油气处理设施的抽气控制应独立设置。

4.8.2 当储罐气相压力和(或)收集管道压力超过设定值,且高于开关阀后压力时,开关阀开启控制储罐向收集总管排气,通过监测收集总管压力控制抽气设备的启停。

4.8.3 在收集总管或抽气设备前的缓冲罐上宜设独立的压力低低联锁停抽气设备。

4.9 当罐顶气相连通采用单呼阀方案时,应采取相关措施防止

VOCs 因聚合、结晶、腐蚀、冷凝堵塞等造成单呼阀失效。

4.10 单呼阀的选用应符合下列要求:
4.10.1 单呼阀的选型应根据储罐储存介质性质、正常操作压力、储罐大小呼吸损耗量、油气收集管路背压和建设地区气象条件等综  合确定;

4.10.2 呼出压力设定应根据储罐的设计压力、正常操作压力和呼吸阀的定压确定,且其全开启压力不能大于呼吸阀的回座压力,其回座压力不应低于氮封阀的关闭压力,以避免储罐附件间的压力相互交集。单呼阀的超压比值应控制在 10%以内,启闭压差不应超过15%;

4.10.3 单呼阀出厂前应进行水压试验、定压、密封性试验并提供试验报告和流量曲线;

4.10.4 单呼阀的设计寿命不应低于 20 年(易损件除外),并应能保证 3 年以上的稳定运行。

4.11 VOCs 收集管道宜采取步步低设计,坡度不宜小于 2‰,管道坡向油气处理设施;当无法步步低时,高点管道宜坡向储罐,无法避免袋型时,低点需设置排凝管及阀门。

4.12 对于排放气中含有较高浓度的硫化物时,要采取防止硫化 亚铁自燃的措施。所有与储罐连接的设备及密封措施应考虑抗硫腐蚀材质要求。

5 氮封系统安全要求

5.1 除 SH/T3007 要求外,甲 B、乙 A 类中间原料储罐、芳烃类储罐、轻污油储罐、酸性水罐、排放气中含有较高浓度油气和硫化物等需对排放气体进行收集治理的储罐应设置氮气密封系统。

5.2 对于需要设置氮封系统的储罐,每台储罐应设置单独的氮封阀组,氮气接入口和引压口应位于罐顶。氮封流程应符合《指导意见》的规定。

5.3 储罐氮封量应考虑储罐出料及外界气温变化的影响,可参考

《 Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks 》

(API2000-2014)规定进行设计,并采取相应的工艺控制措施(见附录 D)。当采用附录 D 中第一级别及其以下补氮速率的储罐(储罐气相空间为 1 区),应采取以下安全措施:

5.3.1 甲 B、乙 A 类可燃液体储罐,芳烃类储罐、轻污油储罐、酸性水罐等容积为1000m3 以上的储罐应在每台储罐或气相连通罐组

VOCs 收集管道上设置在线氧分析仪;

5.3.2 呼吸阀阻火器应为长时间耐烧大气爆燃型阻火器,耐烧时间不低于 2 小时。全天候阻火呼吸阀应选用进行了整体阻火测试的产品。

5.4 氮封阀宜选用先导式或自立式开关型调节阀,并应符合下列规定:

5.4.1 根据阀前和阀后压力确定阀门的公称压力;

5.4.2 阀门口径应根据阀门的流量-压力曲线和进罐最大氮气流量及压力确定;

5.4.3 设定开启/关闭压力差不应大于 0.3kPaG;

5.4.4 阀体、阀杆和阀芯材料应为 316L 不锈钢,膜片宜为聚四氟乙烯,阀盖材料可为碳钢;

5.4.5 阀门应自带过滤器以清除杂质。

5.5 每个设置有氮封的罐组宜设置一套氮气计量系统。

6 管道阻火技术要求

6.1 各储罐罐顶气相支线上应设置管道爆轰型阻火器。阻火器阻火盘和紧固件等内件材质应选用不锈钢;如果介质有腐蚀性或者阻火器使用在腐蚀性环境中,壳体材料也应选用不锈钢。

6.2 储罐及气相连通系统可能出现爆炸性气体时,设在油气回收设施前的抽气设备应满足整体防爆要求,运行时内部不能产生火花, 抽气设备应自带爆燃型阻火器,阻火器应通过出口操作条件下的阻  火性能测试。当未自带阻火器时,可在抽气设备进出口设置管道爆  轰型阻火器或通过出口操作条件下阻火性能测试的管道爆燃型阻火  器。

6.3 当多条 VOCs 收集系统合用一套油气处理装备时,在并入油气处理设施前应分别设置紧急切断阀,若压降允许还应设置管道阻火设施。

6.4 阻火器的选型应根据VOCs 气体的性质(组成、MESG 值)、操作条件(温度、压力、流速及允许压降)、潜在点火源、阻火器安 装位置等综合确定。对于实际 MESG 值未知的 VOCs 气体,可根据混合气中最危险组分的 MESG 值选择阻火器。阻火器的阻火等级如下表所示:

表 1 阻火器阻火等级划分

 6.5 当管道阻火器用于易聚合、结晶、腐蚀、冷凝堵塞等条件下时,宜在管道阻火器前后设置压差监测,阻火器宜选用阻火内芯可拆卸、阻火元件须可更换式阻火器,并采取防堵措施。

6.6 对于储存火灾危险性为丙 B 及以下物料的储罐,当在气相支管安装阻火器易发生堵塞时,在采取防止储罐气相空间形成爆炸性气体环境、事故紧急切断等有效措施,并经系统安全评估,风险可接受前提下,可不设阻火器。

6.7 阻火器性能和质量必须可靠,应具有第三方权威机构型式认证或委托第三方对每批次进行抽检。型式认证或抽检时应按照现行的《Flame arresters —Performance requirements, test methods and limits for use》ISO16852 国际标准规定的要求对阻火器性能进行实验测试,测试报告中应标明阻火器型号及规格、测试条件(温度、 压力、实验介质及浓度)、流量压降曲线、阻火性能测试内容及结果 等。管道爆轰型阻火器应进行爆轰测试和爆燃测试。爆轰测试火焰速度一般不应低于 1600m/s,氢气-空气混合物不低于 1900m/s。

6.8 为保证阻火器质量,业主可要求供应商每批次入场安装的新阻火器均应交第三方抽样进行阻火性能试验,抽样比例为 2%,且每批次不少于 1 台。

6.9 阻火器的压降应经过实际测量,压降不应大于  0.3kPa。供应商应出具第三方认证的压降-流量图表。

6.10 管道阻火器的安装

6.10.1 管道阻火器的安装和使用要符合其检验条件,阻火器前后设置切断阀,方便安全切出检修;

6.10.2 储罐气相支线上的管道阻火器应尽量靠近罐顶气相出口, 当空间或者罐顶承重所限时,可安装在地面处;

6.10.3 管道爆轰型阻火器的安装应避开非稳态爆轰位置,可通过实验评估确定安装位置,当未进行评估时,分支管线上的管道爆轰型阻火器可参考附录 E 确定合适的安装位置,并满足阻火器生产厂家的相关要求。

6.11 管道爆轰型阻火器和潜在点火源之间的管道、管件和管道支撑结构在管道内部发生火灾爆炸时不应发生破坏。VOCs  收集管道内部气体爆炸载荷应根据气体的组分、操作压力、管道、管件、管网结构、点火源等因素进行安全分析综合评估确定。当未进行评估时,可按下列规定进行设计,并应在设计文件中说明:

6.11.1 管道和管件的公称压力应不低于 1.6MPa;

6.11.2 大于 DN200 的管道,弯头曲率半径与管道直径之比不小于 1.5。当气相连通管网内可能出现爆炸性气体时,分支处不宜安装

T 型三通,可参考附录 E 设置分支管线;

6.11.3 管道中的截面缩小位置应设计在爆轰型阻火器之前距离至少相当于管道直径 120 倍的位置;

6.11.4 管道爆燃型阻火器和潜在火源之间的距离(Lu)与管径

(D) 的比值应满足以下要求:

a) 适用于爆炸组级别为 IIA1、IIA、IIB1、IIB2 和 IIB3 的阻火器,Lu/D≤50;

b) 适用于爆炸组级别为 IIB 和 IIC 的阻火器,Lu/D≤30;

c) 除满足 a 款和 b 款外,还应满足制造商和实验测试认证证书中的安装要求;

d) 对于距离较远或未识别点火源位置的应用,不得使用爆燃阻火器。

7 通往破坏法VOCs 处理设备和低压瓦斯的安全要求

7.1 气相连通罐组收集的 VOCs 直接送往加热炉、焚烧炉等明火设备进行处理时,应采取以下安全措施:

7.1.1 VOCs 的氧含量应满足后续处理设备的安全要求,且不高于 VOCs 极限氧浓度的 60%;

7.1.2 进入燃烧设备的气体流速应满足后续处理设备的安全要求,并设置补氮等措施防止低速下回火;

7.1.3 在距离燃烧设备 50 倍管径内的 VOCs 管道上应设置管道爆燃型阻火器。阻火芯表面应进行温度检测。当检测到进入燃烧设备内的气体流速(或压力)不满足安全燃烧要求或阻火芯表面温度超过130℃时,联锁开启氮气注入系统对阻火器吹扫,同时切断VOCs 进料。

7.1.4 当废气送往蓄热氧化(RTO)、蓄热式催化氧化(RCO)等需控制入口总烃浓度的 VOCs 处理设施时,应设置在线总烃分析仪,并设置总烃含量高高联锁切断。应综合考虑总烃分析仪的实际检测时间、切断阀关闭时间等参数,合理确定安装位置,确保充足的过程安全时间,防止浓度超限气体进入 VOCs 处理设施。

7.2 送往低压瓦斯时,应满足以下安全要求:

7.2.1 气体热值和氧含量应满足《石油化工可燃性气体排放系统设计规范》SH3009 的要求;

7.2.2 VOCs 收集管道上应设氧含量分析仪,并设置氧含量高高联锁切断。氧含量分析仪和切断阀的安装位置应能防止过氧的 VOCs 进入低压瓦斯系统;

7.2.3 应采取防火炬气倒流的措施。除止回阀外,应设置相应的检测和自动切断设施,确保在火炬气非正常排放时能及时切出 VOCs 收集系统。

8 储罐强度与呼吸设备的安全要求

8.1 改造的储罐应进行储罐罐体强度及结构适应性的校核。

8.2 采用氮气密封系统的储罐应设事故泄压设备,并符合《石油化工储运系统罐区设计规范》(SH/T 3007)的要求。

8.3 罐顶油气连通后,需对呼吸阀、事故泄压设备等安全附件的 规格进行校核,应符合《石油化工储运系统罐区设计规范》(SH/T

3007)的要求。安全附件的压力设置应根据储罐承压能力重新核定。

8.4 储罐呼吸阀需满足下列要求:

8.4.1 呼吸阀选型时应明确设定压力、超压值、通气量、泄漏量等关键指标的要求。呼吸阀应进行实际流量测试,并提供经实际测试的流量图。

8.4.2 对于带有阻火器的呼吸阀,应整体进行爆燃和耐烧阻火性能及流量测试,阻火性能测试标准符合上述 6.7 要求。

8.4.3 呼吸阀、紧急泄放设备的设定压力应根据其超压值和储罐的实际承压能力合理确定。

8.4.4 当储罐所述地区历年最冷月份平均温度的平均值低于或等于  0℃,呼吸阀及阻火器应有防冻功能或采取防冻措施。在环境温度下物料有结晶可能时,应采取防结晶措施。对于储存物料易造成呼 吸阀阻火器堵塞的储罐,可采用阻火盘设置在大气侧的呼吸阀、自力式防冻防结晶等特殊结构的呼吸阀或采取其它防堵措施。

9 安全运行

9.1 连通罐组中轻质油储罐的安全运行应同时满足《中国石油化工股份有限公司炼油轻质油储罐安全运行指导意见(试行)》(石化股 份炼调(2010)14 号)的相关要求。

9.2 工艺流程和生产操作应避免轻质组分油品进入储存温度大于

40℃的储罐,宜避免柴油组分进入温度大于 50℃的储罐。

9.3 储罐氮封设施和气相切断阀应每年进行校验和测试,加强检查维护,确保氮封设施和切断阀完好投用。

9.4 连通系统中单罐需检修时,要采取可靠的隔离措施,防止串气;单罐检修后切入回收系统前,要进行氮气置换,防止形成爆炸性气体。

9.5 管道阻火器应建档并定期检查维护,检查分为日常检查、全面检查和异常检查。

9.5.1 日常检查包括:外观检查、判断是否堵塞等。

9.5.2 全面检查内容包括:阻火缝隙检测、阻火芯件和壳体侧壁间隙检测、阻火元件清洗、更换垫片、气密性测试、腐蚀检查等。全面检查的周期应根据实际操作情况(介质特性、工艺条件等)和储罐检修周期进行确定。在每个储罐检修周期内应至少开展一次全面检查。

9.5.3 异常检查主要是指疑似过火或实际过火后对阻火器进行检查。当用于检测阻火器回火的温度仪表或防止回火的流量仪表报警或联锁时,立即切断 VOCs 气相并对阻火器氮气吹扫。查明原因, 并对阻火器有效性进行评估或更换。

附录 A 相关规定及标准

GB 31570-2015 石油炼制工业污染物排放标准

GB 31571-2015 石油化学工业污染物排放标准

GB 50160-2008 石油化工企业设计防火规范

GB 50341-2014 立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范

GB/T13347-2010 石油气体管道阻火器

SH/T 3007-2014 石油化工储运系统罐区设计规范SH3009-2013 石油化工可燃性气体排放系统设计规范中国石化炼发函〔2016〕127 号《石油化工储运罐区 VOCs

治理项目油气连通工艺实施方案及安全措施指导意见》

中国石化安〔2016〕625 号《中国石化生产安全风险管理规定(试行)》

石化股份炼调(2010)14 号《中国石油化工股份有限公司炼油轻质油储罐安全运行指导意见(试行)》

环发〔2014〕177 号《石化行业挥发性有机物综合整治方案》安监总管三〔2014〕68 号《关于进一步加强化学品罐区安

全管理的通知》

NFPA67-2013 Guide on explosion protection for gaseous mixtures in pipe systems

NFPA68-2013 Standard on Explosion Protection by Deflagration Venting

NFPA69-2014 Standard on explosion prevention systems API 2000-2014 Vent atmospheric and low pressure storage

tanks

ISO28300-2008 Petroleum, petrochemical natural gas industries — Venting of atmospheric and low pressure storage tanks

ISO16852-2016 Flamearresters-Performance, requirements test methods and limits for use

TRbF20 German Commission for Flammable Liquids

附录 B 术语图示说明

以下图示仅用于说明术语,未详述工艺仪表流程控制。

图 B-1 气相平衡管示意图(连通的储罐为直接连通)

图 B-2 直接连通共用切断阀方案

(共用排气切断阀的一组储罐属于直接连通)

图 B-3 单罐单控示意图(连通储罐不属于直接连通)

图 B-4 单呼阀方案示意图(连通储罐不属于直接连通)

附录 C 罐顶油气连通风险标准

表 C.1 罐顶油气连通不同风险等级下的发生频率(次/年)标准

事故等级 较大重大风险 一般风险 低风险

D ≤10-3 10-3~10-5 ≤10-5

E ≤10-4 10-3~10-5 ≤10-6

F ≤10-5 10-5~10-6 ≤10-7

G ≤10-6 10-6~10-7 ≤10-7

表 C.2 事故后果等级分类表

附录 D API2000 氮封量设计参考性资料

该附录仅作为参考性资料,准确内容以 API2000-2014 附录 F 的条文为准。

D.1 补氮速率计算

当储罐内存储的物料被泵抽出和(或)由于外界温度降低, 使储罐内气体冷凝或收缩时,需要补入氮气。三种氮封级别的补 氮速率计算公式如下,不同氮封级别所需的安全措施不同。

其中, , , 分别为级别 1,2,3 的氮封流量,m3/h;

C 为储存因子,与物料的蒸汽压、储存温度和储罐地理纬度相关,见下表;

表 D-1 储存因子 C

Ri 为储罐绝热消减因子,与储罐采取的保温(保冷)方式相关;

-当储罐无保温时:

-当储罐整体采用保温时:
其中, 是内部热传导系数,单位:           ;,对于典型储罐 通 常 取  4    ;   是 保 温 层 厚 度 , 单 位 :m;    是 保温层的热导率。

-当储罐部分采用保温时:其中,             是储罐的总表面积(罐壁及罐顶),单位:m2;         是储罐保温层面积,单位:m2。

Vtk 为储罐容积,单位:m3。

     为最大泵出量,单位:m3/h。

D.2 配套安全措施

对于采用第一级别补氮速率的储罐,应采取以下安全措施:

1) 设置储罐气相空间压力低报警,报警值为呼吸阀设定负压;

2) 设置在线氧含量监测;

3) 呼吸阀阻火器应为长时间耐烧型大气爆燃阻火器,阻火

等级为ⅡA,耐烧时间不低于 2 小时。

对于采用第二级别补氮速率的储罐,应采取以下安全措施:

1) 设置储罐气相空间压力低报警,并联锁切断储罐出料;

2) 呼吸阀应安装大气爆燃阻火器,阻火等级为ⅡA 型。

对于采用第三级别补氮速率的储罐,应采取以下安全措施:

1) 补氮速率应能确保储罐压力处于大气压力以上;

2) 应设置储罐压力低报警,并联锁切断储罐出料,联锁压力应高于大气压;

3) 压力监测报警联锁系统采用冗余设计;

D.3 补氮总管设计

补氮总管应按各储罐所需补氮速率之和设计;如果共用一个氮气总管的多个储罐是相互独立的,且任一储罐的罐容均不超过总罐容的 20%,氮气总管的补氮速率可降低 50%。

D.4 连通罐组补氮速率

若 5 个及以上储罐气相直接连通,计算补氮速率时,可不考虑泵出量。

附录 E 阻火器及分支管线安装参考资料

管道爆轰型阻火器的安装应避开非稳态爆轰位置,对于分支 管路上安装稳态爆轰型阻火器时,应合理确定其安装位置,以避 免火焰在分支处传播可能产生的非稳态爆轰对阻火器造成破坏, 德国标准TRbF 20 和欧盟标准CEN/TR 16793 给出了分支管线上的管道爆轰型阻火器的安装方法。

分支管线与主管道中变径截面位置或盲端间的主管道长度 应大于 20 倍主管道管径,并至少 3m。此外还应满足以下要求:

(1) 对于分支管道与主管道成垂直连接或连接处为非平滑过渡时,如图 E.1 所示:阻火器至主管道的距离应大于 5 倍支管管径(最小 0.5m)、且应小于 50 倍支管管径;或阻火器至主管道的距离大于 120 倍支管管径。

图 E.1 分支管线与主管道直角连接和非平滑过渡连接时分支管道上稳态爆轰型管道阻火器的推进安装方法

(2) 分支管道与主管道使用大于 90 度且为平滑过渡连接件连接时,如图E.2 所示,阻火器端面至主管道的净距应大于120倍支管管径。

图 E.2 分支管线与主管道非直角连接和平滑过渡连接时分支管道上稳态爆轰型管道阻火器的推进安装方法

德国 TRbF 20 和美国 NFPA69 等标准规定:大于 DN200 的管道,弯头曲率半径与管道直径之比不小于 1.5。分支处不得安装 T 型三通,可参考下图设置分支管线;

图 E.3 大于 DN200 分支管线与总管连接方式

 

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