[PDF] GB/T 35579-2017 - 自动发货. 英文版
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| GB/T 35579-2017 | 260 | GB/T 35579-2017 | 9秒内发货PDF | 油气回收装置通用技术条件 |
| 基本信息 | |
|---|---|
| 标准编号 | GB/T 35579-2017 (GB/T35579-2017) |
| 中文名称 | 油气回收装置通用技术条件 |
| 英文名称 | General specifications of gasoline vapor recovery unit |
| 行业 | 国家标准 (推荐) |
| 中标分类 | J88 |
| 国际标准分类 | 13.030.40 |
| 字数估计 | 18,115 |
| 发布日期 | 2017-12-29 |
| 实施日期 | 2018-07-01 |
| 标准依据 | 国家标准公告2017年第32号 |
| 发布机构 | 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局、中国国家标准化管理委员会 |
GB/T 35579-2017: 油气回收装置通用技术条件
GB/T 35579-2017 英文名称: General specifications of gasoline vapor recovery unit
ICS 13.030.40
J88
中华人民共和国国家标准
1 范围
本标准规定了油气回收装置的分类与命名、总则、使用条件、设计、要求、试验方法、检验规则、标志、包装、运输、贮存、随机文件等。
本标准适用于储油库、加油站、油码头等场所排放的汽油油气回收装置的设计、制造、检验。其他油
品的油气回收装置可参照采用。
4 分类与命名
4.1 分类
油气回收装置可按下述条件进行分类:
a) 根据使用场所的不同可分为:储油库、加油站、油码头等油气回收装置;
b) 根据回收方法的不同可分为:吸附法、吸收法、冷凝法、膜法、组合法等油气回收装置。
4.2 命名
油气回收装置宜采用下列命名方式:
回收方法:吸附法(XF);吸收法(XS);冷凝法(LN);膜法(M)
组合法:(用组合方式的字母表示,如:XS/LN)
处理能力,单位为立方米每小时(m3/h)
油气回收装置
示例1:VRU-100-M表示回收方式为膜法、处理能力100m3/h油气回收装置。
示例2:VRU-400-XF/LN表示回收方式为吸附法与冷凝法的组合、处理能力400m3/h油气回收装置。
5 总则
5.1 油气回收装置的设计应遵循运行安全、可靠、节能、维护方便的原则。
5.2 油气回收装置应符合国家、行业有关大气污染物排放、电力、电气、防爆、消防安全、噪声等方面的标准和技术规范。
5.3 油气回收装置应按规定程序批准的图样和技术文件制造,并符合本标准的规定。
5.4 所有的承压罐、管道应符合国家有关特种设备生产许可要求;电机、压缩机(制冷机)、电气及控制
设备应具有防爆性能,防爆等级不低于dⅡBT4。
5.5 油气回收装置排放性能应符合 GB 20950-2007、GB 20952-2007规定,噪声排放应符合GB 12348规定。
6 使用条件
6.1 正常使用条件
油气回收装置在下列条件下应能正常工作:
a) 海拔不超过2000m;
b) 周围环境温度不超过-25℃~+50℃;
c) 相对湿度不大于95%(+20℃时);
d) 存在有ⅡA、ⅡB类T1~T4组别的可燃性气体,油气与空气形成的爆炸性气体混合物2区危
险场所(GB 3836.1);
e) 无剧烈振动和冲击的场所。
6.2 特殊使用条件
如存在下述这类特殊使用条件,制造商与用户之间应签订专门的协议:
a) 温度值、相对湿度或海拔高度与6.1的规定不同时;
b) 空气被尘埃、烟雾、腐蚀性微粒、放射性微粒、蒸汽或盐雾严重污染;
c) 暴露在强电场或强磁场中;
d) 暴露在高温中,例如高温热源的辐射;
e) 遭受强烈振动或冲击;
f) 电力、仪表用气或吹扫用气、冷却水、占地面积等无法满足油气回收装置正常使用的场所。
7 设计
7.1 主要设计参数
7.1.1 油气浓度
7.1.1.1 油气回收装置油气设计浓度宜取气温最高月份的最高实测油气浓度。
7.1.1.2 在无实测数据的情况下,应取最高操作温度下介质饱和蒸汽浓度;可参照同类地区、同类规模
储、加油设备油气产生浓度实测数据估算确定。
7.1.2 处理能力
7.1.2.1 油气回收装置处理能力设计应综合考虑使用场所、气温最高月份平均温度、油气初始排放浓度
等条件,并参考同类地区、同类规模的储(罐区)、加油设备油气回收装置的设计参数。
7.1.2.2 处理能力设计应留裕量,按最大处理能力的1.1倍~1.2倍设计。
7.2 结构设计
7.2.1 油气回收装置的结构设计可根据使用场所和实际需要选择回收方法,整体结构布局合理、紧凑。
宜设计成撬装式并具成套性。回收装置的油气收集应采用密闭收集系统。
7.2.2 结构设计应考虑使用过程中温度和(或)气压急剧变化,导致在回收设备内易出现异常凝露结现象。
7.2.3 承压罐的设计应符合GB/T 150.1~GB/T 150.4、SH/T 3074、TSGR0004的规定。
7.2.4 系统内管线、阀门、管件等的选用,应符合SH/T 3059的规定。
7.2.5 自动化仪表的选型设计应符合SH/T 3005的规定。
8 要求
8.1 性能要求
8.1.1 油气回收装置在设计油气浓度下的油气回收率应不小于95%。
8.1.2 油气回收装置在设定的处理能力下系统阻力应不大于5000Pa。
8.1.3 油气回收装置应具有系统密封性:
a) 储油库油气回收装置应符合GB 20950-2007规定;
b) 加油站油气回收装置应符合GB 20952-2007规定。
8.1.4 油气回收装置的油气排放浓度应不大于25g/m3。
8.1.5 油气回收装置噪声排放应不大于70dB(A)。
8.2 主要结构件、部件要求
8.2.1 吸收塔
8.2.1.1 宜采用填料式吸收塔。
8.2.1.2 填料宜为低压降规整填料,压降不高于1000Pa。
8.2.1.3 填料层上、下段均应设置压力和温度仪表,塔底液体段应设置液位检测仪表就地指示及远传控
制室,并有液位控制联锁措施。
8.2.1.4 吸收塔应设置与设计压力相匹配的安全阀或其他高压防护措施。
8.2.1.5 吸收剂应满足下列规定:
a) 宜为低标号成品汽油或专用吸收剂;
b) 吸收剂出回收装置的温度不宜低于0℃;
c) 循环使用的寿命应不低于30000h。
8.2.2 吸附罐
8.2.2.1 宜装备2个以上。
8.2.2.2 吸附、解吸操作时间宜不低于20min。吸附床层的吸附时间应不小于解吸操作时间。
8.2.2.3 床层应设温度监控措施,确保吸附床层的温度置于监控范围,就地指示及远传控制室,并应设
置温度控制联锁措施。
8.2.2.4 上、下部均应设压力仪表,就地指示及远传控制室,并应设置压力控制联锁措施。
8.2.2.5 床层的正常工作温度应低于65℃,且温度升高不大于10℃。
8.2.2.6 切换应与尾气出口在线分析的油气浓度或吸附床层的温度进行联锁。
8.2.2.7 切换阀门的泄漏等级应不低于Ⅴ级。
8.2.2.8 应设置与设计压力相匹配的安全阀或其他高压防护措施。
8.2.2.9 应有失电保护措施。
8.2.2.10 吸附剂应满足下列规定:
a) 宜选用活性炭或其他高吸附性能的吸附剂;
b) 操作温度下,吸附剂对丁烷的有效吸附容量应不小于100g/kg,解吸余留量应不大于3g/kg,
对汽油油气的有效吸附容量应不小于150g/kg,解吸余留量应不大于15g/kg;
c) 吸附剂为活性炭时,其比表面积应不低于1000m2/g,表观密度应不低于400kg/m3;
d) 吸附剂含水量应不高于5%;
e) 循环使用寿命应不低于30000h。
8.2.3 膜分离器
8.2.3.1 膜分离器中的膜组件应对膜提供足够的机械支撑,并使高压原料侧和低压透过侧严格分开。
8.2.3.2 应方便安装和更换膜或膜组件。高分子膜组件的装填密度宜高于6000m2/m3,无机膜组件
的装填密度宜高于400m2/m3。
8.2.3.3 膜分离器中的膜应安装牢固,膜组件应具有一定的承压能力。膜分离器整体设计压力应不低
于高压侧操作压力的2倍,并不低于0.3MPa。
8.2.3.4 膜组件分离器应设置与设计压力相匹配的安全阀或其他高压防护措施。
8.2.3.5 分离膜应满足下列规定:
a) 分离膜材料为有机高分子材料或无机膜,应具有较高的分离渗透性能和抗污染性能。宜选用
油气-空气分离因子大于100的膜材料,或对正丁烷的透过选择性应不低于对氮气的20倍;
b) 操作温度为-20℃~+50℃;
c) 分离膜组件的进出口应设温度及压力仪表;
d) 使用寿命应不低于30000h。
8.2.4 换热器
8.2.4.1 宜选择低压降换热器,其压降值不宜高于300Pa,总传热系数不应低于50W/(m2·h·℃)。
换热器的性能应符合相关标准规定。
8.2.4.2 换热器的进出口应设置压力和温度仪表。
8.2.5 制冷设备
8.2.5.1 制冷系统的安全要求应符合GB 9237规定。
8.2.5.2 系统中的管线、阀件应能承受不小于1.25倍的最高工作压力。
8.2.5.3 硬钎焊接头使用熔点高于200℃~450℃,但低于被焊物件熔化温度的合金,将两个金属部件
连接起来而产生的气密性焊接接头。
8.2.5.4 应配有能够自动释放过高压力的安全阀。
8.2.5.5 制冷剂应选用符合国家规定、不易燃的环保制冷剂。
8.2.5.6 制冷设备上应对主要项目进行标注:制冷剂标准代号(GB/T 7778)、制冷剂填充量、最大工作压力(高压侧,低压侧)。
8.3 主要机、泵要求
8.3.1 油气回收装置中的机、泵等设备应满足使用条件下的安全要求。
8.3.2 液体输送泵宜选择离心(油)泵,其技术性能应符合相关标准。
8.3.3 油气回收装置用压缩机应符合GB/T 10079、GB/T 18429、GB/T 19410的要求。油气增压用压
缩机宜选择液环式压缩机。
8.3.4 真空泵可选用湿式真空泵或干式真空泵。选用湿式真空泵时,宜选择液环式,并带有高效的气
液分离配套设备。选用干式真空泵时,宜选择螺杆式,并具有温度在线监测及温度控制联锁功能。
8.3.5 油气回收装置的前端无法有效收集油罐车或加油点排放出来的油气时,应增设油气引流设备或风机。
8.3.6 油气回收装置在设定的处理能力下系统阻力大于5000Pa时,油气回收装置应增加增压设备。
如油气回收装置距离油罐车或加油点较远时(管道压力降大于2kPa),应增设油气引流设备或风机。
8.3.7 当操作负荷变换较大时,机泵宜采用变频调速装置。
8.3.8 在常温下正常工作8h,电机等发热部件表面最高温度不高于130℃。
8.3.9 机泵应能够无故障连续运行25000h(易损件除外)。
8.4 管路主、附件要求
8.4.1 管道
8.4.1.1 管道宜采用无缝钢管。碳钢、合金钢无缝钢管应符合GB/T 8163规定;不锈钢无缝钢管应符合GB/T 14976规定。
8.4.1.2 钢管尺寸系列执行SH/T 3405规定。
8.4.2 阀门
8.4.2.1 油气管道用阀门应选用石油化工通用阀门或API阀门,并应符合相关标准规定。
8.4.2.2 阀门的压力等级应不低于管道设计压力的1.1倍。
8.4.2.3 吸附罐切换阀门的泄漏等级应不低于Ⅴ级。
8.4.3 阻火器
8.4.3.1 根据介质的火焰速度、介质在实际工况下的最大实验安全间隙(MESG)值和安装位置,确定管
道阻火器的类型和技术安全等级。
8.4.3.2 阻火器的压降应不大于500Pa。
8.4.3.3 阻火器应符合 GB/T 13347和GB 3836.2的规定。
8.4.4 管路附件
8.4.4.1 弯头、三通、异径管、管帽等管件的材质、压力等级或壁厚规格应与其所连管道一致或相当,管
件质量应符合相关标准规定。
8.4.4.2 法兰的型式、结构尺寸应符合HG/T 20592、HG/T 20615、SH/T 3406规定。
8.4.4.3 垫片选用应根据垫片的密封性能、操作压力、工作温度、介质特性等因素确定,宜采用柔性石墨
复合垫片、聚四氟乙烯包覆垫片或金属缠绕式垫片,并应分别符合 HG/T 20606和 HG/T 20627、SH/T 3402、SH/T 3407、JB/T 6369规定。
8.5 监测系统要求
8.5.1 具有自身故障诊断、报警记忆功能。自动检测系统执行部件状态(机泵、电动阀)并诊断,发现故
障立即报警或停机,并在组态界面上显示报警信息,系统记录报警或停机信息。
8.5.2 具有实时参数测量、显示及记忆功能。能实时测量、显示并记录装置液位、温度、压力、流量、浓
度等参数。记录应保存两年以上。
8.5.3 具有联锁功能。温度、压力、高低液位软硬报警、连锁停车、自动调节液位。
8.5.4 具有查询功能。能查询每天参数的运行状况及报警信息。
8.5.5 具有失电数据保护功能。失电时,数据不丢失,储存的程序和储存的内容不发生变化,恢复供电
时,数据与掉电前应保持一致。
8.5.6 具有自动生成各种运行管理报表、打印功能。
8.5.7 具有紧急停电后的自我保护功能,并不影响用户正常的生产操作。
8.6 控制系统要求
8.6.1 基于PC的管理系统通过一个接口与可编程逻辑控制器相连接,通过光缆远程监控。
8.6.2 自动控制系统操作控制响应时间应小于100ms。
8.6.3 系统可以通过控制柜内的主开关选择不同的操作模式,主要包括“手动/停止/自动控制 ”三种状态。
8.6.4 装置现场具有超温、超速等紧急停车保护操作及机泵手动启停操作。阀门应采用电动控制,电动阀开关时间小于15s。
8.7 成套性要求
8.7.1 油气回收装置入口管道应设流量、温度、压力检测仪表。
8.7.2 进、出气口应设置油气组分取样口或其他采样设施。
8.7.3 在油气回收装置进、出气口前应加阻火器。
8.7.4 油气回收装置所有设备、仪表、仪表盘、供电箱、电线保护管、铠装电缆、钢带、支架槽板等均应依
据相关标准进行电气连接和保护接地,应在明显的部位设置专用的接地螺栓,并有明显牢固的接地标志。
8.7.5 用于校准工作的预留接口应符合现场校准要求。
8.7.6 应具有连接软管、膨胀节等防......
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