ISO 23251:2006

Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Pressure-relieving and depressuring systems

ISO 23251:2006 is applicable to pressure-relieving and vapour-depressuring systems. Although intended for use primarily in oil refineries, it is also applicable to petrochemical facilities, gas plants, liquefied natural gas (LNG) facilities and oil and gas production facilities. The information provided is designed to aid in the selection of the system that is most appropriate for the risks and circumstances involved in various installations. ISO 23251:2006 is intended to supplement the practices set forth in ISO 4126 or API RP 520-1 for establishing a basis of design. ISO 23251:2006 specifies requirements and gives guidelines for examining the principal causes of overpressure; and determining individual relieving rates; and selecting and designing disposal systems, including such component parts as piping, vessels, flares, and vent stacks. ISO 23251:2006 does not apply to direct-fired steam boilers.

Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Systèmes de dépressurisation et de protection contre les surpressions

L'ISO 23251:2006 est applicable aux systèmes de protection contre les surpressions et de dépressurisation des phases gazeuses. Bien qu'elle soit principalement destinée à être utilisée dans les raffineries de pétrole, elle est également applicable aux installations pétrochimiques, aux usines de traitement de gaz, aux installations pour gaz naturel liquéfié (GNL) et aux installations de production de pétrole et de gaz. Les informations fournies sont conçues pour faciliter le choix du système le plus approprié, compte tenu des risques et des circonstances associés à diverses installations. L'ISO 23251:2006 a pour objet de compléter les pratiques énoncées dans l'ISO 4126 ou l'API RP 520-I en vue d'établir une base de conception. L'ISO 23251:2006 spécifie les exigences et donne des lignes directrices pour étudier les principales causes de surpression, déterminer les débits de décharge individuels et sélectionner et concevoir des systèmes d'évacuation, y compris des composants tels que tuyauteries, récipients, torches et colonnes d'évent. L'ISO 23251:2006 ne s'applique pas aux chaudières à vapeur à flamme directe.

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 13-Aug-2006
• Withdrawal Date: 13-Aug-2006
• ICS: 75.180.20 - Processing equipment
• Technical Committee: ISO/TC 67/SC 6 - Processing equipment and systems
• Drafting Committee: ISO/TC 67/SC 6/WG 12 - Pressure-relieving and depressuring systems
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 21-Oct-2015
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Amended By: ISO 23251:2006/Amd 1:2008 - Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Pressure-relieving and depressuring systems - Amendment 1
• Effective Date: 06-Jun-2022
• Revised: ISO 23251:2019 - Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Pressure-relieving and depressuring systems
• Effective Date: 23-Apr-2020
• Parent: ISO 23251:2006/Amd 1:2008 - Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Pressure-relieving and depressuring systems - Amendment 1
• Effective Date: 15-Apr-2008

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 23251
First edition
2006-08-15
Corrected version
2006-10-01
Petroleum, petrochemical and natural gas
industries — Pressure-relieving and
depressuring systems
Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel — Systèmes
de dépressurisation et de protection contre les surpressions

Reference number
©
ISO 2006
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Published in Switzerland
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Contents Page
Foreword. v
Introduction . vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions. 1
4 Causes of overpressure. 10
4.1 General. 10
4.2 Overpressure protection philosophy. 10
4.3 Potentials for overpressure . 11
4.4 Recommended minimum relief system design content . 17
4.5 List of items required in flare-header calculation documentation . 20
4.6 Guidance on vacuum relief. 20
5 Determination of individual relieving rates. 22
5.1 Principal sources of overpressure. 22
5.2 Sources of overpressure . 24
5.3 Effects of pressure, temperature, and composition . 24
5.4 Effect of operator response. 24
5.5 Closed outlets . 24
5.6 Cooling or reflux failure . 25
5.7 Absorbent flow failure. 26
5.8 Accumulation of non-condensables. 26
5.9 Entrance of volatile material into the system . 26
5.10 Failure of process stream automatic controls. 27
5.11 Abnormal process heat input . 29
5.12 Internal explosion (excluding detonation) .30
5.13 Chemical reaction. 30
5.14 Hydraulic expansion. 31
5.15 External pool fires. 36
5.16 Jet fires . 51
5.17 Opening manual valves. 51
5.18 Electric power failure. 51
5.19 Heat-transfer equipment failure . 52
5.20 Vapour depressuring. 55
5.21 Special considerations for individual pressure-relief devices . 63
5.22 Dynamic simulation. 64
6 Selection of disposal systems . 65
6.1 General. 65
6.2 Fluid properties that influence design. 65
6.3 Atmospheric discharge. 66
6.4 Disposal by flaring. 76
6.5 Disposal to a lower-pressure system . 95
6.6 Disposal of liquids and condensable vapours . 96
7 Disposal systems. 97
7.1 Definition of system design load . 97
7.2 System arrangement . 100
7.3 Design of disposal system components. 102
7.4 Flare gas recovery systems. 137
Annex A (informative) Determination of fire relief requirements. 142
Annex B (informative) Special system design considerations . 146
Annex C (informative) Sample calculations for sizing a subsonic flare stack. 149
Annex D (informative) Typical details and sketches. 166
Annex E (informative) High integrity protection systems (HIPS) . 169
Bibliography . 176

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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.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
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.
ISO 23251 was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Materials, equipment and offshore structures
for petroleum, petrochemical and natural gas industries, Subcommittee SC 6, Processing equipment and
systems.
This corrected version of ISO 23251:2006 incorporates corrections to Table 4, column 2, second row under
the header, and the five rows of data in column 3.
Introduction
This International Standard is based on the draft 5th edition of API RP 521, with the intent that the 6th edition
of API RP 521 will be identical to this International Standard.
The portions of this International Standard dealing with flares and flare systems are an adjunct to
[10]
API Std 537 , which addresses mechanical design, operation and maintenance of flare equipment. It is
important for all parties involved in the design and use of a flare system to have an effective means of
communicating and preserving design information about the flare system. To this end, API has developed a
set of flare data sheets, which can be found in of API Std 537, Appendix A. The use of these data sheets is
both recommended and encouraged as a concise, uniform means of recording and communicating design
information.
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 23251:2006(E)

Petroleum, petrochemical and natural gas industries —
Pressure-relieving and depressuring systems
1 Scope
This International Standard is applicable to pressure-relieving and vapour-depressuring systems. Although
intended for use primarily in oil refineries, it is also applicable to petrochemical facilities, gas plants, liquefied
natural gas (LNG) facilities and oil and gas production facilities. The information provided is designed to aid in
the selection of the system that is most appropriate for the risks and circumstances involved in various
installations. This International Standard is intended to supplement the practices set forth in ISO 4126 or
API RP 520-I for establishing a basis of design.
This International Standard specifies requirements and gives guidelines for examining the principal causes of
overpressure; and determining individual relieving rates; and selecting and designing disposal systems,
including such component parts as piping, vessels, flares, and vent stacks. This International Standard does
not apply to direct-fired steam boilers.
Piping information pertinent to pressure-relieving systems is presented in 7.3.1.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application 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 4126 (all parts), Safety devices for protection against excessive pressure
API RP 520-I:2000, Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries — Part I:
1)
Sizing and Selection
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
accumulation
pressure increase over the maximum allowable working pressure of the vessel allowed during discharge
through the pressure-relief device
NOTE Accumulation is expressed in units of pressure or as a percentage of MAWP or design pressure. Maximum
allowable accumulations are established by pressure-design codes for emergency operating and fire contingencies.

1) American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C., 20005-4070, USA.
3.2
administrative controls
procedures intended to ensure that personnel actions do not compromise the overpressure protection of the
equipment
3.3
assist gas
combustible gas that is added to relief gas prior to the flare burner or at the point of combustion in order to
raise the heating value
3.4
atmospheric discharge
release of vapours and gases from pressure-relieving and depressuring devices to the atmosphere
3.5
back pressure
pressure that exists at the outlet of a pressure-relief device as a result of the pressure in the discharge system
NOTE The back pressure is the sum of the superimposed and built-up back pressures.
3.6
balanced pressure-relief valve
spring-loaded pressure-relief valve that incorporates a bellows or other means for minimizing the effect of
back pressure on the operational characteristics of the valve
3.7
blowdown
depressurization of a plant or part of a plant, and equipment
NOTE Not to be confused with the difference between the set pressure and the closing pressure of a pressure-relief
valve.
3.8
blow-off
loss of a stable flame where the flame is lifted above the burner, occurring if the fuel velocity exceeds the
flame velocity
3.9
breaking-pin device
pressure-relief device actuated by static differential or static inlet pressure and designed to function by the
breakage of a load-carrying section of a pin that supports a pressure-containing member
3.10
buckling pin device
pressure-relief device actuated by static differential or static inlet pressure and designed to function by the
buckling of an axially-loaded compressive pin that supports a pressure-containing member
3.11
built-up back pressure
increase in pressure at the outlet of a pressure-relief device that develops as a result of flow after the
pressure-relief device opens
3.12
buoyancy seal
dry vapour seal that minimizes the amount of purge gas needed to protect against air infiltration
NOTE The buoyancy seal functions by trapping a volume of light gas in an internal inverted compartment; this
prevents air from displacing buoyant light gas in the flare.
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3.13
burnback
internal burning within the flare tip
NOTE Burnback can result from air backing down the flare burner at purge or low flaring rates.
3.14
burning velocity
flame velocity
speed at which a flame front travels into an unburned combustible mixture
3.15
burn-pit flare
open excavation, normally equipped with a horizontal flare burner that can handle liquid as well as vapour
hydrocarbons
3.16
burst pressure
value of the upstream static pressure minus the value of the downstream static pressure just before a rupture
disk bursts
NOTE If the downstream pressure is atmospheric, the burst pressure is the upstream static gauge pressure.
3.17
closed disposal system
disposal system capable of containing pressures that are different from atmospheric pressure
3.18
cold differential test pressure
CDTP
pressure at which a pressure-relief valve is adjusted to open on the test stand
NOTE The cold differential test pressure includes corrections for the service conditions of back pressure or
temperature or both.
3.19
combustion air
air required to combust the flare gases
3.20
conventional pressure-relief valve
spring-loaded pressure-relief valve whose operational characteristics are directly affected by changes in the
back pressure
3.21
corrected hydrotest pressure
hydrostatic test pressure multiplied by the ratio of stress value at design temperature to the stress value at test
temperature
NOTE See 4.3.2.
3.22
deflagration
explosion in which the flame-front of a combustible medium is advancing at less than the speed of sound
cf. detonation (3.25)
3.23
design pressure
pressure, together with the design temperature, used to determine the minimum permissible thickness or
physical characteristic of each component, as determined by the design rules of the pressure-design code
NOTE The design pressure is selected by the user to provide a suitable margin above the most severe pressure
expected during normal operation at a coincident temperature, and it is the pressure specified on the purchase order. The
design pressure is equal to or less than the MAWP (the design pressure can be used as the MAWP in cases where the
MAWP has not been established).
3.24
destruction efficiency
mass fraction of the fluid vapour that can be oxidized or partially oxidized
NOTE For a hydrocarbon, this is the mass fraction of carbon in the fluid vapour that oxidizes to CO or CO .
3.25
detonation
explosion in which the flame-front of a combustible medium is advancing at or above the speed of sound
cf. deflagration (3.22)
3.26
dispersion
dilution of a vent stream or products of combustion as the fluids move through the atmosphere
3.27
elevated flare
flare where the burner is raised high above ground level to reduce radiation intensity and to aid in dispersion
3.28
enclosed flare
enclosure with one or more burners arranged in such a manner that the flame is not directly visible
3.29
enrichment
process of adding assist gas to the relief gas
3.30
flame-retention device
device used to prevent flame blow off from a flare burner
3.31
flare
device or system used to safely dispose of relief gases in an environmentally compliant manner through the
use of combustion
3.32
flare burner
flare tip
part of the flare where fuel and air are mixed at the velocities, turbulence and concentration required to
establish and maintain proper ignition and stable combustion
3.33
flare header
piping system that collects and delivers the relief gases to the flare
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3.34
flashback
phenomenon occurring in a flammable mixture of air and gas when the local velocity of the combustible
mixture becomes less than the flame velocity, causing the flame to travel back to the point of mixture
3.35
ground flare
non-elevated flare
NOTE A ground flare is normally an enclosed flare but can also be a ground multi-burner flare or a burnpit.
3.36
heat release
total heat liberated by combustion of the relief gases based on the lower heating value
3.37
huddling chamber
annular chamber located downstream of the seat of a pressure-relief valve, which assists the valve to lift
3.38
hydrate
solid, crystalline compound of water and a low-boiling-point gas (e.g. methane and propane), in which the
water combines with the gas molecule to form a solid
3.39
jet fire
fire created when a leak from a pressurized system ignites and forms a burning jet
NOTE A jet fire can impinge on other equipment, causing damage.
3.40
knockout drum
vessel in the effluent handling system designed to remove and store liquids
3.41
lateral
section of pipe from outlet flange(s) of single-source relief device(s) downstream of a header connection
where relief devices from other sources are tied in
NOTE The relief flow in a lateral is always from a single source, whereas the relief flow in a header can be from
either single or multiple sources simultaneously.
3.42
lift
actual travel of the disc from the closed position when a valve is relieving
3.43
liquid seal
water seal
device that directs the flow of relief gases through a liquid (normally water) on the path to the flare burner,
used to protect the flare header from air infiltration or flashback, to divert flow, or to create back pressure for
the flare header
3.44
Mach number
ratio of a fluid’s velocity, measured relative to some obstacle or geometric figure, divided by the speed at
which sound waves propagate through the fluid
3.45
manifold
piping system for the collection and/or distribution of a fluid to or from multiple flow paths
3.46
marked burst pressure
rated burst pressure
〈rupture disk〉 burst pressure, established by tests for the specified temperature and marked on the disk tag by
the manufacturer
NOTE The marked burst pressure can be any pressure within the manufacturing design range unless otherwise
specified by the customer. The marked burst pressure is applied to all of the rupture disks of the same lot.
3.47
maximum allowable working pressure
MAWP
maximum gauge pressure permissible at the top of a completed vessel in its normal operating position at the
designated coincident temperature specified for that pressure
cf. design pressure (3.23)
NOTE The MAWP is the least of the values for the internal or external pressure as determined by the vessel design
rules for each element of the vessel using actual nominal thickness, exclusive of additional metal thickness allowed for
corrosion and loadings other than pressure. The MAWP is the basis for the pressure setting of the pressure-relief devices
that protect the vessel.
3.48
non-condensable gas
gas or vapour that remains in the gaseous state at the temperature and pressure expected
3.49
operating pressure
pressure the process system experiences during normal operation, including normal variations
3.50
overpressure
〈general〉 condition where the MAWP, or other specified pressure, is exceeded
〈relieving device〉 pressure increase over the set pressure of a relieving device
NOTE In the latter context, overpressure is the same as accumulation (3.1) only when the relieving device is set to
open at the MAWP of the vessel.
3.51
pilot burner
small, continuously operating burner that provides ignition energy to light the flared gases
3.52
pilot-operated pressure-relief valve
pressure-relief valve in which the major relieving device or main valve is combined with and controlled by a
self-actuated auxiliary pressure-relief valve (pilot)
3.53
pin device
non-reclosing pressure-relief device actuated by static pressure and designed to function by buckling or
breaking a pin that holds a piston or a plug in place; upon buckling or breaking of the pin, the piston or plug
instantly moves to the fully open position
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3.54
pool fire
burning pool of liquid
3.55
pressure-design code
standard to which the equipment is designed and constructed
[20]
EXAMPLE ASME Section VIII, Division 1 .
3.56
pressure-relief valve
valve designed to open and relieve excess pressure and to reclose and prevent the further flow of fluid after
normal conditions have been restored
NOTE In ISO 4126-1, this is termed a safety valve.
3.57
process tank
process vessel
tank or vessel used for an integrated operation in petrochemical facilities, refineries, gas plants, oil and gas
production facilities, and other facilities
cf. storage tank (3.74)
NOTE A process tank or vessel used for an integrated operation can involve, but is not limited to, preparation,
separation, reaction, surge control, blending, purification, change in state, energy content, or composition of a material.
3.58
purge gas
fuel gas or non-condensable inert gas added to the flare header to mitigate air ingress and burnback
3.59
quenching
cooling of a fluid by mixing it with another fluid of a lower temperature
3.60
radiation intensity
local radiant heat transfer rate from the flare flame, usually considered at grade level
3.61
rated relieving capacity
relieving capacity used as the basis for the application of a pressure-relief device, determined in accordance
with the pressure-design code or regulation and supplied by the manufacturer
NOTE The capacity marked on the device is the rated capacity on steam, air, gas or water as required by the
applicable code.
3.62
relief gas
flared gas
waste gas
waste vapour
gas or vapour vented or relieved into a flare header for conveyance to a flare
3.63
relief valve
spring-loaded pressure-relief valve actuated by the static pressure upstream of the valve, due to which the
valve normally opens in proportion to the pressure increase over the opening pressure
NOTE A relief valve is normally used with incompressible fluids.
3.64
relieving conditions
inlet pressure and temperature on a pressure-relief device during an overpressure condition
NOTE The relieving pressure is equal to the valve set pressure (or rupture disk burst pressure) plus the overpressure.
The temperature of the flowing fluid at relieving conditions can be higher or lower than the operating temperature.
3.65
rupture-disk device
non-reclosing pressure-relief device actuated by static differential pressure between the inlet and outlet of the
device and designed to function by the bursting of a rupture disk
NOTE 1 A rupture disk device includes a rupture disk and a rupture disk holder.
NOTE 2 In ISO 4126-2, this is termed a bursting-disc safety device.
3.66
safety instrumented system
SIS
emergency shutdown system
ESD, ESS
high-integrity protection system
HIPS
high-integrity pressure-protection system
HIPPS
safety-shutdown system
SSD
safety-interlock system
system composed of sensors, logic solvers and final control elements for the purpose of taking the process to
a safe state when predetermined conditions are violated
3.67
safety-integrity level
SIL
discrete integrity level of a safety instrumented function in a safety instrumented system
NOTE SILs are categorized in terms of probability of failure; see Annex E.
3.68
safety relief valve
spring-loaded pressure-relief valve that can be used as either a safety valve or a relief valve depending on the
application
3.69
safety valve
spring-loaded pressure-relief valve actuated by the static pressure upstream of the valve and characterized by
rapid opening or pop action
NOTE 1 A safety valve is normally used with compressible fluids.
NOTE 2 This definition is different than that in ISO 4126-1; see 3.56.
3.70
set pressure
inlet gauge pressure at which a pressure-relief device is set to open under service conditions
3.71
shear pin device
non-reclosing pressure-relief device actuated by static differential or static inlet pressure and designed to
function by the shearing of a load-carrying member that supports a pressure-containing member
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3.72
staged flare
group of two or more flares or burners that are controlled so that the number of flares or burners in operation
is proportional to the relief gas flow
3.73
stoichiometric air
chemically correct ratio of fuel to air capable of perfect combustion with no unused fuel or air
3.74
storage tank
storage vessel
fixed tank or vessel that is not part of the processing unit in petrochemical facilities, refineries, gas plants, oil
and gas production facilities, and other facilities
cf. process tank (3.57)
NOTE These tanks or vessels are often located in tank farms.
3.75
superimposed back pressure
static pressure that exists at the outlet of a pressure-relief device at the time the device is required to operate
NOTE It is the result of pressure in the discharge system coming from other sources and can be constant or variable.
3.76
vapour depressuring system
protective arrangement of valves and piping intended to provide for rapid reduction of pressure in equipment
by releasing vapours
NOTE The actuation of the system can be automatic or manual.
3.77
velocity seal
dry vapour seal that minimizes the required purge gas needed to protect against air infiltration into the flare
burner exit
3.78
vent header
piping system that collects and delivers the relief gases to the vent stack
3.79
vent stack
elevated vertical termination of a disposal system that discharges vapours into the atmosphere without
combustion or conversion of the relieved fluid
3.80
vessel
container or structural envelope in which materials are processed, treated or stored
EXAMPLES Pressure vessels, reactor vessels and storage vessels (tanks).
3.81
windshield
device used to protect the outside of a flare burner from direct flame impingement
NOTE The windshield is so named because external flame impingement occurs on the downwind side of an elevated
flare burner.
4 Causes of overpressure
4.1 General
Clause 4 discusses the principal causes of overpressure and offers guidance in plant design to minimize the
effects of these causes. Overpressure is the result of an unbalance or disruption of the normal flows of
material and energy that causes the material or energy, or both, to build up in some part of the system.
Analysis of the causes and magnitudes of overpressure is, therefore, a special and complex study of material
and energy balances in a process system.
The application of the principles outlined in Clause 4 are unique for each processing system. Although efforts
have been made to cover all major circumstances, the user is cautioned not to consider the conditions
described as the only causes of overpressure. The treatment of overpressure in this International Standard
can be only suggestive. Any circumstance that reasonably constitutes a hazard under the prevailing
conditions for a system should be considered in the design. Pressure-relieving devices are installed to ensure
that a process system or any of its components is not subjected to pressures that exceed the maximum
allowable accumulated pressure. The practices evaluated in Clause 4 should be used in conjunction with
sound engineering judgment and with full consideration of federal, state and local rules and regulations.
4.2 Overpressure protection philosophy
4.2.1 Double jeopardy
The causes of overpressure are considered to be unrelated if no process or mechanical or electrical linkages
exist among them, or if the length of time that elapses between possible successive occurrences of these
causes is sufficient to make their classification unrelated. The simultaneous occurrence of two or more
unrelated causes of overpressure (also known as double or multiple jeopardy) is not a basis for design.
Examples of double-jeopardy scenarios are fire exposure simultaneous with exchanger internal tube failure,
fire exposure simultaneous with failure of administrative controls to drain and depressure isolated equipment,
or operator error that leads to a blocked outlet coincident with a power failure. On the other hand, instrument
air failure during fire exposure may be considered single jeopardy if the fire exposure causes local air line
failures.
This International Standard describes single-jeopardy scenarios that should be considered as a basis for
design. The user may choose to go beyond these practices and assess multiple jeopardy scenarios. Since
such assessments are outside the basis for design, the user is not required to meet accumulations allowed by
the pressure-design code for these scenarios. Acceptance criteria are the sole responsibility of the user.
4.2.2 Latent failures
Latent failures should normally be considered as an existing condition and not as a cause of overpressure
when assessing whether a scenario is single or double jeopardy. For example, latent failures can exist in
instrumentation that prevents it from functioning favourably during an overpressure condition. It is not double
jeopardy to assume the absence of beneficial instrumentation response in combination with an unrelated
overpressure cause. Likewise, it is not double jeopardy to assume a latent failure of a check valve allowing
reverse flow during a pump failure.
4.2.3 Operator error
Operator error is considered a potential source of overpressure.
4.2.4 Role of instrumentation in overpressure protection
Fail-safe devices, automatic start-up equipment and other conventional instrumentation should not be a
substitute for properly sized pressure-relieving devices as protection against single-jeopardy overpressure
scenarios. There can be circumstances, however, where the use of pressure-relief devices is impractical and
10 © ISO 2006 – All rights reserved

reliance on instrumented safeguards is needed. Where this is the case, if permitted by local regulations, a
pressure-relieving device might not be required.
[129]
NOTE See ASME Code Case 2211 .
The design shall comply with the local regulations and the owner’s risk tolerance criteria, whichever is more
restrictive. If these risk tolerance criteria are not available, then, as a minimum, the overall system
performance including instrumented safeguards should provide safety-integrity-level 3 (SIL-3) performance.
Guidance on the application of safety instrumented systems is given in Annex E.
Although favourable response of conventional instrumentation should not be assumed when sizing individual
process-equipment pressure relief, in the design of some components of a relieving system, such as the
blowdown header, flare, and flare tip, favourable response of some instrument systems can be assumed. The
decision to base the design of such systems on excluded or reduced specific loads due to the favourable
response of instrument systems should consider the number and reliability of applicable instrument systems.
See 7.1 for more details on sizing disposal systems.
4.3 Potentials for overpressure
4.3.1 General
Pressure vessels, heat exchangers, operating equipment and piping are designed to contain the system
pressure. The design is based on
a) the normal operating pressure at operating temperatures;
b) the effect of any combination of process upsets that are likely to occur;
c) the differential between the operating, and set pressures of the pressure-relieving device;
d) the effect of any combination of supplemental loadings such as earthquake and wind.
The process-systems designer shall define the minimum pressure-relief capacity required to prevent the
pressure in any piece of equipment from exceeding the maximum allowable accumulated pressure. The
principal causes of overpressure listed in 4.3.2 through 4.3.15 are guides to generally accepted practices.
Annex B provides guidance on the use of a common relief device to protect multiple pieces of equipment from
overpressure.
4.3.2 Closed outlets on vessels
The inadvertent closure of a manual block valve on the outlet of a pressure vessel while the equipment is on
stream can expose the vessel to a pressure that exceeds the maximum allowable working pressure. If closure
of an outlet-block valve can result in overpressure, a pressure-relief device is required unless administrative
controls are in place. Every valve should be considered as being subject to inadvertent operation. In general,
the omission of block valves interposed in vessels in a series can simplify pressure-relieving requirements. If
the pressure resulting from the failure of administrative controls can exceed the corrected hydrotest pressure
(see 3.21), reliance on administrative controls as the sole means to prevent overpressure might not be
appropriate. The user is cautioned that some systems can have unacceptable risk due to failure of
administrative controls and resulting consequences due to loss of containment. In these cases, limiting the
overpressure to the normally allowable overpressure can be more appropriate. Note that the entire system,
including all of the auxiliary devices (e.g. gasketed joints, instrumentation), should be considered for the
overpressure during the failure of administrative controls.
[22]
For example, an ASTM A 515 Grade 70 carbon steel vessel with a design gauge pressure of 517 kPa
(75 psi) and design temperature of 343 °C (650 °F) has an allowable stress of 130 MPa (18 800 psi) at these
design conditions. Because the hydrostatic test is often performed at a temperature less than design
temperature, the hydrostatic test pressure should be specified to account for the allowable stress differences
at the two temperatures by multiplying the design pressure by the ratio of stress at test temperature to the
stress at design temperature. At ambient temperature, the allowable stress of ASTM A 515 Grade 70 carbon
steel is 138 MPa (20 000 psi). If the pressure-design code requires the hydrostatic test be performed at 130 %
of the design pressure, then the hydrostatic test pressure is as follows:
In SI units:
517 × (138/130) × 1,3 = 713 kPa (gauge)
In USC units:
75 × (20/18,8) × 1,3 = 103,7 psig
The uncorrected hydrotest gauge pressure is 517 × 1,3 = 672 kPa (75 × 1,3 = 97,5 psi). In this example,
reliance on administrative controls as the sole means of overpressure protection might not be appropriate if
the gauge pressure caused by closure of the outlet valve exceeds 672 kPa (97,5 psi). This assumes the
overpressure occurs while the vessel is at design temperature. Within stage 1 and stage 2 creep, short-
duration pressure exceedances up to 1,5 times the design pressure at design temperature should not result in
damage, provided that there is no significant coincident temperature increase. This is based on allowable
values in the creep regime being based on 100 000 h design.
Similarly, the inadvertent closure of a remotely operated valve on the outlet of a pressure vessel while the
equipment is on stream can expose the vessel to a pressure that exceeds the maximum allowable working
pressure. If closure of a remotely operated outlet valve can result in overpressure, a pressure-relief device is
required. Every control valve should be considered as being subject to inadvertent operation.
For determining relief loads, it may be assumed that manual or remotely operated valves that are normally
open and functioning at the time of failure and that are not affected by the primary cause of failure remain in
operation at their normal operating positions. See 5.10.4 for additional information.
4.3.3 Inadvertent valve opening
The inadvertent opening of any valve from a source of higher pressure, such as high-pressure steam or
process fluids, should be considered. This action can require pressure-relieving capacity unless administrative
controls, as defined in 3.2, are in place to prevent inadvertent valve opening.
4.3.4 Check-valve leakage or failure
4.3.4.1 Causes of overpressure due to check-valve leakage or failure
A single check valve is not always an effective means for preventing overpressure by reverse flow from a
high-pressure source. For example, if a fluid is pumped into a system that contains vapour at significantly
higher pressure than the design rating of the equipment upstream of the pump, loss of pumped flow with
leakage or latent failure of a check valve in the discharge line results in a reversal of the liquid’s flow. When
high-pressure fluid enters the low-pressure system, overpressure can result.
In most cases, focus should be on prevention of reverse flow. It is important to note that, in addition to
overpressure of the upstream system, reverse flow through machinery can destroy mechanical equipment,
causing loss of containment. If this hazard is of concern, additional means of backflow prevention should be
provided.
4.3.4.2 Pressure consideration for single check-valve latent failure
Overpressure protection shall be provided for single check-valve latent failure (e.g. stuck open or broken
flapper) where the maximum normal operating pressure of the high-pressure system is greater than the
design pressure or MAWP of vessels, equipment and piping in the upstream low-pressure system and there is
enough stored energy in the high-pressure system to cause an overpressure in the low-pressure system (e.g.
large vapour cap in the high-pressure system).
When sizing a pressure-relief device to prevent exceeding the allowable accumulation of the protected
equipment for the latent check-valve failure, the reverse flow rate through a single check valve may be
determined using the normal flow characteristics (i.e., forward-flow Cv) of the check valve. If the check valve
12 © ISO 2006 – All rights reserved

Cv is unavailable, one may conservatively assume that the check valve is not there by taking no credit for its
flow resistance.
If the single check valve is inspected and maintained to ensure its reliability and capability to limit reverse flow,
the user may determine that the check-valve latent failure is unlikely. In this case, overpressure protection
should be provided where the maximum normal operating pressure of the high-pressure system is greater
than the upstream equipment’s corrected hydrotest pressure (see 3.21 and 4.3.2). The user is cautioned that
some systems can have unacceptable risk due to latent failure of the check valve and resulting consequences
due to loss of containment. In these cases, limiting the overpressure to the normally allowable overpressure
can be more appropriate. Note that the entire system, including all of the auxiliary devices (e.g. gasketed
joints, instrumentation), should be considered for the overpressure during the latent failure of the check valve.
4.3.4.3 Pressure consideration for single ch
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 23251
Première édition
2006-08-15
Industries du pétrole, de la pétrochimie
et du gaz naturel — Systèmes de
dépressurisation et de protection contre
les surpressions
Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Pressure-
relieving and depressuring systems

Numéro de référence
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ISO 2006
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Version française parue en 2007
Publié en Suisse
ii © ISO 2006 – Tous droits réservés

Sommaire Page
Avant-propos. v
Introduction . vi
1 Domaine d'application. 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions. 1
4 Causes de surpression . 10
4.1 Généralités . 10
4.2 Philosophie de la protection contre les surpressions. 11
4.3 Possibilités de surpression . 12
4.4 Contenu minimal recommandé pour la conception d'un système de décharge . 19
4.5 Liste des éléments requis dans les documents de calcul relatifs au collecteur de torche. 22
4.6 Conseils relatifs à la limitation de la dépression . 23
5 Détermination des débits de décharge individuels. 25
5.1 Principales sources de surpression. 25
5.2 Sources de surpression. 26
5.3 Effets de la pression, de la température et de la composition . 27
5.4 Effet de la réponse de l'opérateur. 27
5.5 Sorties fermées . 27
5.6 Défaillance du circuit de réfrigération ou de reflux. 28
5.7 Perte de débit d'absorbant. 29
5.8 Accumulation de gaz non condensables . 29
5.9 Entrée d'une matière volatile dans le système . 29
5.10 Défaillance des organes de régulation automatique des circuits de procédé. 30
5.11 Apport anormal de chaleur de procédé.33
5.12 Explosion interne (à l'exclusion d'une détonation). 33
5.13 Réaction chimique. 34
5.14 Expansion hydraulique . 35
5.15 Feux en nappe extérieurs . 41
5.16 Jets enflammés . 58
5.17 Ouverture de vannes manuelles . 59
5.18 Panne d’alimentation électrique. 59
5.19 Défaillance des équipements de transfert thermique. 60
5.20 Dépressurisation des vapeurs . 64
5.21 Considérations particulières relatives aux dispositifs de décharge de pression
individuels . 72
5.22 Simulation dynamique. 73
6 Sélection des systèmes d'évacuation . 74
6.1 Généralités . 74
6.2 Propriétés des fluides ayant une incidence sur la conception. 74
6.3 Décharge à l’atmosphère . 75
6.4 Élimination par brûlage à la torche. 87
6.5 Évacuation vers un circuit de plus basse pression. 109
6.6 Évacuation de liquides et de vapeurs condensables . 110
7 Systèmes d'évacuation . 112
7.1 Définition de la charge de calcul du système. 112
7.2 Disposition du système. 115
7.3 Conception des composants du système d'évacuation. 118
7.4 Systèmes de récupération des gaz de torche . 159
Annexe A (informative) Détermination des exigences de décharge induites par un incendie. 165
Annexe B (informative) Considérations particulières relatives à la conception du système. 170
Annexe C (informative) Exemples de calculs relatifs au dimensionnement d’un fût de torche
subsonique . 173
Annexe D (informative) Détails types et croquis . 190
Annexe E (informative) Systèmes à haute intégrité de protection (HIPS) . 193
Bibliographie . 201

iv © ISO 2006 – Tous droits réservés

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 (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de droits
de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas
avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
L'ISO 23251 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 67, Matériel, équipement et structures en mer
pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel, sous-comité SC 6, Systèmes et équipements
de traitement.
La présente version française de l’ISO 23251:2006 incorpore les corrections faites dans le Tableau 4 de la
première version anglaise de 2006-08-15 et correspond donc à la version anglaise corrigée de 2006-10-01.
Elle incorpore également les modifications indiquées dans le rectificatif technique ISO 23251:2006/Cor.1:2007
de la version anglaise.
Introduction
ème
La présente Norme internationale est basée sur le projet de la 5 édition de la norme API RP 521, l’objectif
ème
étant que la 6 édition de la norme API RP 521 soit identique à la présente Norme internationale.
Les parties de la présente Norme internationale traitant des torches et des réseaux-torches sont
[10]
complémentaires de la norme API 537 , qui traite de la conception mécanique, du fonctionnement et de la
maintenance d’un équipement de brûlage à la torche. Il est important pour toutes les parties impliquées dans
la conception et l'utilisation d'un réseau-torche de disposer d'un moyen efficace pour communiquer et
conserver les données de conception du réseau-torche. À cet effet, l’API a développé un ensemble de fiches
techniques relatives aux torches, qui sont fournies dans l’Annexe A de la norme API 537. Il est recommandé
et préconisé d’utiliser ces fiches techniques comme un moyen concis et uniforme d’enregistrer et de
communiquer les données de conception.

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NORME INTERNATIONALE ISO 23251:2006(F)

Industries du pétrole, de la pétrochimie et du gaz naturel —
Systèmes de dépressurisation et de protection contre les
surpressions
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale est applicable aux systèmes de protection contre les surpressions et de
dépressurisation des phases gazeuses. Bien qu’elle soit principalement destinée à être utilisée dans les
raffineries de pétrole, elle est également applicable aux installations pétrochimiques, aux usines de traitement
de gaz, aux installations pour gaz naturel liquéfié (GNL) et aux installations de production de pétrole et de gaz.
Les informations fournies sont conçues pour faciliter le choix du système le plus approprié, compte tenu des
risques et des circonstances associés à diverses installations. La présente Norme internationale a pour objet
de compléter les pratiques énoncées dans l’ISO 4126 ou l’API RP 520-I en vue d’établir une base de
conception.
La présente Norme internationale spécifie les exigences et donne des lignes directrices pour étudier les
principales causes de surpression, déterminer les débits de décharge individuels et sélectionner et concevoir
des systèmes d’évacuation, y compris des composants tels que tuyauteries, récipients, torches et colonnes
d’évent. La présente Norme internationale ne s’applique pas aux chaudières à vapeur à flamme directe.
Les informations relatives aux tuyauteries applicables aux systèmes de protection contre les surpressions
sont présentées en 7.3.1.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application 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).
ISO 4126 (toutes les parties), Dispositifs de sécurité pour protection contre les pressions excessives
API RP 520-I:2000, Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries — Part I:
1)
Sizing and Selection
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1
accumulation
augmentation de pression par rapport à la pression de service maximale admissible du récipient, autorisée
pendant une décharge par le dispositif de décharge de pression
NOTE L’accumulation est exprimée en unités de pression, en pourcentage de PSMA ou en pression de calcul. Des
accumulations maximales admissibles sont établies par les codes de conception des appareils à pression en cas
d’incendie et d’exploitation d’urgence.

1) American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C., 20005-4070, États-Unis.
3.2
contrôles administratifs
procédures visant à s’assurer que les activités du personnel ne compromettent pas la protection de
l’équipement contre les surpressions
3.3
gaz adjuvant
gaz combustible ajouté au gaz de décharge avant le brûleur de torche ou au niveau du point de combustion
afin d’augmenter le pouvoir calorifique
3.4
décharge à l’atmosphère
rejet dans l’atmosphère de vapeurs et de gaz par des dispositifs de dépressurisation et de protection contre
les surpressions
3.5
contre-pression
pression existant à la sortie d'un dispositif de décharge de pression engendrée par la pression dans le circuit
de décharge
NOTE La contre-pression est la somme des contre-pressions initiale et engendrée.
3.6
soupape de surpression équilibrée
soupape de surpression à ressort qui incorpore un soufflet ou un autre moyen permettant de minimiser l’effet
de la contre-pression sur les caractéristiques de fonctionnement de la soupape
3.7
purge rapide
dépressurisation d’une installation ou d’une partie d’une installation et d’un équipement
NOTE À ne pas confondre avec la différence entre la pression de début d’ouverture et la pression de fermeture d’une
soupape de surpression.
3.8
décrochage
perte de stabilité d’une flamme qui se soulève au-dessus du brûleur, se produisant lorsque la vitesse
d'écoulement du combustible dépasse la vitesse de propagation de la flamme
3.9
dispositif à goupille de rupture
dispositif de décharge de pression actionné par une pression statique différentielle ou une pression statique
d’entrée et conçu pour fonctionner par rupture d'une section sous charge d'une goupille soutenant un élément
soumis à la pression
3.10
dispositif à goupille de flambage
dispositif de décharge de pression actionné par une pression statique différentielle ou une pression statique
d’entrée et conçu pour fonctionner par flambage d'une goupille soumise à une charge de compression axiale
qui soutient un élément soumis à la pression
3.11
contre-pression engendrée
augmentation de pression à la sortie d’un dispositif de décharge de pression résultant de l'écoulement qui suit
l'ouverture du dispositif de décharge de pression
2 © ISO 2006 – Tous droits réservés

3.12
joint flottant
écran d’étanchéité à la vapeur sèche qui minimise la quantité de gaz de purge requise afin d’empêcher
l’infiltration d’air
NOTE Le joint flottant fonctionne en piégeant un volume de gaz léger dans un compartiment interne retourné, ce qui
empêche l’air de déplacer le gaz léger flottant dans la torche.
3.13
retour de flamme
réinflammation
combustion interne dans le nez d’une torche
NOTE Un retour de flamme (réinflammation) peut être provoqué par un retour d’air vers la partie basse du brûleur de
torche aux débits de purge ou à de faibles débits de brûlage à la torche.
3.14
vitesse de combustion
vitesse de propagation de la flamme
vitesse à laquelle un front de flamme se propage dans un mélange combustible imbrûlé
3.15
torche de fosse de brûlage
cavité ouverte, normalement équipée d’un brûleur de torche horizontal pouvant traiter aussi bien des
hydrocarbures liquides que des vapeurs d’hydrocarbures
3.16
pression de rupture
valeur de la pression statique amont moins la valeur de la pression statique aval juste avant l’éclatement d’un
disque de rupture
NOTE Si la pression aval est la pression atmosphérique, la pression de rupture est la pression statique effective en
amont.
3.17
système d’évacuation fermé
système d’évacuation capable de contenir des pressions qui sont différentes de la pression atmosphérique
3.18
pression de réglage à froid
CDTP
pression d’ouverture à laquelle est réglée une soupape de surpression sur le banc d’essai
NOTE La pression de réglage à froid intègre des corrections pour les conditions de service de contre-pression et/ou
de température.
3.19
air de combustion
air nécessaire à la combustion des gaz de torche
3.20
soupape de surpression classique
soupape de surpression à ressort dont les caractéristiques de fonctionnement sont directement affectées par
les variations de la contre-pression
3.21
pression d’épreuve hydrostatique corrigée
pression d’épreuve hydrostatique multipliée par le rapport de la valeur de contrainte à la température de calcul
à la valeur de contrainte à la température d’essai
NOTE Voir 4.3.2.
3.22
déflagration
explosion dans laquelle le front de flamme d’un milieu combustible se propage à une vitesse inférieure à la
vitesse du son
voir détonation (3.25)
3.23
pression de calcul
pression qui, associée à la température de calcul, est utilisée pour déterminer l’épaisseur ou la caractéristique
physique minimale admissible de chaque composant, telle que déterminée par les règles de conception du
code de conception des appareils à pression
NOTE La pression de calcul est choisie par l’utilisateur de manière à offrir une marge adéquate au-dessus de la
pression la plus extrême prévue pendant le fonctionnement normal à une température coïncidente. Il s’agit de la pression
spécifiée sur le bon de commande. La pression de calcul est inférieure ou égale à la PSMA (la pression de calcul peut
être utilisée comme PSMA lorsque la PSMA n’a pas été déterminée).
3.24
efficacité de destruction
fraction massique de la vapeur de fluide qui peut être oxydée ou partiellement oxydée
NOTE Pour un hydrocarbure, il s’agit de la fraction massique de carbone dans la vapeur de fluide qui s'oxyde en CO
ou en CO2.
3.25
détonation
explosion dans laquelle le front de flamme d’un milieu combustible se propage à une vitesse supérieure ou
égale à la vitesse du son
voir déflagration (3.22)
3.26
dispersion
dilution d’un flux d’évent ou de produits de combustion au fur et à mesure que les fluides progressent dans
l’atmosphère
3.27
torche surélevée
torche dans laquelle le brûleur est positionné en hauteur par rapport au niveau du sol afin de réduire l’intensité
de rayonnement et de faciliter la dispersion
3.28
torche fermée
enveloppe protégeant un ou plusieurs brûleurs disposés de manière que la flamme ne soit pas directement
visible
3.29
enrichissement
procédé consistant à ajouter un gaz adjuvant au gaz de décharge
3.30
dispositif de rétention de flamme
dispositif utilisé pour empêcher la flamme de se décrocher du brûleur de torche
3.31
torche
dispositif ou système utilisé pour éliminer en toute sécurité les gaz de décharge, et respectant
l’environnement, en faisant appel à la combustion
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3.32
brûleur de torche
nez de torche
partie de la torche dans laquelle le carburant et l’air sont mélangés dans les conditions de vitesse, de
turbulence et de concentration requises pour établir et maintenir une inflammation appropriée et une
combustion stable
3.33
collecteur de torche
réseau de tuyauteries qui collecte et distribue les gaz de décharge à la torche
3.34
retour de flamme
phénomène se produisant dans un mélange inflammable d’air et de gaz lorsque la vitesse locale du mélange
combustible devient inférieure à la vitesse de propagation de la flamme, ce qui entraîne un retour de la
flamme vers le point de mélange
3.35
torche basse
torche non surélevée
NOTE Une torche basse est normalement une torche fermée, mais peut également être une torche de sol à
plusieurs brûleurs ou une fosse de brûlage.
3.36
dégagement de chaleur
chaleur totale libérée par la combustion des gaz de décharge, basée sur le pouvoir calorifique inférieur
3.37
chambre d’échappement
chambre annulaire située en aval du siège de la soupape de surpression, qui facilite la levée de la soupape
3.38
hydrate
composé cristallin solide formé d’eau et d’un gaz à bas point d'ébullition (par exemple méthane et propane),
dans lequel l’eau se combine à la molécule de gaz pour former un solide
3.39
jet enflammé
feu se déclenchant lorsqu’une fuite dans un système sous pression s’enflamme et forme un dard de type
chalumeau
NOTE Un jet enflammé peut impacter d’autres équipements et les endommager.
3.40
ballon séparateur
récipient situé dans le système de traitement des effluents et conçu pour éliminer et stocker les liquides
3.41
embranchement
section de tuyauterie à partir de la (des) bride(s) de sortie d’un (de) dispositif(s) de décharge à source unique
en aval d’un raccord de collecteur, où sont raccordés les dispositifs de décharge provenant d’autres sources
NOTE Dans un embranchement, le débit de décharge provient toujours d'une seule source, alors que dans un
collecteur, le débit de décharge peut provenir d’une seule source ou de plusieurs sources simultanément.
3.42
levée
déplacement réel du disque à partir de la position fermée lorsqu’une soupape déleste la pression
3.43
joint hydraulique
joint hydrostatique
dispositif qui dirige le flux de gaz de décharge dans un liquide (normalement de l’eau) sur le trajet du brûleur
de torche, utilisé pour protéger le collecteur de torche de l’infiltration d’air ou d’un retour de flamme, pour
dévier le flux ou pour créer une contre-pression pour le collecteur de torche
3.44
nombre de Mach
rapport de la vitesse d’un fluide, mesurée par rapport à un obstacle ou une figure géométrique, à la vitesse à
laquelle se propagent les ondes sonores dans le fluide
3.45
manifold
réseau de tuyauteries permettant de collecter et/ou de distribuer un fluide vers ou depuis plusieurs voies de
passage
3.46
pression de rupture marquée
pression nominale de rupture
〈disque de rupture〉 pression de rupture établie par des essais pour la température spécifiée et marquée sur
l’étiquette du disque par le fabricant
NOTE Sauf spécification contraire du client, la pression de rupture marquée peut être toute pression comprise dans
la plage théorique de fabrication. La pression de rupture marquée est appliquée à tous les disques de rupture d’un même
lot.
3.47
pression de service maximale admissible
PSMA
pression effective maximale admissible en haut d’un récipient terminé dans sa position normale de
fonctionnement à la température coïncidente désignée spécifiée pour cette pression
voir pression de calcul (3.23)
NOTE La PSMA est la plus faible des valeurs de pression interne ou externe telles que déterminées par les règles
de conception du récipient pour chaque élément du récipient en utilisant l’épaisseur nominale réelle, à l’exclusion de la
surépaisseur de métal autorisée pour la corrosion et les charges autres que la pression. La PSMA est la base du réglage
de pression des dispositifs de décharge de pression qui protègent le récipient.
3.48
gaz non condensable
gaz ou vapeur qui reste à l’état gazeux aux température et pression prévues
3.49
pression de service
pression subie par le système de traitement pendant le fonctionnement normal, y compris les variations
normales
3.50
surpression
〈en général〉 condition dans laquelle la PSMA, ou une autre pression spécifiée, est dépassée
〈dispositif de décharge〉 augmentation de pression par rapport à la pression de début d’ouverture d’un
dispositif de décharge
NOTE Dans ce dernier cas, la surpression n’est identique à l’accumulation (3.1) que lorsque le dispositif de
décharge est réglé de manière à s’ouvrir à la PSMA du récipient.
6 © ISO 2006 – Tous droits réservés

3.51
flamme pilote
petit brûleur fonctionnant en continu qui fournit l’énergie d’allumage pour enflammer les gaz de torche
3.52
soupape pilotée
soupape de surpression dans laquelle le dispositif principal de décharge ou appareil de robinetterie principal
est combiné à, et contrôlé par, une soupape de surpression auxiliaire à fonctionnement autonome (pilote)
3.53
dispositif à goupille
dispositif de décharge de pression ne se refermant pas, actionné par une pression statique et conçu pour
fonctionner par flambage ou rupture d’une goupille qui maintient un piston ou un bouchon en place; en cas de
flambage ou de rupture du boulon, le piston ou le bouchon se déplace instantanément en position d’ouverture
totale
3.54
feu en nappe
nappe de liquide en feu
3.55
code de conception des appareils à pression
norme conformément à laquelle l’équipement est conçu et construit
[20]
EXEMPLE ASME Section VIII, Division 1 .
3.56
soupape de surpression
soupape conçue pour s’ouvrir et libérer la pression en excès et pour se refermer et empêcher l’écoulement de
fluide supplémentaire dès que des conditions normales ont été rétablies
NOTE Dans l’ISO 4126-1, elle est appelée soupape de sûreté.
3.57
réservoir de traitement
récipient de traitement
réservoir ou récipient utilisé pour une opération intégrée dans les installations pétrochimiques, les raffineries,
les usines de traitement de gaz, les installations de production de pétrole et de gaz, et d’autres installations
voir réservoir de stockage (3.74)
NOTE Un réservoir ou récipient de traitement utilisé pour une opération intégrée peut concerner la préparation, la
séparation, la réaction, la régulation de pression, le mélange, la purification, le changement d’état, le contenu énergétique
ou la composition d’un matériau, cette liste n’étant pas exhaustive.
3.58
gaz de purge
gaz combustible ou gaz inerte non condensable introduit dans le collecteur de torche pour limiter l’entrée d’air
et le retour de flamme
3.59
refroidissement rapide
refroidissement d’un fluide en le mélangeant à un autre fluide ayant une température plus basse
3.60
intensité de rayonnement
vitesse de transfert de la chaleur rayonnante locale d’une flamme de torche, généralement considérée au
niveau du sol
3.61
capacité nominale de décharge
capacité de décharge utilisée comme base pour l’application d’un dispositif de décharge de pression,
déterminée conformément au code ou à une réglementation de conception des appareils à pression et fournie
par le fabricant
NOTE La capacité indiquée sur le dispositif est la capacité nominale en vapeur, en air, en gaz ou en eau, comme
requis par le code applicable.
3.62
gaz de décharge
gaz de torche
gaz résiduaire
vapeur résiduaire
gaz ou vapeur évacué(e) ou déchargé(e) dans un collecteur de torche pour être acheminé vers une torche
3.63
soupape de décharge
soupape de surpression à ressort actionnée par la pression statique en amont de la soupape, grâce à laquelle
la soupape s’ouvre normalement proportionnellement à l’augmentation de pression par rapport à la pression
d'ouverture
NOTE Une soupape de décharge est normalement utilisée avec des fluides incompressibles.
3.64
conditions d'ouverture
pression et température à l'entrée d'un dispositif de décharge de pression pendant une condition de
surpression
NOTE La pression d'ouverture est égale à la pression de début d’ouverture de la soupape (ou pression de rupture du
disque de rupture) plus la surpression. La température du fluide s'écoulant aux conditions d'ouverture peut être supérieure
ou inférieure à la température de service.
3.65
dispositif à disque de rupture
dispositif de décharge de pression ne se refermant pas, actionné par une pression statique différentielle entre
l'entrée et la sortie du dispositif et conçu pour fonctionner par rupture d'un disque de rupture
NOTE 1 Un dispositif à disque de rupture contient un disque de rupture et un support de disque de rupture.
NOTE 2 Dans l'ISO 4126-2, il est appelé dispositif de sécurité à disque de rupture.
3.66
système instrumenté de sécurité
SIS
système d'arrêt d'urgence
ESD, ESS
système à haute intégrité de protection
HIPS
système à haute intégrité de protection contre la surpression
HIPPS
système d'arrêt de sécurité
SSD
système de verrouillage de sécurité
système composé de capteurs, de résolveurs logiques et d'organes de réglage finals, ayant pour objet
d'amener le processus à un état sûr lorsque des conditions prédéterminées sont transgressées
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3.67
niveau d'intégrité de sécurité
SIL
niveau d'intégrité discret d'une fonction instrumentée de sécurité dans un système instrumenté de sécurité
NOTE Les SIL sont classés en termes de probabilité de défaillance; voir l'Annexe E.
3.68
soupape de sécurité et de décharge
soupape de surpression à ressort qui peut être utilisée comme une soupape de sécurité ou comme une
soupape de décharge selon l'application
3.69
soupape de sécurité
soupape de surpression à ressort actionnée par la pression statique en amont de la soupape et caractérisée
par une ouverture rapide ou par une poussée subite
NOTE 1 Une soupape de sécurité est normalement utilisée avec des fluides compressibles.
NOTE 2 Cette définition est différente de celle donnée dans l'ISO 4126-1; voir 3.56.
3.70
pression de début d'ouverture
pression effective d'entrée à laquelle un dispositif de décharge de pression doit s'ouvrir dans les conditions de
service
3.71
dispositif à goupille de cisaillement
dispositif de décharge de pression ne se refermant pas, actionné par une pression statique différentielle ou
une pression statique d’entrée et conçu pour fonctionner par cisaillement d'un élément sous charge soutenant
un élément soumis à la pression
3.72
torche étagée
groupe de deux torches ou brûleurs, ou plus, qui sont régulés de telle sorte que le nombre de torches ou de
brûleurs en service soit proportionnel au débit de gaz de décharge
3.73
air stœchiométrique
rapport carburant à air chimiquement correct permettant d'obtenir une combustion parfaite sans excès de
carburant ni d'air
3.74
réservoir de stockage
récipient de stockage
réservoir ou récipient fixe qui ne fait pas partie de l'unité de traitement dans les installations pétrochimiques,
les raffineries, les usines de traitement de gaz, les installations de production de pétrole et de gaz, et d'autres
installations
voir réservoir de traitement (3.57)
NOTE Ces réservoirs ou récipients sont souvent situés dans des parcs de stockage.
3.75
contre-pression initiale
pression statique qui existe à la sortie d'un dispositif de décharge de pression au moment où celui-ci va entrer
en fonctionnement
NOTE Elle est la résultante de la pression exercée dans le circuit de décharge par d’autres sources. Elle peut être
constante ou variable.
3.76
système de dépressurisation des vapeurs
agencement protecteur de soupapes et de tuyauteries destiné à assurer une réduction rapide de la pression
dans un équipement par la décharge des vapeurs
NOTE L'actionnement du système peut être automatique ou manuel.
3.77
joint dynamique
écran d'étanchéité en phase vapeur sèche qui minimise le gaz de purge requis pour empêcher l'infiltration
d'air dans la sortie du brûleur de torche
3.78
collecteur d'évent
réseau de tuyauteries qui collecte et distribue les gaz de décharge à la colonne d'évent
3.79
colonne d'évent
terminaison verticale élevée d'un système d'évacuation qui décharge les vapeurs dans l'atmosphère sans
combustion ni conversion du fluide déchargé
3.80
récipient
conteneur ou enveloppe structurale dans lequel (laquelle) des matériaux sont transformés, traités ou stockés
EXEMPLES Récipients sous pression, réacteurs et récipients (réservoirs) de stockage.
3.81
capotage
dispositif utilisé pour protéger l'extérieur d'un brûleur de torche d’un contact direct avec la flamme
NOTE Le capotage est ainsi dénommé parce que le contact externe avec la flamme se produit sur la face sous le
vent d'un brûleur de torche surélevé.
4 Causes de surpression
4.1 Généralités
L’Article 4 expose les principales causes de surpression et donne des recommandations en matière de
conception de l’installation afin de minimiser les effets de ces causes. Une surpression est le résultat d’un
déséquilibre ou d’une interruption des flux normaux de matière et d’énergie à l’origine d’une accumulation de
matière et/ou d’énergie dans une partie du circuit. L’analyse des causes et des amplitudes de surpression est
donc une étude particulière et complexe du bilan matières et du bilan énergétique dans un circuit de
traitement.
L’application des principes énoncés à l’Article 4 est propre à chaque circuit de traitement. Malgré les efforts
réalisés pour couvrir toutes les circonstances majeures, l’utilisateur est averti qu’il ne doit pas considérer les
conditions décrites comme les seules causes de surpression. Dans la présente Norme internationale, le
traitement de la surpression peut n’être que suggestif. Lors de la conception, il convient de tenir compte de
toutes les circonstances qui constituent raisonnablement un danger dans les conditions prévalentes pour un
circuit. Des dispositifs de décharge de pression sont installés pour s’assurer qu’un circuit de traitement ou l'un
quelconque de ses composants n'est pas soumis à des pressions qui dépassent la pression accumulée
maximale admissible. Il convient d’associer les pratiques évaluées à l’Article 4 à une évaluation technique
solide en tenant pleinement compte des lois et réglementations fédérales, nationales et locales.
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4.2 Philosophie de la protection contre les surpressions
4.2.1 Risque double
Les causes de surpression sont jugées sans rapport les unes avec les autres si aucun lien de traitement,
mécanique ou électrique, n’existe entre elles ou si le temps qui s'écoule entre deux occurrences successives
éventuelles de ces causes est suffisamment long pour les considérer comme sans rapport. L’occurrence
simultanée de deux causes de surpression, ou plus, sans rapport entre elles (également connue en tant que
risque double ou risque multiple) n’est pas une base de conception. Les scénarios à risque double sont, par
exemple, une exposition au feu concomitante de la rupture d’un tube interne d’échangeur, une exposition au
feu concomitante du non-respect des contrôles administratifs applicables à la vidange et à la dépressurisation
d’un équipement isolé ou une erreur de l’opérateur qui entraîne le blocage d’une sortie concomitante d'une
panne d’alimentation électrique. En revanche, une coupure de l’alimentation en air des instruments pendant
une exposition au feu peut être considérée comme un risque simple si l’exposition au feu provoque des
ruptures locales de conduites d’air.
La présente Norme internationale décrit des scénarios à risque simple à prendre en compte comme base de
conception. L’utilisateur est libre d’aller au-delà de ces pratiques et d’évaluer des scénarios à risques
multiples. Étant donné que de telles évaluations ne relèvent pas de la base de conception, l’utilisateur n’est
pas contraint de respecter les accumulations admises par le code de conception des appareils à pression
pour ces scénarios. L’utilisateur assume seul la responsabilité des critères d’acceptation.
4.2.2 Défaillances non détectées
Pour déterminer si un scénario présente un risque simple ou un risque double, il convient normalement de
considérer les défaillances non détectées comme une condition existante et non comme une cause de
surpression. Par exemple, des défaillances non détectées dans l’instrumentation peuvent l’empêcher de
fonctionner convenablement pendant une condition de surpression. L’absence de réponse utile de
l'instrumentation associée à une cause de surpression sans rapport avec elle ne constitue pas un risque
double. De la même manière, une défaillance non détectée d'un clapet antiretour permettant un renversement
de flux pendant une panne de pompe ne constitue pas un risque double.
4.2.3 Erreur de l’opérateur
Une erreur de l’opérateur est considérée comme une source potentielle de surpression.
4.2.4 Rôle de l’instrumentation dans la protection contre les surpressions
Il convient que les dispositifs de sécurité positive, l’équipement de démarrage automatique et les autres
instruments classiques ne servent pas de substituts à des dispositifs de décharge de pression
convenablement dimensionnés pour assurer une protection dans les scénarios de surpression à risque simple.
Il existe néanmoins des circonstances dans lesquelles l’utilisation de dispositifs de décharge de pression
s’avère peu pratique et où il est nécessaire de faire appel à des dispositifs de protection instrumentés. Dans
ce cas, et à condition que les réglementations locales l’autorisent, un dispositif de décharge de pression peut
ne pas être exigé.
[129]
NOTE Voir cas 2211 du Code ASME .
La conception doit satisfaire aux réglementations locales et aux critères de tolérance du risque du propriétaire,
selon ceux qui sont les plus restrictifs. Lorsque ces critères de tolérance du risque ne sont pas disponibles, il
convient alors, au minimum, que les performances globales du système, y compris les dispositifs de
protection instrumentés, offrent un niveau 3 d’intégrité de sécurité (SIL-3). Un guide d’application des
systèmes instrumentés de sécurité est fourni à l’Annexe E.
Bien qu'il convienne de ne pas prévoir de réponse favorable des instruments classiques lors du
dimensionnement du dispositif de décharge de pression d’un équipement de traitement individuel, une
réponse favorable de certains systèmes instrumentés peut être prévue dans la conception de certains
composants d’un circuit de décharge, tels que le collecteur de purge, la torche et le nez de torche. Il convient
que la décision de fonder la conception de tels systèmes sur des charges spécifiques exclues ou réduites en
raison de la réponse favorable de systèmes instrumentés tienne compte du nombre et de la fiabilité des
systèmes instrumentés applicables. Voir 7.1 pour des informations plus détaillées sur le dimensionnement
des systèmes d’évacuation.
4.3 Possibilités de surpression
4.3.1 Généralités
Les récipients sous pression, les échangeurs de chaleur, l’équipement d’exploitation et les tuyauteries sont
conçus pour endiguer la pression du circuit. La conception se fonde sur
a) la pression normale de service aux températures de service;
b) l’effet de toute combinaison de perturbations du processus susceptibles de se produire;
c) la différence entre la pression de service et la pression de début d’ouverture du dispositif de décharge de
pression;
d) l’effet de toute combinaison de charges supplémentaires telles que tremblement de terre et vent.
Le concepteur de systèmes de traitement doit définir la capacité minimale de décharge de pression requise
pour empêcher la pression dans un élément d'équipement quelconque de dépasser la pression accumulée
maximale admissible. Les principales causes de surpression énumérées en 4.3.2 à 4.3.15 servent de guides
aux pratiques généralement acceptées. L’Annexe B donne des recommandations quant à l’utilisation d’un
dispositif de décharge commun pour protéger plusieurs éléments d'équipement contre les surpressions.
4.3.2 Sorties fermées sur des récipients
La fermeture accidentelle d’un robinet de sectionnement manuel à la sortie d’un récipient sous pression alors
que l’équipement est en service peut exposer le récipient à une pression qui dépasse la pression de service
maximale admissible. Lorsque la fermeture d’un robinet de sectionnement de sortie peut engendrer une
surpression, un dispositif de décharge de pression est requis, à moins que des contrôles administratifs soient
en place. Il convient de considérer que chaque vanne peut faire l’objet d’un fonctionnement accidentel. En
général, l’omission de robinets de sectionnement interposés entre des récipients en série peut simplifier les
exigences en matière de décharge de pression. Lorsque la pression résultant d’une défaillance des contrôles
administratifs peut dépasser la pression d'épreuve hydrostatique corrigée (voir 3.21), il peut s’avérer
inapproprié de s’appuyer sur des contrôles administratifs comme seuls moyens d'empêcher la surpression.
L’utilisateur est ave
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