油气回收解决方案（精选7篇）
1.1 项目背景
石油成品油中的轻质油，如汽油和溶剂油等具有容易蒸发的性质。油气挥发容易造成油品数量损失。汽油等轻质油从炼油厂到中转油库到加油站，直至加给汽车油箱的储、运、销过程中，会有4-5次装卸，每次装卸都有与汽油液体体积相等的饱和油蒸气排放。中国石油消耗量4.9亿吨，我国依赖进口石油54.8%，要排放油气约8亿m，每m油气中含碳氢化合物浓度1100-1380g/m，因此会造成油品损失数量高达90-108万吨。按照每吨0.9万元计算，损失高达81—95亿元。
油气污染对人类生态环境、安全环境、健康环境隐患无穷。油气的挥发带来火灾隐患。国内石化企业统计资料显示，在222例火灾爆炸事故中，由散发油气引起的就有101起，占到总数的45.50%。
油气回收是在成品油储、运、销环节，对汽油等轻质油蒸发的油气采取的回收利用和治理污染措施。
1.2 有机废气排放特性
油气的挥发主要是在储存及装卸过程中挥发的，具有小风量(10-102 m3/h)、高浓度(102-103 m3/h)的特点。
2.治理方案选择
2.1 常见处理方法比较
目前实际中采用的油气回收的技术主要包括吸收法、吸附法、冷凝法和膜分离法(见图1)。
1)吸收法：根据混合油气中各组分在吸收剂中的溶解度的大小，来进行油气和空气的分离。该法回收率低，排放很难达标，现在已经很少单独使用。
2)吸附法：利用活性炭或者其它孔隙率较大的物质作为吸附剂，由此达到使油气与空气分离的目的。由于填装技术、解吸技术以及活性炭本身质量等方面存在的诸多问题，活性炭使用寿命短。同时，吸附法油气回收装置的转动设备比较多，炭床需要进行频繁解吸，因此维修量大。当环境湿度过大时，其吸附能力会有一定程度的降低。
3)冷凝法：利用冷凝剂通过热交换器冷凝油气，大部分油蒸气会被冷凝成液态，而空气则可以通过通风口被排出，从而达到分离的目的。此法工艺简单、安全性能好、造价相对低廉、占地面积小、维护容易、运行费用小，回收的烃类液态不含杂质。
4)膜分离法：利用特殊高分子膜对烃类有优先透过性的特点，让油气和空气混合气在一定压力的推动下，使油气分子优先透过高分子膜，而空气组分则被截留排放，富集的油气传输回油罐或用其他方法液化。优点是技术先进，工艺相对简单;排放浓度低，回收率高。此法操作简单，适用范围广，不存在环境二次污染，但能耗高、价格高、投资大，经济性不高。
2.2 治理方案确定
针对油库、罐区油气挥发风量小，浓度高等特点，冷凝回收是比较适合的工艺路线。考虑到环保达标、经济等各方面要求，我们推荐用冷凝+变压吸附的组合工艺。原因如下：
首先是降低能耗，单纯冷凝方法要达到国家标准规定的排放浓度，需要深低温冷凝温度才能液化达标，同时也要对混合组分中的大量空气降低温度，这些需要降低的深低温配置在整机的能耗却接近30%。因此，这是单纯冷凝法的一个缺点。吸附法的主要作用是将低浓度油气或苯气富集为高浓度，其优点是能够控制尾气排放浓度。缺点是不能直接使油气或苯产生相变，不能得到液化的回收物，需要二次工艺，以及吸附热效应有安全隐患、直接吸附高浓度油气时活性炭用量大、吸附罐体积庞大、装置占地面积大，等等。两种工艺组合，整机能耗明显降低。
其次，是增强安全：油气或苯气冷凝至-70℃之后，余气为低温的空气和低浓度油气，采用吸附罐富集，能够改善吸附工况。活性炭吸附冷凝后剩余的低浓度油气，拦截余气中的碳氢化合物，空气排放。吸附罐的吸附剂(活性炭)吸附饱和之后，进行抽真空脱附，将富集提浓的`油气输送到前端再次冷凝液化处理，低温下富集处理油气或苯气更安全。
第三，减小吸附罐体积和活性碳用量。冷凝之后的低温空气和低浓度油气或苯气中烃类物质含量减少，采用吸附方法富集时，所需吸附剂用量相应减少。与直接吸附高温高浓度油气或苯气的吸附装置相比，吸附罐体积不但大大缩小，而且改善了吸附工况，有利于克服吸附热温升、延长活性炭寿命。因此需要的活性炭量减少、吸附罐体积也大大缩小。
2.3 主要设计依据
根据国家及行业相关标准和规范，为客户提供定制化的治理技术方案，主要涉及依据如下：
《中华人民共和国环境保护法》;
《中华人民共和国大气污染防治法》;
《大气污染物综合排放标准》 GB16297-;
《恶臭污染物排放标准》 GB 14554-1993;
《吸附法工业有机废气治理工程技术规范》 HJ2026-;
《工业企业噪声测量规范》GBJ122-88;
《工业与民用供配电系统设计规范》GB50052-;
《通风与空调工程施工质量验收规范》GB 50243-;
《储油库大气污染物排放标准》GB20950-;
《汽油运输大气污染物排放标准》GB20951-2007;
《加油站大气污染物排放标准》GB20952-2007;
北京市地方标准DB11/206-《储油库油气排放控制和限值》;
北京市地方标准DB11/207-2010《油罐车油气排放控制和限值》;
北京市地方标准DB11/208-2010《加油站油气排放控制和限值》;
3. 油气回收技术方案(冷凝+变压吸附技术)
3.1方案概述
油气回收装置采用冷凝+吸附组合工艺，有效净化含油气、甲苯等有机成分的废气，回收其中的有价值成分，同时达到环保达标的目的。
3.2工艺流程
油气回收处理工艺是采用冷凝+变压吸附的工艺原理：
冷凝是利用制冷技术将油气的热量置换出来，实现油气组分从气相到液相的直接转换。利用烃类物质在不同温度下的蒸汽压差异，通过降温使油气中一些烃类蒸汽压达到过饱和状态，过饱和蒸汽冷凝成液态，回收油气的方法。一般采用多级连续冷却方法降低油气的温度，使之凝聚为液体回收，根据挥发气的成分、要求的回收率及最后排放到大气中的尾气中有机化合物浓度限值，来确定冷凝装置的最低温度。一般按预冷、机械制冷等步骤来实现冷凝的目的。预冷阶段是为减少回收装置的运行能耗，将进入回收装置的气体温度从环境温度下降至5℃左右，使气体中大部分水汽凝结为水而去除水分。预冷后油气进入浅冷阶段，浅冷阶段可将气体温度冷却至-35℃左右，油气中70-80%的烃类组分能够液化。离开浅冷阶段后的油气进入深冷阶段，深冷阶段可把油气冷却至-70℃左右，可回收95%以上的油气。
-70℃冷凝后的余气，仍然含有少量烃类组分，不能够达到国家标准规定的排放限值。单纯采用冷凝方法处理油气要实现达标排放，需要降低到-110℃左右，且只增加回收3-4%的油气，却需要增加约30%的能耗，性价比极低。因此在-70℃之后的余气，采用变压吸附的工艺，引入至活性炭吸附装置进行吸附，进行富集提浓后再进行冷凝处理，实现尾气达标排放。当吸附器吸附饱和时使用真空泵对吸附器进行抽真空，降低吸附器内的压力，破坏吸附平衡，使吸附在吸附器中的油气被释放出，通过真空泵，送至冷凝工艺的最前端，进行再次冷凝液化回收。
现实中VOCs有机物气体排放有两种状态，一种是小流量高浓度(流量在m/h以下，浓度在500g/m以上)，一种是大流量低浓度(流量在2000--数万m/h，浓度进油数g/m或更低)。对前一种排放状态，采用“冷凝+吸附组合工艺”，先冷凝液化回收;对后一种排放状态，采用“吸附+冷凝组合工艺”，先用吸附剂将烃类组分富集，让大量空气排放，然后再将富集的烃类组分脱附，得到提浓的有机物气体，再进行冷凝液化回收。由于石油储运过程基本属于前一种排放状态和处理方法，即通常所说的油气回收，我们这里主要介绍“冷凝+吸附组合工艺”，这里的吸附工艺采用变压吸附脱附，因此，也称为“冷凝+变压吸附工艺”。
油气回收系统包括油气密闭收集设施、气相传输管路、油气回收处理装置、回收物暂存罐、尾气排放管。
装车时，密闭鹤管的密闭罩将罐内蒸发的油气收集，经过气相支管路、气相主管路，油气传输到油气回收处理装置前端。油气回收处理装置进口管路上的压力变送器感应到主管路中开始传输来的油气压力(微正压)。
在压力变送器感应到50-100pa微正压压力时，给出信号到PLC控制柜。启动引气泵，将油气送入油气回收处理装置冷凝单元的冷凝箱体中。油气先后经过前置、一级、二级换热器，温度降低并逐步液化，各级液化的回收物流入暂存罐，没有液化的余气和空气进入富集单元。
余气经过富集单元吸附罐中的活性炭炭床时，吸附罐进行吸附，烃类组分被活性炭拦截吸附，空气穿过碳床后排放。碳床吸附接近饱和时进行减压脱附再生。在整个过程中，两个活性炭炭罐交替进行吸附、脱附工作，当一个炭罐进行吸附时，另一个炭罐则进行脱附再生;工作一个吸附周期后，两个吸附罐切换工作状态，以实现装置连续工作。真空泵脱附后高浓度气态物质则返回到系统的引气泵的入口，与进入装置的油气混合，可以提高混合气中轻烃组分分压，有助于提高轻烃组分饱和温度，提高冷凝液化效果。
净化处理后的尾气，低于国家标准规定的排放限值排放。
暂存罐内的回收物达到设定液位时，抽出派用。
1 油气回收的必要性
1.1 油气挥发分析
某企业芳烃储罐为内浮顶储罐, 设有氮封装置。呼吸阀开启压力为C级:+1375 Pa, -295 Pa[1]。其实测数据为:苯、甲苯、二甲苯进罐温度为30~33℃ (全年情况基本如此) ;储罐介质温度为30~32℃ (冬季低于该温度) ;该地区 (2014年9月26日16:34) 环境温度为32℃ (全年3/4时间为此温度范围) 。详见表1。
在芳烃介质由罐内外送时, 储罐呼吸阀运动。这是因为储罐内介质表面虽然有内浮盘, 但液面处仍是两相共存。随着罐内介质外送, 罐内液面蒸汽压因罐内气液体积比加大而降低, 介质蒸发量加大。当固定顶油罐装满度大于75%以上时, 呼出油气饱和[2];小于75%时, 油气均未饱和, 罐内有油气蒸发。
储罐内的苯类液体表面一直存在着气体挥发, 一旦气温变化、有装车作业等情况, 即发生大小呼吸时, 会出现芳烃类气体挥发量加大, 罐上部气体空间压力加大, 超出罐的呼吸阀开启正压1.375 k Pa时, 芳烃气排出罐外的情况。
1.2 油气挥发的实际情况
国家标准中对A类地区油品 (不包括汽油) 的储存损耗规定为0.01%[3]。而实际核算, 某企业年产50×104t芳烃类产品的储存损耗最高可达0.02%, 表明每年约120 t的芳烃类产品以气态的形式由储罐内挥发至大气中, 平均3.8 g/s, 大于储油库大气污染物挥发性有机物排放浓度小于或等于25 mg/m3的标准[4]。这些仅仅是储存损耗, 还未包含“大呼吸”损耗、输转损耗、装车损耗。
据国家相关标准要求[5]新污染源大气污染物排放限值中苯、甲苯、二甲苯最高允许排放浓度分别为12 mg/m3、40 mg/m3、70 mg/m3, 苯的嗅阈值为0.516 mg/m3。这些规范及实际测试值表明, 对芳烃储罐挥发油气进行回收是必要的。
2 油气回收技术在芳烃罐区应用分析
当前油气回收技术可分为:冷凝法、燃烧法 (催化氧化法) 、吸收法、吸附法、膜分离技术。其中燃烧法由于能耗、环境污染、安全等因素已逐渐退出。其他4种方法被分别或组合使用在装车系统油气回收装置 (VRU) 上。
2.1 冷凝法应用
冷凝法一般采用多级 (三级) 连续冷却的方法, 使油气中的烃类从气态变为液态, 回收除水蒸气外, 空气保持气态, 实现油气分离[6]。一般逐级降温至-35℃、-75℃、-110℃。由于冷凝法油气回收使油蒸汽发生相变, 从气态回到液态, 完成对油气的回收处理。与常减压原油加工的技术原理相同, 对于油气的热物理性质、迁移特性来说最适宜。该技术不需二次工艺处理, 尾气排放浓度容易达标, 回收率可达98%以上。
但是由于冷凝法需多级冷却, 冷却系统复杂、设备多、能耗高、设备材质要求严格, 需要保冷处理。尤其对芳烃类介质而言, 存在介质结晶析出问题 (如苯在5.1℃就会结晶析出) , 会堵塞系统造成事故, 所以冷凝法回收技术不适用于芳烃类气体回收。
2.2 吸收法应用
吸收法主要有常温常压吸收法与常压低温 (冷却) 吸收法。吸收法油气回收技术吸收剂用量大, 且自挥发损耗大, 为保证收率需建立与装车等排放出的挥发性有机物量相配套的回收塔, 尺寸会较大、占地面积大, 不适用于回收装置的集成化、橇装化、自动化的发展趋势。同时为了回收油气需要从储罐不断抽取吸收剂以提高回收效率, 建立塔的液位平衡, 这就延长了储罐的使用时间, 既影响储罐的使用率又不利于炼化行业的生产物料平衡。因此, 吸收法油气回收技术对于芳烃类油气回收来讲, 可以作为一种辅助技术在多种回收技术耦合中采用。
2.3 吸附法应用
活性炭 (AC) 吸附法是利用活性炭 (或称活性炭黑, 具有矿晶分子结构、孔多、空隙大, 呈晶体排列, 比表面积和孔径大) 的特点作为吸附剂吸收油气。作为吸附剂, 其孔径尺寸为被吸附分子直径2倍时具有最佳效果, 苯、甲苯、二甲苯的分子直径在0.4~0.62 nm之间, 小孔活性炭半径在0.35~2 nm之间, 用活性炭回收芳烃类油气是非常适合的。分子量越大、沸点越高的烃蒸汽分子越容易被吸附[7]。当温度低时, 分子运动减缓利于被吸附。实际运用结果表明活性炭吸附法的效果佳。
活性炭吸附过程如气体浓度过高, 会造成吸附热效应[活性炭导热系数低:K=0.145~0.203 W/ (m·℃) , 接近保温材料, 吸附热无法及时发散], 结果使得吸附剂床层超温, 易引起活性炭失活, 严重的会引起塔内油气氧化发生爆炸, 存在安全隐患。据介绍, 一般塔中油气体积分数正好处于爆炸极限 (ϕ=0.01~0.06) 内。活性炭吸附装置VOC进口浓度体积分数要小于0.005[8], 在芳烃油气回收系统中要引起足够重视, 既要控制进料浓度, 也要控制吸附罐床层的操作温度不高于65℃, 对吸附设备承压能力予以提高, 活性炭罐的设计压力不应低于1.0 MPa。这是由于高温下易引起活性炭失活, 而活性炭罐为密闭容器, 操作压力一般为1.5~3 k Pa, 油气的爆炸力约为0.71~0.85 MPa, 在活性炭再生切换时要利用氮气吹扫。
2.4 膜分离技术应用
膜分离技术原理是利用溶解-扩散机理。以气体在膜两侧存在的压差为推动力, 利用气体组分通过膜时的渗透率的不同进行气体分离。具体表现为, 气体分子与膜接触溶解在膜表面, 形成膜两侧浓度梯度, 不同气体分子通过膜的溶解-扩散速率不同, 使气体分子在膜内由一侧向另一侧扩散, 然后解析、分离[9]。该技术可实现油气回收率98%[10]以上, 但需由回收设施与之配套。
膜分离技术受温度、压力、介质浓度影响[11]。随油气温度升高, 烃类气体穿透膜速率明显下降。操作压力较高时, 通量密度略有上升。在油气进气浓度过大时, 膜的渗透侧及尾气侧油气浓度随之上升, 不利于控制排放浓度。
3 气体回收技术路线确定
3.1 油气回收系统的发展趋势
国内油气回收装置 (VRU) 正在不断地完善和应用, 但在炼化企业尚未建立相应的规范。对于储运罐区油气回收设施的建立。根据其特点及要求应考虑以下因素:
1) 布局应减少占地, 宜在200 m2以内, 可在储运罐区单元区域内建设, 符合储运罐区、泵区设计规范。
2) 油气回收装置要达到全密闭运行, 不增加新的安全风险。从油气回收技术分析可以看出要解决油气排放达标, 靠单一技术难于实现, 需要几种技术的耦合方能达到要求。这些技术的橇块化应用利于回收技术的发展。
3) 油气回收技术作为储运罐区的附属设施, 要求减少或不需人员操作。目前从技术和实际运行方面来看, 实现储运罐区油气回收自动化是完全可行的。
3.2 油气回收系统设置方式
基于以上各种油气回收技术分析及芳烃储罐区的特点, 可建立膜分离-变压吸附方案, 见图2。
注:1—压缩机;2—分液罐;3—膜分离器;4—真空泵;5—变压吸附器。
主要的工艺过程为:压缩—冷凝—膜分离—变压吸附。系统由有机气回收单元 (VRU) 和排放气净化单元组成。VRU含压缩机系统、膜分离器和真空泵等设备, PSA由吸附罐组成。
流程为:储罐上部的芳烃油气与氮封装置通入的氮气混合气, 在压力值超出呼吸阀呼出值时进入油气回收处理装置, 经螺杆压缩机增压至操作压力 (通常为0.47 MPa左右) 。压缩机可用回收的冷凝液 (芳烃) 作为工作液, 压缩后的气体/密封液经压缩机冷凝器冷却后, 温度降到45℃以下, 然后进入分液罐, 气液分离后的液体是回收的产品, 在压力的作用下返回罐区, 气相部分进入膜分离器, 真空泵在膜的渗透侧产生真空, 以提高膜分离的效率。经膜分离净化后的气体进入吸附器, 吸附操作压力为0.45 MPa (G) 左右, 吸附效果优于常压吸附, 排放气的各种有机物含量均达到排放标准。另一股为烃类得到富集的渗透气体, 由真空泵入压缩机入口继续进行气液分离过程。这种耦合的技术已在国内新建炼化企业的储运罐区应用实施, 效果良好。
4 结论
1) 由于没有针对罐区油气回收的相关规范, 这就要求油气回收设施全密闭, 消防、供电、排水都要与罐区统一考虑, 符合储罐区先行安全规范的要求。设施实现自动化无人值守, 条件允许可设气柜作为缓冲设施, 使油气回收系统平稳运行。
2) 吸附技术因芳烃储罐顶部设有氮封装置, 补氮量及时加之膜分离设备参与分离混合气, 截流气的芳烃含量浓度进入吸附装置不足以引起活性炭热效应现象。两种技术辅之以一些小型设备进行耦合, 是芳烃储罐区油气回收技术方案中的最佳方案。
3) 回收设施运行经济效益较小。可根据情况间断运行, 达到既能减少环境污染, 又能降低运行费用的目的。
参考文献
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石油产品是多种碳氢化合物的混合物，其中的轻组分具有很强的挥发性。在油品开采、炼制、储运以及销售等各个环节，不可避免地会有一部分较轻的液态组分汽化，排入大气，造成油品损耗和大气环境污染。据估算，每年全球散失到大气中的油品数量约为108吨，几乎相当于中国的原油年产量。
大多数的油码头、炼油厂、油库和加油站分布在人口稠密的城市及其周围。散发到大气中的油气中含有苯和挥发性有机物(VOCs)。苯具有致癌作用。挥发性有机物(VOCs)由多种碳氢化合物组成，其中某些成分具有致癌作用。排放到大气中的VOCs，在光照作用下，与氮氧化物之间发生光化学反应产生光化学烟雾，是造成光化学污染的主要原因之一。例如：挥发性有机物在紫外线作用下会发生光化学反应，生成臭氧、一氧乙酞硝酸醋、高活性自由基(RO2、H2O、RCO等)、醛类(甲、乙、丙醛等)、酮类和有机酸类等二次污染物；大气中的SO2还会生成硫酸盐气溶胶(即光化学气溶胶)。光化学烟雾具有很强的毒性，刺激人的眼睛、咽喉、引起人头痛甚至造成呼吸道疾病患者病情加重甚至死亡，严重危害人体健康和生态安全。
加油站在作业过程中，油气的挥发不仅带来浓重的油气味，而且还会污染空气。随着我国加油站数量规模的不断扩大，加油机的使用日益增多，燃油销量不断攀升，以及政府治污力度加大和治污标准提升，加油机的油气污染问题日益引起重视。
怎么回收油气?
加油站从事汽油销售，至少会发生2次油气排放：进油时向地下油罐卸油和给客户汽车油箱加油，都会排放出与汽油体积相同的油蒸气，每吨汽油体积是1.4立方米，2次共排放油气2.8立方米。据测算，仅在加油站销售环节，全国每年约有145亿立方米油气排放到大气中。
加油站油气回收是将所产生的油气回收到储油系统，防止其排入大气、污染环境的一种措施。目前常用的回收系统分为两级：第一级是回收油罐液面以上的油气，油罐车里的油被加入油库储油罐，储油罐产生的油气进入油罐车；第二级是回收给车辆加油过程中溢出的油气。一次油气回收系统即向储油罐卸油时可将储油罐内的油气回收到油罐车内。而加油机向汽车油箱加油时，可将油箱的油气回收到储油罐中，称为二次油气回收系统。油气产生大致构成比例是：油库、油罐车到加油站储油罐约占90％，给汽车加油时约占10％。因此，加油站实施一次油气回收及二次油气回收后，可有效控制油气造成的危害，起到环保、减少油的浪费和提高加油站安全的作用。
加油站油气回收，具有四大经济和社会效益：环保、安全、健康、节能。目前，我国面临着环境与资源的双重压力，党中央和国务院明确要求发展节能型经济，建设节约型社会，把节约和合理利用油气资源放在更加突出的位置。在这一背景下，加油站油气回收的重要性将更加凸显。
欧美等发达国家从上世纪70年代开始重视加油站油气排放这一污染源，陆续出台有关法规，在主要城市分阶段实施。我国从上世纪90年代提出这一问题，目前除北京外，上海、广州、深圳、武汉、大庆等城市，也已将此项工作列入议事日程，一定数量的试点加油站改造完毕并已投入使用。200B年北京奥运会以及2010年上海世博会和2010年广州亚运会的召开大大加快了我国加油站油气回收工程改造的进程。
近年来，虽然油气回收行业发展很快，但发达国家也只有30多年历史，我国只有十几年。因此，在回收技术、回收原理、控制技术等方面，还存在争论，回收装置也存在处理能力小、不能满足需要，气体回收率不高，设备故障率高，后期处理和回收难等问题。油气回收和控制技术的不成熟在一定程度上影-向着燃油销售行业客户使用的积极性。目前世界主要加油机厂商都在中国大力推广各自品牌的油气回收技术。如何在油气回收技术上开展自主创新，研发适合我国油站实际情况的油气回收技术值得我们进一步的思考。(文章代码：1715)
为了规范油气回收治理工程环境保护验收管理工作，有序推进油气回收治理工作进度，根据《大气污染防治法》和《河南省人民政府办公厅关于印发河南省油气回收综合治理工作方案的通知》（豫政办?2014?116号）的有关工作要求，加油站、储油库、油罐车油气污染治理工程完成后，应按照国家有关标准和检测技术规范进行环保验收。为做好我市油气污染治理工程环保验收工作，制定本办法。
一、工作依据
1、《中华人民共和国大气污染防治法》
2、《加油站大气污染物排放标准》（gb20952-2007）
3、《储油库大气污染物排放标准》（gb20950-2007）
4、《汽油运输大气污染物排放标准》（gb20951-2007）
5、《储油库、加油站大气污染治理项目验收检测技术规范》(hj/t 431—2008)
6、《河南省人民政府办公厅关于印发河南省油气回收综合治理工作方案的通知》（豫政办?2014?116号）
11、《河南省2015油气回收综合治理专项方案》（豫气联办 【2015】5号）
二、工作要求
（一）验收范围
全省范围内进行油气回收治理改造工作的加油站、储油库、油罐车。
（二）环保检测验收标准
完成油气回收治理任务的加油站、储油库及油罐车必须分别满足《加油站大气污染物排放标准》（gb20952-2007）、《储油库大气污染物排放标准》（gb20950-2007）、《汽油运输大气污染物排放标准》（gb20951-2007）和《储油库、加油站大气污染治理项目验收检测技术规范》(hj/t 431—2008)的要求。
（三）验收方式
采取资料审核和现场勘察相结合的方式。
（四）验收条件
加油站、储油库、油罐车业主单位油气回收治理工程完工、调试正常后，应委托有相应资质的检测机构进行检测（检测机构名录由河南省环保厅公布）。
加油站、储油库、油罐车在获得检测合格报告后10个工作日内提交环保验收申请，申请油气污染治理工程环保验收。
（五）验收程序
1、验收申请：储油库和加油站、油罐车企业向市环保局提交验收申请书，申请油气回收治理工程环保验收。
市环保局部门组织储油库的验收，有关材料报环保局部门备案。县级环保部门组织加油站的验收。
申请验收时应提供以下材料：
验收申请表（附件1）、环保验收检测报告
油气污染治理方案
设计施工图
（加油站、储油库油气回收治理改造工程设计单位应具有石油、化工或压力管道设计资质）设计单位资质证明文件
施工单位资质证明文件 工程施工单位应具有石油、化工或压力管道施工资质。加油机油气回收治理改造后不应影响加油机的计量和安全性能，以加油机生产商和有资质的服务商为宜。油罐车改装单位资质要求，油罐车的改造应由具有相应资质和经验的专业单位进行实施，改装单位应为列入工信部发布的《车辆生产企业及产品公告》内具有油罐车生产资质且具备油罐车罐体生产许可证的单位和企业。
改造单位应取得在爆炸危险场所对加油机、油气回收装置等设备系统安装防爆电气设备的资格证书；
在改造单位中优先选择已取得燃油加油机制造计量器具许可证的加油机生产商或取得修理计量器具（燃油加油机）许可证的企业参与改造工作；
非燃油加油机制造单位改造加油机时应取得改造加油机所属原厂签发的授权证书；
因燃油加油机属于国家重点管理的计量器具，改造时选用的油气回收治理设备不得改变加油机的内部结构；
在改造单位中优先选择取得第三方质量管理体系认证证书的单位；
优先考虑能提供对燃油加油机实施改造而不影响加油机计量性能证明的单位。
油气回收设备供应商资质文件
油气回收治理设备必须通过国家有关认证或carb、tuv等国际认可的独立的第三方认证，设备代理商应具有设备厂商的授权。
计量检定报告、安全评估报告、防爆合格证：防爆电气改造所采用的产品必须符合gb3836《爆炸性气体环境用电气设备》系列标准的规定，并取得经国家授权的防爆电气检验单位颁发的“防爆合格证”。，油罐车业主另需提交车辆营运许可证、行驶证等。
加油站验收标准(1)气液比检测：油气回收加油枪的抽气量与加油量的比值，各种加油油气回收系统的气液比均应在大于等于1.0和小于等于1.2范围内。(2)液阻检测：向加油站油气回收管线通入氮气，打开油罐油气接口阀接通大气，在氮气流量为18、28、38l/min的情况下，管线液阻检测值应小于40、90、155pa的最大压力限值，以评价油气回收管线的畅通性。(3)密闭性检测：用氮气向油气回收系统充气加压至500pa，允许系统压力衰减。检测5min后的剩余压力值与《加油站大气污染物排放标准》（gb20952-2007）中表2规定的最小剩余压力值进行比较，如果低于限制，表明系统泄漏程度超出允许范围。(4)油气排放浓度标准：处理装置的油气排放浓度应≤25g/m3。储油库验收标准(1)储油库油气回收处理装置的油气排放浓度和处理效率应同时符合表1规定的限值，排放口距地平面高度应不低于4m。
表1 处理装置油气排放限值(2)油气密闭收集系统任何泄漏点排放的油气体积分数≤0.05%。
油罐车验收标准(1)油罐车油气回收系统密闭性检测压力变动值应小于等于表2规定的限值，多仓油罐车的每个油仓都应进行检测。
表2 油罐车油气回收系统密闭性检测压力变动限值(2)油罐车油气回收管线气动阀门密闭性检测压力变动值应小于等于表3规定的限值。表3油罐汽车油气回收管线气动阀门密闭性检测压力变动限值
2、现场勘察：环保部门在收到企业提交的验收申请，经审核材料齐全后10个工作日内安排人员对已改造完成的油气回收治理工程进行现场检查。
3、核发证书：对符合条件并通过验收的单位，发放油气回收治理合格通知书（附件2），并将验收材料进行备案管理。油气回收治理合格通知书的有效期为一年。
4、审核汇总：各市（县）、区环保局定期将环保验收现场勘察与资料审核情况汇总，及时处理解决验收中遇到的问题。每季度将辖区内油气回收环保验收工作进度报市环保局。
附件1：加油站、储油库、油罐车环保验收申请表
附件2: 油气回收治理合格通知书篇二：加油站油气回收改造工程技术规范
河南省加油站油气回收改造
工程技术规范
(讨论稿)编制单位： 中国石化河南石油分公司 编制时间： 二〇一四年三月十九日
目 次 1 总则〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 2 主要规范性引用文件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 3 基本控制指标〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 4 项目设计要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.1 卸油油气回收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.2 加油油气回收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.3 油罐及管道〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃4 5 工程施工要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.1 基本要求〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.2 管道施工〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.3 加油机改造〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 5.4 土建和电气工程〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 6 检验与验收要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 6.1 施工过程检验〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 6.2 竣工验收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃7 1 总则
1.1 为贯彻《中华人民共和国环境保护法》和《中华人民共和国大气污染防治法》,治理加油站油气排放污染，改善大气质量，保护人民身心健康，特制定本规范。1.2 本规范适用于河南省加油站油气回收改造，为纲要性标准。1.3 本规范涉及的设计、施工等承包商应具备石油化工工程设计、施工资质和工业管道（gc2）设计、施工资质。2 主要规范性引用文件
2.1 《汽车加油加气站设计与施工规范》gb50156－2012 2.2 《加油站大气污染物排放标准》gb20952－2007 2.3 《油气回收系统工程技术导则》q/sh0117.1—2007 2.4 《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》sh3501-2011 2.5 《石油化工施工安全技术规程》sh3505-1999 3 基本控制指标 3.1 汽油油气回收管线液阻每年检测1次且确保合格，检测方法见《加油站大气污染物排放标准》附录a。3.2 汽油油气回收系统密闭性压力每年检测1次且确保合格，检测方法见《加油站大气污染物排放标准》附录b。3.3 各种汽油加油油气回收系统的气液比在1.0～1.2范围内,检测方法见《加油站大气污染物排放标准》附录c。3.4 汽油通气管管口呼吸阀（p/v阀）工作正压2kpa～3kpa，工作负压1.5kpa～2kpa。3.5 需要安装油气排放处理装置的加油站，油气排放浓度应小于等于25g/m3，排放浓度每年至少检测1次，检测方法见《加油站大气污染物排放标准》附录d。4 项目设计要点 4.1 卸油油气回收 4.1.1 汽油罐可共用一根卸油油气回收主管，管径宜为dn100，且不应小于dn80。现有加油站已采取卸油油气回收措施但接口尺寸不符的可采用变径连接。4.1.2 汽油卸油油气回收连通软管管径宜为dn100，应采用导静电耐油软管。4.1.3 卸油油气回收管道的接口宜采用自闭式快速接头；采用非自闭式快速接头时，应在靠近快速接头的连接管道上装设阀门。采用卸油手孔时，卸油油气回收管道的接口应采用自闭式快速接头。
4.1.4 卸油油气回收管道采取适当措施保证管道坡向油罐敷设，坡度不应小于1%。4.2 加油油气回收 4.2.1 多台汽油加油机可共用1根油气回收主管，管径宜采用dn80，且不应小于dn50。4.2.2 埋地油气回收管道可采取管沟或直接埋地敷设方式，并采取适当措施保证管道坡向油罐敷设，且坡度不小于1%。4.2.3 汽油加油机应具备回收油气功能，气液比1.0～ 1.2。
4.2.4 在汽油加油机底部与油气回收立管的连接处,应安装一个用于检测液阻和系统密闭性的丝接三通，其旁通短管上应装设dn25的球阀及丝堵。4.3 油罐及管道
4.3.1 汽油油罐应安装防溢流阀等卸油防满溢措施。4.3.2 油罐应设带有高液位报警功能的液位监测系统。单层油罐的液位监测系统尚应具备渗漏检测功能，其渗漏检测分辨率不宜大于0.8l/h。4.3.3 加油站油品管道的设计压力应为0.6mpa，汽油回收回气管道的设计压力应不小于0.13mpa。
4.3.4 一般通气管公称直径不应小于dn50，当通气管作为汽油罐气相平衡连通管时，连通部分的公称直径不应小于dn80，连通横管宜高于地面1.5米以上，且有1%的坡度。4.3.5 汽油通气管应设置手动切断阀，管口应设置呼吸阀（p/v阀）和阻火器。4.3.6 汽油通气管应设置事故放空用旁通管，并设置手动切断阀，管口应安装阻火通气帽。
4.3.7 输油管道可使用输送流体用无缝钢管或适合输送油品用热塑性塑料管道，通气管及油气回收系统管道应采用无缝钢管。导静电热塑性塑料管道导静电衬层的体电阻率应小于10ω〃m，表面电阻率小于10ω；不导静电热塑性塑料管道主体结构层的介电击穿强度应大于100kv；无缝钢管应采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》的无缝 810篇三：加油站油气回收竣工验收申请材料清单
加油站油气回收竣工验收申请材料清单
加油站油气回收治理工程环保验收须提供验收材料： １、试运行（试运行期限为60天）及验收检测申请表（附件1）２、３、４、５、６、７、８、９、１０、油气回收设备供应商资质文件１１、计量检定报告１２、安全评估报告１３、防爆合格证 油气回收治理工程报告表（附件2）油气回收治理工程自检报告（附件3）
加油站油气回收治理环保验收申请表（附件4）
验收检测报告（按检测技术规范ｈｊ/ｔ431-2008要求编制的验收检测报告）油气回收治理工程方案 油气回收治理工程设计施工图 设计单位资质证明文件 施工单位资质证明文件
油气回收治理工程试运行及环保验收检测
申请表
加油站油气回收治理工程报告表
备注：本页填写内容可另加附页。
附件３
加油站油气回收治理
环保自检报告
业主单位（盖章）：__________________________________ 治理单位(盖章)：_________________________________ 日 期： __________________________________篇四：加油站油气回收系统工程设计施工验收规定
加油站油气回收系统工程
设计施工验收规定
中国石油化工股份有限公司
吉林石油分公司
二0一三年八月
目 录
总则.............................................1 1.1 编制原则.....................................1 1.2 实施范围.....................................1 1.3 编制依据.....................................1 1.4 项目说明.....................................1 2 油气回收系统设计.................................1 2.1 设计单位.....................................1 2.2 设计压力.....................................2 2.3 管道规格.....................................2 2.4 管道敷设.....................................2 2.5 管道坡度.....................................2 2.6 通气管、排气管...............................2 2.7 通气管阀门...................................3 2.8 检测孔.......................................3 2.9 连通软管选取.................................3 2.10 系统检测....................................3 3 材料及设备选用...................................4 3.1 油气回收管道.................................4 3.2 穿线管.......................................4 3.3 配件.........................................4 3.4 设备.........................................5 3.5 材质单、合格证...............................5 4 油气回收系统施工.................................5 4.1一般要求......................................5 4.2 土建工程.....................................6 4.3 管道工程.....................................7 4.4 电气施工.....................................8 4.5 安全施工.....................................8 4.6 施工周期.....................................9 5 油气回收工程项目验收.............................9 5.1 分步验收....................................10 5.2 整体验收....................................10 1 总则
1.1 编制原则
为保证加油站油气回收工程项目统一标准、规范施工、安全可靠，便于监督、验收、结算，特制定本规定。1.2 实施范围
本规定适用于中国石化吉林石油分公司所属加油站油气回收工程的实施。1.3 编制依据 1）《油气回收系统工程技术导则加油站篇》（送审稿）2）《汽车加油加气站设计与施工规范》（gb50156---2002）3）《加油站大气污染物排放标准》（gb20952---2007）4）《现场设备、工业管道焊接工程施工验收规范》（gb50236---98）5）《石油化工有毒介质管道工程施工及验收规范》（sh3501---2002）1.4 项目说明
加油站油气回收项目是独立工程项目，需要单独设计、单独结算、单独进行验收。2 油气回收系统设计 2.1 设计单位
加油站油气回收系统工程设计由具有压力管道（gc2）和
石油化工工程设计资质的单位承担。2.2 设计压力
加油站油品管道设计压力为0.6mpa；气体管道设计压力为0.13mpa；机械呼吸阀工作压力范围：正压（2000－3000 pa）负压（1500－2000 pa）；汽油加油枪的气液比设定在1.05－
1.1范围内；加油枪软管拉断阀，分离压力为400－600n。2.3 管道规格 卸油汽油回收管道公称直径为dn80；卸油通气管道公称直径dn50；加油油气回收管道支管公称直径为dn40，主管道公称直径为dn100；油气处理装置的管道公称直径为dn50;加油检测接口公称直径为dn25；油气排放检测管道公称直径为dn25。2.4 管道敷设
油气回收系统的管道埋地部分均采用直埋，埋地深度为-500mm，管道周围回填200mm细沙，其余用素土回填夯实。
管线采用大小头连接时，立管连接可采用同心大小头，水平管连接应采用管底取齐的偏心大小头。
2.5 管道坡度
油气回收系统管线均坡向油罐，加油油气回收管道坡度不小于1%，其余管道的坡度不小于2‰。
2.6 通气管、排气管
油罐通气管、油气处理装置排气管安装高度均为4米，与篇五：加油站油气回收系统运行情况报告(汇报)加油站油气回收系统运行情况报告 中国石油北京销售分公司
（2010年4月25日）
为确保北京2008年奥运会空气质量达标，实现“绿色奥运”的总体目标，按照国家有关大气污染物排放限值的规定，遵照北京市环保局、安监局、质检局于2007年4月联合下发的《关于开展成品油储运系统油气排放污染治理和做好防爆等相关工作的通知》要求，2007年5月起，中国石油北京销售分公司开始对所属加油站等储运系统进行加装油气回收装臵的专业改造。2008年5月，整体改造工程全部完成，并于当月开始运行使用。截止2010年3月末，各加油站油气回收设备已连续运行近两年，运行状况正常。现将中国石油北京销售分公司油气回收系统运行情况汇报如下。
一、油气回收系统建设情况
（一）总体情况
中国石油北京销售分公司共有167座加油站（不含参控股加油站、油库），分布于北京市的18个区县。为配合市环保局做好空气质量治理工作，2008年北京奥运会开幕前，中国石油北京销售分公司完成了全部加油站的油气回收改造工作。本次改造历时一年时间，共花费1.2亿经费。改造工作完成后，167座加油站全部具备了一次、二次油气回收能力，其中103 座加油站加装了尾气后处理装臵，具备了三次油气回收能力。2008年设备正式运行后，为了进一步配合市区环保局的有关工作，中国石油北京销售分公司与美国维德路特公司、北京恒合信业技术有限公司进行合作，在3座重点加油站开展了在线监控试点工作。
（二）油气回收系统简介
1、一次油气回收：汽油配送罐车卸油时，将产生的油气通过密闭方式收集到罐车内的系统。
2、二次油气回收：给车辆油箱加注汽油时，将产生的油气通过密闭方式收集进入埋地油罐的系统。
3、三次油气回收（即后处理装臵）：针对加油油气回收系统部分排放的油气，通过采用吸附、吸收、冷凝、膜分离等方法对这部分排放的油气进行回收处理的装臵。
4、一次、二次、三次油气回收系统总称为：加油站油气回收系统。
（三）二次回收泵安装情况
在中国石油北京销售分公司下属的167座加油站中，有 83座加油站使用了opw分散式二次回收泵，有66座加油站使用乐healy分散式二次回收泵，8座加油站使用的是富兰克林vp500型集中式二次回收泵，6座加油站使用了healy mini-jet9000型集中式二次回收泵，2座加油站使用的是德国zva分散式二次回收泵，1座加油站使用的是美国维德路特分
散式二次回收泵，1座加油站使用了opw集中式二次回收泵。
图1：167座加油站二次回收泵安装比例图
（四）尾气处理装置安装情况
目前，有103座加油站安装了尾气处理装臵，其中46座加油站使用的是大连欧科力德三次后处理装臵，40座加油站使用的是opw三次后处理装臵，17座加油站使用的是郑州永邦三次后处理装臵。
图2：103座加油站尾气处理装置安装比例图
二、油气回收系统的管理情况
（一）加强制度建设 2008年6月开始，中国石油北京销售分公司正式将加油站油气回收系统纳入到加油站日常设备设施维护保养工作中，并制定下发了《加油站油气回收系统操作运行指南》、《油气回收系统管理制度》、《加油站油气回收系统巡检记录》等一系列文件，明确提出了油气回收的管理要求，细化了公司、加油站的管理责任。
（二）强化回收意识
为做好油气回收工作，公司一方面进一步加强与北京市环保局等政府管理部门的的沟通。另一方面通过培训等方式，不断强化各加油站对油气回收系统使用的意识，指导加油站油气回收工作的有效开展。
（三）加强系统维护与保养
为加强该系统的维护与保养，2009年3月，公司以派专人，配备专用车辆与检测设备，开展加油站油气回收系统的检测工作。截止2009年底，中国石油北京销售分公司的专业检测人员共检测386站次，检查并整改相关问题278项。
三、油气回收系统使用所取得的成绩
挥发性油气作为加油站的主要污染物，不仅对加油站是一个重大的安全隐患，同时对加油现场员工也是一种人身危害。加油站加装油气回收系统后，公司找到了一条解决挥发性油气危害的途径。通过油气回收系统的运行，加油站员工、加油客户及加油站周边群众明显的感觉到加油站没有以前那种浓烈刺鼻的油气味儿。通过对挥发性油气的回收，不仅可以使加油站可能存在的油气聚集发生爆炸的隐患得以排除，而且对所有
加油站员工也起到了保护作用，很好的防止了职业病的危害。
四、油气回收系统使用中存在的问题
我公司加油站油气系统合格率2009年底一度达到80%，但现阶段合格率不足50%。通过近两年的油气回收检测工作，我公司所属油气回收检测组发现加油站油气回收系统在运行过程中，存在诸多问题，现进行分类说明。
（一）管理问题
1、公司油气回收检测组问题
我公司现有两人（其中一人新近借调，尚不能独立顶岗，且借调上级公司两个月）专职对加油站油气回收系统检测维护，检测人员一人分饰司机、检测查找漏点者、配合协调各区县环保局者、公司加油站油气回收系统年检取证等工作，因点多面广，已近工作极限。
2、加油站管理问题
总则
随着国家对加油站排放标准要求越来越严格，为了规范化加油站油气回收改造工程需要，并减小油气回收系统改造对加油站正常营业的影响，实现错峰改造，即加油站加油高峰时正常停业，加油低谷时停业或不停业改造。同时为加强加油站油气回收改造施工管理，规范设备安装、检测过程中的安全行为，特制订本指导意见。基本要求
2.1加油站油气回收改造必须符合《中华人民共和国建筑法》、《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》、《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）、《储油库大气污染物排放标准》（GB20950-2007）、《汽油运输大气污染物排放标准》（GB20951-2007）、《加油站大气污染物排放标准》（GB20952-2007）、《储油库、加油站大气污染治理项目验收检测技术规范》（HJ/T431）、《油气回收系统工程技术导则》（Q/SH 0117）、《石油化工管道设计器材选用通则》（SH3059）、《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》（SH3501）和中国石油天然气集团公司、股份公司和销售公司有关加油站建设及安全管理规定。
2.2 各省（市、区）公司可按照本指导意见结合本地情况制定实施细则。加油站油气回收改造的主要内容 3.1卸油油气回收系统（一次回收）
3.1.1从卸车点埋地敷设一根油气回收管线与加油站的低标号汽油储罐的气相空间联通，油气回收管线卸车侧安装截流阀、密封式快速接头和帽盖。
3.1.2原有汽油储罐内部卸车管安装防溢油阀
3.1.3卸车液相管无法安装防溢油阀时，汽油罐内所有油气回收管线、通气管安装卸车气相防溢油浮球阀
3.2加油油气回收系统（二次回收）
3.2.1加油机改造，汽油加油枪更换成套的油气回收专用加油枪、拉断阀、加油软管，采用分散式加油油气回收系统的，还要在加油机内部安装真空泵；
3.2.2从各汽油加油机敷设加油油气回收埋地管线，并汇总为一根管线至低标号汽油储罐，与其气相连接。
3.2.3所有汽油储罐的通气管地上部分汇总合并为两根排放管，一根安装球阀、顶部安装一个真空压力阀（带阻火功能），一根安装球阀、顶部安装一个阻火通气帽。
3.3油气回收装置（三次回收）
油气回收装置（三次回收）的安装及相应的电缆敷设、控制器安装。油气回收装置（三次回收）入口管线与高标号汽油油罐气相连接，出口管线及凝液回流管线与低标号汽油储罐气相连接。工程设计 4.1 设计单位选择
加油站油气回收系统工程设计单位，应由各省（市、区）公司项目组织部门负责，在板块入围的设计院中选取，并报主管领导签字同意。
设计单位应具有石油化工工程设计资质和工业管道（GC2）设计资质的单位承担。
4.2 现场踏勘
4.2.1现场踏勘应由各省（市、区）公司项目组织部门负责，组织加油站所在地的分公司的工程建设、加管、质安等部门及设计院等部门人员进行现场踏勘。
4.2.2加油站调研勘察，应了解现有加油站内部地埋管路、电缆敷设的走向及埋深。无法提供现场管线资料的现有站，应采取管线探测技术确定现有工艺、电气及给排水管线。
4.2.3加油站所在地的分公司的工程建设部门，按照经济适用原则和地方政府相关要求，对改造范围、改造方式【卸油油气回收系统、加油油气回收系统（分散式、集中式）、油气排放处理装置】、相关设备设施改造提出建议，报主管领导及省（市、区）公司项目组织部门批复后，设计单位据此进行方案设计。
4.3设计方案 4.3.1设计院提交的设计方案应包括总图、油气回收流程图及主要设备材料表等技术文件。
4.3.2设计方案报省（市、区）公司项目组织部门，由其组织加管、质安等部门，及加油站所在地的分公司的工程建设人员、设计院进行方案审核，报主管领导批复。
4.4施工图设计 4.4.1设备选型
由各省（市、区）公司项目组织部门提供油气回收设备入围供应商名单，设计院依此选取相关设备。设备选型应遵循安全可靠、技术先进、经济实用、满足排放标准的原则，并采用安装简洁、方便的、现场改造量少的产品。并注意以下事项：
4.4.1.2同一区域宜选择同一厂家的设备，便于售后服务。
4.4.1.2年汽油加油量3000吨以上且汽油枪10条以上的加油站宜选用集中式加油油气回收系统，其余宜选用分散式加油油气回收系统。
4.4.1.3根据加油机内部空间选择不同类型的加油油气回收技术与设备。如二次回收分散式真空泵宜采用功率较小，可利用加油机原有电源驱动的形式，不宜另外敷设电源电缆。为减少储罐改造量，集中式真空泵宜采用电驱动的真空泵，不宜采用潜油泵驱动的真空泵。
4.4.1.4油气排放处理装置应根据加油站周围环境、场地大小 和经营量选择。油气排放处理装置的油气最大处理能力宜为最大加油量的10%～20%。
4.4.2 施工图设计
4.4.2.1设计院依据批复的设计方案进行施工图设计。4.4.2.2加油站油气回收管道，应采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/T8163的无缝钢管，油品管道设计压力不低于0.6MPa，油气回收管道的设计压力应不小于0.13 MPa。不能采用热塑性塑料管道等柔性材料管道。
4.4.2.3埋地钢制管道外表面的防腐设计，应符合现行国家标准《钢制管道外腐蚀控制规范》GB/T21447的有关规定。
4.4.2.4与油罐相连通的所有管道均应坡向油罐。油气回收管道和油罐通气管横管的坡度不应小于 1%。当放坡坡度无法满足上述要求时，可在油气回收管道上加装集液器，且管道坡向集液器坡度不应小于 1%。集液器宜靠近油罐设置。集液器有效容积应能满足液阻要求，宜采用 DN300钢管制作，集液器油气回收管道出口应高于进口。
4.4.2.5卸油和油气回收接口应安装DN100mm的截流阀、密封式快速接头和帽盖，现有加油站已采取卸油油气排放控制措施但接口尺寸不符的可采用变径连接，汽油卸油口、柴油卸油口及汽油回气管口应有明显的标识。卸油油气回收主管公称直径不宜小于 DN80。
4.4.2.6加油油气回收系统应采取防止油气反向流至加油枪 的措施。当多台汽油加油机共用 1 根油气回收管道时，油气回收管道公称直径不应小于 DN50。
4.4.2.7在设计油气回收管路走向时，应尽量避开站内原有管路、电缆敷设。无法避让的，应错层交叉敷设。按照油气回收管线放坡要求，无法错层交叉的，应在交叉点将油气回收管路分为两根，交叉管上面敷设一根走气、下面敷设一根走凝结油，然后再汇成一根。
4.4.2.8在加油机底部与油气回收立管的连接处，应安装一个用于检测液阻和系统密封性的丝接三通，其旁通短管上应设置公称直径为25mm的球阀及丝堵，便于检测，不检测时应封闭。
4.4.2.9汽油油罐应采取卸油时的防满溢措施。宜在原有卸油管（罐内）加装防溢流阀，对于卸油管未经人孔盖直接进罐的加油站，不宜采用在罐内卸油管上加装防溢流阀，而应在罐内通气管及油气回收管线上加装防溢油浮球阀的设计。油料达到油罐容量95%时，应能自动停止油料继续进罐。
4.4.2.10所有汽油储罐的通气管地上部分汇总合并为两根通气管（均安装球阀），其中一根顶部安装阻火器及呼吸阀、另一根安装阻火通气帽，通气横管设计高度宜高于地面 1.5 米；呼吸阀的工作正压宜为2～3KPa，工作负压宜为-1.5～-2KPa；对于乙醇汽油的加油站，两根通气管上应保留干燥器。
4.4.2.11 对暂未要求安装油气排放处理装置的加油站，宜考虑大于5000吨以上的加油站预留油气排放处理装置管道接口及 配电线路接口。
4.4.2.12由各省（市、区）公司项目组织部门组织加管、质安等部门，及加油站所在地的分公司的工程建设人员、设计院进行施工图审核，报主管领导批复。
5、工程施工
5.1施工和监理单位的选择
加油站油气回收系统工程施工、监理单位，应由各省（市、区）公司项目组织部门负责，在入围单位中选择确定，并报主管领导签字同意。
施工与安装单位应具有化工石油设备管道安装和工业管道（GC2）安装资质。
5.2 施工准备
5.2.1施工前，加油站所在地的分公司的工程建设部门应组织分公司质安、加管等部门，及设计院、施工单位、监理单位等相关方对施工图纸进行会审并进行现场核对、确认。
5.2.2施工单位应详细了解油气回收改造内容，并对所改造的加油站进行现场勘查，并编制详细的实施方案，方案应重点突出改造过程中安全防护措施、不影响加油作业的具体施工步骤及进度安排。
5.2.3施工单位编制的加油站油气回收改造施工方案，报监理单位审批后，报加油站所在地的分公司的工程建设部门。
5.2.4加油站所在地的分公司的工程建设部门，组织分公司 质安、加管、施工单位、监理单位等部门对施工方案审核后加，报主管领导签字同意。
5.2.5加油站所在地的分公司的质安部门应同施工与安装单位签订安全协议书和HSE 承诺书，明确双方责任，落实安全措施。应在合同中约束施工单位不得擅自改动施工设计、油气回收设备及其附件的品牌型号、施工材料等，不得损坏现场设备设施。
5.2.6施工单位入场施工前，须对施工现场和加油站周边环境进行观测检查，开展防火、防爆、防触电、防窒息、防高空坠落等危害识别和风险评估，并制定施工安全应急预案，做到一站一预案。将风险识别结果及控制措施报加油站所在地的分公司的质安部门审核确认。
5.2.7进场作业人员要详细了解、掌握实施方案、安全防护措施及要点，经加油站所在地的分公司的质安部门安全培训合格后方可进场作业。
5.2.8作业前必须进行交底。进场前要进行设计、现场安全和现场技术交底，加油站长或现场负责人必须参加并接受交底后方可作业，涉及重大作业或关键作业必须在审批的基础上，有分公司的质安、工程建设、加管等部门的管理人员到场监管。
5.2.9加油站提供预制场地，以便施工方对油气回收管线等进行预制工作。提供施工用电、用水，设专人在施工现场进行安全监督，提供详实的地下隐蔽工程资料。
5.2.10施工机具应有合格证及检验报告，并配有防护隔离带、管沟钢盖板等，施工间歇期间恢复加油站正常营业的辅助设备及材料。
5.2.11施工单位需设现场项目经理，下设专职安全员，特殊工种作业人员须持证上岗（电工、焊工）；加油站设置兼职安全监护人，负责监督。
5.2.12加油站站长是加油站油气回收改造施工与安装现场安全监管第一责任人，负责施工现场的安全监督检查，发现不安全行为有权责令施工人员立即停止施工并上报。省（市、区）公司或地市级公司项目组织部门负责对油气回收改造施工加油站站长的专业培训，确保其具备施工现场安全监管履职能力。
5.3 工程施工
5.3.1严格按照国家现行相关施工标准、规范进行施工。5.3.2 施工现场安全员、监理、站长或加油站安全监护人不在现场监护时，不得进行高空、动火、破土和进入受限空间等作业。
5.3.3施工涉及动火、临时用电、进入受限空间、高处作业、起重、破土等作业，须履行作业许可证审批手续，相关分公司的质安、加管等部门审批人员必须到现场确认。在此审批范围以外的，施工单位按照国家有关规定必须自行履行审批手续。
5.3.4改造过程中，对于与加油站现有的设施进行连接，不采用焊接方式，对于必须采用焊接的，应采取拆除移至场外焊接。对于新敷设管线应尽量采用场外预制，减少现场焊接量。5.3.5汽油储罐人孔盖改造
5.3.5.1储罐人孔盖改造宜分别单独改造。将该储罐供油的加油机停止作业封存，将该罐安装的潜油泵、液位仪、可燃气体报警器的电源线、信号线及静电接地端子断开，拆除该液位计。
5.3.5.2打开人孔盖所有进出管路法兰，排放管路内部存油，并可靠收集。拆除人孔盖，将罐口、外接管口可靠封闭。
5.3.5.3站外按设计对人孔盖开孔、焊接各类接管，接管接口临时加装法兰盖盲死。焊接作业前应排除该人孔盖上所有管路内部的存油，并进行清理，保证焊接安全。
5.3.5.4改造完成后，更换人孔盖密封垫，安装人孔盖、保证密封，恢复管路连接，恢复液位计、可燃气体报警器、潜液泵电缆，恢复柜内各电缆接线，校线无误后恢复供电。恢复该罐及对应加油机营运。
5.3.6 通气管改造
5.3.6.1通气管改造宜宜分别单独改造且与该罐人孔盖改在同步进行。若单独作业，应将该储罐供油的加油机停止作业封存，将该罐安装的潜油泵、液位仪、可燃气体报警器的电源线、信号线及静电接地端子断开。
5.3.6.2地面引出的通气管线割断应采用人工管刀子切割，并采用黄油塞封堵，封堵位置位于切断点下200mm左右。通气管切断处进行套丝处理，安装螺纹连接法兰。通过法兰将通气管恢复。恢复该罐及对应加油机营运。5.3.6.3所有通气管加装法兰改造完成后，按照设计，站外预制汽油通气管的连通管，现场安装通气管的连通管应停止所有汽油加油枪作业。
5.3.7电缆沟、工艺管沟挖掘
5.3.7.1施工作业前应同建设方确认站内地下管道、电线电缆等隐蔽工程位置，在地面上进行定位放线，防止施工中造成损坏。
5.3.7.2电缆沟、工艺管沟挖掘应在加油量小的时段进行，停止加油站运行，同时须进行安全围护。
5.3.7.3砼路面切割时，切割机切割深度不应大于砼路面厚度，并应在切割机上加装切割限深装置。
5.3.7.4砼路面垫层挖掘时，不宜采用镐、气锤等宜损坏原有埋地管路、电缆的设备。
5.3.7.5地面开槽，槽底必须夯实，以保证管道坡度要求。5.3.7.6恢复加油站营业时，行车道上的已开挖完或正在开挖的管沟，应采用加盖钢板，保证加油站正常营业时行车。
5.3.8 油气回收管线敷设
5.3.8.1管线应尽量采用场外预制，现场组对。管线现场组对焊接时，应在加油少的时段进行，停止加油作业。
5.3.8.2埋地油气回收管道铺设每完成一个相对独立的管段，均应及时吹扫和进行压力、坡度测试，合格后方可覆土回填。
5.3.8.3严禁在管道与加油机和油罐连接状态下进行压力测试和吹扫。测试合格后应将油气回收管道端口进行临时封堵，防 止杂物进入。
5.3.9对加油站原有加油机加装加油油气回收设备的改造工作，必须由原加油机厂商负责对加油机进行改造，并对改造加油机的整机防爆安全负责。
6工程验收
6.1 加油机改造后，应确保加油机内部油气回收管道连接牢固可靠，无渗漏；接插件接触良好，符合整机防爆性能要求，并取得国家指定的检验单位颁发的整机防爆合格证和检测报告。
6.2 工程竣工后应绘制竣工图，明确标注油气回收管道、电源线、信号线等线路的走向、埋深、长度及与相邻建（构）筑物的距离。
6.3金属管道焊接接头无损检测宜采用超声检测，管道焊接接头的合格标准为Ⅱ级；抽查比率不得低于10%，固定焊的接头不得低于40%，且不低于1个。
6.4 管道系统的压力试验宜以洁净水进行，油品管道试验压力应为0.9MPa，油气管道试验压力应为0.2MPa；当采用氮气进行压力试验时，油品管道试验压力应为0.69MPa，油气管道试验压力应为0.15MPa。
6.5 在环保部门检测前，加油站所在地的分公司的工程建设部门应组织施工单位、设备供应商对油气回收系统整体进行自检，确保油气回收系统密闭性、液阻、气液比等技术指标符合要求，再申请环保部门验收。6.6 加油站油气回收验收遵照《加油站大气污染物排放标准》GB 20952－2007中相关规定进行。加油站油气回收系统需进行验收项目包括油气管线液阻测试、密闭性检测及气液比检测等检验内容（详见附录）。
6.7施工单位自检合格后，报请加油站所在地的分公司的工程建设部门验收，由其组织分公司质安、加管等部门，及设计院、监理单位对工程进行验收，验收结果报主管领导及省（市、区）公司项目组织部门。
6.8 提交的验收技术资料
6.8.1设计资料：油气回收系统施工图、图纸会审记录、设计变更记录、工程竣工图。
6.8.2设备资料：加油油气回收设备清单及技术说明书、加油油气回收设备气液比自检报告、油气回收系统分项密闭性自检报告、油气排放处理装置清单及技术说明书、油气排放处理装置排放浓度自检报告、地下油气回收管道液阻自检报告、设备安装确认单。
6.8.3施工资料：施工单位资质文件及证照复印件、施工组织设计方案及工期、质量目标、开工报告、岗位工种作业证复印件、特殊作业许可证、监理报告、隐蔽工程验收记录、施工交底记录、竣工报告、政府部门验收资料。
7安全保证措施 7.1 通用要求 7.1.1 施工人员、监理人员应遵守国家相关及建设单位安全管理规定。施工现场监理人员、施工单位项目负责人和双方安全员应挂牌上岗。
7.1.2 施工人员着装应符合劳动保护要求。并且任何人进入现场必须佩戴安全帽，无关人员严禁进入施工现场范围。
7.1.3 施工作业前要进行安全教育，考试合格后方可持证上岗，并做好记录。
7.1.4 施工前加油站站长应检查消防器材合格有效并按要求摆放到位，做到取用方便。
7.1.5 工人穿戴的工作防用品应防静电；严禁将烟、打火机、手机等危险物品带到加油站内；施工过程中一律使用防爆工具，如铜板手、铜榔头等。
7.1.6 施工现场一旦发现安全隐患，须立即停止作业，马上上报，待隐患消除后方可继续进行施工作业。
7.1.7 施工单位要和建设单位共同做好加油作业和施工作业的协调统筹工作，尽量避免在加油、卸油与施工作业同时进行。
7.2 临建工程
7.2.1 施工前应对加油站施工区域进行围挡并设置安全警示标志，夜间应设置警示灯。
7.2.2 设置临时预制区域，动火作业应远离加油站。7.2.3 站内布设临时施工用电设施时，应采取必要的防护措施。7.2.4 夜间施工应设置足够的防爆光源。7.3 工艺施工安全控制 7.3.1 气相管线安装安全控制
管线在油站外进行预制，现场组对焊接管线时，应对周围进行安全围挡，并对地漏、下水井等部位进行遮盖；动火作业前，应对作业点周围进行检查，符合安全要求后才能进行动火作业；水压试验时应严格安全操作规程，严禁超压。
7.3.2 储罐改造安全控制
编制改造专项方案时，要对现场进行详细踏勘，查找隐患点，制定隐患措施；开工前应上报专项方案，经审批后实施；作业前办理作业票；作业前对作业人员进行安全技术培训和安全技术交底；在拆卸人孔法兰及管线设备时应使用合格的防爆工具，严禁使用易产生火花的铁质工具。
7.4 动土作业安全控制措施
7.4.1 在开挖电缆沟及气相管线沟前，应与业主及时沟通，详细了解地下工艺管线及电缆的走向及深度。
7.4.2 检查是否切断施工区域的电源。
7.4.3 切割硬化地面及风镐破除作业时采用冷却水保护，以免产生火花。
7.4.4 过路沟槽在停止施工后，铺设钢板，保证车辆可以通行；其它沟槽应拉警戒线，并挂醒目标识。
7.4.5大风或风向朝向罐区时禁止动火作业。8附则
8.1本指导意见由销售分公司工程建设处负责解释。
附 录 A（规范性附录）液阻检测方法
A.1 适用范围
本附录适用于加油机至埋地油罐的地下油气回收管线液阻检测，并应对每台加油机至埋地油罐的地下油气回收管线进行液阻检测。
特别注意：检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。A.2 检测原理和概述
A.2.1 以规定的氮气流量向油气回收管线内充入氮气，模拟油气通过油气回收管线。
A.2.2 用压力表或同等装置检测气体通过管线的液体阻力，了解管线内因各种原因对气体产生阻力的程度，用来判断是否影响油气回收。A.3 偏差和干扰
A.3.1 相关油气管线的任何泄漏会导致液阻测量值偏低。
A.3.2 如果等待氮气流量稳定的时间少于30s就开始检测，会产生错误的液阻测量值。A.4 检测设备
A.4.1 氮气和氮气瓶。使用商用等级氮气，带有两级压力调节器和一个6.9kPa泄压阀的高压氮气瓶。
A.4.2 压力表。使用A.5.1、A.5.2和A.5.3描述的压力表。
A.4.3 浮子流量计。使用A.5.4描述的浮子流量计，与压力表共同组装成液阻检测装置(参见图A.1所示)。
A.4.4 秒表。使用A.5.5描述的秒表。
A.4.5 三通检测接头。预留在加油油气回收立管上用来检测的设备(参见图A.2所示)。A.4.6 软管。用于液阻检测装置氮气出口与三通检测接头的连接，通过软管向油气回收管线充入氮气。
A.4.7 接地装置。设备和安装方法应符合有关规定。
图A.1 液阻和密闭性检测装置示意图
图A.2 三通检测接头示意图
A.5 灵敏度、范围和精度 A.5.1 提供的压力表应能够测量液阻最大值和最小值。A.5.2和A.5.3描述了推荐的机械式或电子式压力表的量程范围。
A.5.2 机械式压力表表盘最小直径100mm，满量程范围0～250Pa，精度为满量程的2%，最小刻度5Pa。
A.5.3 电子式压力测量装置满量程范围0～2.5kPa，精度为满量程的0.5%；满量程范围0～5.0kPa，精度为满量程的0.25%。
A.5.4 浮子流量计的量程范围为0～100L/min，精度为满量程的2%，最小刻度2L/min。A.5.5 秒表精度在0.2s之内。
A.5.6 所有计量仪器应按计量标准校准。A.6 检测程序
A.6.1 打开被检测加油机的底盆，找到预留在加油油气回收立管上的三通和检测接头。A.6.2 通过软管将液阻检测装置与三通检测接头连接。
A.6.3 氮气瓶接地，将氮气管与液阻检测装置的氮气入口接头连接。A.6.4 开启对应油罐的卸油油气回收系统油气接口阀门。
A.6.5 如检测新、改、扩建加油站，应在油气管线覆土、地面硬化施工之前向管线内注入10L汽油。
A.6.6 开启氮气瓶，设置低压调节器的压力为35kPa。用浮子流量计控制阀调节氮气流量，从表1中最低氮气流量开始，分别检测3个流量对应的液阻。在读取压力表数值之前，氮气流量稳定的时间应大于30s。
A.6.7 如果3个液阻检测值中有任何1个大于表1规定的最大压力限值，则加油站液阻检测不合格。如果因压力表指针抖动无法确定检测数值时，则认定液阻检测不合格。A.6.8 取下三通检测接头上连接的软管，恢复原来油气回收管线的连接。A.6.9 关闭对应油罐的油气接口阀门。A.7 检测记录
油气回收管线液阻检测结果记录参见附录F中的表F.1。
附 录 B（规范性附录）密闭性检测方法
B.1 适用范围
本附录适用于加油站油气回收系统密闭性检测。
特别注意：检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。B.2 检测原理和概述
B.2.1 用氮气对油气回收系统加压至500Pa，允许系统压力衰减。检测5min后的剩余压力值与表2规定的最小剩余压力限值进行比较，如果低于限值，表明系统泄漏程度超出允许范围。B.2.2 对新、改、扩建加油站，该检测应在油气回收系统安装完毕达到使用要求后进行。B.2.3 检测在加油油气回收立管处进行。B.3 偏差和干扰
B.3.1 只能用气态氮气进行检测。充入系统的氮气流量超过100L/min会引起检测结果的偏差。B.3.2 如果油气回收系统装有处理装置，检测时应关闭收集单元和处理装置的电源。B.3.3 如果在这项检测之前的24h内进行过气液比检测，那么密闭性检测结果将无效。
B.3.4 电子式压力计存在热偏差，至少应有15min的预热过程，接着还要做5min的漂移检查。如果漂移超过了2.5pa，此仪器将不能使用。
B.3.5 若油气回收管线上使用了单向阀或采用的真空辅助装置使气体在系统中不能反向导通而影响整个系统进行密闭性检测时，应设置一段带有切断阀的短接管路。B.4 检测设备
B.4.1 氮气和氮气瓶。同A.4.1。
B.4.2 压力表。使用B.5.1、B.5.2描述的压力表。
B.4.3 浮子流量计。同A.4.3，与压力表共同组装成密闭性检测装置(参见图A.1所示)。B.4.4 秒表。同A.4.4。B.4.5 三通检测接头。同A.4.5。B.4.6 软管。同A.4.6。B.4.7 接地装置。同A.4.7。B.4.8 泄漏探测溶液。任何能用于探测气体泄漏的溶液，用于检验系统组件的密闭性。B.5 灵敏度、范围和精度
B.5.1 机械式压力表表盘最小直径100mm，量程范围0～750Pa，精度为满量程的2%，最小刻度25Pa。B.5.2 电子式压力测量装置满量程范围0～2.5kPa，精度为满量程的0.5%；满量程范围0～5.0kPa，精度为满量程的0.25%。
B.5.3 单体油罐的最小油气空间应为3800L或占油罐容积的25%，二者取较小值。连通油罐的最大合计油气空间不应超过95000L。以上均不包括所有油气管线的容积。B.5.4 充入的氮气流量范围为30～100L/min。B.5.5 浮子流量计同A.5.4。B.5.6 秒表同A.5.5。
B.5.7 所有计量仪器应按计量标准校准。B.6 检测前程序
B.6.1 应遵循下列安全警示： B.6.1.1 只允许使用氮气给系统加压。
B.6.1.2 应安装一个6.9kPa的泄压阀，防止储罐内压力过高。B.6.1.3 向系统充入氮气过程中应接地线。
B.6.2 如果不遵循以下的时间和行为限制，将会导致该检测结果无效。B.6.2.1 在检测之前的24h内没有进行气液比的检测。
B.6.2.2 在检测之前3h内或在检测过程中，不得有大批量油品进出储油罐。B.6.2.3 在检测之前30min和检测过程中不得为汽车加油。
B.6.2.4 检测前30min计时，同时测量储油罐油气空间的压力，如果压力超过125Pa，应释放压力。完成30min计时后，在向系统充入氮气之前，如果有必要，应再次降低储油罐油气空间压力，使其不超过125Pa。
B.6.2.5 所检测的加油站应属于正常工作的加油站。检查压力/真空阀是否良好，处理装置是否关闭，所有加油枪都正确地挂在加油机上。
B.6.3 测量每个埋地油罐当前的储油量，并且从加油站记录中获得每个埋地油罐的实际容积。用实际容积减去当前的储油量，计算出每个埋地油罐的油气空间。
B.6.4 确认储油罐的油面至少比浸没式卸油管的最底部出口高出100mm。B.6.5 如果排气管上安装了阀门，要求在检测期间全部开启。
B.6.6 检测在油气回收管线立管处进行，打开被检测加油机的底盆，找到预留的三通和检测接头。
B.6.7 所有的压力测量装置在检测之前应使用标准压力表或倾斜压力计进行校准。分别对满量程的20%、50%和80%进行校准，精度应在每个校准点的2%之内，校准频率不超过90d。B.6.8 用公式B.1计算将系统加压至500Pa大约所需要的时间。
B.6.9 用软管将密闭性检测装置与氮气瓶、三通检测接头连接。开通短接管路上的切断阀。读取油罐和地下管线的初始压力，如果初始压力大于125Pa，通过释放压力使油罐和地下管线的压力小于125Pa。B.6.10 任何电子式压力计在使用前应先做预热和漂移检查(见B.3.4)。B.7 检测程序
B.7.1 向油气回收系统（或独立子系统）充压。打开氮气瓶阀门，设置低压调节器的压力为35kPa，调节氮气流量在30～100L/min范围，开启秒表。充压至约550Pa，在充压过程中如果到达500Pa所需的时间已超过公式B.1计算值的2倍，则停止检测，说明系统不具备检测条件。
B.7.2 充压至约550Pa时关闭氮气阀门，调节泄压阀使压力降至500Pa初始压力时开启秒表。B.7.3 每隔1min记录1次系统压力。5min之后，记录最终的系统压力。B.7.4 根据加油站的安全规定释放油气回收系统压力。
B.7.5 取下三通检测接头上连接的软管，恢复原来油气回收管线的连接。
B.7.6 如果油气回收系统由若干独立的油气回收子系统组成，那么每个独立子系统都应做密闭性检测。B.8 检测后程序
将5min之后的系统压力检测值与表2最小剩余压力限值进行比较，判定加油站是否符合标准。如果实际油气空间数值处于表2中所列两油气空间数值之间时，用内插公式B.2计算最小剩余压力限值。B.9 计算公式
B.9.1 将系统油气空间的压力从0Pa提高到500Pa所需的最少时间通过公式B.1计算：
t式中：
V ……………（B.1）
265Ft－将系统中油气空间的压力提高至500Pa所需的最少时间； V－检测所影响的油气空间，L； F－充入系统的氮气流量，L/min； 265－压力和油气空间转换系数。
B.9.2 如果实际油气空间数值处于表2中所列两油气空间数值之间时，用内插公式B.2计算最小剩余压力限值：
P式中：
(VVn)(Pn1Pn)Pn …………………（B.2）
Vn1VnP－实际油气空间对应的最小剩余压力限值，Pa； V－实际油气空间数值，L；
Vn－表2中小于且与实际油气空间数值V相邻的值，L； Vn+1－表2中大于且与实际油气空间数值V相邻的值，L； Pn－表2中与Vn对应的最小剩余压力限值，Pa； Pn+1－表2中与Vn+1对应的最小剩余压力限值，Pa。
B.10 检测记录
密闭性检测结果记录参见附录F中的表F.2。
附 录 C（规范性附录）气液比检测方法
C.1 适用范围
本附录适用于加油站加油油气回收系统的气液比检测。特别注意：检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。C.2 检测原理和概述
在加油枪的喷管处安装一个密合的适配器。该适配器与气体流量计连接，气流先通过气体流量计，然后进入加油枪喷管上的油气收集孔。所计量的气体体积与加油机同时计量的汽油体积的比值称为气液比。通过气液比的检测，可以了解油气回收系统的回收效果。C.3 偏差和干扰
C.3.1 如果加油枪喷管与适配器因各种原因不能良好的匹配，则不能进行检测。C.3.2 如果被检测加油枪的加油流量不能达到20L/min以上，则不能进行检测。C.3.3 如果与被检测加油枪共用一个真空泵的其他加油枪被密封了，会使检测结果产生偏差。
C.3.4 如果被检测的加油枪使汽油进入检测装置，则此加油枪的气液比检测值将被认作无效。
C.3.5 检测前，不要排空加油软管气路和加油机油气管中的汽油，否则将使检测结果产生偏差。
C.3.6 在气液比检测之前，气液比适配器的O型圈应正确润滑，否则将使检测结果产生偏差。
C.4 检测设备
C.4.1 适配器。使用一个和加油枪匹配的气液比适配器，该适配器应能将加油枪的油气收集孔隔离开，并通过一根耐油软管与气体流量计连接，适配器安装参见图C.1所示。C.4.2 气体流量计。使用涡轮式或同等流量计测量回收气体体积，气体流量计安装参见图C.1所示。
C.4.3 气体流量计入口三通管。三通管用于连接油气回路管和气体平衡管（参见图C.1所 示）。
C.4.4 液体流量计。使用加油机上的流量计测量检测期间所加汽油的体积。
C.4.5 检测用油桶。满足防火安全的便携式容器，用于盛装检测期间所加出的汽油，材料和使用应满足消防安全要求。检测用油桶及配套管线、部件参见图C.2和图C.3所示。C.4.6 秒表。同A.4.4。
C.4.7 润滑剂。油脂或喷雾型润滑剂，确保气液比适配器O型圈和加油枪喷管间的密封。
图C.1 气体流量计和气液比适配器安装示意图
图C.2 检测用油桶部件安装示意图
图C.3 气液比检测装置安装安装示意图
图C.4 气液比适配器泄漏检测装置安装示意图
C.5 灵敏度、范围和精度
C.5.1 气体流量计最小量程不大于10L/min，最大量程范围120～1400L/min，分辩率小于0.2L，精度为读数的±5%，气体流量为7.5L/min和375L/min时的压降值分别不大于10Pa和175Pa。
C.5.2 连接适配器和气体流量计的软管长度在1000～1800mm范围。
C.5.3 气体流量计入口连通管的内径至少50mm，连通管进气管道长度在150～450mm范围。C.5.4 检测用油桶容积至少80L。C.5.5 秒表同A.5.5。
C.5.6 所有计量仪器应按计量标准校准。C.6 检测前程序
在开始下面的检测程序之前，按照评估报告列出的油气回收系统设备清单进行逐项检查，如缺项则不能进行气液比检测。
C.6.1 按图C.3安装检测用油桶部件和气体流量计，保证接地装置正确连接。
C.6.2 如果有其他加油枪与被检测加油枪共用一个真空泵，气液比检测应在其他加油枪都没有被密封的情况下进行。C.6.3 气体流量计每年至少校准1次，每次维修之后也应进行校准，校准的流量分别为15、30和45L/min，应保存一份最近的校准记录。
C.6.4 确保加油枪喷管与检测用油桶上的加油管之间是密封的。C.6.5 检查气液比适配器上的O型圈是否良好和完全润滑。
C.6.6 按图C.4所示，用一个替代喷管与气液比适配器连接，目的是对气液比适配器进行一次检测前泄漏检查。产生一个1245Pa的真空压力后，开启秒表，并在接触面和其他潜在的泄漏点喷上泄漏探测溶液。应没有气泡生成，或3min之后真空压力保持在1230Pa以上。没有通过泄漏检查的检测装置不能用于气液比检测。
C.6.7 检测前检查压力/真空阀是否良好，处理装置是否关闭。
C.6.8 装配好检测用油桶和气液比检测装置之后，向油桶中加油15～20L，使油桶具备含有油气的初始条件，在每个站开始检测之前都应完成这项初始条件设置。C.7 检测程序
C.7.1 依次检测每支加油枪的气液比。按图C.3正确连接气液比适配器和加油枪喷管，将加油枪的油气收集孔包裹起来，并且确保连接紧密。
C.7.2 在表F.3中记录每次检测之前气体流量计的最初读数。C.7.3 将秒表复位。将加油机上的示值归零。
C.7.4 确定检测时的加油流量。安装在线监测系统的加油站，将加油枪分别开启至加油机允许的最大流量和20～30L/min范围内的某一流量，每支加油枪获得2个气液比；未安装在线监测系统的加油站，仅将加油枪开启至加油机允许的最大流量，每支加油枪获得1个气液比。开始往检测用油桶中加油，确保在加油过程中加油枪喷管与检测用油桶（确定已经接地）上的加油管之间是密封的。当加油机开始加油时开启秒表。C.7.5 加入15～20L汽油。C.7.6 同时停止秒表计时和加油。
C.7.7 每一次检测之后在表F.3中记录以下信息：
a)加油机编号； b)汽油标号；
c)加油枪的型号和序列号； d)气体流量计的最初读数，L； e)加油机流量计上的最初读数，L； f)气体流量计的最终读数，L；
g)加油机流量计上的最终读数，L； h)加油时间，s。
C.7.8 如果按公式C.1计算出的气液比在标准限值范围内，则被测加油枪气液比检测达标。C.7.9 如果气液比不在标准限值范围内，而气液比检测值与限值的差小于或等于0.1时，应再做2次气液比检测，但之间不要对加油管线或油气回收管线做任何调整。为了保证测量的准确，允许对气液比检测装置进行必要的调整，包括气液比适配器和加油枪。如果对气液比检测装置进行了调整，那么这条枪前一次的检测结果作废。对3次检测结果做算术平均。如果气液比平均值在给出的限值范围内，则该加油枪气液比检测达标。如果平均值在限值范围之外，说明该加油枪气液比检测不达标。
C.7.10 如果气液比不在规定的限值范围内，而且气液比检测值与限值的差大于0.1，则被测加油点气液比检测不达标。
C.7.11 为了避免汽油的积聚，在每次检测之后，将气体流量计和检测用油桶部件之间软管，以及气液比适配器和气体流量计之间软管中凝结的汽油排净。C.8 检测后程序
C.8.1 从加油枪上拆下气液比适配器。
C.8.2 谨慎地把加出的汽油倒回相应的汽油储罐，并且在倒油之前一直保持检测用油桶接地。在没有得到加油站业主的同意，不要在油桶中混合不同标号的汽油。如果不同标号的汽油在油桶中混合了，应将混合汽油倒回低标号的储油罐。
C.8.3 在最终得出气液比检测是否达标之前，按照C.6.6对适配器进行一次检测后泄漏检查。如果检测装置不能通过泄漏检查，那么气液比检测期间获得的所有数据都将无效。C.8.4 在运输之前，将气体流量计的入口和出口小心地密封上，以防止外来异物进入流量计。
C.8.5 检测完成之后，注意运输和保管检测用设备。C.9 计算公式
C.9.1 气液比计算公式：
yVViAf ………………
LGfGi…（C.1）
式中：
A/L－气液比，无量纲；
y－气体流量计的修正因子，见公式C.3； Vi－气体流量计的最初读数，L； Vf－气体流量计的最终读数，L； Gi－加油机流量计上的最初读数，L； Gf－加油机流量计上的最终读数，L。
C.9.2 气液比检测过程中的加油流量计算公式：
QGfGigt60…（C.2）
式中：
Qg－加油流量，L/min；
Gi－加油机流量计上的最初读数，L； Gf－加油机流量计上的最终读数，L； t－加油时间，s；
60－分钟和秒的转换因子，s/min。
C.9.3 修正气体流量计观测值的修正因子计算公式：
yVrV m………(C.3）
式中：
y－气体流量计观测值的修正因子，无量纲； Vr－气体流量计当前校准的真实体积，L； Vm－气体流量计相应的观测值，L。
C.10 检测记录
气液比检测结果记录参见附录F中的表F.3。
………………
完成情况统计表
序 号 加油站名称 临渭区官路加油站 2 临渭区凭丰路加油站 3 渭运集团固市加油站 4 临渭区金胜加油站 5 临渭区三勤加油站 6 临渭区安民加油站 7 渭南长虹加油站 8 临渭区南师乡加油站 9 临渭区崇凝大众加油站 10 临渭区官路街南加油站 11 临渭区凭信便民加油站 12 临渭区闫村街南加油站 13 临渭区有才加油站 临渭区官底镇伟发加油站 15 临渭区阳尹根苍加油站 16 临渭区环球加油站 临渭区官底镇北关加油站 18 临渭区天宝加油站 临渭区下吉镇进成加油站 20 临渭区下吉镇加油站 21 渭南市城东加油站 华星石化临渭天宇加油站 23 华兴石化渭南新红加油站 24 华兴石化渭南诚信加油站 25 中石油站南加油站 26 中石油红星加油站 27 中石油乐天加油站 28 中石油沋西加油站 29 中石油民生街加油站 30 中石油站北路加油站 31 中石油西潼路加油站 32 中石油巴王加油站 33 中石油官道加油站 34 中石油城东加油站
经营地点
官路镇中段
凭信街十字东四公里 固市镇南 孝义镇金滩村 孝义镇南
吝店双官路大钟寨村 固市镇巴邑村 故市镇南师
崇凝镇十字北100米 官路镇南街 凭信乡凭南一组 闫村镇街南 吝店镇南关 官底镇东 下吉镇阳尹村 程家乡蔡郭路口 官底镇北街 下吉镇周家街道 下吉镇南关 下吉镇南关 华山大街毕家村 田市镇东 交斜镇东
双王街道办赵村一组 解放南路8号 渭清路北三公里 四马路中段 民生街 民生街北段 站北路
临渭区西潼路
渭清路108国道交叉处官道乡李新村西组 101省道程家段
合格 4 合格 4 合格 2 合格 8 合格 4 合格 2 合格 14 合格 4 合格 20 合格 8 合格 1 合格 1 合格 4 合格 10
合格 合格 12 合格 4 合格 8 合格 8 合格 4 合格 1 合格 1 合格 2 合格 2 合格 1 合格 2 合格 2 合格 2
合格
临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 临渭区 高新区 高新区 高新区 高新区
高新区 高新区 高新区 经开区 经开区 经开区 经开区 经开区 富平县 富平县 富平县 富平县 富平县 富平县 64 富平县胡家湾加油站 65 富平县秦焦加油站 66 富平县梅家坪加油站 67 大众加油站
富平县五羊加油站 69 富平县顺达加油站 70 富平县玉兰溢加油站 71 富平县曹村富兴加油站 72 富平县顺风加油站 73 富平县富广加油站 74 中石化乔山路加油站 75 中石化富平城东加油站 76 中石化莲湖路加油站 77 中石化曹村加油站 78 中石化庄里北加油站 79 中石化淡村加油站 80 中石化刘家坡加油站 81 中石化南环路加油站 82 中石油望湖加油站
中石油富平中心街加油站 84 中石油富平北大桥加油炸 85 中石油富平公司加油站 86 中石油淡村加油站
延长壳牌富平荆山大道加油站
延长壳牌富平旧县加油站 89 延长壳牌富平望湖路加油站
延长壳牌富平淡村上河加油站 91 中石油盛源加油站 92 中石油张桥加油站 93 中石油刘集加油站 94 中石油到贤加油站 95 中石油梅家坪加油站 96 中石油王镣加油站
中石油陕西铜川销售分公司庄里加油站 98 延长壳牌东陈加油站 99 延长壳牌东环加油站
（东门外）
富平县南社乡街道 富平县焦化厂北门外 富平县梅家坪北杨 富平县底店下庄村 富平县宫里镇南一公里 富平县白庙乡涝池村 富平县小惠乡河西村 富平县曹村镇南街 富平县南社教场村 富平县老庙镇北 富平县乔山路中段 富平县环城东路 富平县莲湖路中段 富平县曹村东街 富平县庄里镇
富平县淡村镇西包路淡村段
富平县梅家坪镇庙沟村刘家坡
富平县东上官乡牛村 富平县望湖路78号 富平县金龙大道116号 富平县北大桥南段 富平县站南街9号 淡村镇
富平县荆山大道和东新街交汇处东南角 富平县华朱乡旧县村 富平望湖路中段 淡村镇
东一环和北环路交汇处南
富平县张桥镇东街村 富平刘集镇十字 富平县到贤西街 富平县梅家坪岔口村 富平县王镣镇 富平庄里镇南环路 东陈街道 东环路南段
合格 12 合格 6 合格 4 合格合格 4 合格 4 合格 6 合格 2 合格 4 合格 4 合格 4 合格 8 合格 6 合格 3 合格 4 合格 3 合格 1 合格 4 合格 4 合格 4 合格 4 合格 4 合格 4 合格 4 合格 4 合格 1 合格 5 合格 4 合格 4 合格 6 合格 10 合格 2 合格 4 合格 8
合格
蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 蒲城县 华县 华县 华县 华县 华县 华县 华县 华县 135 中石化华县城南加油站 136 华县黄家加油站 137 华县华西加油站 138 中石油白水城关加油站
中石油白水仓颉路南加油站
中石油白水仓颉路北加油站
中石油白水张坡加油站 142 延长壳牌白水城北加油站 143 白水县泉康工贸有限责任公司
白水县祥元商贸公司渭淸路加油站
白水县天马加油站 146 白水县四通实业有限
责任公司四通加油站 147 白水县雷村农机加油站 148 白水县福康商贸有限责任公司 149 白水县南桥加油站 150 白水县秦泉电脑加油站 151 白水县大众加油站 152 白水县山岭加油站 153 白水县收水农机加油站 154 白水县史家坪世荣 加油站
155 白水县尧禾农机加油站 156 白水县定军纵目加油站 157 白水县北塬农机加油站 158 白水县西固高上加油站 159 白水县高峰加油站 160 白水县佳泰商贸 有限责任公司 161 白水县许道加油站 162 白水县史官建民加油站 163 白水县尧禾誉丰加油站 164 白水县尧门加油站 165 白水县丰源农林综合
华县310省道79公里处 新华东路
华县310省道77.5公里处 县城南门外 城关镇北村寨 仓颉路北
白水县张坡村
四马路泰山庙客运站北200米路西
白水县四马路008号 城南路污水厂南 林皋镇加录沟 白水县城东二环 白水县西固镇雷村街街北
白水县冯雷镇西 白水县城关南桥大桥桥北
白水县杜康路中路 白水县小洼地村 白水县纵目乡史家坪 白水县收水街道
白水县纵目乡史家坪西侧
白水县尧禾街南 白水县纵目街道 白水县北塬街道 白水县西固镇街西 林皋镇林皋街东 雷牙镇吊庄 白许路21公里处 史官镇街道 尧禾街南街 尧禾镇西武村 杜康镇大杨街东
合格 1 合格 1 合格 8 合格 4 合格 4 合格 2 合格 6 合格 4 合格 4 合格 4 合格 3 合格 4 合格 4 合格 4 合格 2 合格 合格 3 合格 2 合格 3 合格 3 合格 3 合格 6 合格 4 合格 2 合格 2 合格 2 合格 2 合格 1
合格
白水县 白水县 白水县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县 大荔县
大荔县 大荔县 大荔县 潼关县 潼关县 潼关县 潼关县 潼关县 潼关县 潼关县 澄城县 澄城县 195 澄城县意兴加油站
196 澄城县刘家洼南街加油站 197 澄城县赵庄加油站
198 澄城县北社顺利加油站 199 澄城县冯原南街加油站 200 澄合矿务局加油站 201 澄城县嘉华实业有限公司城关加油站
202 中石油澄城城关加油站 203 中石油澄城秦业加油站 204 中石油澄城西六路加油站 205 中石油澄城钟鑫加油站 206 中石油澄城服务区南站加油站
207 中石油澄城服务区北站加油站
208 中石油澄城九路加油站 209 中石化澄城城南加油站 210 中石化澄城交道中社加油站
211 中石化澄城东升加油站 212 中石化澄城东成加油站 213 中石化澄城韦庄加油站 214 壳牌澄城城西桥头加油站 215 壳牌澄城韦北加油站
216 壳牌澄城澄大公路西加油站
217 中石油太华路加油站 218 中石油华山加油站 219 中石油玉泉加油站 220 中石油城西加油站 221 中石化景区加油站 222 中石化罗东加油站· 223 中石化西岳加油站 224 延长壳牌东环路加油站 225 延长壳牌罗敷东加油站
安里镇义井村口 王庄镇刘家洼南街 赵庄镇
交道镇北社村 冯原镇南街
大澄公路与煤专线交叉处
县城西九路
城关镇阳庄村口 县城九路南 县城西六路
202省道与106省道交叉处
西禹高速澄城服务区南 西禹高速澄城服务区北 县城万泉街九路 兴城大道南 交道镇南社街 西禹高速出口处南 澄合线县道51公理处 澄城县韦庄南白村口
安里郊城堡村 韦庄镇北关 煤专线三叉口 太华路南段 华岳大道南段
华山西潼路北协和医院对面
华阴市北赤路
太华路南段高速路南 华阴市101省道118公里处
华岳大道北段 华阴市东环路路东 华阴市罗敷镇东310国道南
6 8 4
855（把）年发油量
10万m³
合格 合格 合格 合格 合格 合格 合格
改造工程总投资 460万
元
华阴市 华阴市 合阳县 合阳县 合阳县 合阳县 合阳县
1 油气的产生和危害
油品从开采到成品出厂供应最终用户, 要经历几轮储存、装卸过程。在这些过程中, 温度、气压、盛装油品容器的气液相体积变化等是引起油气损耗的外部因素。储运过程温度越高, 压力越低, 气液相体积变化越大, 油气蒸发损耗越大。油气损耗本质上与轻质油品的饱和蒸气压有关, 相同条件下, 油品越轻, 其饱和蒸气压越高, 油气蒸发损耗越大。因此在储存和运输过程中, 汽油、原油以及甲B、乙A类易挥发的化学品容易造成蒸发损失。
油品蒸发损失的途径主要有油罐的呼吸损失和轻质油品在装车过程中的损耗。油罐的呼吸损失包括大呼吸损失和小呼吸损失。大呼吸损失指油罐进油时, 一定浓度的油蒸气从呼吸阀呼出, 造成油品的蒸发损失。油罐的小呼吸损失是指油品静止储存时, 油品蒸汽充满油罐气相空间, 油气因温度或大气压变化引起气体膨胀, 造成气体从罐中排出, 这种一般称之为小呼吸损耗。
轻质油品在装汽车、火车、轮船等过程中的损耗与油罐的呼吸损耗相比, 前者损耗更大。1987年上海炼油厂对汽油铝浮盘内浮顶罐实测数据显示油罐呼吸时排出的油气中汽油蒸气质量浓度为0.0423~0.0649kg/m3。而装车时排出的气体中烃蒸气的质量浓度达到0.138~0.323kg/m3, 可见损耗之大。
油品蒸发损耗的危害是很大的。主要有以下几个方面:一是造成能源浪费;二是造成环境污染, 危害人身健康;三是存在安全隐患;四是导致油品质量降低。
2 油气回收的必要性
油品在储存运输过程中的蒸发损耗会造成油品数量损失。根据有关资料的统计, 70年代末80年代初, 我国炼油厂储运系统的油品蒸发损耗占原油加工量的0.3%-0.45%, 若采取油品回收设施, 损耗可降低90%以上。
《石油库设计规范GB50074-2002》中规定“汽油总装车辆 (包括铁路装车量) 大于20万吨/年的油库, 宜设置油气回收设施。”。2012年10月1日实施的《油品装载系统油气回收设施设计规范GB50759-2012》中规定“汽油、石脑油、航空煤油、溶剂油或类似性质油品的装载系统应设置油气回收设施。芳烃装载系统未采取其他油气处理措施时, 应设置油气回收设施。”可见从化工设计遵循的国家规范上来讲, 设置油气回收是越来越有必要。
此外, 近两年来雾霾笼罩着大片中国, 各地环保部门对环境污染的整治力度日益增大, 小到轿车的限号限行, 大到化工厂三废治理和监测, 无一不体现出国家对环境保护的决心和力度。本人从事化工项目的设计, 每个项目的审核、环评、安评都会紧抓废水、废气的排放处理措施。故现在大部分有轻质油品、化工品存储、装卸的项目都会上油气回收或处理设施。
3 油气回收技术
目前市场上的油气回收设施已经很多, 油气回收方式主要有:吸附法、冷凝法、气相连通法、吸收法和膜法油气回收等。这些技术在石化储运行业均有不同程度的应用。
3.1 吸附法油气回收
吸附法油气回收是使油气或者储罐尾气等混合气体在常温常压下与活性炭等吸附剂接触, 混合气体中的烃类蒸汽则被吸附在活性炭等吸附剂中, 混合气中的空气被排入大气。当吸附剂中的烃含量接近饱和时, 对吸附剂解吸、再生, 然后回收油品。目前我们设计的石化项目中选择吸附法油气回收的较多。
3.2 冷凝法油气回收
冷凝法油气回收是采用物理方法, 利用温度对油品饱和蒸汽压的影响, 采用多级冷却, 使油气冷凝成液体, 而排出不凝气体的方法。
3.3 气相连通法油气回收
气相连通法, 是将发油储罐的气相与收油罐的气相用管道连通, 当发油时液相进入收油罐, 收油罐顶部被液相顶出的气体回到发油罐, 填充发油罐因出油造成的气相空间。进而降低了出油罐的气相损耗, 减少发油罐因气相空间增加而新挥发出气相的损耗。
3.4 吸收法
吸收法是针对不同性质的油气选择能吸收它的溶剂, 油气进入吸收塔后, 溶剂从塔顶向下喷淋, 充分溶解、吸收油气, 从而达到油气处理的效果。近期设计的某公司“30万吨/年异丙醇+乙醇扩建项目”罐区总库容63300m�, 主要存储乙醇、醋酸等甲B、乙A类易挥发的物料, 虽然储罐采用了内浮顶或者氮封措施, 已大范围的降低了蒸发损耗, 但呼吸阀排出的气体仍然存在异味影响环境, 故增设了油气处理设施, 该油气处理设施采取的就是吸收法, 溶剂采用的是氢氧化钠水溶液, 处理后排放出的尾气没有异味, 处理率达98.5%。
3.5 膜法油气回收
膜法是将各单元汇集的油气储存在气柜中, 针对不同油品的分子大小选择好适合孔径的膜, 然后再将油蒸汽与空气混合气分离。因油蒸汽与空气混合气通过高分子膜片时传递速率不同, 进而利用此差别来实现两者的分离。滤出的空气被直接排入大气, 浓缩的油气被送入吸收塔反复喷淋吸收, 未吸净的油气被送回膜重复处理。
以上几种油气回收技术, 工艺原理最简单的是气相连通法, 但受物料品种、储罐等设备的限制。冷凝回收法效果比较好, 使用维护也简便, 只是尚未实现国产化。目前油气的回收处理方法以回收费用相对较低的吸附法和吸收法为主。
2012年设计的某公司“20万吨/年15号白油料综合利用项目”溶剂油产量3万吨/年, 产量虽少, 但环保要求严格, 故设置处理量300标立/时的吸附法油气回收设施。项目中采用液下密闭装车鹤管, 油品气相汇聚到一根气相总管, 然后送至油气回收装置, 油气回收效率高达96%, 大大降低了油气的排放和油品的损失。
4 结论
油品储存、运输过程中的油品蒸发是不可避免的, 油气回收是有必要的, 采用合适的油气回收设施可有效降低蒸发损耗, 保护环境。不同油品储运系统在选定油气回收方案时, 要从物料性质、储罐形式、占地面积、投资概算等多方面综合考虑, 并与环评部门沟通, 最终选定最经济、合理的方案。
摘要：油品蒸发损耗是油品储运过程中不可忽视的问题。本文总结了油气产生的原因和造成的危害, 阐述了油气回收的必要性, 列举了几种油气回收技术, 并对冷凝法、吸附法两种油气回收在化工设计中的应用做了实例介绍。
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废旧电池回收的倡议书06-05
