第一篇：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 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 6.3 环保验收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃8

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。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%。

10钢管。工程施工要点

5.1 基本要求

5.1.1 对现有加油站进行油气回收系统改造时，涉及动火、动电和在受限空间作业等，应严格遵守《石油化工施工安全技术规程》（SH3505-1999）有关规定。

5.1.2 施工前，业主方应组织设计、施工、监理等相关方对施工图纸进行会审并进行现场核对、确认。

5.2 管道施工

5.2.1 埋地敷设管道开槽时应对槽底按设计要求坡度找平。

5.2.2 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%，卸油管道坡度不应小于2‰。

5.2.3 当管线坡度无法满足上述要求时，可在油气回收管道上加装收集罐，且管道坡向集液罐坡度不应小于1%。收集罐宜靠近油罐设置，有效容积应能满足液阻要求。

5.2.4 管道焊缝外观应成型良好，与母材圆滑过度，宽度以每侧盖过坡口2mm为宜。

5.2.5 管道系统试压合格后，应用清净水或空气按规定进行冲洗或吹扫。

5.2.6 管道系统应以设计压力进行严密性试验，试验介质应为压缩空气或氮气。

5.2.7 管道外表面防腐应执行《钢质管道外腐蚀控制规

气站设计与施工规范》规定的坡度要求。

6.1.2 管道焊接接头表面不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在，管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，连续咬肉长度不应大于100mm，且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10%，焊缝表面不得低于管道表面，焊缝余高不应大于2mm。

6.1.3 设备和管道的防腐要求应符合设计文件的规定要求。

6.1.4 管道进行无损检测，缺陷等级评定执行《压力容器无损检测》JB4730的规定。

6.1.5 法兰、阀门等管件连接良好无泄漏，设备处于完好受控状态。

6.1.6 管道系统安装完成后，应按照石油化工管道验收要求进行压力和严密性试验，确保合格。压力试验过程中若有泄漏，不得带压处理，缺陷消除后应重新试压，测试过程和测试结果应保存完成的影像文字记录。

6.1.7 施工完成后，承包商应组织进行油气回收系统气液比、密闭性压力测试和管道液阻测试，确保合格。测试过程和测试结果要求保存完成的影像文字记录。

6.1.8 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。

6.2 竣工验收

竣工验收由业主方组织，设计单位、监理单位、承包商和供应商等单位参加，主要验收要求如下。

6.2.1 竣工资料、隐蔽工程和重点部位施工影像资料齐

第二篇：加油站油气回收改造试题答案

油气回收试题库

一、填空题：（每空2分,共70分）

1、加油站油气回收系统由卸油油气回收系统、汽油密闭储存、加油油气回收系统、在线监测系统和油气排放处理装置组成。

2、加油站油气回收系统技术的气液比应在大于等于1.0和小于等于1.2范围内。

3、油气排放处理装置的油气排放质量浓度应小于等于25g/m3,排放口距地平面高度

不应小于4m。排放浓度应每年至少检测1次。

4、油气回收改造施工过程中，加油站站长对本站人员、设备设施和财产的安全负

责，并负责监督施工单位在施工全过程中各项安全制度和防护措施的落实情况，发现“三违”现象立即责令施工单位停工、整改，并将相关情况及时报告油气回收改造工程项目组。

5、油气回收改造过程中，施工单位在现场必须设置安全设施和安全标志，每个作业区必须配置消防器材，做到取用便捷、完好有效，并组织、培训义务消防员。

6、作业区域内禁止非作业人员进入，作业人员必须佩戴安全帽，施工现场禁止吸

烟。

7、特种作业人员必须持证作业，作业时必须佩戴防护器具，必须指派专人进行监

护。

8、临时用电、动火、高处作业、进入受限空间、破土前，施工单位必须办理作业

证，并按照作业证的要求进行危害识别，落实防护措施。

9、临时用电架空线应采用绝缘铜芯线，架空最大弧度与地面间距不小于2.5m，严

禁在树木和脚手架上架设。

10、氧气瓶、乙炔瓶工作间距不小于5m，两瓶同时明火作业时，距离不小于10m，禁止在工程内使用液化石油气和乙炔发生器作业。

11、油气回收管线开槽，宽度为350mm-500mm，深度为管道顶部距地面大于等于500mm，底部填沙夯实，坡向油罐或凝液罐，坡度大于等于1%。

12、清罐作业前应先将设备打开通风孔进行自然通风，必要时采用强制通风或佩戴空气呼吸器，但设备内缺氧时，严禁用通氧气的方法补充氧。

13、受限空间进出口通道，不得有阻碍人员进出的障碍物。

二、简答题：（每题10分，共30分）

1、油气回收施工五要、五不要？

答：五要：

1、要充分识别风险

2、要双方共同监护

3、要分清作业区域

4、要封堵彻底分开

5、要防范措施有效

五不要：

1、不要罐区动火

2、不要空罐作业

3、不要旧管线无保障动火

4、不要无票证操作

5、不要忽略使用安全

2、砼地面开槽时应注意什么？

答：①确认加油站原有管线、电缆的位置和走向，对于无法确认的项目要谨慎施工；②严禁脱水作业；③作业时注意避让加油站原有管线和电缆，发现异常现象立即停止作业④及时修复受损部位。

3、加油站内动火有什么要求？

答：①严格执行作业证制度；②作业区域必须配备完好有效的灭火器材；③动火前必须进行可燃气体检测，达标后方可进行作业；④加油站站长和监火人必须监视动火全过程；⑤动火结束后，及时验收、清理现场。

第三篇：加油站油气回收改造实施方案

加油站油气回收改造方案

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。4 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工程建设、加管、质安等部门（专业人员）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工程建设单位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，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设计方案由工程建设人员、设计院进行审核。4.4施工图设计 4.4.1设备选型

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。

5、工程施工

5.1施工和监理单位的选择

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，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，报加油站工程建设部门。

5.2.4工程建设部门，组织对施工方案审核签字同意。5.2.5加油站主管单位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。

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，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，加油站所在单位验收。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。

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）

265Ft－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：

(VVn)(Pn1Pn)Pn …………………（B.2）

Vn1VnP－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：

yVViAf ………………

LGfGi…（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：

QGfGigt60…（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：

yVrV 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。………………

…………

第四篇：我国加油站油气回收工程正在走弯路

我国加油站油气回收工程正在走弯路

1.重新解读国外加油站油气回收工艺

国内推广的加油站“一阶段”“二阶段” 油气回收设备，均属舶来品。从美国加州圣地亚哥市1974年实施“第二阶段油气回收措施”起，国外实施油气回收已经有33年历史。英国牛津布卢克斯大学气象学教授、城市空气污染气象学博士埃尔森介绍：“减少加油站挥发性有机化合物的措施包括所谓的‘第一阶段控制措施’，其目的是防止油罐车向地下储油库输油时挥发性物质逸出。这种措施从70年代起就已经在美国实施了，目前正在整个欧洲分段实施。奥地利、瑞典以及德国部分地区（如慕尼黑和柏林于1987年）早就规定采取这种措施。”“‘第二阶段控制措施’要求在加油机上安装挥发物回收装置，加利福尼亚州已经这样做了。”（摘于英.埃尔森《烟雾警报－城市空气质量管理》）

我国台湾从1993年开始引入加油站油气回收系统。有关部门对加油站油气回收技术工艺原理的描述是：改善加油站空气污染的方法有三种，（1）加强加油设施之维护保养管理，（2）避免不当加油，（3）使用污染防治设备（油气回收系统）。其中（1）及（2）方法可以改善加油站地下管线及加油设施之非预期排放，针对加油时汽油之挥发逸散，则必须使用（3）油气回收系统。目前有多种油气回收方法被使用，其中最简易的原理为当液态汽油由储油槽经管线输出时，油槽内因压力下降而产生真空压，会将周围空气引入，相反地，当液态汽油注入时，会造成内压上升而迫使上层油气排放至大气中，油气回收系统即籍由输送过程中压力的变化将饱和油气引回储油槽中，由于此时已有充足的饱和油气流回储油槽，可阻止新鲜空气进入，故可抑制油槽内油气的进一步挥发，以减少污染物的排放于大气中。针对油库送油至加油站及加油站零售汽油，分别有不同的油气回收方式：（1）油罐车密闭式卸油，即第一阶段油气回收系统；（2）油库油罐车油气回收；（3）加油站车辆加油作业油气回收，即第二阶段油气回收。（摘于台湾环保署《加油站设置真空辅助式油枪油气回收设备补助申请之检测及审查执行计划期中工作报告》）。简言之，加油站油气回收的工艺是按照“抽出一升油就补回一升油气”的气液平衡原理，抑制油槽内油气的进一步挥发。正如国外某品牌油气回收产品样本手册描述：“●加油站储油罐由于温度影响或油罐车卸油，导致油罐内压力增加，将油气排放于大气中●未安装二次油气回收系统之加油站，在加油过程中，通过呼吸阀有加油量等体积的空气进入油罐，造成油品挥发引起罐内压力增加，加大了油气排放●当加油站的二次油气回收系统、油气回收管路、零配件和压力真空阀出现泄漏或正常排放时，油气会直接排放于大气中。若保证油罐压力处于负压状态，可避免排放。”

为保证油罐压力处于负压状态，在工艺技术方面，以抽吸油气的加油枪和配套的真空泵控制气液比；在控制技术方面，采用真空压力阀和压力监测器。2.工艺技术和控制技术存在缺陷

所谓缺陷，是指无论怎样确定气液比，无论真空压力阀和压力监测器如何控制，都没有切实有效做到防治油气污染。

1），无论多少数值的气液比都不能杜绝油气的挥发

气液比A/L（A指加油时在汽车油箱口收集的油气量，L指加油机从地下油罐抽取给用户汽车的加油量）是表征油气回收系统性能质量的一个指标。其理论是：从地下油罐内抽出一个体积的油液加到汽车油箱时，汽车油箱也会排出相同体积的油气。只要同时把这个相同体积的油气收集起来补充进地下油罐，就可以避免油气造成的污染。基于平衡的理念，应该以“气液比1：1” 即A/L=1为最佳。

关于气液比，各供应商各有自己的技术介绍，最具代表性的如：HEALY介绍：二次油气回收的处理重点是要让油枪每加一升油能回收一升油气。要达到此工作的有效回收油气，HEALY的系统设计在油枪内装置了油气流速控制阀，此控制阀随着加油的速度变化调节，达到气体与液体比(A/L)为1:1的回收。若太低或太高会造成油灌的油气不平衡，会吸进大气或排出油气，造成汽油挥发或污染大气。（摘于《HEALY二次油气回收原理说明书》）。OPW介绍：分散式油气回收系统由真空泵控制板、真空泵、油气回收管路、油气回收枪组成。真空泵控制板与加油机脉冲发生器连接，获得加油时的脉冲信号启动真空泵，而停止加油时脉冲信号中断真空泵同时关闭。根据加油机不同的脉冲分辨率，真空泵控制板调节加油枪的气液比至0.95:1~1:1.5之间。加油时真空泵的转速随流量而改变，确保气液比始终保持恒定。（摘于《OPW二次油气回收系统》）事实上不同品牌油气回收枪的气液比差异很大，从台湾地区已经安装使用过的11个品牌油气回收加油枪的资料看，气液比最小为0.88，最大为2.43。

无论多少数值的气液比都不能杜绝油气的排放，因为，在实际操作中，“给汽油车油箱加油时，首先会有与所灌装的油品的体积相同的油气被置换出油箱；同时，所灌装的油品并没有停止蒸发，必然还有由于同时蒸发所增加的油气体积也要排出油箱；并且在收集油气操作过程还可能混入的空气，因此需要收集的油气混合气体体积必然大于所进入的油品液体体积。如果只是收回与油液体积相同的油气体积，即所谓‘气液比1：1’，就会有多余油气遗留在空气环境形成污染。实际上，只要‘气液比’等于1或小于1，都不可能将油气完全收集干净。反之，如果‘气液比’大于1，即收集了大于出油体积的油气，势必会多收集了新鲜空气进入油罐，那样又会将油罐内的油气排挤出油罐，反而增加了对大气污染。”（《影响油气回收设备收益的若干问题》《中国环保产业》2005年第4期）。气液比大，不但增加排放污染，还扩大油品挥发损耗。武汉有两个加油站安装了“第二阶段控制措施”，都将收集的油气送入汽油标号相对低的90﹟汽油罐中，经过一段时间都发现90﹟汽油明显亏损。

2），真空压力阀难以维持油罐系统的负压

为了“保证油罐压力处于负压状态”采用了“PV阀”，即真空压力阀。按照工艺要求，真空压力阀的作用应该是维持油罐系统的负压。但是，根据供应商对“第二阶段控制”技术的说明，真空压力阀设定为：油罐系统正压超过76mm水柱、负压低于200mm水柱时，真空压力阀就会启动，安全迅速的释放油气出去或放过空气进入，让油罐系统得到呼吸。还有的供应商提供的方案是在安装真空压力阀同时，还要装设两个压力帽，一个为+1.5”英吋水柱压、一个为+3至-8英吋水柱真空，当系统压力超出压力帽范围时，压力帽会启动调节，让油罐系统得到呼吸。所以，地下油罐系统并不只是负压状态。

据台湾代理公司维护人员介绍，真空压力阀很容易损坏，成为常通状态。台湾环保部门1999年对212个加油站、2000年对408个加油站的油气回收设备进行质量检测检查时，发现“PV阀经常损坏”。检查报告指出从在检查中发现损坏还只是一部分，“因为厂商大多在检查人员到站前才装上或修复”。（见于台湾环保署《加油站设置真空辅助式油枪油气回收设备补助申请之检测及审查执行计划期中工作报告》）。可以想象实际损坏的程度还要严重。真空压力阀容易损坏的原因可能受到“气液比”波动大、阀芯打开和关闭过于频繁的影响。一旦真空压力阀损坏成为常通，地下油罐系统也就与大气环境相通而处于常压状态了。因此，真空压力阀并不能维持和“保证油罐压力处于负压状态”。

3），压力监测器不能及时“管住”油气的呼吸排放

监测器的采用，不同厂家有不同要求。有的监测集中式二次油气回收系统，有的监测分散式二次油气回收系统，还有的在一次二次油气回收系统都监测。监测对象也有不同，有的监测地下油罐和管线系统的压力值，有的监测回收油气流量。监测器的安装，有的在通气口上，有的在地下油罐和加油机内。也有的连同接口模块、液位仪、气体流量计、气体压力计组合一体，称为“加油站诊断系统”。

监测器的作用，无论是称为在线监测还是称为实时监测，其对油气回收

地下油罐“‘大呼吸’，即在收进或发出油品时，随着液相的油进入油罐，油罐内液体体积的增加，将气相的油蒸气置换，并使油蒸气排放到大气中。‘小呼吸’则是因昼夜气温升降变化，油品液体体积和油气气体体积随气温变化热胀冷缩，当体积胀大时，将油蒸气排挤出油罐。大小呼吸过程中，每当“呼”时，油蒸气排放到大气中；每当“吸”时，新鲜空气进入油罐，降低油蒸气浓度，促使油品液面进一步蒸发，重新达到饱和。即使油罐发完油、油船仓和槽车罐卸完油、汽车油箱内的油使用完，容器内油蒸气仍然存在，因为在油液减少、空气补进的过程中，油分子继续在蒸发、浓度逐渐饱和。在下一次进油时，空容器内的油蒸气还会重复“呼出”而进入大气环境。（摘于《中国环保产业》2003年第8期《加强对加油站的排污管理》）。加油站“第一阶段控制措施”是针对油罐“大呼吸”排放油气采取的措施。目前有高价进口的油气回收处理设备则是用于回收地下油罐“小呼吸”排放的油气。在没有安装“第二阶段控制措施”的加油站，对于温度上升时地下油罐“热胀”呼出油气的情况几乎可以忽略，因为加油机随时抽出的油就足以阻止油气往外呼出了。

汽车油箱的“大呼吸”是在加油站加油时，随着液相的汽油进入油箱，油箱内液体体积的增加，将气相的油气置换排放到大气中。“小呼吸”是“在环境温度和大气压发生变化时，会产生一种‘呼吸作用’，当环境温度升高或大气压下降时，汽油箱中的汽油蒸气通过通大气口排出汽油箱（如油箱盖上的通风口、化油器上的外平衡口）；当环境温度下降或大气压升高，或汽油被使用掉时，汽油箱中会形成真空，外界空气通过通大气口进入油箱，释放油箱中的真空。在这种‘呼吸过程’中，碳氢化合物（HC）被排到空气中，形成大气污染和能源的浪费。”（摘于《机动车污染控制100问》）。加油站“第二阶段控制措施”则是针对汽车油箱“大呼吸”排放的油气，汽车制造厂生产的燃油蒸发碳罐则是用于回收汽车油箱 “小呼吸” 排放的油气。

不论是地下油罐还是汽车油箱，“大呼吸”排放量远远超过“小呼吸”的排放量。加油站每进货1吨汽油，地下油罐“大呼吸”排放1.4m3油气；每销售1吨汽油，汽车油箱“大呼吸”排放1.4m3油气，两者合计“大呼吸”排放量就有2.8m3。一个年销售1万吨汽油的加油站，“大呼吸”排放油气就达2.8万m3。“小呼吸”是随着在气温和大气压变化，油罐或油箱内汽油及空间的体积热胀冷缩，热胀时增大一点体积就“呼”出一点油气、冷缩时缩小一点体积就“吸”进一点空气，所以“小呼吸”排放量很小。

油气回收的关键环节是回收“大呼吸”排放的油气。“第一阶段控制措施”和“第二阶段控制措施”虽然都是针对“大呼吸”排放，但是存在诸多问题。目前，有两种进口的油气回收处理设备在推广，但是这两种设备的处理能力只有5－6m3/h左右，只能适应抑制加油站地下油罐“小呼吸”排放的油气，并且不能将油气最大化地液化回收利用，回收过程最终仍有富集油气不能解决。所以，这两种设备还不能完全解决油气回收的问题。4.主要问题是油气污染的转移排放

国外加油站“一次油气回收”和“二次油气回收”的准确定义，应该是“第一阶段控制措施”和“第二阶段控制措施”。从国外三十几年来实施的分阶段控制措施，反映出他们的设计理念是：进行回收处理（使之液化）并重新利用是有困难的，所以，对加油站排放的油气只能加以控制。控制措施主要是“保证油罐压力处于负压状态”。上世纪80－90年代，国外曾经采用过“燃烧塔”作为加油站油气回收系统后端的处理设备（分有正压燃烧和负压燃烧两种），采用的工艺是把收集的油气烧掉。我国台湾也有部分加油站安装过这种设备。说明他们确实认为油气难以回收，采取了“没有办法的办法”就是烧掉。

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1993年以来，台湾95％加油站安装了“第一阶段控制措施”和“第二阶段控制措施”。内陆城市约300个加油站安装了“第二阶段控制措施”，（据“第二阶段控制措施”两大供应商数据，一为250站、一为50站左右），北京地区、广州地区部分加油站、青岛华孚石油公司的加油站安装了“第一阶段控制措施”。实际应用中发现，这些控制措施还没有真正解决加油站油气污染问题，一定程度上存在转移排放污染。台湾较先置疑油气回收系统的效果，据台北记者倪鸿祥报道，廖婉汝、赖士葆等立委曾在2005年10月14日提出，“加油站使用的油气回收设备成效不彰，对环保根本没有帮助”，“油气回收设备故障率高、安装和维护费用高、油气回收也对空气品质没有帮助”。我们也注意到“油气收集和油气回收是前后不同的2个过程。目前，人们所说的加油站油气回收系统，基本上属于油气收集系统。还应指出，有的城市的油气收集措施只是将加油站油气污染进行着转移排放，没有从根本解决回收和利用油气的问题，因而无法实现治理污染、保护环境、消除安全隐患的目的。”（《加油站油气回收技术的难点及有效方法》2004年第3期《石油商技》）。

1），转移排放现象一：从加油站转移到油库。

“第一阶段控制措施”是在加油站卸油时，通过密闭连接的管路，将地下油罐置换出来的油气收集进油罐车内运出加油站。运出加油站以后怎么办呢？驾驶员说“到油库或郊区其他地方放掉”。负责人说“运回油库进行回收处理”。实际状况是，大多数油库尚未安装油气回收处理装置，已经安装的油气回收处理装置也大部分不能正常运转。如果油库没有条件将油气液化处理，运回油库的油气仍然只能放掉。另外，不少油罐车尚未实行专车专品种运油，每当卸了汽油之后再去装柴油时，油罐内的汽油油气也只能放掉。这些都是转移排放。

2），转移排放现象二：从加油站转移到油罐车返回油库的路途上。

这是油罐车附件设备在用状态不完好、不密闭带来的问题，也是容易被人们视而不见的问题。南方一城市的“第一阶段控制措施”实行油罐车底部密闭装卸车的油气回收方式。油库发现油罐车收集的油气少，影响到油库油气回收处理效果。查找原因时，“在现场先后爬上七辆车顶仔细检查附件，量油口、安全阀、油气管路的连接胶管、罐体大盖等都有泄漏点。没有一辆车达到完全密闭。泄漏状态可谓之‘针大的眼、斗大的风’”。（见《石油库和加油站》2007第2期《油气回收管路的密闭与畅通》）。原来，随着油罐车一路奔驰的速度，从油罐泄漏点急速进入的空气气流将“第一阶段控制措施”收集的油气置换了。油气被排放在罐车返回油库的路途上。

3），转移排放现象三：从加油枪口周围转移到呼吸管口排放。

“第二阶段控制措施”是将给汽车加油时排放的油气收集到地下油罐内。有的供应商说自己的油气收集枪收集率大于95％。有的供应商在产品样本上说自己二次油气回收系统“可有效控制油站加油时的油气排放，确保加油场地无空气污染，达到国际安全环保要求。”实际情况是：第一，油气回收枪的收集率并没有达到供应商所说的数据；第二，由于气液比偏大，多收集的空气反而将地下油罐内的饱和油气排挤出来，增加了排放污染。

关于油气回收枪的回收率，台湾工业技术研究院工业安全卫生技术发展中心“选择6座加油站於油气回收设备装设前及装设后进行空气采样，分析结果显示装设油气回收设备后，加油泵岛的周围环境可减少了七成以上的挥发性有机化合物逸散量。”（见于台湾环保署《加油站设置真空辅助式油枪油气回收设备补助申请之检测及审查执行计划期中工作报告》）。这个结论对油气回收枪的回收率做了诠释，说明回收率在七成左右。

本文在前指出，只要气液比大于1就会增加油气的排放量。笔者在不同季节多次到西安、苏州等地，现场观察“第二阶段控制措施”的状况，看到：只要有两辆以上汽车进入同时加油，P/V阀就会发出“啪啪啪”响亮声音。当有多辆汽车同时加油时，就可看到出气口排出雾状油气。严重时，雾状与油罐车卸油时的现象差不多。这时候的气液比至少在2以上，在加油枪周围收集了较多新鲜空气送进地下油罐，增加了地下油罐内压力，排挤油罐空间的饱和油气，通过P/V阀口，转移到了呼吸管口排放。5.不可轻信环保效益和经济效益

只要油气的形态没有从气态转变为液态并回收利用，油气污染就可能转移排放，就会直接影响油气回收的环保效益和经济效益。

1），关于环保效益

2000年8月，中国环境科学院大气研究所在上海金茂大厦举办油气回收专题学术报告会，美国一家公司介绍了油气回收技术，宣传油气回收的环保效益。后来，供应商把压力监测器含糊称为“油气监测系统”，说成“专业用于汽车加油站加油时对油气回收状况进行实时监测和记录的全自动仪器”，特突出“95％以上的回收率”、“99％的净化率”等关键词，并展示多国认证书。由于对进口设备一知半解，以为是针对环保说监测，就是对加油站尾气排放中污染物浓度的监测，加之对美国CARB或德国TUV认证也陌生，不清楚这些认证是针对压力数据的技术指标，还是尾气含量的环保指标。因而轻信油气回收的环保效益。

有不少媒体的文章说加油站安装了油气回收枪，闻不到汽油味了。还有代理商说用了他们的设备，“在加油站内几乎闻不到一丝的油气味道。”此时闻不到汽油味并不等于解决了油气污染问题。其实，在人的嗅觉高度范围内，经过检测的实际数据只是收集了七成左右的油气。假定气液比1.2，那么“第二阶段控制”的环保效果也只有50％而已，因为：第一，在加油站有三成左右油气没有回收，即还存在30％的油气污染；第二，气液比1.2会将120％的混合气送回地下油罐，同时将油罐空间20％的饱和油气从远离人们嗅觉范围的呼吸管口排挤出去，即增加了20％的油气排放。两者相加，仍然存在50％的油气污染。

如果再加上那些转移到油库或运输途中排放的油气，污染问题仍然很严重。

2），关于经济效益

90年代后期，当国外油气回收设备准备进入我国内陆市场时，供应商发布的宣传资料还比较客观。如，一供应商对其产品效果的描述是：“A/L回气比率接近一比一，无油料亏损，有时会有增存油量现象，系统可实现95％以上的回收率。”该产品自述的经济效益不过为“有时会有增存油量现象”。但到后来，供应商代理商举出的油气回收收益数据就大不一样了。

例如，一家公司的宣传材料以美国加州为例，计算加油站油气回收的收益为：“加油量2,200万吨/年，一次（即第一阶段）回收量102,000吨，二次（即第二阶段）回收量48,000~56,000吨，总计回收油品150,200吨。综合回收效率达到0.67%。”（《城市中心加油站安全环保解决方案》）。简明说就是加油1吨即可以回收6.7kg油（约9.4升）。

再如，某公司在网上发布：“2003年末，我公司与xxxx研究所及xxxxxx公司建立合作伙伴关系，作为膜法油气回收技术的唯一中国代理商，将该技术引入中国，并在上海xxxx加油站成功应用。经一年的实践证明，膜法油气回收装置可将为汽车加油时产生的油气的99%以上进行回收，在加油站内几乎闻不到一丝的油气味道。该装置的年综合平均率达6‰以上（即每销售1000吨汽油即可回收6吨以上的汽油）”，“年销汽油量为5000吨的加油站，回收率以6‰计，安装膜法油气回收装置后每年可回收汽油5000×6‰=30吨，以90#汽油价格5000元/吨计算30吨×5000元/吨=15万元。”在另一网站发文说这个加油站“年汽油销售量约5000吨”“年回收汽油可达27吨”（原文见 http://www.teniu.cc 2006-3-17）。其表述的加油站销售每吨汽油所回收油气的量高达5.4kg（合7.56升）。

汽油装卸过程及加油站各个环节油气挥发量究竟有多少?美国环保署曾经做过检测（见表1），用无密闭油气收集措施的加油枪加油，其挥发排放量为1.32 kg/ m3，我们取汽油密度最小0.72来计算，其排放损耗率为1.32/720=1.8‰.。再看我国情况。江苏工业学院“油气回收”课题组在中国石化九江分公司实测汽油装卸时排放的数据为：油气含量平均30%，约为858g/ m3,（油气浓度为34.53%时约990g/m3）。2005年12月5－7日，上海环境科学院大气所在西安、银川各一个加油站的油气回收设备进气口（也就是地下油罐的排放呼吸口）做了检测，当时气温和气压分别为银川－8℃83.44Kpa西安－5℃92.2Kpa，油气排放量分别为银川317g/m3西安337g/m3（见表2）。其排放损耗率分别为0.317/720=0.4‰和0.337/720=0.47‰。“为了控制蒸发而减少油品数量的自然损耗，国家制定了《散装液态石油产品损耗》，即GB11085号国家标准。又称为‘损耗定额’。‘ 损耗定额’的出台已有几十年，受当时技术条件的限制，给出的允许损耗额其实均过大。”（摘于《中国环保产业》2003年第8期《加强对加油站的排污管理》）。《散装液态石油产品损耗》给定加油站零售加油的损耗率为0.29％。

表1 加油站油气排放情况的数据（资料来源：美国环保署EPA AP-42号报告）

(Source)油气取样的源位及状况 排放量kg/m3

Filling underground tank 向地下油罐卸油

1，Submergrd filling 卸油时注油管潜入液面以下 0.88

2，Splash filling 卸油时注油管置于液面以上 1.38

3，Balanced submerged filling采取平衡密闭油气收集措施 0.04

4，Underground tank breathing and emptying

地下油罐的“小呼吸”排放 0.12

Vehic refueling operations 用加油枪给机动车加油

5，Displacementlosses(uncontrolled用无密闭油气收集措施加油枪 1.32

6，Displacement losses(control)用有密闭油气收集措施加油枪 0.132

7，Spillage 密封处的泄漏 0.08

表2 卸油区油气回收装置进排气口NMHC浓度

报告号――检字Q－010－2005（单位:mg/m3）

采样地点 油气回收装置进气口

平均值

银川中心加油站 308071 249172 393487 316910

西安朱雀路加油站 300613 355744 355441 337266

所有供应商都没有给出实际考量的数据证明其油气回收设备的收益。上述代理商提供的油气回收设备为零售加油即“第二阶段”的油气回收的设备，却报告可以达到0.6％的收益，与1.8‰、0.4‰、0.47‰、0.29％这些数据相比较，数据的差距确实有点大。更何况，还有50％的油气没有得到控制和回收。应用的情况更能说明问题，仍然以上述“上海xxxx加油站”为例：2005年初走访该站站长，得到的情况是“一年下来，盘亏盘盈与安装油气回收设备以前比较，没有增加收益，也看不出亏损，因为加油站依据《损耗定额》进行盘库。”2006年初走访该站站长，得到的情况是“说收益，反正是没有见到，可是维修费下去两万多，真的吃不消。”2007年初走访该站站长，得到的情况是“别提了，三天两头坏，影响我营业，我已经把它拆了”。看到的现象是该站油气回收的设施已经断开管路，已有三个多月不再使用了。

6.我们需要怎样的油气回收系统

首先，我们需要能有效控制油气污染的系统。国外的油气回收技术虽然已经有33年历史，“第一阶段”和“第二阶段”的控制设备，随着气温和大气压的变化，在地下油罐和管线内虽然“有时会有增存油量现象”。但是，这毕竟不是控制油气污染的有效系统。“控制油气污染的有效系统必须包括一个密闭收集油气的装置和一个回收处理油气的装置”（摘于[美]哈罗德R。琼斯《石油工业中的污染控制》）。“‘第一阶段控制措施’和‘第二阶段控制措施’还不是真正意义的完整的油气回收系统，因为它不具备后端油气回收处理的设备。2004年，美国CARB在加利福尼亚州开始强制规定加油站必须配套安装后端油气回收处理设备。”（见于OPW《中国通讯》2006年9月《油气回收技术发展历史背景》）“完整的加油站油气回收系统应当包括两类设备，即：前端的油气收集设备和后端的油气回收处理装置。目前在国内一些外商机构推销的不含‘后处理’的加油站油气回收设备，其实只是油气收集设备。”（《中国石油企业》2005年第10期《选择油气回收设备当“三思”》）只有将油气在现场“消灭”于气态，使之液化为汽油，能够立即重新利用，才能达到保护环境的目的。

其次，我们需要处理能力能满足处理加油站油气排放量的技术和设备。“不论你的加油站装机规模是几十台还是几台，也不论你的年销量有上万吨或只有几百吨，油品都是一车一车地卸入地下油罐的，你的加油站油气排放的峰值，或者说单位时间排放油气的最大量都在30m3/h左右。因此，你所需要的油气回收设备的处理能力都应该满足回收油罐车卸油时所排放的油气，即：至少应达到30m3/h的回收处理能力。”（摘于《选择油气回收设备当“三思”》2005年10期《中国石油企业》。）如果油气回收设备能满足处理加油站所有油气排放的量，收集多少混合气体都能处理，人们就不用费劲考虑“气液比”到底多少为好了。第三，我们需要能够组成完整的加油站油气回收解决方案的技术和设备，在一个有群体加油站的公司、在一个地区，就可以统筹优化设计城市整体的油气回收解决方案，而不再顾此失彼，留下如转移排放油气污染之类的问题。

第四，我们需要投资少、易维护，能够有一定回报的技术和设备。加油站投资安装了油气回收设备，而设备的运行费用也应该从设备的收益中解决。已经有国产化的加油站冷凝式油气回收设备能够做到这一点。7.结语：关注国产设备、优化整体方案

国内已经开发出了处理能力30m3/h冷凝式加油站油气回收设备，在西安、银川、苏州、鄂尔多斯、哈尔滨、青岛等站点试点运行。客观而言，不管是国外的还是国内的加油站油气回收技术，都还有不成熟之处。试点运行的设备在初期也遇到一些问题，主要是所选制冷压缩机的质量并非如厂家的承诺，从而影响到油气回收设备的运行效果。目前，对试点中发现的问题已经有了对策，重新选择国际品牌制冷压缩机作为配置。总之，国产设备已经崭露国外设备不能比的特点：能够将油气液化、能够看到回收的汽油、能够计量回收的效果（约为千分之一）、能耗低（收回1升汽油耗电0.6度左右），而且处理能力远大于进口设备。但是，按照国家环保标准规定的排放限值，这种产品还需要改进。目前，曾经承担中石化“九五”、“十五”油气回收重点技术攻关项目的江苏工学院（原中石化江苏石油化工学院）和生产厂家合作，完善了这种产品的配置，尾气排放的碳氢化合物含量低于10g/m3。产品投产的基础工作正在进行。同时，“第一阶段控制”和“第二阶段控制”全套的国产配置开始投产。

关于冷凝技术。近二十余年，传统行业与新兴产业得到有效结合，制冷技术实现了系统化、信息化、绿色化。美国机械工程师协会ASME评选出的20世纪十大工程成就中，制冷技术名列第七。低温制冷技术、新型制冷压缩机产品得到长足发展，具有技术成熟、体积缩小、能耗减少、质量稳定、成本降低、操作简单、维护方便等优点，冷凝式油气液化技术和设备具有成本低、能耗低的优势。

奥运会迫在眉睫，“奥运会空气质量保障工作协调小组确定了奥运会前空气质量保障工作重点。天津、河北、山西和内蒙古的省会城市、进京沿线城市在2008年6月30日前完成加油站油气回收治理”，可是，加油站目前采用的油气回收设备，都没有达到防治油气污染的目的。油气回收工程正在走弯路。油气回收的技术和设备急待完善，加油站油气回收的整体方案急待优化。油气回收设备的生产企业和用户单位，都期望得到政府管理部门的关注和引领。

第五篇：加油站油气回收改造指导意见(改版)

加油站油气回收改造指导意见

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）

265Ft－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：

(VVn)(Pn1Pn)Pn …………………（B.2）

Vn1VnP－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：

yVViAf ………………

LGfGi…（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：

QGfGigt60…（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：

yVrV 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。

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