加油站油气回收改造实施方案

1、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乏油气回收管路或谊气管 冇冇冇k甲旳TQi车气相防溢油浮球阀A卸油管汽油瞬/73.2加油油气回收系统（二次回收）3.2.1力口油机改造，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、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。13馳砸机L/ on1祐回收魁10i出M勺I球阀接。2主机回气管油領收裝蛊TlJO323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防雨型阻火器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机械呼吸阀（带阻火功能I防雨型阻火需机械帧（带阻火功能）彌型阻火器賈油麟通气管

3、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，

4、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

5、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

6、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

7、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

8、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

9、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 23KPa，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

10、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

11、、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

12、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

13、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

14、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

15、.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

16、.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

17、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

18、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H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

19、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

20、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.

21、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

22、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，

23、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

24、向朝向罐区时禁止动火作业。（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 3

25、0s 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

26、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。te 4-r l .i I 5三谊检T菽头连卸压力表氮勺入口樓头泄圧阀图A.1液阻和密闭性检测装置示意图泵和加油枪加油袖气回收立管图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0250Pa,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

27、05.0kPa ，精度为满量程的 0.25%。A.5.4 浮子流量计的量程范围为 0100L/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10

28、L汽油。A66 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 。（规范性附录）密闭性检测方

29、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

30、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

31、 ，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0750Pa，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02.5kPa，精度为满量程的 0.5%;满量程范围05.0kPa，精度为满量程的 0.25%。B. 5.3单体油罐的最小油气

32、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 30100L/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

33、.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

34、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。B67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% 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。B68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

35、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 30100L/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

36、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

37、时间通过公式B.1计算：Vt （ B.1 ）265 F式中：t 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：（V 一必）（盼-Pn）Vn 卑VnPn（B.2）式中：P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;V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

38、2中与M+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。（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

39、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

40、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0型圈和加油枪喷管

41、间的密封。节站辅期弍加油枪连接气液比适 配器的加油枪连接适配器的後投怏度 1000Jfioamtfl气休流竜计；江液比适配器密封环加油f空V和油气空气利油气收集孔油气油吒回跳窗线公称 内牲202 5mm汽休流暗计回收气懈平浙骨 绘小内往SChnm 氏度 15050ram图C.1气体流量计和气液比适配器安装示意图连接气液比适 配器的加抽枪连樓气体烦就计的油气骨线 公称内 ti20-25znn 1800mn检测用油桶连接适配鄴的管娃 称内径2025mm 怏度 iooo-ifloow气体流吊计勞逬内径 至少50mitT/v弯曾将油气/&向地血油啊卄空图C.3气液比检测装置安装安装示意图压力/真空农

42、COl245Pa)低压端口吸耳味或 真空境Y源肘住阀气液比适配器帯脊抽气孔 的替才弋酸曾、wm外邑2】mm/帽子图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1201400L/min，分辩率小于0.2L，精度为读数的土 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10001800mm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150450mm范围。C.5.4 检测用油桶容积至少 80L。C.

43、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

44、比适配器上的 0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1520L，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