油库油气回收改造工程技术规范.docx

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油库油气回收改造工程技术规范

河南省油库油气回收改造

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基本要求····································3

4.2油气回收处理装置····························3

4.3管道系统····································4

5工程施工要点··································5

5.1基本要求····································5

5.2材料和设备··································5

5.3土建工程····································5

5.4设备安装····································6

5.5管道工程····································6

5.6电气仪表····································7

5.7防腐工程····································7

5.8消防、给排水工程····························8

6检验与验收要点································8

6.1施工过程检验································8

6.2竣工验收····································9

6.3环保验收···································10

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》,治理油库油气排放污染，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油库油气回收改造，为纲要性标准。

1.3本规范涉与的设计、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《石油库设计规范》GB50074（2014年3月报批）

2.2《储油库大气污染物排放标准》GB20950-2007

2.3《油品装载系统油气回收设施设计规范》GB50759-2012

2.4《油气回收系统工程技术导则》Q/SH0117.2-2007

2.5《石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工与验收规范》SH3501-2011

2.6《石油化工仪表工程施工技术规程》SH3521-2007

2.7《石油化工施工安全技术规程》SH3505-1999

3基本控制指标

3.1油气密闭收集系统（以下简称油气收集系统）任何泄漏点排放的油气体积分数浓度不应超过0.05%，每年检测1次且确保合格。

3.2油气回收处理装置应达到下列指标。

3.2.1油气排放浓度≤25g/m3，油气处理效率≥95%，每年检测1次且确保合格。

3.2.2油气回收装置噪声（距装置1m处测量）≤85dB。

4项目设计要点

4.1基本要求

4.1.1油气回收装置宜布置在装车设施内或靠近装车设施，与石油库内、外建（构）筑物和其他设施的防火间距，应符合《石油库设计规范》、《油品装载系统油气回收设施设计规范》的有关规定。

4.1.2汽车装车台布置宜使车头朝向油库大门，便于应急疏散,装车接口宜设置在油罐车外侧。

4.2油气回收处理装置

4.2.1应选用工艺先进、成熟可靠、价格合理、适用性强、能耗低、经济效益好的油气回收处理技术。

4.2.2油气回收处理装置应达到指标:

油气排放质量浓度≤25g/m3，油气处理效率≥95%。

4.2.3油气回收处理装置处理能力按公式Q=K·Σq确定，其中：

Q（Nm3/h）—汽油装车设施计算排气量;

K—汽油发油鹤管同时工作系数，可取K=0.6～1.0;

Σq（Nm3/h）—所有汽油发油鹤管排气量之和。

4.2.4油气回收处理的电气设备应选用适用于爆炸危险Ⅰ区的防爆类型，并应取得防爆合格证。

4.2.5油气回收处理装置应具有较高的自动控制水平，能实现“无人值守”，启停应与装置入口的油气压力实现联锁。

4.2.6油气回收处理装置控制柜宜设置在油库中心控制室内,如需放置在设备现场，应满足防爆与相关要求。

4.2.7油气回收处理装置所有设备、仪表、仪表盘、供电箱、电线保护管、铠装电缆、钢带、支架槽板应设置专用接地螺栓，依据相关标准进行电气连接和保护接地，置于明显位置和具有接地符号标志，接地电阻不应大于4Ω。

4.3管道系统

4.3.1油罐车上装鹤管应选用带油气回收功能的密闭发油鹤管，下装鹤管与油气回收管的接口应符合API（RP1004）的要求。

4.3.2油气回收主管道的直径应根据油罐车的承压能力、油气回收装置与其油气回收管道系统允许的压力损失，经水力计算确定。

4.3.3油气回收管道系统的操作压力应小于4.5kPa。

4.3.4油气回收管道的水平段应坡向油气收集装置，管道敷设坡度不应小于2‰。

4.3.5油气回收支管宜小于鹤管直径一个规格等级,在靠近鹤管处应安装截断阀和阻火器。

4.3.6油气回收主管靠近处理装置处应安装截断阀和阻火器。

4.3.7油气回收管道的系统设计压力不应低于0.17MPa。

4.3.8油气回收主管应设置在油气回收处理装置故障或检修时用的排气管，并应符合下列规定。

4.3.8.1排气管规格等级宜比主管道的小两个公称直径；

4.3.8.2排气管与油气回收处理装置的距离不应小于4m；

4.3.8.3排气管口应高出地面4m与以上，应在操作方便的位置安装手自一体电动控制阀，并安装带挡雨帽的阻火器。

5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，涉与动火、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材料和设备

5.2.1材料和设备的规格、型号、材质等应符合设计文件的要求，具有有效的质量证明文件，并符合相应产品标准。

5.2.2设备和管道的所有开口或接头的连接部件均应采用依据相关国家标准或行业标准制造的产品，连接部件应相互匹配，并保证连接部件有效密封。

5.3土建工程

5.3.1结构工程拆除模板时基础混凝土达到的强度，不应低于设计强度的40%。

5.3.2钢筋的混凝土保护层厚度允许偏差为±10mm；

5.3.3设备基础混凝土浇筑牢固，螺栓应无损坏、腐蚀，螺栓与预留孔无损坏、腐蚀、污损。

5.3.4基础交付设备安装时，混凝土强度不应低于设计强度的75%；

5.3.5当对设备基础有沉降量要求时，应在找正、找平与底座二次灌浆完成并达到规定强度后，应进行沉降观测，以基础均匀沉降且6天内沉降量不大于12mm为合格。

5.4设备安装

5.4.1油气回收工程所用的静设备宜在制造厂整体制造。

5.4.2油气回收处理装置的各种压缩机、风机、泵等的安装与施工应符合《风机、压缩机、泵安装工程施工与验收规范》规定。

5.4.3油气回收处理装置设备和凝液收集容器安装就位后，应按下列程序进行沉降观测，应进行沉降观测，以基础均匀沉降且6天内沉降量不大于12mm为合格。

5.5管道工程

5.5.1管道焊接要求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。

5.5.2油气回收管道的水平段应坡向油气收集装置，管道敷设坡度不应小于2‰。

若线路中间有低点，管道应坡向低点，并应在低点处设置凝液收集容器,与凝液收集容器等设备连接的管道必须在设备安装就位并经注水沉降稳定后进行安装。

5.5.3管道系统试压合格后，应按照有关规定用清净水或空气进行冲洗或吹扫。

5.5.4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。

5.6电气仪表

5.6.1仪表安装前应进行外观检查，并经调试校验合格。

5.6.2仪表电缆电线敷设与接线以前，应进行导通检查与绝缘试验。

5.6.3仪表设备外壳、仪表盘（箱）、接线箱等，当其在正常情况下不带电，但有可能接触到危险电压的裸露金属部件时，均应作保护接地。

5.6.4电缆的屏蔽单端接地宜在控制室一侧接地，电缆现场端的屏蔽层不得露出保护层外，应与相邻金属体保持绝缘，同一线路屏蔽层应有可靠的电气连续性。

5.6.5电缆进入电缆沟和建筑物时应穿保护管。

保护管出入电缆沟和建筑物处的空洞应封闭，保护管管口应密封串接方式。

5.7防腐工程

5.7.1已在施工现场外进行防腐蚀处理的设备和管道，应在现场对其防腐层进行电火花检测，如不合格，则应在现场重新进行防腐蚀处理。

5.7.3当埋地设备和管道采用涂料防腐蚀时，应执行《石油化工企业设备和管道涂料防腐技术规范》的规定。

当采用其他防腐蚀措施时，应按相应产品说明书的要求施工。

5.7.4当环境温度低于5℃、相对湿度大于80%或在雨、雪环境中，未采取可靠措施，不得进行防腐作业。

5.7.5进行防腐蚀施工时，严禁同时进行可能产生明火或电火花的作业。

5.8消防、给排水工程

消防、给排水施工应符合《石油库设计规范》、《油品装载系统油气回收设施设计规范》的有关要求。

6检验与验收要点

6.1施工过程检验

6.1.1设备基础混凝土不得有裂缝、蜂窝、露筋等缺陷，周围土方应夯实、整平，螺栓应无损坏、腐蚀，螺栓预留孔和预留洞中的积水、杂物应清理干净。

6.1.2油气回收处理装置的各种压缩机、风机、泵等的安装验收应符合《风机、压缩机、泵安装工程施工与验收规范》规定。

6.1.3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。

6.1.4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。

6.1.6电气仪表验收执行《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工与验收规范》和《石油化工仪表工程施工技术规程》，电气线路连接规范有序且便于操作，电气设备处于良好的待运营状态。

6.1.7设备和管道的防腐施工应符合设计文件的规定，防腐层无漏点，埋地管道应有完善的检测记录。

6.1.8消防、给排水等配套工程验收达到图纸设计的要求。

6.1.9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、长度与与相邻建（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全规范。

6.2.2设备设施安装到位，处于完好的待运行状态，无缺少和凌乱现象；

6.2.3设备、管道连接部位施工符合设计要求，试运营后无跑、冒、滴、漏现象。

6.2.4油气回收系统密闭性测试合格，试运营后无泄漏现象。

6.2.5油气回收设备试运营机械、电气、仪表和自控系统运营良好，达到设计图纸和设备参数要求的运营工况。

6.2.6消防和给排水等配套工程施工达到规范和图纸设计要求。

6.3环保验收

环保验收由政府职能部门组织，验收完毕,达到以下要求后核发环保合格证书。

6.3.1油气回收系统运营后无泄漏，任何泄漏点排放的油气体积分数浓度不应超过0.05%。

6.3.2油气排放浓度≤25g/m3。

6.3.3油气处理效率≥95%。

6.3.4油气回收装置噪声（距装置1m处测量）应≤85dB。

附件：

油库油气回收治理投资综合平均指导造价