如下是中石油系统“中国石化炼安〔2020〕528号《炼化企业常压储罐VOCs治理安全管理补充要求》”的全文针对罐区VOCs治理的细节要求。本意见是在《石油化工企业储运罐区罐顶油气连通安全技术要求（试行）》的基础上，结合炼油安全环保生产特点，对部分内容进行补充和修订，明确了常压储罐VOCs治理安全环保基本原则，补充了常压储罐密闭收集改造、内浮顶设计安装验收、常压储罐安全环保运行及检测等内容，以进一步规范常压储罐VOCs治理和异味（恶臭）治理的安全风险防范工作。此文内容全面，可供相关企业参考！

为做好常压储罐VOCs治理安全环保工作，事业部对企业的现状进行了摸底（附件1），邀请安工院、洛阳院和北京院等设计单位，以及部分企业对储罐治理过程中存在的风险进行了模拟计算和分析（附件2）。总体上看，罐顶气VOCs治理和异味（恶臭）治理中，采用了罐顶油气直接连通方式的储罐数量较多，虽然解决了排放超标问题，但由于这种方式对设计、安装质量，以及安全附件等要求较高，如考虑不周或管理不到位，存在事故扩大的重大风险。为规范罐顶气相连通的安全管理，原国家安监总局下发了《关于进一步加强化学品罐区安全管理的通知》（安监总管三[2014]68号），提出储罐连通要经过安全论证后方可投用。
中石油集团公司安全监管部下发了《石油化工企业储运罐区罐顶油气连通安全技术要求（试行）》，对连通设计等提出了详细要求。事业部根据企业调研的情况，经和设计单位、研究单位研究后认为，有必要对储罐VOCs治理的基本原则进行界定，并针对这些原则，结合企业前期治理过程中暴露出的问题，在源头治理、储罐本质安全、精细管理等方面补充完善了相关内容，以更加安全环保的推进储罐VOCs治理工作。企业在治理过程中涉及本意见中提及的内容，按照本意见执行；未涉及的内容，按照《石油化工企业储运罐区罐顶油气连通安全技术要求（试行）》等相关规范和要求执行。 

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中国石化炼安〔2020〕528号

一、基本原则1.安全环保兼顾。

1.1常压储罐VOCs治理、异味（恶臭）治理等环保治理应满足国家和地方、行业相关环保规范标准要求。

1.2设计规范要求采用内浮顶结构的常压储罐，应首先通过“内浮顶 密封”改造、维修的方式达到VOCs治理要求。确需对罐顶气集中收集处理的，应按照相关设计规范、《石油化工企业储运罐区罐顶油气连通安全技术要求（试行）》和本补充要求执行。

2. 源头过程并重。

2.1加强储罐设备完整性管理，严格按照规范做好储罐设计（选型、内浮顶和密封、安全附件等）、采购和安装质量管理，强化运行维护，从储罐源头减排、控制VOCs排放。解释：常压储罐的选型和内浮顶安装质量等，是降低油品损耗的主要措施。因此，储罐VOCs治理，不管是否采用密闭收集处理的方式，均需做好储罐选型设计、确保内浮顶安装质量等，从源头控制油品损耗，降低VOCs排放。2.2工艺装置之间尽量采用原料直供方式，减少中间原料储罐数量及操作频次。严控储罐上游工艺装置出装置物料的温度、蒸气压等指标，确保储罐运行不超温、不超压，从工艺源头减排、控制VOCs排放。

二、范围界定1.储罐 VOCs治理。国家和行业规范、集团公司相关规定等明确要求储罐，如储存Ⅰ、Ⅱ级毒性的甲B、乙A类含苯液体储罐，加工高（含）硫原油的直馏石脑油储罐、焦化汽油、轻污油等储罐，苯乙烯等易自聚、氧化的特殊性质的物料储罐，其罐顶气应集中收集处理。没有明确要求的储罐，如储存柴油、航煤组分的成品、半成品储罐，优先采用“内浮顶 密封”方式满足排放要求（附件3）。2.异味（恶臭）治理。酸性水储罐、含油污水储罐等属于VOCs治理范围内组分的储罐，参照VOCs治理原则执行。单纯治理异味（恶臭）的储罐，如高温沥青、高温蜡重（渣）油等固定顶储罐，应在满足相关条款（运行维护1.1.3条）的基础上，根据罐顶气相分析结果，采用相应的处置工艺。

三、内浮顶改造和验收解释：近年来市场上出现了较多新型浮盘和密封形式，现行的行业规范和标准仍没有相应的内容，因此本意见对全接液式内浮盘等新型浮盘和密封，只是请设计单位提出原则性要求，以和国家、行业规范要求保持一致，详细设计要求待新规范出台后按照新规范执行。1. 内浮顶储罐新建和改造、罐体施工应符合GB50128、GB37822、GB31570、GB31571等规定。装配式内浮顶的选型应符合GB50074、SH/T3007、GB50160、GB37822、GB31570、GB31571等规定，设计制造除应符合GB50341、SH/T3046的规定外，还应满足设计文件和SH/T3194规定等。2. 为了规范内浮顶的结构和性能要求，企业采购时应编制相关技术文件，对内浮顶设计条件、载荷工况、材料、结构、性能、制造、安装、试验、检验及验收等方面要进行明确规定。供货商的报价技术文件中，应提供零部件一览表（包括名称、数量、材料、尺寸厚度规格等信息）。供货商在交货时还应提供计算书（浮力计算、各部件强度刚度稳定性计算、密封压紧力计算）等。3. 内浮顶的设计改造。3.1 组装式内浮盘。3.1.1 组装式铝制内浮盘应按照GB50341等相关规范和要求执行。3.1.2不锈钢内浮盘不宜用于氯离子含量超过25×10-6kg/L(25ppm)的油品环境。3.2 全接液式内浮盘。解释：目前，内浮顶储罐的设计标准只有组装式内浮顶的设计标准，对全接液式内浮顶没有相关的设计标准。因此请SEI、LPEC和北海炼化等根据应用经验，对部分重要参数进行了规定，以供企业在改造过程中参考执行。3.2.1全接液内浮顶浮盘整体结构应保证足够的稳定性，满足强度和刚性等要求。3.2.2浮力单元装配结构，箱板之间的密封应选用耐油性材料且用螺栓连接。3.2.3浮顶外圈边缘板材质为304不锈钢时，厚度不小于2.5mm。3.2.4全接液内浮顶浮盘的结构设计，应能防止使用中箱体之间的密封性能降低或失效。3.2.5装配式内浮顶的设计浮力不应小于其自重的2倍 密封装置与罐壁的摩擦力。其中全接液内浮顶的设计浮力不小于自重的 2.5 倍 浮顶上升时产生的摩擦力。当采用高效全补偿弹性密封装置时，应在边缘密封气相空间和内浮顶上方气相空间之间设置气相压力平衡设施，控制二者之间的压差低于设定值；如果采用密闭式内浮顶储罐（即带氮封不设置通气孔）时，内浮顶结构设计时应考虑罐内浮顶上部气相空间压力对内浮顶厚度方向的挤压作用。解释：如果高效全补偿密封装置的气密性非常好时，全补偿密封滑动弹力板下侧液面以上的气相空间压力与浮顶上部的气相空间的压力始终存在较大的压差，这个压差值接近于（弹力板下侧液面以上的气相空间存在一定的微正压，这个微正压是在液面上升至浮顶下表面时开始建立起来的）内浮顶储罐的气相空间压力，如果按照储罐气相空间压力2000Pa考虑，为了平衡压差，内浮顶的浸没深度需要增加200mm（按水的密度计算，如果按照汽油密度计算，浸没深度需要增加285mm）的浸液深度。这个浸没深度已经大大超过了内浮顶的高度，即液面超过了内浮顶上表面，其结果是造成内浮顶的沉顶事故。因此，这个压差必须消除掉才能保证内浮顶安全运行。4. 密封设计和安装。4.1 装配式内浮顶边缘构件与储罐内壁的环形空间应设置密封装置。密封装置应符合GB31570要求，至少能补偿±100mm的环形间隙尺寸偏差，具有良好的密封性能。4.2 普通密封橡胶带所用材料应符合HG/T2809、SH/T3194等要求。密封用泡沫填充材料宜符合SH/T3194、GB/T10802等规定。4.3全补偿弹性密封装置的一次密封，当采用滑动弹力板式密封时，滑动弹力板厚度应为0.5～1.0mm，材料一般为S30110，并为全硬化（H）状态，符合GB/T3280要求。内浮顶正常漂浮状态下，滑动弹力板应插入液面100mm以上。滑动弹力板与浮顶之间应有可靠的电气连接，当没有可靠的电气连接时，应采用截面积不小于10mm2的软铜电缆线进行连接，沿内壁间距不宜大于3m。全补偿弹性密封隔膜选用高分子耐苯耐油材料（聚四氟乙烯乳液涂覆玻璃纤维布），耐温-30℃～ 250℃，耐酸碱及有机溶剂，厚度不小于0.25mm，拉伸断裂强力、断裂伸长和撕裂强力不低于JC/T171.2中规定的Ⅰ类要求，且整个密封圈只允许搭接一次。解释：采用全补偿弹性密封装置的钢板不宜太厚，弹性钢板一般为S301不锈钢，板太厚弹力过大，一是增大了摩擦力，二是容易损伤罐壁和弹性板本身，欧盟标准《EEMNA159》一般要求厚度为0.5～1.0mm。4.4全补偿弹性密封装置安装完成后应进行气密测试，水运时可向边缘密封空间内充压300Pa，保压30分钟，压力下降不高于15%。操作方法可参照以下方式：浮盘整体安装完成后，通水试运行时进行气密性检测（内浮顶试水试验刚完全起浮时约2.1米左右），对一级密封进行气密性检测。可利用自动泄压阀位置加装进气口、测试口法兰，或者采用在边缘板开孔等方式，安装好进气及测试设施，使用充气设施（打气筒或其他方式）向一次密封空间内充入空气，同时观察压力表示数，当显示为300Pa（或30mm水柱），关闭进气阀持续观察30分钟，其压力值下降不高于15%。5.设计寿命。装配式内浮顶的使用寿命不宜低于16年，密封装置等易损件的使用寿命不宜低于8年。6. 新浮盘安装验收要求（VOCs检测）。（设备专业）浮盘和密封安装后应按照GB50128、GB50074、SH/T3007的规定检验外，还应增加VOCs检测要求，并编制详细验收方案。6.1 排放检验指标。6.1.1未实施密闭收集改造的储罐，新安装的内浮盘，静止状态VOCs检测值不超过800mg/m3，收油状态不超过1000mg/m3。运行第二个周期不超过2000mg/m3。（设备专业）解释：本条款根据北京和天津等地区VOCs检测数值，补充了浮盘安装后油气检测的要求，以检验浮盘和密封制造和安装质量。运行周期按照储罐全面清罐检查时间界定，一般情况下，3-4年为一个周期。6.1.2地方标准严于上述要求的，按照地方标准执行。6.2 取样点应至少选取以下两个部位，并参考风速、罐内温度、环境温度等确定。6.2.1浮盘与罐顶中间位置；6.2.2罐顶中央通气孔或呼吸阀处。6.3检测方式。6.3.1 首次进油7天以后，且储罐收付4个周期以上。6.3.2 检测应安排在储罐收料过程中，分别在浮盘处于低位（高于浮盘落地高度）、中部、高位（小于安全高度）时，在每个位置取样检测不少于3次、取平均值。6.3.3 储罐检测应在落实安全防范措施后，方可实施。

四、密闭收集改造储罐密闭收集改造应严格遵照GB50341等规范要求执行。涉及专业性较强的核算时，应请原设计单位或有相应能力的设计单位核算后方可实施。1.储罐密闭改造设计。1.1 密闭改造的储罐，设计压力不宜超过原储罐的设计压力。当需要提高设计压力时，应重新校核罐壁、罐顶和罐底的强度。1.1.1 储罐改造应以储罐罐体不被提离为原则确定储罐的设计压力，具体可参照GB50341附录A等内容，根据储罐现场实测数据对罐内的举升力重新核算。1.1.2 实施密闭改造后，储罐内压产生的举升力不能满足设计要求时，储罐应进行加固处理。锚栓和锚固附件的相关设计要求参照GB50341附录A执行。1.1.3 能否采用设置锚栓的加固方式以及锚固力的大小等，企业应视现场条件和储罐基础结构，与设计土建专业共同确定。1.2 罐顶核算。1.2.1 储罐改造应根据原罐顶设计的许用均布外载荷和实测结果，核算罐顶的稳定性。1.2.2 罐顶确需增加载荷时，应对罐顶和罐壁的强度和稳定性进行校核，并根据校核结果采取适当的加固措施。1.2.3 当罐顶设置油气回收增设呼吸阀、阻火器和切断阀门等附属设施并需要罐顶支撑时，应尽量将这些附件分散布置，其支撑点尽量靠近罐壁设置。1.2.4 加固后罐顶稳定性校核可采用有限元数值分析法。1.2.5 当罐顶载荷增加较多时，除了对罐顶进行校核外，还应校核罐壁稳定性。1.3 罐顶与罐壁连接核算。1.3.1 除特殊要求外，常压储罐顶板与罐壁包边角钢仅在外侧连续角焊，焊脚尺寸不应大于5mm，内侧不得焊接。1.3.2 储罐密闭后需要在罐顶设置紧急泄压设施，泄放量按照API 2000计算。1.4 储罐密闭收集改造，通气管（孔）或通气窗等改造应参照GB50341、《炼油轻质油储罐安全运行指导意见》等相关规范和要求执行。1.5 内浮顶储罐改造，应根据储罐罐体厚度实际检测结果测算，严禁用原设计值代替实际检测数值。2.工艺及管道设计。2.1工艺设计。2.1.1不同油气收集系统共用油气回收（处理）装置时，应避免系统之间的相互影响。储罐收集不应与污水提升及华体会平台_华体会(中国)设施、工艺装置储罐及设备、酸性水罐等共用油气收集系统。2.1.2储罐油气收集连接方式优先采用非直接连通方式（包括单罐单控、单呼阀方案），逐步取消气相平衡管直接连通方式；采用直接连通共用切断阀方案时，连通储罐应为同罐组内储罐，连通储罐的数量应符合下列规定：1）单罐容积大于等于3000m3、小于等于5000m3的，连通储罐数量不宜超过6台；2）单罐容积大于5000m3、小于20000m3的，连通储罐数量不宜超过2台；3）单罐容积大于等于20000m3，不宜采用直接连通方案。2.1.3罐顶油气回收系统宜单独收集处理，经安全评估并按照重大变更履行相关程序，落实技术、操作、应急等措施。1）油气回收系统进独立的RTO、RCO等油气回收处理设施时，按照《石油化工企业储运罐区罐顶油气连通安全技术要求（试行）》执行。2）排出的油气或处理后的尾气，进入全厂可燃性气体排放系统的，或由工艺加热炉和工艺生产装置处理的，还应经原设计单位或具备相应设计能力的设计单位审核后方可实施，并同时满足GB50160、SH3009等相关规范要求。2.2 气相连通管道设计。2.2.1 气相收集支管道。1）储罐的油气支管道应从罐顶沿罐壁敷设至储罐底部，与罐区的油气总管连接，保证油气支管道具有足够的柔性。解释：储罐之间相连的油气收集或平衡支管道，如果采用罐顶部直接连接方式，存在事故状态下收集管线位移变化对相邻储罐造成机械破坏的风险，因此规定收集支管线采用从罐顶下到罐底的设计，较大限度减少事故影响。2）罐顶油气支管道的支托设置应兼顾罐顶的设计载荷，不应超过罐顶允许的许用均布外载荷。2.2.2 油气收集总管。1）罐组内总管宜采用地上敷设，坡向设置，坡度不宜小于2‰，在低点设置排凝（液）及收集设施。2）当储罐区的油气总管采用管架敷设时，油气总管应采取限制位移量过大或加固措施。五、运行维护1. 运行管理。1.1 完善工艺监控指标。1.1.1 完善工艺介质出装置监控指标。进入常压轻质油品储罐的工艺介质，出工艺装置的温度不应大于40℃或应低于闪点5℃。1.1.2工艺介质的蒸气压应根据物料性质、生产工艺特点等确定，轻石脑油、拔头油等采用常压储罐储存时，蒸气压≯88KPa（37.8℃）。解释：根据前期调研的情况，部分企业的轻质油组分没有相应的控制指标，出装置温度、蒸气压已经超过储罐的设计值，这些介质，无论采用何种密封都将难以到达效果。因此，制定该条款对企业操作进行约束。1.1.3 储存高温沥青、渣油和蜡重油的储罐，应避免柴油及以上轻组分进入储罐。1.1.4 加强装置开停工或运行异常期间的收付油管理，必要时对收集污油、不合格产品的储罐，增加相应的预处理措施、临时收集处理设施等。1.1.5储罐运行应严格按照操作规程执行。1）内浮顶储罐浮顶起浮前收油管道流速不应大于1m／s，起浮后收付油管道流速不应大于4.5m／s。2）含油污水储罐、酸性水储罐等要及时去除上部浮油，减少VOCs排放。3）原则上，收付油期间应停止罐顶所有作业，如有检测或特殊工作需要，登罐人员必须佩带相应的防护设施，做好监护，确保安全。1.1.6装置开停工期间、生产波动或事故状态时，应做好出装置物料监控，采取措施避免对储罐和VOCs收集设施产生较大冲击。2. 检测监测。2.1 储罐VOCs检测。未实行密闭收集处理的储罐，应定期开展检查、检测，检测标准参照GB31570执行，内浮顶罐采用与“设备与管线组件泄漏检测”相同性能的便携式探测仪器检测，或符合技术规范要求的其他检测仪器。解释：由于国家和地方检测标准规定的比较宽泛，目前企业检测方法、检测部位等不尽一致，数据的代表性、可比性不高，为统一管理和提高数据的可靠性，特制定本条款。2.1.1 检测点至少选择罐顶中央通气孔/呼吸阀位置处、检尺口下100mm位置2个位置，并在环境风速小于3m/s的气象条件下进行检测。2.1.2 检测方法。1）在指定的检测周期内，检测至少需覆盖储罐收油、静止两种工况，上午、下午两个时段。解释：如七天作为一个检测周期，七天内包括了收油、静止两种工况，时间选择某天上午8:00、当天或另外一天下午14:00，分别检测。2）采集的样本数每个点不少于3个检测数据，计平均值，采样间隔时间为5分钟左右。3）常用检测方法。火焰离子化便携式检测器（FID，以甲烷为校准标准气）现场分析方法、气相色谱分析仪分析法，以及符合技术规范要求的其他仪器。2.2 设备检查。2.2.1 设备附件检查。1）常压储罐呼吸阀、紧急泄放阀等安全附件的超压宜为定压10%，回座压力宜为定压15%。安全附件的泄漏量不低于AP12000要求。解释：根据前期调研的情况，常压储罐的呼吸阀、紧急泄放阀本体泄漏严重，即使采用密闭收集的方式，储罐VOCs仍超标。按照API2000规定，设定压力的75%时测定阀门的泄漏量，最大允许的泄漏量值为：阀门尺寸≤DN150：最大泄漏量为0.014m3/h；阀门尺寸>DN150且≤DN400：最大泄漏量为0.142m3/h；阀门尺寸>DN400：最大泄漏量为0.566m3/h。2）新安装的呼吸阀、泄压人孔，供应商宜按照ISO28300/API2000的要求对上述指标进行检定测试，企业应要求供应商提供泄漏量测试报告、定压报告等；在现场安装前宜进行定性检定，检测定压值、回座压力值及定性检测泄漏量等。3）在运的呼吸阀、泄压人孔应定期进行定性检定，发生故障、全面清罐（3-4年）时须进行检定，标准不低于ISO28300/API2000要求。2.2.2 内浮顶储罐浮顶上部气相空间可燃气体浓度超标(大于爆炸下限的50％)的储罐，经检查确因设备原因的要及时安排停运检修1）没有设置氮封设施的轻质油储罐每月检测不少于1次，设置氮封措施的储罐可适当延长，但至少每季度检查1次。2）重点检测内浮顶拱顶和浮顶之间气相空间(检测部位宜接近浮顶)，检测点应具有代表性。2.2.3 未实施密闭收集的储罐，内浮顶在使用进程中至少每6个月进行一次通过罐顶透光孔作目视检查，内浮顶罐浮盘上的开口、缝隙密封设施，以及浮盘与罐壁之间的密封设施在工作状态应密闭，记录应保存1年以上。3. 检修维护。3.1全面清罐检查。3.1.1 清罐检查。应全面检查边缘构件、浮管（或浮箱）、主梁和副梁、盖板及压条、连接件、支柱、密封装置、静电导出装置、自动通气阀、导向及防旋转装置、量油采样口、内浮顶人孔等各附件的完好情况，并做好记录。3.1.2 组装式浮顶检查。直馏石脑油和经碱洗的催化汽油因含氯离子和碱液，对铝材、304材料有较强的腐蚀性，应重点检查储存该类介质的储罐浮顶情况。3.1.3 内浮顶密封不能满足要求的应及时进行检修、更换。3.2 储罐检修。浮盘检修或更换完成，储罐充水试验应按照SHS01012要求执行，同时参照新建浮盘和密封的要求，首次投用后进行VOCs检测。六、其他1. 本意见由工程建设有限公司、洛阳石化工程公司、青岛安全工程研究院、北海炼化等单位编制，炼油事业部和青岛安全工程研究院负责统稿。2.引用的规范和标准。《石油化工企业设计防火标准》（GB 50160）《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570）《石油化学工业污染物排放标准》（GB 31571）《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822）《石油库设计规范》（GB 50074）《立式圆筒形钢制焊接储罐施工规范》（GB 50128）《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》（GB 50341）《通用软质聚醚型聚氨酯泡沫塑料》（GB/T 10802）《不锈钢冷轧钢板和钢带》（GB/T 3280）《石油化工储运系统罐区设计规范》（SH/T 3007）《石油化工可燃性气体排放系统设计规范》（SH 3009）《石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐设计规范》（SH/T 3046）《石油化工储罐用装配式内浮顶工程技术规范》（SH/T 3194）《常压立式圆筒形钢制焊接储罐维护检修规程》（SHS 01012）《浮顶油罐软密封装置橡胶密封带》（HG/T 2809）《炼油轻质油储罐安全运行指导意见》附件1炼油储罐VOCs治理安全管理现状调研情况为做好常压储罐VOCs治理安全环保工作，事业部对企业的现状进行了摸底，邀请安工院、洛阳院和北京院等设计单位，以及部分企业对储罐治理过程中存在的风险进行了分析，有关情况如下：一、基本情况28家炼油企业4137台储罐进行了排查，截止目前已完成171套、涉及储罐1063台。按照储罐类型分，固定顶储罐占比22%，储存介质主要是重油、沥青以及污水污油储罐，主要是恶臭治理的需要。内浮顶储罐占比31%，主要是含苯储罐、中间原料介质储罐、汽煤柴油及以石脑油储罐，占已实施内浮顶储罐的85%，主要是VOCs治理的需要。气相连通的方式，采用单罐单控方案占比45%，采用直接连通共用切断阀方案的占比35%，采用气相平衡管方案的占比15%，单呼吸阀方案占比5%。二、风险分析1.对储罐连通的风险识别认识仍不到位。储罐连通后，由于储存介质互相连通、储罐设计条件和结构变化等，设计不当，将会带来较大安全隐患。因此，原国家安监总局下发了《关于进一步加强化学品罐区安全管理的通知》（安监总管三[2014]68号），提出储罐连通要经过安全论证后方可投用。从企业实施的情况看，目前仍存在一定程度的风险。一是已实施的罐顶气相连通系统，仍有部分未经过第三方论证或企业自评估，占总数的55%。二是管道阻爆轰型阻火器没有认证。未经过安工院、德国防爆研究院等机构测试、并能提供证书编号的阻火器占比约为48%。2.基础管理工作有待加强。一是对国家环保政策的理解不够，国家和行业规范、标准，如《石油炼制工业污染物排放标准》、《挥发性有机物无组织排放控制标准》等，要求“储存真实蒸气压≥5.2Kpa且＜76.6Pka的挥发性有机液体储罐应符合下列规定之一：采用内浮顶罐 高效密封，外浮顶罐 双封式密封，固定顶罐 密闭排气系统回收”等，企业可根据现场监测情况选择其中一种方式。但仍有136台储存汽煤柴介质的内浮顶储罐设置了集中收集系统。二是对内浮顶储罐的管理不到位。浮盘和密封的制造、安装质量，是影响内浮顶储罐VOCs指标的主要因素。从企业内浮顶储罐检测情况看，管理差异较大。好的企业，如北海炼化，无论采用传统的组装式铝制内浮顶，还是新型的装配式内浮顶，汽油储罐的VOCs检测均小于1000ppm，完全可以满足天津地标2000ppm要求。有的企业，同样的储罐，VOCs检测均超过10000ppm，另外，部分企业石脑油储罐，石脑油蒸气压超过100Kpa，已经不适用常压储罐储存，VOCs超标无法避免。但有的企业没有从源头采取治理措施，而通过罐顶气连通收集的方式解决VOCs超标问题，反而带来较大安全隐患。三是增加储罐连通后氮封消耗较大。部分企业储罐的氮封耗量比较高，有的储罐月平均耗量达到50万标立以上。另外，已投用的罐顶气相连通系统，连通储罐没有设置单独、氮封耗量不能监控的占29%。3.整改措施考虑不周。一是没有考虑储罐由常压储罐变更为微内压储罐，罐体举升力没有核算（举升力不足，需要在储罐底部增加锚固等措施），存在事故状态下罐底拔起、罐壁破裂等事故隐患。（根据安工院模拟储罐内部闪爆的情况看，储罐内部压力最高可以达到8bar,远超过储罐的许可压力，另外，储罐配置的紧急放空人孔，仅考虑工艺泄放的需要，不能满足事故泄放的要求，如果增加事故状态下紧急泄放人孔等措施，工程设计又不可行）二是在实施罐顶气相连通改造时，罐顶增设阻火器、切断阀、氮封阀组、紧急泄压阀等设备，对储罐本体和罐顶的强度影响较大。目前，未对储罐强度及罐顶承重能力校核，或没有查到设计文件无法核算的占33%。三是储罐VOCs治理的支管收集管线的配管设计不合理，未按照“步步低”到储罐下方的设计方式，甚至采用罐顶部直连的方式，存在事故时管线随罐体发生位移而导致机械破坏的风险。这种设计方式在“气相平衡管连通方案”中比较常见，风险也最高。附件2：常压储罐密闭收集风险分析一、风险分析储罐密闭后，罐顶气采用气相连通管路，将多个储罐连接起来，存在的风险主要有以下几种可能：（一）罐体沉降带来管线位移风险，主要是指储罐使用过程中会发生基础继续下沉的现象。此外，在地震烈度大于或等于7度、地质松软的情况下，储罐会发生相应的翘离效应，若储罐与附属管道是刚性连接,会加大储罐的损坏。（二）事故状态下，如储罐发生内部闪爆，连通线发生位移导致的机械损坏。储罐罐顶与罐壁连接处一般作为薄弱环节（如采用弱顶结构）会撕裂，导致罐顶掀起而不破坏储罐罐壁，掀开的罐顶短时间内的发生较大位移，容易造成罐顶气相连通管路的整体位移，从而对连通相邻储罐的罐顶安全性造成影响。如2013年广石化3#污水汽提装置酸性水罐闪爆事故，相邻的储罐也受到损坏。（三）缺少阻火设施。早期的储罐，为了减少挥发和收集气相组分，多采用罐顶直接连通，或连通线和水封罐的组合，这种连通方式，没有考虑到储罐事故状态下连通线隔断火焰传播的要求，储罐气相连通线未设阻火器，导致储罐发生事故时事态扩大。如2008年10月19日美国MAR Oil 气相连通储罐发生爆炸事故。

（四）罐体改造没有考虑泄压能力的风险。主要是罐体设计中泄压能力不足、设计“弱顶不弱”，或者在进行连通改造后，没有对储罐的承压计算，罐顶泄放量设计不足，罐体根部强度不够等，导致事故中罐体根部或者管壁破裂，事故扩大。如扬子石化“6.9”酸性水储罐事故，事故罐从根部拔起，形成池火导致罐组内其他储罐也受损严重。
（五）其他风险。1.未对储罐强度进行校核，尤其对于部分老罐，其强度降低，罐顶增设阻火器、切断阀、氮封阀组、紧急泄压阀等设备，对储罐本体和罐顶的强度影响较大，如某企业混苯罐区T-602/605/606储罐的承压能力仅为600Pa，已经不适宜进行收集改造。2.去明火设备的安全控制措施不完善：尾气进入去热氧化炉、加热炉、焚烧炉等明火设施，增大了燃爆风险；RTO、RCO、CO等回火闪爆风险；收集系统去瓦斯回收的风险等。如2014年4月22日宁波博汇化工焚烧炉引风机故障，生产装置废气向储罐倒灌，形成高浓度可燃气体，高流速气体通过储罐罐顶呼吸阀时产生静电，引燃着火
3.部分储罐氮封设计考虑最大泵出量，未考虑外界异常温降影响，储罐补氮量不足，处于爆炸1区。二、综合分析上述分析的风险，企业储罐密闭收集改造过程中均不同程度的存在，2017年以前实施改造的项目，对储罐连通管线火焰传播带来的罐区爆炸风险认识不足，阻火设施达不到要求。2017年以后实施改造的储罐，储罐核算不重视，尤其是“弱顶不弱”带来的储罐整体位移、破裂风险等较高，另外，储罐气相支管道配管设计随意，存在管线拉扯导致的机械破坏风险等，需要重点防范。附件3常压储存VOCs治理介质选择分析一、相关规范和标准要求根据国家、地方和集团公司安全、环保、质量等方面的要求，目前油品常压储罐气相连通收集的储罐主要依据包括储罐VOC环保治理要求、异味（恶臭）治理要求、防治硫化亚铁自燃的安全要求、部分产品的质量要求等。（一）环保相关要求1.国家和行业规范、标准。如《石油炼制工业污染物排放标准》、《挥发性有机物无组织排放控制标准》等，要求“储存真实蒸气压≥5.2Kpa且＜76.6Pka的挥发性有机液体储罐应符合下列规定之一：采用内浮顶罐 高效密封，外浮顶罐 双封式密封，固定顶罐 密闭排气系统回收”等，企业可根据现场监测情况选择其中一种方式。2.地方标准。如《北京市炼油与石油化学工业污染物排放标准》（DB11/447-2015）、天津《工业企业挥发性有机物排放控制标准》（DB12/524-2014）等，地方标准更严，如油品介质真实蒸气压由5.2kPa下降为2.8kPa，沸点<413.15K，并规定内浮顶与外浮顶罐顶VOCs浓度＜2000ppmv（天津） /4000ppmv（北京）（以甲烷计）等。

3.集团公司相关规定集团公司能环部下发的《中国石化炼化企业VOCs综合治理技术指南》，综合了国标及部分地标的要求，除根据储存液体的真实蒸气压（2.8kPa）进行确定外，根据恶臭治理等角度考虑，要求：石脑油、汽油、航煤、芳烃等应采用内浮顶储罐储存；酸性水罐、污油罐、中间油品、高温蜡油、高温沥青罐等，因含有硫化氢、油气等，或按照恶臭治理要求，应开展氮气保护、密闭回收。（二）安全相关要求《石油化工储运系统罐区设计规范》（SH/T3007），规定“储存苯类等Ⅰ、Ⅱ级毒性的甲B、乙A类液体储罐，应设置氮气密封保护系统”等要求。安全监管部下发了《石油化工企业储运罐区罐顶油气连通安全技术要求（试行）》，对储罐罐顶油气连通提出了系统的安全技术要求。炼油事业部为防止含硫介质带来的硫化亚铁自燃导致安全事故，2010年下发了《炼油轻质油储罐安全运行指导意见》。规定：加工高含硫的企业，高、含硫原油直馏石脑油组分活性硫、挥发性组分含量高（硫含量400-800ppm，蒸气压 70-100Kpa），焦化汽油硫含量高且易被氧化（3000-15000 ppm），因此，规定这两种类型的储罐设置氮封。（2010年以前，硫化亚铁导致的石脑油和轻质中间原料储罐事故年均1次，经过集中整治后，2010年至今没有发生硫化亚铁导致的安全事故）二、纳入VOCs治理介质范围事业部对14家企业的石脑油、汽油、航煤和柴油等成品和组分的真实蒸气压情况进行了调研，从调研的情况看，石脑油组分的真实蒸气压大于20Kpa（重石脑油），高的超过100 Kpa（轻石脑油）；汽油（成品及其组分）真实蒸气压一般在50 Kpa至80 Kpa之间；柴油组分真实蒸气压一般小于5.2 Kpa；航煤组分真实蒸气压在5.2 Kpa左右。洛阳院和安工院、中石化销售公司、中航油等单位，通过对华北、重庆、青岛、广州、哈尔滨、华东等 8 个大中小型机场油库和青岛、天津、洛阳等 3 个炼化企业的 40 多台航煤储罐和装车设施进行实际测量，发现航煤内浮顶储罐、拱顶储罐罐顶挥发气的油气浓度均小于 15 g/m3，即在正常条件（30℃以下）下，航煤储存过程中挥发气的油气浓度及挥发量较低，建设油气回收处理设施的必要性不足。2020年1月，集团公司工程部组织召开了国家标准《油气回收处理设施技术标准》定稿会，相关内容也已编入技术标准中，计划2020年发布实施。三、企业储罐检测情况系统内有企业对储存汽油组分和MTBE等介质的储罐进行了检测，监测点位于罐顶部检尺口和呼吸阀处，从检测的结果看，采用组装式铝制浮筒内浮顶、装配式蜂巢内浮顶的储罐，均能达到小于2000 ppm的指标要求。内浮顶能否达到环保要求，内浮顶制造和安装质量是关键。四、综合分析影响VOCs超标的因素，主要有油品介质性质、浮盘 密封制造安装质量和维护等影响。根据上述分析内容，结合环保要求和轻质油储罐管理经验，出于安全考虑，规定“焦化汽油、芳烃类、加工高含硫的直馏石脑油，需要进行集中收集处理；部分加氢原料、酸性水、轻污油等含有甲B、乙A类组分的物料，可视检测情况决定进行集中处理”。其他储罐，除特殊要求外，原则上能不连通的尽量不连通，按照浮盘和密封改造、维修的方式，达到达标排放的要求。高温蜡油、高温沥青等恶臭治理的需恶臭治理的储罐，正常期间气体中主要含异味的硫化氢、硫醇等物质，油气组分较少，采用集中收集工艺，无论从安全性、经济性等方面考虑均不尽合理，而且由于阻火器、呼吸阀等经常堵塞，导致系统运行比较困难。因此这部分气体处理不建议采用VOCs集中收集处理的方式。

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