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中华人民共和国国家标准

GB/T 35579—2017

油气回收装置通用技术条件

GeneraI SPeCifiCatiOnS Of gasoline VaPOr recovery Unit

2017-12-29 发布

目 次

前言........................................................................................................................ɪn

1范围

2规范性引用文件

3术语和定义

4分类与命名

5 总则

6使用条件

7设计

8要求

9试验方法

IO检验规则

11标志、包装、运输、贮存

12随机文件............

本标准按照GB/T 1.1—2009给出的规则起草。

本标准由中华人民共和国国家发展和改革委员会提出。

本标准由全国环保产业标准化技术委员会(SAC/TC 275)归口 _β

本标准起草単-位：江苏航天恵利特环保科技有限公司、南京都乐制冷设备有限公司、中国石油天然 气集团公司、常州大学、江苏省计量科学研究院。

本标准主要起草人：张炳权、黄维秋、朱志平、冯涛、王全占、黄朝晖、朱建军、张林°

油气回收装置通用技术条件

1范围

本标准规定了油气回收装置的分类与命名、总则、使用条件、设计、要求、试验方法、检验规则、标志、 包装、运输、贮存、随机文件等。

本标准适用于储油库、加油站、油码头等场所排放的汽油油气回收装置的设计、制造、检验。其他油 品的油气回收装置可参照采用.

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T 150.1

GB/T 150.2

GB/T 150.3

GB/T 150.4

GB 3836.1

GB 3836.2

GB 3836.4

GB 3836.9

GB 3836.15

GB/T 4208

GB/T 7778

GB/T 8163

GB 9237制冷和供热用机械制冷系统安全要求

GB/T 10079活塞式单级制冷压缩机

GB 12348工业企业厂界环境噪声排放标准

GB/T 13306

GB/T 13347

GB/T 13384

GB/T 14153

GB/T 14976

GB/T 16157-1996固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法

GB 17930车用汽油

GB 18351车用乙醇汽油（Elo）

GB/T 18429全封闭涡旋式制冷压缩机

GB/T 19410 螺杆式制冷压缩机

GB 20950-2007储油库大气污染物排放标准

GB 20952-2007加油站大气污染物排放标准

钢制管法兰（PN系列〉

钢制管法兰用非金属平垫片（PN系列）

铜制管法兰（CL“系列）

钢制管法兰非金属平垫片（Cl邸S系列）

SH/T 3097-2017石油化工静电接地设计规范

SH/T 3402

SH/T 3405

SH/T 3406

SH/T 3407

TSG RoOO4

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件，

3J

f⅛ 气 gasoline VaPor

汽油在储存•装卸及加油过程中产生的拝发性有机物（以非甲烷总炷计），

3.2

油气回收率 VaPOT recυvery efficient

单位时间内经油气回收装置回收的油气质屋与进入油气回收装置的油气质量的比率#

3,3

油气排放浓度 VaPOr emission COnCentratiOn

标准状态下〔温度273 K,压力101.3 kPa）,排放单位体积干气中所含非甲烷总姪的质髭•

3.4

油气回收装置 VaPor recovery unit? VRU

采用吸附、吸收、冷擬，膜等方法将油气-空气混合气进行分离并回收油气的成套设备总称*

注：诙成套设备主要由静没备（吸收塔.吸附辟,膜分高器■换熬器•制冷设备等）、动设备（机、泵）■管路系统（管道及 附件、管道阻火器等）、参数监测及控制系St等组成*

3.5

吸附法油气回收 VaPor recovery by RdSOrPtiOn InHhOd

采用吸附剤将油气-空气混合气分离并冋收油气的方法.

3.6

吸收法油气回收 VaPOr recovery by absorptIOn method

采用吸收剂将油气-空气混合气分离并回收油气的方法∙

3.7

冷凝法油气回收 VaPOr recovery by COndenSatiOn method

采用直接或间接冷凝的方法将油气-空气混合气分离并回收油气的方法。

3.8

膜法油气回收 VaPor recovery by membrane methDd

釆用有机膜或无机膜将油气-空气混合气分离并回收油气的方法.

3.9

组合法油气回收 VaPor recovery by iHtegnited methods

由吸附、吸收、冷擬、膜分髙等两种或两种以上组合而成的油气回收方法_II

3 JO

处理能力 ProCNSinM CaPaCity

标准状态下（温度273 K,压力101.3 kPa）,单位时间内进入油气回收装置的油气-空气混合气体的 体积.

4分类与命名

4.1分类

油气回收装置可按下述条件进行分类：

a）根据使用场所的不同可分为：储油库、加油站、油码头等油气回收装置J

3根据回收方法的不同可分为：吸附法、吸收法，冷凝法、膜法、组合法等油气回收装置，

4.2命名

油代回收装置宜采用下列命名方式*

VRU-

-----回收方法：吸附法（XFh吸收法（XS）_J冷凝法（LN）；膜法（M）

组合法J用组合方式的字母表示,如：XS/LN）

I-------处理能力，单位为立方米每小［⅛Cm³∕h）

≡---------油气回收装置

示例I_iVRU-IOO-M表示回收方式为膜法、处理能力100 m"h油气回收装置・

示例2：VRV-4OO-XFZLN表示回收方式为吸附法与冷證法的組合、处理能力400 m^a∕h油气回收装置.

5总则

5J 油气回收装置的设计应遵循运行安全、可靠、节能、维护方便的原则'

5.2油气回收装置应符合国家、行业有关大气污染物排放、电力、电气、防爆、消防安全、噪声等方面的 标准和技术规范，

5.3油气回收装置应按规定程序批准的图样和技术文件制造，并符合本标准的规定*

5.4所有的承压應、管道应符合国家有关特种设备生产许可要求；电机、压缩机（制冷机）、电气及控制

3

GB/T 35579—2017

设备应具有防爆性能，防爆等级不低于d∏BT4_β

5.5 油气回收装置排放性能应符合GB 20950 2007. GB 20952 -2007规定，噪声排放应符合 GB 12348 规定“

6使用条件

6.1正常使用条件

油气回收装置在下列条件下应能正常工作：

a） 海拔不超过2 000 m；

b） 周围环境温度不超过一25 C〜十50 C ：

C） 相对湿度不大于95%（+2O 'C时〉#

d） 存在有H A、IIB类TI-T4組别的可燃性气体，油气与空气形成的爆炸性气体混合物2区危 险场所（GB 3836.1）,

e） 无剧烈振动和冲击的场所.

6.2特殊使用条件

如存在下述这类特殊使用条件,制造商与用户之间应签订专门的协议=

a） 温度值，相对區度或海拔髙度与6,1的规定不同时*

b） 空气被尘埃,烟雾,腐蚀性旅粒、放射性微粒,蒸汽或盐雾严重污染‘

C）暴明在强电场或强磁场中*

d） 暴露在髙温中，例如高温热源的辐射；

e） 遭受强烈振动或冲击m

I）电力、仪表用气或吹扫用气、冷却水、占地面积等无法満足油气冋收装置正常使用的场所.

7设计

7 J主要设计参数

7JJ 油气浓度

7.1JJ 油气冋收装置油句设计浓度宜取气温最高月份的最高实測油气浓度。

• 7.LL2在无实溜数据的情况下,应取最髙操作温度下介质饱和蔽汽浓度'可參照同类地区，同类规模 储、加油设备油气产生浓度实测数据估算确定.

7丄2处理能力

7.121油气回收装置处理能力设计应综合考虑使用场所温最髙月份平均温度、油气初始排放浓度 等条件,并参考同类地区、同类规模的健（罐区）、加油设备油气回收装置的设计参数。

7.122处理能力设计应留裕量,按最大处理能力的1.1倍〜1.2倍设计，

7.2结构设计

7.2.1油气回收装置的結构设计可根据使用场所和实际需要选择回收方法，整体结构布局合理■紧 宜设计成撬装式并具成套性，回收装置的油气收集应采用密闭收集系统，

722结构设计应考虑使用过程中温度和（或〉气压急剧变化，导致在回收设备内易岀现异常凝露结 现象咨

4

GB/T 35579—2017

723 承压罐的设计应符合 GB/T 150.1—GB/T 150.4,SH/T 3074、TSG ROOo4 的规定，

724系统内管线、阀门■管件等的选用，应符合SH/T 3059的规定.

725自动化仪表的选型设计应符合SH/T 3005的规定.

8 要求

8J性能要求

8J.1油气回收装置在设计油气浓度下的油气回收率应不小于95⅜₀

• 8,L2油气回收装置在设定的处理能力下系统阻力应不大于5 000 P_ae

8.13油包回收装置应具有系统將封性，

a） 储油库油气回收装置应符合GB 20950—2007规定J

b） 加油站油气回收装置应符合GB 20952—2007规定*

8J.4油气回收装置的油气排放浓度应不大于25 g∕m¹.

8丄S油气回收装置噪声排放应不大于70 dB（A）∙

8.2主要结构件、部件要求

8.2」吸收塔

8-2JJ 宜采用填料式吸收塔.

82L2填料宜为低压降规整填料,压降不高于1 000 Pa.

82L3填料房上、下段均应设置压力和温度仪表,塔底液体段应设置液位检测仪表就地指示及远传控 制室,并有液位控制联锁措施*

&2.1.4吸收塔应设置与设计压力相匹配的安全阀或其他高压防护措施，

8.2.1.5吸收剤应满足下列规定丨

a） 宜为低标号成品汽油或专用吸收剂J

b） 吸收剤出回收装置的温度不宜低于0P；

C） 循环使用的寿命应不低于30 OOO h_i

8.2*2吸附鑲         /  √                   -       '

822.1宜装备2个以上。

8∙2.2.2吸附.解吸操作时间宜不低于2。EiE吸附床层的吸附时间应不小于解吸操作时间口

8.2.2.3床层应设温度监控措施，确保吸附床层的温度置于监控范围，就地指示及远传控制室,并应设 置温度控制联锁措施*

8.2.2∙4上、下部均应设压力仪表，就地指示及远传控制室,并应设置压力控制联锁措施.

822.5 床层的正常工作温度应低于65  且温度升高不大于IO CP

82.2.6切换应与尾气出口在线分析的油气浓度或吸附床层的温度进行联锁.

8.227 切换阀门的泄漏等级应不低于V级。

8.2∙2∙B应设置与设计压力相匹配的安全阀或其他高压防护措施.

8.229应有失电保护措施D

8,2,2.10吸附剂应满足下列规定：

a） 宜选用活性炭或其他高吸附性能的吸附剂i

b） 操作温度下，吸附剤对丁烷的有效吸附容域疵不小于100 g∕kg,解吸余留量应不大于3 g∕kg, 对汽油油气的有效吸附容量应不小于150 g∕kg.解吸余留量应不大于15 g∕k_βi

GB/T 35579—2017

C）吸附剂为活性炭时，其比表面积应不低于1 0。0 m^z∕g,表观密度应不低于400 kg∕πι^j∣

d） 吸附剂含水量应不髙于5⅜;

e） 循环使用寿命应不低于30 000 h*

8.2.3膜分离器

823」膜分离器中的膜组件应对膜提供足瞥的机械支撑，并使高压原料侧和低压透过侧严格分开。

823.2应方便安装和更换膜或膜组件。高分子膜组件的装填密度宜高于6 000 m¹∕m³_t无机膜组件 的装填密度宜髙于400 m^l∕m∖

823.3膜分离器中的膜应安装牢固,膜组件应具有一定的承压能力.膜分离器整体设计压力应不低

于高压側操作压力的2倍,并不低于0.3 MPL

8.2.3,4膜组件分离器应设置与设计压力相匹配的安全阀或其他髙压防护措施.

8.2.3.5分高膜隨满足下列规定＜

a） 分离膜材料为有机高分子材料或无机膜,应具有较高的分离渗透性能和抗污染性能=宜选用 油气-空气分离因于大于WO的膜材料，或对正丁烷的透过选择性应不抵于对氮气的20倍a

b） 操作温度为一20 T〜+50 ICW

C）分离膜组件的进出口应设温度及压力仪表3

d）使用寿命应不低于30 000砒

8.2.4换热器

8.241宜选择低压降换热器，其压降值不宜高于300 Pa,总传热系数不应低于50 W∕（_mⁱ ∙ h - 'CL 换热器的姓能应符合相关标准规定.

&24.2换热器的进出口应设置压力和温度仪表，

8.2.5制冷设备

8.251制冷系统的安全要求应符合GB 9237规定.

8.2.5.2系统中的管线、阀件应能承受不小于L25倍的最髙工作压力.

8.2S3硬钎焊接头使用惓点髙于200 P〜45O C ,但低于被焊物件熔化温度的合金,将两个金属部件

连接起来而产生的气密性焊接接头•

825.4应配有能够自动释放过高压力的安全阀.

8.2S5制冷剂应选用符合国家规定、不場燃的环保制冷剤。

825.6制冷设备上应对主要項目进行标注，制冷剤标准代⅛（OB∕T 7778）,制冷剂壊充量•最大工作 压力（高压侧，低压侧八

• 8.3 主要机、泵要求

8.3,1油气回收装置中的机、泵等设备应满足使用条件下的安全要求°

8.3.2液体输送泵宜选择离心（油）泵,其技术性能应符合相关标准n

8.3.3油气回收装置用压塩机应符合GBzT 10079、GB/T 18429.GB/T 19410的要求,油气增压用压 缩机宜选择液环式压缩机n

8.3.4貞空泵可选用湿式真空泵或干式真空泵.选用湿式直空泵时，宜选择液环式，并带有高效的气 液分离配套设备・选用干式真空系时，宜选择螺杆式,并具有温度在线监测及温度控制联锁功能，

835油气回收装置的前端无法有效收集油錯车或加油点排放岀来的油气时,应增设油气引流设备或 风机。

836油气回收装置在设定的处理能力下系统阻力大于5 OOO Pa时，油气回收装置应增加増压设备.

6

如油气回收装置距离油罐车或加油点较远时（管道压力降大于2 kPa）,应增设油气引流设备或风机。

8.3.7当操作负荷变换较大时,机泵宜采用变频调速装置。

8.3.8在常温下正常工作8 h,电机等发热部件表面最高温度不高于130 S

8.3.9机泵应能够无故障连续运行25 OOO h（易损件除外）。

8.4管路主、附件要求

8.4.1管道

8.4.1.1管道宜采用无缝钢管。碳钢、合金钢无缝钢管应符合GB/T 8163规定；不锈钢无缝钢管应符 合 GB/T 14976 规定。

8.4.1.2钢管尺寸系列执行SH/T 3405规定。

8.4.2阀门

8.4.2.1油气管道用阀门应选用石油化工通用阀门或API阀门，并应符合相关标准规定。

8.4.2.2阀门的压力等级应不低于管道设计压力的1.1倍。

8.4.2.3吸附罐切换阀门的泄漏等级应不低于V级。

8.4.3阻火器

8.4.3.1根据介质的火焰速度、介质在实际工况下的最大实骗安全间隙（MESG）值和安装位置,确定管 道阻火器的类型和技术安全等级。

8.4.3.2阻火器的压降应不大于500 Pa_e

• 8.4.3.3 阻火器应符合GB/T 13347和GB 3836.2的规定_（I

8.4.4管路附件

8.4.4.1弯头、三通、异径管、管帽等管件的材质、压力等级或壁厚规格应与其所连管道一致或相当，管 件质量应符合相关标准规定。

• 8.4.4.2 法兰的型式、结构尺寸应符合HG/T 20592.HG/T 20615.SH∕T 3406规定。

8.4.4.3垫片选用应根据垫片的密封性能、操作压力、工作温度、介质特性等因素确定,宜采用柔性石墨 复合垫片、聚四氟乙烯包覆垫片或金属缠绕式垫片，并应分别符合HG/T 20606和HG/T 20627、 SH/T 3402、SH/T 3407 JB/T 6369 规定。

8.5监测系统要求

8.5.1具有自身故障诊断、报警记忆功能。自动检测系统执行部件状态（机泵、电动阀）并诊断，发现故 障立即报警或停机,并在组态界面上显示报警信息，系统记录报警或停机信息。

8.5.2具有实时参数测量、显示及记忆功能。能实时测蛍、显示并记录装置液位、温度、压力、流量、浓 度等参数.记录应保存两年以上.

8.5.3具有联锁功能。温度、压力、高低液位软硬报警、连锁停车、自动调节液位。

8.5.4具有査询功能。能査询毎天参数的运行状况及报警信息。

8.5.5具有失电数据保护功能。失电时,数据不丢失，储存的程序和储存的内容不发生变化,恢复供电 时,数据与掉电前应保持一致•

8.5.6具有自动生成各种运行管理报表、打印功能。

8.5.7具有紧急停电后的自我保护功能,并不影响用户正常的生产操作。

8.6控制系统要求

8.6.1基于PC的管理系统通过一个接口与可编程逻辑控制器相连接,通过光缆远程监控。

8.6.2自动控制系统操作控制响应时间应小于IOO mso

8.6.3系统可以通过控制柜内的主开关选择不同的操作模式，主要包括“手动/停止/自动控制”三种 状态。

8.6.4装置现场具有超温、超速等紧急停车保护操作及机泵手动启停操作。阀门应采用电动控制，电 动阀开关时间小于15 s₀

8.7成套性要求

8.7.1油气回收装置人口管道应设流最、温度、压力检测仪表。

8.7.2进、出气口应设置油气组分取样口或其他采样设施。

8.7.3在油气回收装置进、出气口前应加阻火器。

8.7.4油气回收装置所有设备、仪表、仪表盘、供电箱、电线保护管、铠装电缆、钢带、支架槽板等均应依 据相关标准进行电气连接和保护接地，应在明显的部位设置专用的接地螺栓，并有明显牢固的接地 标志α

8.7.5用于校准工作的预留接口应符合现场校准要求。

8.7.6应具有连接软管、膨胀节等防振措施。

8.7.7橇座上需安装必要的配管，以满足设备运行需要，并将各自的带有端部配套法兰、螺栓、螺母和 垫片的配管引至権座边缘。

87.8配管的刚度应能满足运输和使用的要求,并应以不需切削结构构件就可装卸或可装卸主要设备 零部件的方式来方便安装配管。

8.8防静电要求

8.8.1油气回收装置用输油软管（含回气管）及组件应有良好的导静电性能，在温度为23 C±2 C,相 对湿度为50%±5%的条件下测得的表面电阻不得超过IO⁹ ∩_β

8.8.2注重使用过程的维护和清洁,避免静电电荷产生引燃危险.

8.9 电气安全要求

8.9.1油气回收装置内的各相电路之间、各相电路与外売之间的绝缘电阻应大于IO M∩_β

8.9.2油气回收装置内的各相电路之间、各相电路与外壳之间应能耐受1 000 V,50 HZ的工频电压，历 时Imin,应无击穿和闪絡.                          、

8.9.3所有电气设备金属外壳、金属结构、输气管道都应可靠接地,并应有牢固的接地端子和明显的接 地标志O

8.9.4各导电部件的外壳表面与接地端子应有有效的电气连接，连接电阻不大于0.1 ∩₀主要的PE端 和各种组成保护接地电路部分金属部件之间的电阻应不大于0.1 ∩_β

8.9.5外売、油罐车油路、气路出口所处在的保护箱防护等级不低于IP23。电气控制设备防护等 级 IP65∙

8.10制造要求

8.10.1外观与结构

8.10.1.1油气回收装置外观应光滑、平整，无弯曲、扭曲、裂纹、边沿毛刺等缺陷.经油漆防护处理的表 8

面应均匀、光滑，无起皱、气泡等缺陷∙镀锵件和标牌等外露件不得粘有漆污,表面涂层、镀层不应有明 显的机械损伤。

8.10.1.2结合面边缘以及和门窗、倒板、顶盖之间的结合面边缘应整齐、匀称,不应有明显的错位。

8.10.1.3系统各结合面及进出口管线接头的连接应牢固可靠,无渗漏，不得使用生料带等绝缘材料作 为密封壊料。

8.10.1.4排放口高度应符合现行的规范要求。

8.10.2焊接

8J0.2.1所有非承压部件的焊缝应平滑,无裂纹、气孔、央渣、咬边等缺陷。焊缝质量应符合NB/T 47003.1 相关规定。

• 8.10.2.2  承压部件焊缝质量应符合 GB/T 150.1 〜GB/T 15O.4.NB/T 47013.1~NB∕T 47013.6、 TSG R0004等相关标准和安全技术规范的规定•

• 8.10.3 机柜

8.10.3.1机柜的结构应满足回收装置在电气性能方面的要求，并考虑其中控制系统的安装与调试以及 运行的可靠性和电气相互连锁在连接、分离时的位置。

8.10.3.2机柜冷轧钢板厚度不小于2 mm,并根据需要进行喷塑或烤漆处理，涂层质量应符合相关 标准。

8.10.4装配

8.10.4.1油气回收装置应按照具体项目的图纸要求进行加工、装配，各种配合和连接应紧密可靠.

8.10.4.2管道及阀体安装前应进行清污，不得有污物杂质。

8.10.4.3管线在连接至装置前应进行吹扫，装配完毕后油气管路应进行气密性试验并无泄漏。

8.11防爆要求

8.11.1油气回收装置配套的防爆电气设备应取得防爆合格证。

• 8.11.2 防爆性能应满足 GB 3836.1 .GB 3836.2.GB 3836.4.GB 3836.9 的要求，防爆标志为 EXdemib ∏BT4_β

8.11.3防爆电气设备电器安装和布线应符合GB 3836.15的要求，所有接线部位必须设置于防爆接线 箱中。

8.11.4电气设备符合爆炸危险区域的防爆要求,防爆等级不低于EXdnBT4.

8.11.5现场仪表防爆等级不低于E_XdnBT4_β

8.11.6室内电控系统的防爆等级不低于EXd∏ AT3；电控系统的防护等级IP2X。

8.11.7接插件应接触良好。连接导线应压接或焊接良好。防爆区域采用钢管布线或外套防爆软管护 套的防爆阻燃耐油电缆，达到防爆要求。

8.11.8进线连接管装设不锈钢连接管.所有管道、管道配件及焊料的熔点应大于310 ∙C _β 8.11.9与防爆有关的保护网,保护罩、辨料外壳、非金属合成外壳,应进行冲击试验。

9试验方法

9.1性能检验

9J.1油气回收装置的处理能力应在现场满负荷工况下进行检验。当现场处理量不小于设计处理量 的80%时，油气回收装置正常运行8 h后，计算得出1 h的处理能力。

9.1.2油气回收率和油气排放浓度检验按GB 20950—2007附录B和GB 20952-2007附录D进行。

9.1.3系统阻力可通过以下两种方式測试：

a） 油气回收装置的系统阻力可通过油气回收装置的进出口指针式压力表或数字式压力测量装置 读数计算得出。用于计算系统阻力的压力仪表精度应不低于0.4级。

b） 油气回收装置的系统阻力也可利用皮托管来临时标定测量回收装置进出口气管的压力，测量 过程按GB/T 16157—1996中第7章执行。

9.1.4 油气回收装置系统密闭性检验按GB 20950 2007附录A或GB 20952-2007附录B进行。

9.1.5油气回收装置的噪声检测按GB 12348规定进行。

9.2主要结构件、部件检验

9.2.1自制件应按要求逐一进行检验,并具合格证书。外购、外协件应査验相关技术资料和合格证明, 必要时进行抽检•

9.2.2管道及附件检测主要通过査验合格证明。

9.2.3吸收塔、吸附罐检验时应査验制造资质,必要时可进行现场査验。

9.3主要机、泵检验

9.3.1对电机和泵进行特殊检测，并对整套泵机组进行测试，主要检测项目为转速、功率、轴温、密封、 泄漏、振动特性等。

9.3.2对密封材料或垫圈应分别浸入符合GB 17930和GB 18351要求的无铅汽油和乙醇汽油中，时间 不少于1 OOO h°

9.3.3对密封材料或垫圈应正常装配在部件上,或模拟正常使用装配部件上，在525∙m kPa的压力下, 试验60+3 s,应无泄漏。

9.3.4发热部件表面最高温度检验是在模拟工作状态下，正常运行8 h后,用热电偶进行测量。

9.4监测和控制性能检验

在现场工况下，对设备所具有的各项监测、控制性能进行逐一测试,检验时对与功能有关的安全性 能应特别予以注意。

9.5成套性检验

按照要求对照清单逐一进行相关完整性检査。

9.6防静电检验

按SH/T 3097—2017附录A方法进行。

9.7电气性能检验

9.7.1保护接地电路的连续性

使用50 H_ZaO A电流的PELV电源，在主要的PE端和各种组成保护接地电路的金属部件如机架 等之间进行测量.

9.7.2绝缘电阻

绝缘电阻应在电源连接件与PE端之冋，用精度等级不低于0.5级的500 V兆欧表进行测量。

9.7.3绝缘强度

在电源连接端与PE端之间施加50 HZa 000 V工频电压,历时1 min,用耐压测试仪进行测量.

9.7.4接地

接地端子和接地标志目测检査，用接地电阻测试仪对接地电阻进行测量。

9.8防护等级

按GB/T 4208的规定进行.

9.9制造质场检验

9.9.1焊接质量采用无损检测，按NB/T 47013.1〜NB/T 47013.6方法中选取。

9.9.2保护罩、塑料外壳等部件的冲击试验按GB/T 14153规定的方法进行.

9.10防爆安全性能检验

回收装置的防爆性能检验按GB 3836.1、GB 3836.2、GB 3836.4和GB 3836.9等有关规定进行 检验。

10检验规则

10.1检验分类

产品检验分出厂检验和型式检验。

10.2出厂检验

10.2.1每台油气回收装置应进行出厂检验，检验合格并附有产品合格证明后方可出厂。

10.2.2出厂检验项目主要包括密闭性、电气安全、结构和成套性。

• 10.3 型式检验

10.3.1有下列情形之一时，应进行型式检验：

a） 新产品鉴定时；

b） 正常生产每三年一次；

C）工艺、材料有较大改变可能影响产品性能时；

d） 停产一年以上再恢复生产时：

e） 国家质量监督检验部门提出要求时。

10.3.2型式检验项目为本标准要求中的全部项目。

10.3.3抽样及判定：型式检验样品应从岀厂检验合格的产品中随机抽取1台。在检验过程中若有一 项不合格，则应加倍抽样复检,若仍有不合格，则判该次型式检验不合格。

11标志、包装、运输、贮存

11.1标志

11.1.1制造商（生产厂）应在装置适当的部位安装永久性的铭牌,铭牌的位置易于观察，内容清晰.

11.1.2回收装置铭牌按GB/T 13306有关规定制作。标志内容宜包括如下内容：

a） 制造商（生产厂）名称或商标：

b） 设备名称及型号；

设计压力、温度；

产品标准号；

制造编号；

压力容器制造许可证号码，

防爆标志、防爆合格证编号：

净重及最大充液重最；

外形尺寸S

j）出厂日期。

注：标示内容如果适用可在铭牌上标出，也可在制造商的技术文件中完整给出.

11.2包装

按GB/T 13384有关规定执行。

11.3运输、贮存

油气回收装置在运输、贮存时应符合如下条件：

a） 温度范围一25 C〜+55 C ,在短时间内（不超过24 h）可达到+70 C；

b） 在未运行的情况下经受上述高温后，不应遭受任何不可恢复的损坏，且在规定的条件下应能正 常工作。

12随机文件 12.1油气回收装置应提供的随机文件如下，

a） 说明书,

b） 安装维护手册；

C）按有关标准对用于制造相关设备的材料进行了化学成分分析和机械性能测试的工作测试 证书；

d） 压力和密封试验合格证书,

e） 无损探伤的检验报告；

O 操作的试验报告；

g） 合格质量证明：

h） 自控系统说明书及相关资料°

12.2随机提供的图样和文件如下：

原理流程及技术参数3

完整尺寸和细节的装配图及橇座质量I

配套技术标准和规定：

基础图；

接线箱接线端子图及电气接口标准；

接线箱平面布置图；

g） 充分准确地填写所供设备的相关数据的数据单；

h） 设备仪表管线综合明细表。