日前，生态环境部印发《石油炼制废气治理工程技术规范（征求意见稿）》。全文如下：
关于征求国家环境保护标准《石油炼制废气治理工程技术规范（征求意见稿）》意见的函
各有关单位：
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》等法律法规，改善大气环境质量，规范石油炼制废气治理工程的建设与运行管理，我部组织编制了《石油炼制废气治理工程技术规范（征求意见稿）》。
按照《国家环境保护标准制修订工作管理办法》相关规定，现将征求意见稿印送给你们，请研究提出书面修改意见，并于2018年11月25日前反馈我部。相关资料可登录我部网站（http://www.mee.gov.cn/）检索查阅。
联系人：生态环境部科技与财务司刘世铮、吕奔
电话：（010）66556134
传真：（010）66556127
地址：北京市西城区西直门南小街115号
联系人：北京全华环保技术标准研究中心张银平、刘明刚
电话：（010）64849389
传真：（010）64869501
邮箱：acefst@163.com
地址：北京市昌平区昌平路430号金燕龙大厦903A
生态环境部办公厅
2018年10月29日
前言
为贯彻《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国大气污染防治法》等法律法规，防治环境污染，改善环境质量，规范石油炼制废气治理工程的建设及运行管理，制定本标准。
本标准规定了石油炼制废气治理工程中的总体要求、工艺设计、检测与过程控制、施工与验收、运行管理的技术要求。
本标准为指导性标准。
本标准为首次发布。
本标准由生态环境部科技与财务司组织制订。
本标准起草单位：中国石油化工股份有限公司大连石油化工研究院、北京全华环保技术标准研究中心、北京中电联环保股份有限公司。
本标准由生态环境部2018年□□月□□日批准。
本标准自2018年□□月□□日起实施。
本标准由生态环境部解释。
石油炼制废气治理工程技术规范
1 适用范围
本标准规定了石油炼制废气治理工程的设计、施工、验收和运行管理的技术要求。
本标准适用于石油炼制工业的废气治理工程，可作为环境影响评价、工程咨询、设计、施工、验收及建成后运行与管理的技术依据。
2 规范性引用文件
本标准内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效版本（包括所有的修改单）适用于本标准。
GB 12348 工业企业厂界环境噪声排放标准
GB/T 12801 生产过程安全卫生要求总则
GB/T 13347 石油气体管道阻火器
GB 14554 恶臭污染物排放标准
GB/T 16157 固定污染源排气中颗粒物测定和气态污染物采样方法
GB 31570 石油炼制工业污染物排放标准
GB 50140 建筑灭火器配置设计规范
GB 50160 石油化工企业设计防火规范
GB 50264 工业设备及管道绝热工程设计规范
GB 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范
GB 50650 石油化工装置防雷设计规范
GB 50726 工业设备及管道防腐蚀工程施工规范
GB 50727 工业设备及管道防腐蚀工程施工质量验收规范
GB 50984 石油化工工厂布置设计规范
HJ/T 1 气体参数测量和采样的固定位装置
HJ/T 75 固定污染源烟气（SO2、NOX、颗粒物）排放连续监测技术规范
HJ/T 76 固定污染源烟气（SO2、NOX、颗粒物）排放连续监测系统技术要求及检测方法
HJ/T 386 环境保护产品技术要求工业废气吸附净化装置
HJ/T 387 环境保护产品技术要求工业废气吸收净化装置
HJ/T 389 环境保护产品技术要求工业有机废气催化净化装置
HJ 462 工业锅炉及炉窑湿法烟气脱硫工程技术规范
HJ 562 火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法
HJ 2026 吸附法工业有机废气治理工程技术规范
HJ 2027 催化燃烧法工业有机废气治理工程技术规范
HJ 880 排污单位自行监测技术指南石油炼制工业
SH/T 3007 石油化工储运系统罐区设计规范
SH 3009 石油化工可燃性气体排放系统设计规范
SH 3011 石油化工工艺装置布置设计规范
SH 3015 石油化工给水排水系统设计规范
SH 3047 石油化工企业职业安全卫生设计规范
SH/T 3060 石油化工企业供电系统设计规范
SH/T 3146 石油化工噪声控制设计规范
《危险化学品安全管理条例》中华人民共和国国务院令第645号
《建设项目环境保护设计规定》国家计划委员会、国务院环境保护委员会[1987]002号
《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》国环规环评（2017）4号
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1 石油炼制废气petroleum refining waste gases
指在石油炼制工业生产和储运过程中产生的废气，可分为有组织源和无组织源废气。有组织源废气包括：催化裂化烟气、加热炉烟气、硫磺回收尾气、氧化沥青尾气、S-Zorb 再生烟气、重整催化剂再生烟气、氧化脱硫醇尾气、火炬烟气等；无组织源废气包括：污水集输系统排气、污水处理场废气、设备和管阀件泄漏排气、挥发性有机液体装载作业排气、挥发性有机液体储罐排气、装置检维修排气、事故排放气以及酸性水罐、污水罐、污油罐、中间油品罐等排气。
3.2 有机硫化物organic sulfur compounds
指甲硫醇、甲硫醚、乙硫醇、乙硫醚、二甲二硫、噻吩等。
3.3 催化裂化烟气fluid catalytic cracking flue gas
指催化裂化过程中催化剂烧焦再生产生的烟气，烟气中的主要污染物有二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）、颗粒物、镍及其化合物、一氧化碳（CO）等。
3.4 加热炉烟气fired heater flue gas
指加热炉燃烧燃油或燃气所产生的烟气。烟气中主要污染物有二氧化硫、氮氧化物、颗粒物。
3.5 硫磺回收尾气sulfur recovery tail gas
指石油炼制企业副产硫化氢气体经硫磺回收装置回收单质硫后排放的尾气，尾气中主要污染物有硫化氢、二氧化硫、羰基硫、二硫化碳等。
3.6 氧化沥青尾气oxidized asphalt tail gas
指渣油与空气在氧化沥青装置中发生反应生成氧化沥青过程中排放的尾气，尾气中主要污染物有苯系物、含氧有机物、沥青烟、有机硫化物、稠环芳烃和苯并（a）芘（BaP）等。
3.7 S-Zorb 再生烟气S-Zorb flue gas
指在S-Zorb 汽油吸附脱硫装置上，吸附脱硫催化剂再生过程产生的烟气，烟气中含高浓度二氧化硫。
3.8 重整催化剂再生烟气catalyst regeneration flue gas of catalytic reforming process
指在油品重整装置催化剂再生过程中产生的烟气，主要污染物有氯化氢（HCl）、非甲烷总烃（NMHC）。
3.9 火炬烟气flare gas
指火炬燃烧排放的烟气，主要污染物有碳黑颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、一氧化碳、硫化氢、氨（NH3）和挥发性有机物（VOCs）等。
3.10 污水集输系统排气wastewater collecting and transportation system exhaust gas
指从污水集水井、输送管道、输送明渠等收集和输送系统排放的废气。
3.11 污水处理场高浓度废气high concentration exhaust gas from wastewater treatment
指从污水处理场总进口（集水井）、均质池（罐）、隔油池（斜板、平流）、气浮池（溶气浮选、涡凹气浮）、污油池（罐）、浮渣池（罐）散发的VOCs 废气，该废气中含有较高浓度的挥发性有机物，以及少量硫化氢、氨、有机硫化物等。
3.12 污水处理场低浓度废气low concentration exhaust gas from wastewater treatment
指从污水处理场曝气池、A/O 池、氧化沟、膜生物反应器（MBR）、污泥池等废水生物处理设施散发的恶臭废气。
3.13 挥发性有机液体装载作业排气volatile organic liquid loading exhaust gas
指在汽油、石脑油、柴油等油品或有机液体装车或装船过程中，随着车载油罐或船舱内液面的上升而排出的挥发性有机物气体。
3.14 氧化脱硫醇尾气oxidation sweetening process tail gas
指液态烃或汽油馏份用空气催化氧化脱硫醇过程中产生的尾气；液态烃氧化脱硫醇尾气中的主要污染物是二甲基二硫醚等有机硫化物，汽油氧化脱硫醇尾气中的主要污染物有二甲基二硫醚等有机硫化物和汽油油气。
3.15 挥发性有机液体储罐排气volatile organic liquid tank exhaust gas
指原油、汽油、石脑油、喷气燃料、煤油、柴油、芳烃、溶剂油、液态烃（液化石油气）等挥发性有机液体储罐，由于大、小呼吸以及物料在输送过程中压力变化释放的气体、高温物料进入储罐导致蒸发等而产生的VOCs 气体排放。
3.16 酸性水罐排气sour water tank exhaust gas
指从酸性水罐顶排放的气体。在常减压、催化裂化、焦化、柴油加氢、加氢裂化等石油炼制过程中产生含硫、含氨、含油污水，通称酸性水。酸性水罐储存酸性水并进行油水分离，从罐顶排放的气体中含有硫化氢、氨、有机硫化物、油气、水蒸气和空气等。
3.17 污油罐排气waste oil tank exhaust gas
指由污油罐大、小呼吸，以及接收蒸汽吹扫物料而从罐顶排放的气体，排放气中含硫化氢、有机硫化物、油气、水蒸气和空气等。
3.18 中间油品罐排放废气exhaust gas from intermediate tank such as gasoline, diesel oil and high-temperature waxy oil
指汽油、柴油、高温蜡油等中间产品罐，属于挥发性石油液体储罐排放的气体，其特点是排放气中除VOCs 外，还含有较高浓度的硫化氢和有机硫化物。
3.19 装置检维修排气equipment inspection and repair exhaust gas
指炼油装置在停工检维修过程中，由于物料排放和设备清洗、吹扫作业而排放的恶臭和VOCs 气体。
3.20 脱硫及总烃浓度均化剂d
esulphurization and homogenization reagent for total hydrocarbon concentration
指一种污水处理场高浓度废气催化氧化处理的双功能保护剂。其装填在催化氧化反应器前的脱硫及总烃浓度均化罐中，通过物理和化学吸附脱硫（脱除硫化氢、有机硫化物）防止催化氧化催化剂中毒，通过炭基材料对挥发性有机物的吸附与解吸作用防止其浓度在进入催化氧化反应器的过程中剧烈波动，稳定反应器温度。
3.21 柴油低温吸收油气回收工艺oil vapor recovery by low temperature diesel absorption process
指利用柴油温度越低挥发性越小、对汽油等油气吸收能力越强的特性，在接近并高于所用柴油凝固点5℃～10℃（一般吸收温度在－5℃～15℃），用柴油吸收汽油、石脑油、芳烃、喷气燃料等油气的工艺，常用催化裂化分馏塔柴油馏分或常压蒸馏二线、三线柴油馏分作为吸收油，吸收油气后的富吸收油去柴油加氢装置或蒸馏塔等，又称柴油“低温临界吸收”技术。
3.22 最大真实蒸气压largest true vapor pressure
指在挥发性有机液体最高月平均储存温度下，由储存的挥发性有机液体所产生的平衡分压。挥发性有机液体在环境温度下储存时，最高月平均储存温度即为国家气象局报告的当地最高月平均温度。
4 污染物与污染负荷
4.1 废气来源与分类
石油炼制工业废气按照其产生过程可分为催化裂化烟气、加热炉烟气、硫磺回收尾气、氧化沥青尾气、S-Zorb 再生烟气、重整催化剂再生烟气、氧化脱硫醇尾气、火炬烟气、设备和管阀件泄漏排气、污水集输系统排气、污水处理场废气、挥发性有机液体装载作业排气、挥发性有机液体储罐排气、装置检维修排气等。
4.2 废气排放组成
废气治理工程设计中，废气组成宜采用实测或类比现有装置数据，在无实测或类比数据的情况下，可参考表1 数据。
5.1 一般规定
5.1.1 石油炼制企业应积极采用清洁生产技术，加强源头控制，减少污染物排放。
5.1.2 石油炼制废气治理工程建设，应遵守国家基本建设程序或技术改造审批程序，遵守国家相关法律法规，尊重知识产权。
5.1.3 废气治理装置设计应符合《建设项目环境保护设计规定》的相关规定。
5.1.4 石油炼制企业新建或改扩建废气治理工程应满足GB 31570、GB 14554 等现行国家和地方污染物排放标准、总量控制目标及排污许可要求。
5.1.5 废气治理工程在建设、运行过程中产生的噪声、废气、废水、废渣及其它污染物，应得到有效治理与管控，符合国家和地方环保法规和标准。
5.1.6 废气治理装置净化气排放口须按有关规定设置在线监测仪表。
5.2 源头控制
5.2.1 在催化裂化产品质量需要以及CO 完全燃烧再生等适宜工况下，可使用原料油预加氢、硫转移助剂、低NOX 烧焦、降NOX 助剂等工艺减少烟气中SO2、NOX 排放；硫转移助剂、降NOX 助剂的投加量，以对催化裂化操作和生产无不良影响为宜。
5.2.2 催化裂化催化剂再生过程中，宜采用三级或四级高效旋风除尘器使烟气中颗粒物浓度小于200 mg/m3，减少镍及其化合物排放。
5.2.3 加热炉应优选清洁燃料和低氮燃烧控制烟气中的二氧化硫、氮氧化物和颗粒物排放；清洁燃料宜选脱硫燃料气，控制硫含量小于20 mg/m3；低氮燃烧可采用空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再循环法，应优先保证燃料充分燃烧，使非甲烷总烃达标排放。
5.2.4 硫磺回收装置加氢脱硫（有机胺脱硫化氢后）尾气、汽油或液态烃氧化脱硫醇尾气，可以代替氮气作为酸性水罐等罐区的惰性保护气，减少总的废气排放量，但罐区排气必须处理达到排放标准。
5.2.5 催化重整装置宜采用清洁生产工艺或通过调整催化剂再生温度、供风量等条件，使烟气中的氯化氢和非甲烷总烃达标排放。
5.2.6 火炬排放系统应有气柜和压缩机，非正常工况排放的可燃气体尽可能用气柜收集起来，增压后送入全厂燃料管网回收。
5.2.7 火炬气分液罐凝液、气柜凝液和液态烃球罐切水等含易挥发性有机液体的油水混合物宜回收闪蒸油气后再进常压污油罐或污水处理系统；或在压力下油水分离，分离出的油相可进油品分馏塔、加氢精制等装置处理回收。
5.2.8 污水处理场应严格控制气浮池出水中的油含量以降低曝气池废气中的VOCs 浓度。
5.2.9 挥发性有机液体宜优选采用管道输送，减少罐车和油船装卸作业；上下游装置间宜通过管道直接输送，减少中间罐区。
5.2.10 挥发性有机液体油罐车和油船装油作业，宜采用液下或底部装载方式，应密闭装油并将油气收集、输送至回收（或处理）装置，严格控制逸散排放。
5.2.11 在发送与接收挥发性有机液体的容器相互距离较近时，可采用平衡气技术减少废气排放。
5.2.12 挥发性有机液体储罐宜优先采用浮顶罐、罐顶连通、罐顶保温，以及平衡控制进出罐流量、减少罐内气相空间等措施，减少VOCs 排放。
5.2.13 含溶解性油气、硫化氢、氨的物料（例如酸性水、粗汽油、粗柴油等），在长距离、高压输送进入常压罐前，宜经过脱气罐回收释放气。
5.2.14 不同来源的物料进入同一座储罐时，入罐温度差应小于5℃；储罐排放气进集中处理装置的温度不宜高于45℃、不宜含过饱和水蒸汽和气带液现象等，不符合要求的废气要进行冷凝、气液分离等预处理，减少废气排放量。
5.2.15 用于储存真实蒸气压大于76.6 kPa 的挥发性有机液体储罐，应采用压力罐（例如液态烃）或排放气控制装置。
5.2.16 用于储存真实蒸气压不小于2.8 kPa 但不大于76.6 kPa 的挥发性有机液体且设计容积不小于75 m3 的储罐，应采用内浮顶罐或外浮顶罐，优选内浮顶罐，例如汽油、石脑油、喷气燃料、原油、苯、甲苯、二甲苯；或密闭排放系统及VOCs 达标控制装置。应根据油品性质选择控制装置技术。
5.2.17 浮顶罐浮盘上的开口、缝隙密封设施和浮盘与罐壁的密封设施应采用高效密封方式，相对于拱顶罐减排效率85%以上，符合国家和地方相关要求。
5.2.18 装置检维修过程应计量监控吹扫气量、温度、压力等参数，宜通过辅助管道和设备等建立密闭蒸罐、清洗、吹扫产物密闭排放处理。
5.2.19 宜选用无泄漏或泄漏量小的机泵和管阀件等设备，强化设备与管阀件泄漏检测与维修(LDAR)工作。
5.2.20 应采用冷焦水密闭循环、焦炭塔吹扫气密闭回收等技术，控制焦化装置VOCs 排放。
5.2.21 分析监测循环水凉水塔回水挥发性有机物浓度，控制换热器泄漏，减少凉水塔VOCs排放。
5.3 工程构成
5.3.1 废气治理工程由主体工程和辅助工程组成。
5.3.2 根据废气主要污染物特征，主体工程包括：烟气除尘脱硫脱硝工程，含挥发性有机物和恶臭气体吸收、吸附、膜分离、冷凝、催化氧化、蓄热燃烧、焚烧等废气处理工程，以及必要的废气收集及引气、预处理工程构成。
a）废气收集及引气工程：包括挥发性有机液体储罐排气收集及引气，污水处理场排放废气收集及引气，以及挥发性有机液体装载作业排气收集及引气等；
b）废气预处理工程：包括氧化沥青尾气预处理，污水处理场高浓度废气预处理，高温排放废气（污油储罐、高温蜡油储罐排气等）预处理等。
5.3.3 辅助工程包括检测与过程控制、电气仪表、给排水和消防等单元。
5.4 场址选择和总图布置
5.4.1 场址选择和总图布置应符合GB 50160、GB 50984和SH 3011等标准要求。
5.4.2 场址选择应遵循降低环境影响、方便施工及运行维护等原则，并按照消防要求留出消防通道和安全保护距离。
5.4.3 治理装置宜靠近污染源布置；当有多个排放源产生的废气集中处理时，应兼顾辅助工程、配套工程等因素选址。
6 废气处理工艺设计
6.1 一般规定
6.1.1 在工艺设计前，应对石油炼制废气的组成、气量及变化规律进行调查、分析和监测。
6.1.2 在确定废气治理工艺时，应重视废气资源属性和能源属性，加强回收和综合利用；应综合考虑油气回收和热量回收等技术的运行成本、有机物回收价值以及回收油品质量等。
6.1.3 选用的减排和治理技术宜成熟、可靠、先进、节能、操作简便、经济适用、本质安全或安全风险可控。
6.1.4 废气治理装置应根据正常工况的最大进气量和最大污染物处理负荷设计；集中处理时的最大气量应按实际工况分析叠加确定。
6.1.5 在综合考虑污染源间距、废气组成及浓度、废气量、废气输送能耗、装置投资、运行费用等因素的基础上，同类废气宜集中处理，净化气宜高空排放。
6.1.6 石油炼制废气中VOCs 浓度小于30000 mg/m3 时，一般采用燃烧（氧化）破坏法处理，燃烧（氧化）装置包括催化氧化装置、蓄热燃烧装置、加热炉、焚烧炉、锅炉等；当VOCs浓度大于或等于30000mg/m3 时，一般宜优先采用吸附、吸收、冷凝、膜分离以及它们的组合工艺回收处理，不能达标再采用燃烧（氧化）破坏法。
6.1.7 应考虑废气治理装置异常和事故时的废气排放控制和处理。
6.2 无组织废气收集及引气设计
6.2.1 储罐排气收集及引气设计应符合以下技术要求。
a）治理储罐排气时，需对储罐的罐顶进行封闭处理并安装引气管线、自控阀门、压力传感器、阻火器、呼吸阀、泄压阀或双向液封等，应符合SH/T 3007 等标准相关规定；
b）在对酸性水罐等排放的含较高浓度油气和硫化物废气处理时，宜安装罐顶氮气保护系统；
c）根据罐的承压能力设定罐顶进气控制压力和排气控制压力；
d）在储存同一种物料的罐区，宜建立罐顶气平衡连通管线，减少大呼吸排气量。
6.2.2 挥发性有机液体（油品）装载作业排气收集及引气设计应满足以下要求。
a）挥发性有机液体宜采用液下装载作业方式；
b）接收挥发性有机液体的罐口宜标准化，应密闭装载并设置油气收集和输送系统；
c）在VOCs 废气收集总管和支管上设置流量计和调节阀，可通过装车（船）液体流量控制引气量，VOCs 废气流量控制参见4.3.2.3；
d）在收集、引气过程中，槽车或油舱内不宜形成负压操作。
6.2.3 污水处理场废气收集及引气设计应满足以下要求。
a）对污水处理场隔油池、气浮池、曝气池等废气排放设施进行封闭处理，封闭盖板宜接近液面；
b）有内部设备和部件的污水处理设施，应在封闭时安装观察口和用于检维修的活动盖板；
c）污水均质罐、污油罐、浮渣（池）罐的封闭、引气等参见6.2.1；
d）在隔油池、气浮池、曝气池等废气排放源的输气管道上应分别安装流量计和阀门，废气流量控制参见4.3.2.4；
e）隔油池、气浮池、曝气池等非罐类污水处理设施的封闭和引气应以基本没有废气逸散到周围环境中为宜；
f）废气输送管道要安装低点排凝口。
6.3 废气处理工艺设计
6.3.1 催化裂化烟气
6.3.1.1 烟气脱硝工艺设计
a）催化裂化烟气脱硝方法有氨选择性催化还原（SCR）、氨选择性非催化还原（SNCR）和臭氧氧化吸收等，宜优先选用SCR 工艺；
b）SCR 脱硝系统由氨供应、催化反应和公用工程等组成；
c）氨气应用空气等稀释到安全体积浓度（5%）以下，混合气体温度宜大于120℃再用喷氨组件喷入烟气中，氨气与烟气通过混合格栅实现充分混合；
d）SCR 催化剂可选用蜂窝状或板式V2O5-WO3/TiO2催化剂，床层空速3000 h-1～6000 h-1，催化剂床层设计三层，填装两层，预留一层，在两层催化剂运行末期或烟气NOX 不能达标时预留层装入催化剂；
e）催化反应器（床层）安装在余热锅炉（或CO 锅炉）320℃～420℃温度区，新建余热锅炉（或CO 锅炉）宜将催化剂床层安装在锅炉内部，老锅炉可将烟气从320℃～420℃温度区引出，经过外置式脱硝反应器处理再返回锅炉；
f）采用计算流体动力学(CFD)等软件优化设计反应器流场，以及导流板、喷氨格栅、混氨格栅等内构件；
g）其它工艺设计参数可参照HJ 562。
6.3.1.2 烟气除尘脱硫工艺设计
a）催化裂化烟气除尘脱硫可采用钠碱洗涤法；
b）钠碱洗涤除尘脱硫单元宜分为预处理器件、除尘脱硫塔两部分，预处理器件具有烟气洗涤急冷降温、除尘、脱硫功能，除尘脱硫塔具有深度除尘、脱硫和气液分离功能；预处理器件和除尘脱硫塔的洗涤液循环量均为3 L/m3～10 L/m3（烟气），外排脱硫废水pH 6~9；c）脱硫废水应经过过滤或沉淀脱悬浮物（催化剂颗粒物）、空气氧化脱COD 等处理后达标外排；氧化温度55℃～65℃，废水停留时间5 h～10 h。
6.3.2 加热炉烟气
a）在使用清洁燃料、低氮燃烧等减排技术不达标时，可选用烟气钠碱洗涤除尘脱硫和SCR 脱硝；
b）钠碱洗涤除尘脱硫可选用填料塔，塔内循环液气比3 L/m3～10 L/m3，外排脱硫废水pH 6~9，脱硫废水处理参见6.3.1.2 c）；
c）SCR 脱硝宜选用200℃～350℃催化剂和工艺，工艺参数等可参照HJ 562。
6.3.3 硫磺回收尾气
a）采用克劳斯工艺从酸性气中回收硫磺，二级克劳斯转化的总硫转化率应达到95%以上，三级转化应达到98%以上。可采用低温克劳斯（Sulfreen 法/CBA 法等）、选择性催化氧化（Selectox 法等）、加氢还原－有机胺吸收（SCOT 法/SSR 法等）等工艺进一步提高总硫回收率。优选加氢还原－有机胺吸收－焚烧（或催化焚烧）工艺处理克劳斯硫磺回收尾气，控制有机胺吸收塔出口还原性总硫小于50 mg/m3；
b）硫磺回收装置尾气焚烧炉烟气SO2 不能达标时，可再采用钠碱洗涤脱硫，或与催化裂化烟气等合并脱硫处理。
6.3.4 氧化沥青尾气
a）氧化沥青尾气处理宜采用预处理－焚烧工艺；
b）预处理包括水洗法、油洗法（柴油油洗、馏份油循环洗）等，用于脱除尾气夹带的油雾和沥青雾；水洗预处理宜采用喷淋塔，氧化沥青尾气在塔内停留时间3 s～5 s，空塔气速1.2 m/s～1.5 m/s，塔内液气比10 L/m3～20 L/m3；油洗预处理宜采用填料塔，填料层高度3 m～6 m，空塔气速0.1 m/s～0. 3 m/s，塔内液气比10 L/m3～30 L/m3；
c）焚烧温度850 +20℃、炉内焚烧时间8 s，或焚烧温度1000+20℃、炉内焚烧时间5s。
6.3.5 S-Zorb 再生烟气
a）S-Zorb 再生烟气宜进硫磺回收装置热反应炉或尾气加氢反应器回收处理，其掺入量以不影响硫磺回收装置正常操作为宜；
b）在S-Zorb 装置距离硫磺回收装置较远或硫磺回收装置无冗余负荷时，再生烟气可采用氢氧化钠溶液吸收脱硫，脱硫废水用空气氧化处理，净化烟气和脱硫废水达标排放；
c）再生烟气氢氧化钠溶液吸收脱硫装置宜采用文丘里管＋填料塔，文丘里管液气比1L/m3~2 L/m3，填料塔液气比3 L/m3~5 L/m3。
6.3.6 重整催化剂再生烟气
重整再生烟气中的氯化氢超标排放时，可采用碱性吸附剂或碱液洗涤处理，碱性吸附剂的床层空速为200 h-1～800 h-1；碱液洗涤装置及参数参见6.3.2 b）。有机物超标时可采用催化氧化处理或送加热炉焚烧处理，催化氧化装置工艺参数参见6.3.10。
6.3.7 氧化脱硫醇尾气
a）汽油、液态烃氧化脱硫醇尾气可进克劳斯尾气焚烧炉处理或采用低温柴油吸收－氢氧化钠溶液脱硫工艺处理，工艺流程见图1；
c）氧化脱硫醇尾气如果进克劳斯尾气焚烧炉处理，尾气中的氧浓度应小于8%，且焚烧炉烟气中SO2 应达标排放；
d）低温柴油吸收技术要求见6.3.12 c），吸收压力宜为0.05 MPa(G)～0.2 MPa(G)；
e）汽油氧化脱硫醇尾气经过低温柴油吸收，油气回收率应大于97%，有机硫化物去除效率应大于99%，净化尾气非甲烷总烃小于25000 mg/m3；
f）液态烃氧化脱硫醇尾气经过低温柴油吸收，有机硫化物去除率应大于99%，净化尾气非甲烷总烃小于25000 mg/m3；
g）催化氧化装置、蓄热燃烧装置、加热炉、焚烧炉、锅炉等进一步深度处理尾气的技术要求参见6.3.10。
6.3.8 火炬烟气排放控制
a）火炬及相关管网、水封、气柜等设计应符合SH 3009；
b）正常工况下，可经过有机胺吸收脱硫使火炬气H2S 浓度小于30 mg/m3，控制火炬烟气SO2 排放浓度；
c）通过火炬监控记录、氮气置换、控烟等措施，保障火炬正常工作、燃烧完全。
6.3.9 污水集输系统排气控制
a）含油污水应密闭输送、安装水封等控制废气排放；
b）集水井或无移动部件的含油污水池可安装浮动盖板（浮盘）来减少废气排放；
c）含油污水池排气治理可参照6.3.10；
d）企业宜尽可能减少集水井、含油污水池数量，将污水沟渠管道化，污水泵送，管道高架。
6.3.10 污水处理场高浓度废气
a）污水处理场高浓度VOCs 废气可采用预处理-催化氧化工艺或焚烧法处理，预处理-催化氧化工艺流程见图2；预处理包括吸收、脱硫及总烃浓度均化等方法；
c）进入催化氧化反应器的废气中有机物（包括甲烷）浓度应小于其爆炸极限下限（LEL）的25%；当有机物浓度高于25% LEL 时，应通过空气稀释或增加引气量等方式进行调节；
d）催化氧化反应器入口温度宜控制在220℃～400℃，出口温度一般低于600℃；催化剂空速宜为5000 h-1～20000 h-1；催化氧化系统压降应低于2 kPa；
e）可选用贵金属催化氧化催化剂，其使用寿命应达到三年以上；
f）控制进焚烧装置的废气有机物（包括甲烷）浓度小于25% LEL，VOCs 净化效率97％以上，净化气达标排放；
g）废气治理后产生的高温烟气宜进行热能回收，排气温度不宜高于180℃。
6.3.11 污水处理场低浓度废气
a）污水处理场低浓度废气可采用洗涤-吸附法、生物脱臭、焚烧法处理；
b）洗涤－吸附法通过洗涤脱除污泥飞沫，通过碱性金属氧化物、碱性活性炭等吸附剂脱除硫化物，通过活性炭吸附/解吸实现VOCs 浓度均化处理；饱和活性炭可定期用热空气或水蒸气等再生，热空气再生气宜进污水处理场高浓度废气催化氧化反应器处理；水蒸气再生气可通过冷凝回收凝结油，凝结水去含油污水处理系统；洗涤脱除污泥飞沫的效率应大于95%，净化气达标排放；
c）生物脱臭可采用固定微生物床层，处理浓度低、组份简单的硫化物、VOCs 废气；生物脱臭装置应有营养液供应系统，塔内气速0.1 m/s～0.3 m/s，填料层空速200 h-1～600 h-1，塔内温度30℃～40℃，净化气达标排放；
d）在安全可控情况下，污水处理场低浓度废气可进焚烧装置处理，进行焚烧处理的废气有机物（包括甲烷）浓度应小于25% LEL，净化气达标排放。
6.3.12 挥发性有机液体装载作业排气
a）汽油和石脑油装载作业排气油气回收可采用低温柴油吸收、活性炭吸附－真空再生、柴油吸收－膜分离、冷凝及其组合工艺，工艺流程见图3、图4、图5、图6；装载作业排气经过吸收、吸附、冷凝、膜分离及其组合工艺回收处理后达不到环保标准要求，可再进催化氧化装置、蓄热燃烧装置、加热炉、焚烧炉、锅炉等进一步深度处理；
b）对煤油、柴油、芳烃、溶剂油、原油装载作业排气治理，可采用活性炭吸附－热再生或催化氧化等工艺；采用水蒸气再生饱和活性炭，再生气须通过冷凝－油水分离回收油品，不凝气返回吸附床；采用热氮气或热瓦斯气再生活性炭，再生气须冷却（回收凝析油）进瓦斯管网；具体工艺需根据废气污染物浓度、净化要求、技术经济性等综合比较确定；
c）低温柴油吸收温度宜高于所用柴油凝固点5℃～10℃，一般吸收温度为－5℃～15℃；吸收压力宜为0 MPa(G)～0.5 MPa(G)，柴油初馏点大于160℃，常压15℃在柴油含量60%以上的密闭容器中平衡气相VOCs 浓度小于6000 mg/m3；
d）汽油油气冷凝宜采用机械制冷、复叠机组，常压冷凝温度宜为－105℃～－110℃；
e）汽油和石脑油油气吸附饱和活性炭的再生真空度宜为94 kPa～96 kPa；
f）柴油吸收－膜分离油气回收装置的膜材料宜选用硅橡胶等渗透膜，吸收塔和膜前压力宜为0.15 MPa(G)～0.50 MPa(G)，膜后压力宜为0.10 MPa(A)～0.20 MPa(A) ；
g）汽油和石脑油油气回收效率应大于97%；所有油气回收装置净化气中非甲烷总烃应小于25000 mg/m3；
h）油气回收装置尾气采用催化氧化装置、蓄热燃烧装置、加热炉、焚烧炉、锅炉等进一步深度处理的技术要求参见6.3.10。
6.3.13 挥发性有机液体储罐废气
a）酸性水罐、污油罐、粗汽油罐、粗柴油罐、高温蜡油罐、高温沥青罐等储罐排放的含硫VOCs 恶臭气体可采用低温柴油吸收－氢氧化钠（或有机胺）溶液脱硫工艺处理，见图7；低温柴油吸收技术要求见6.3.12 c），吸收压力宜为0.1 MPa(G)～0.5 MPa(G)；
c）酸性水罐等排气经低温柴油吸收－氢氧化钠（或有机胺）溶液脱硫工艺处理后，净化气油气浓度小于25000 mg/m3，硫化氢、有机硫化物去除率99%以上，或净化气中有机硫化物浓度小于20 mg/m3、硫化氢小于5 mg/m3；
d）总罐容大于等于30000 m3 的汽油和石脑油浮顶罐区，宜配套活性炭吸附、低温柴油吸收油气回收装置，用于罐体变形或浮盘损坏等异常工况时的油气回收处理；
e）治理喷气燃料、柴油、芳烃、溶剂油罐区排放气，宜先采用内浮顶罐减少罐区油气排放；
f）当成品汽油、石脑油、喷气燃料、柴油、溶剂油以及原油浮顶罐区排放气治理时，可选用吸附、吸收、冷凝等回收技术；
g）当酸性水罐、污油罐、高温蜡油罐以及成品汽油、石脑油等罐区排放气经过吸收、吸附等方法回收处理后非甲烷总烃一般可小于1000 mg/m3 ~ 25000 mg/m3，为达到更严排放标准，可再进催化氧化装置、蓄热燃烧装置、加热炉、焚烧炉、锅炉等进一步深度处理。
6.3. 14 装置检维修排放气
a）装置检维修过程应选用适宜的清洗剂和吹扫介质；检修过程产生的物料应分类进入瓦斯管网和火炬系统，以及带有恶臭和VOCs 废气治理装置的污油罐、酸性水罐和污水处理场，工艺流程见图8；其中，污油罐、污水罐排放气处理工艺设计参见6.3.13，火炬气处理工艺设计参见6.3.8；
b）在难以建立密闭蒸罐、清洗、吹扫产物密闭排放管网的情况下，可采用移动式设备处理检修过程排放废气，处理方法包括冷凝、吸附、吸收、催化氧化等；VOCs 总去除效率应大于97%，净化气达标排放。
6.4 二次污染控制
6.4.1 石油炼制废气治理过程中产生的废水应分类处理，并达到相应的排放标准要求。
6.4.2 石油炼制废气治理过程中产生的废渣、废吸附剂及废催化剂的处理应符合国家固体废弃物处理与处置的相关规定。
6.4.3 噪声控制应符合GB 12348 和SH/T 3146 的规定。
6.5 安全措施
6.5.1 应选用本质安全或安全风险可控技术。
6.5.2 利用加热可燃或有毒有害物料的加热炉等焚烧处理VOCs 废气，应做到本质安全。
6.5.3 废气治理工程应符合安全生产、事故防范的相关规定。
6.5.4 对处理含有机物的废气治理工程与主体生产装置之间的管道上应安装阻火器，阻火器性能应符合GB/T 13347 的规定。
6.5.5 风机、泵、压缩机等动设备和置于现场的电气仪表等应不低于现场防爆等级。
6.5.6 罐区废气治理安全防护见6.2.1 有关内容。
6.5.7 当催化氧化反应器出口温度达到600℃时，控制系统自动报警，并自动开启稀释设施对废气进行稀释、降温处理。
6.5.8 当吸附装置床层温度超过80℃时，应能自动报警，并立即启动降温设施。
6.5.9 治理工程中管道和设备的隔热、保温要求应符合GB 50264。
6.5.10 治理工程的防爆泄压设计应符合GB 50160。
6.5.11 治理工程安装区域应按规定设置消防设施。
6.5.12 治理工程应具备短路保护和接地保护。
6.5.13 室外治理设备应安装符合GB 50650 规定的避雷装置。
7 主要工艺设备与材料
7.1 一般规定
7.1.1 治理工程的关键设备和材质应从工程设计、招标采购、施工安装、运行维护、调试验收等环节进行严格控制，选择满足工艺要求，符合相应标准的产品。
7.1.2 当废气中含有腐蚀性介质和颗粒物时，废气输送管道、阀门、过滤器、吸收装置、吸附装置及关键设备的废气过流部件等应满足相关防腐、耐磨损要求。
7.2 设备（材料）选型与配置要求
7.2.1 主要工艺设备性能应满足本标准第6 章工艺要求。
7.2.2 防爆区废气治理工程中引气设施、泵等应采用防爆型、高效节能型电机。
7.2.3 治理工程中各设备的选择和配置应考虑装置长期可靠运行的要求，对风机、泵等连续工作的动设备应配置备用设备。
7.2.4 风机、压缩机、泵等大功率设备应配置相应的变频装置。
7.2.5 烟气脱硫系统工艺设备和材质的选择参照HJ 462 的要求执行。
7.2.6 烟气脱硝系统工艺设备和材质的选择参照HJ 562 的要求执行。
7.2.7 吸收装置的基本性能应满足HJ/T 387 的要求。
7.2.8 吸附装置的基本性能应满足HJ/T 386 的要求。
7.2.9 催化氧化装置的基本性能应满足HJ/T 389 的要求。
7.2.10 低温柴油吸收装置柴油降温宜优先采用现有循环水、低温盐水等冷源，新建制冷系统宜采用螺杆式压缩机蒸发制冷系统。
7.2.11 油气冷凝回收装置，宜采用废气与载冷剂换热间接冷却降温设备；制冷宜采用复叠式压缩蒸发制冷系统，以较低能耗获得较低的制冷温度。
7.2.12 油气回收膜分离装置，膜材料宜采用有机渗透膜，采用板框式或卷式膜组件，膜系统宜与其它油气回收工艺组合使用，实现较高的油气回收率和环保达标排放。
7.2.13 生物脱臭装置宜采用固定微生物床层，床层宜选用泥炭成型颗粒、多孔陶瓷滤料、有机或无机海绵体滤料、聚乙烯醇（PVA）填料等。
8 检测与过程控制
8.1 检测
8.1.1 治理工程应根据工艺要求，设置永久性采样口或在线检测装置。
8.1.2 采样口的设置应符合HJ/T 1，采样方法应满足GB/T 16157 的要求，采样频次和检测项目应根据工艺控制要求确定或参照HJ 880 的要求执行。
a）烟气除尘脱硫脱硝治理工程主要检测污染物有SO2、NOX、颗粒物；
b）烟气除尘脱硫治理过程中主要检测的工艺参数有脱硫装置进口、出口烟气的SO2 浓度、槽（池）液位、吸收液的pH 值等；应装设符合HJ/T 76 要求的烟气排放连续监测系统（CEMS），并按照HJ/T 75 的要求进行连续监测；
c）烟气脱硝治理过程检测参照HJ 562 执行；
d）有机废气治理工程主要检测污染物有非甲烷总烃、H2S、有机硫化物、苯系物等；
e）催化氧化法治理有机废气过程检测参照HJ 2027 的要求执行；
f）吸附法治理有机废气过程检测参照HJ 2026 的要求执行；
g）吸收法治理有机废气过程中主要检测吸收压力、吸收温度及床层压降等工艺参数；
h）膜分离法治理有机废气过程中主要检测膜分离单元的压差、真空泵进出口的压力等工艺参数；
i）冷凝法治理有机废气过程中主要检测冷凝温度、压力等工艺参数；
j）生物脱臭法治理污水处理场低浓度废气过程中主要检测温度、床层压降等工艺参数；
k）加热炉、焚烧炉、锅炉等进一步深度处理回收装置尾气过程中应检测入口废气中有机物浓度。
8.1.3 现场检测仪表或在线检测装置宜具备防腐、防爆、抗渗漏、防结垢、自清洗等功能。
8.2 过程控制
8.2.1 控制系统应在满足工艺要求的前提下，运行可靠、经济、节能、安全，便于日常维护和管理。
8.2.2 过程控制参数、技术要求和自动化控制水平应根据废气种类、处理规模等因素合理确定，并符合以下要求：
a）现场在线检测装置应装设现场操作箱，操作箱应设置运行、停机和故障状态显示；
b）当采用成套设备且设备配套控制系统时，设备配套的控制系统应预留必要的通讯接口，以实现与全厂控制系统的通讯和数据交换；
c）当采用成套设备但不配套控制系统时，成套设备控制系统并入全厂控制系统进行检测、显示和控制。
8.2.3 治理工程应先于废气排放源装置开启，后于废气排放源装置停机，并实现联锁控制。
9 主要辅助工程
9.1 电气系统
9.1.1 电源系统可直接由生产主体工程配电系统接引，中性点接地方式应与生产主体工程一致。
9.1.2 电气系统设计应满足SH/T 3060 的要求。
9.2 给水、排水与消防系统
9.2.1 废气治理工程的给水、排水设计应符合SH 3015 的相关规定。
9.2.2 治理工程的消防设计应纳入工厂的消防系统总体设计。
9.2.3 消防通道、防火间距、安全疏散的设计和消防栓的布置应符合GB 50160 的相关规定。
9.2.4 治理工程范围内应按照GB 50140 的规定配置移动式灭火器。
10 劳动安全与职业卫生
10.1 劳动安全
10.1.1 劳动安全管理应符合GB/T 12801 的规定。
10.1.2 应按照《危险化学品安全管理条例》的要求管理和使用工艺过程中的化学药剂。
10.1.3 应建立并严格执行安全检查制度，及时消除事故隐患，防止事故发生。
10.1.4 装置现场可燃气、有毒气报警装置设置应符合GB 50493 的要求。
10.1.5 装置现场应有必要的安全防护措施和警示标识。
10.1.6 应制定意外事故应急预警预案。
10.2 职业卫生
10.2.1 治理工程的职业安全卫生设计应符合GB/T 12801、SH 3047 的规定。
10.2.2 选用设备的噪音水平应符合SH/T 3146 的要求。
10.2.3 应加强作业场所的职业卫生防护，做好隔音、减震和防毒等预防工作。
10.2.4 工人进入恶臭和有机废气治理装置区时，应携带便携式可燃、有毒气体等检测报警仪。
11 工程施工与验收
11.1 工程施工
11.1.1 工程施工单位应具有国家相应的工程施工资质。
11.1.2 工程施工应符合国家和行业施工程序及管理文件的要求。
11.1.3 工程施工应按设计文件进行建设，工程的变更应取得工程设计单位的设计变更文件后再进行施工。
11.1.4 工程施工中使用的设备、材料、器件等应符合相应的国家和行业标准，并取得产品合格证书后方可使用，关键设备还应具有产品出厂检验报告等技术文件。
11.1.5 采用防腐材质的设备、管道及管件的施工和验收应符合GB 50726、GB 50727 的规定。
11.1.6 施工单位应遵守国家有关部门颁布的劳动安全及卫生、消防等国家强制性标准及相关的施工技术规范。
11.2 工程验收
11.2.1 工程验收应符合《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》等相关规定。
11.2.2 治理工程中选用国外引进的设备、材料、器件应具有供货商提供的技术规范、合同规定及商检文件，并应符合我国现行国家或行业标准的有关要求。
11.2.3 工程安装、施工完成后应首先对相关仪器仪表进行校验，然后根据工艺流程进行分项调试和整体调试。
11.2.4 通过整体调试，各系统运转正常，技术指标达到设计和合同要求后启动试运行。
12 运行与维护
12.1 一般规定
12.1.1 治理装置应与产生废气的生产工艺设备同步运行。由于事故或设备维修等原因造成治理设备停止运行时，应立即报告当地环境保护行政主管部门。
12.1.2 治理装置的运行、维护及安全管理除应符合本规范外，还应符合国家相关标准的规定。
12.1.3 治理装置运行应在满足设计工况的条件下进行，并根据工艺要求，定期对设备、电气、自控仪表及建（构）筑物进行检查维护，确保治理装置的可靠运行。
12.1.4 企业应健全与治理装置相关的各项规章制度，以及运行、维护和操作的规程，建立主要设备运行状态的台账制度。
12.2 人员与运行管理
12.2.1 治理装置应纳入生产管理中，并配备专业管理人员和技术人员。
12.2.2 在治理装置启用前，企业应对管理和运行人员进行培训，使管理和运行人员掌握治理装置及其他附属设施的具体操作和应急情况下的处理措施。培训内容包括：
a）基本原理和工艺流程；
b）启动前的检查和启动应满足的条件；
c）正常运行情况下设备的控制、报警和指示系统的状态和检查，保持设备良好运行的条件；
d）设备运行故障的发现、检查和排除；
e）事故和紧急状态下人工操作和事故排除方法；
f）设备日常和定期维护；
g）设备运行和维护记录；
h）其他事件的记录和报告。
12.2.3 企业应建立治理装置运行状况、设施维护等记录制度，主要记录内容包括：
a）治理装置的启动、停止时间；
b）吸收剂、吸附剂、过滤材料、催化剂、还原剂等的质量分析数据、采购量、使用量及更换时间等；
c）治理装置运行工艺控制参数，至少包括治理设备进出口污染物浓度、温度、床层压力降等；
d）主要设备维修情况；
e）运行事故及处理、整改情况；
f）定期检验、评价及评估情况；
g）污水排放、副产物处置情况。
12.2.4 运行人员应按企业规定做好巡视制度和交接班制度。
12.3 维护
12.3.1 应制定治理装置设备的维护计划。
12.3.2 应根据治理装置技术负责方提供的系统、设备等资料制定详细的维护保养规定。
12.3.3 维护人员应根据维护保养规定定期检查、更换或维修必要的部件。
12.3.4 维护人员应做好维护保养记录。
12.4 事故应急措施
12.4.1 企业应有生产装置异常和事故时的废气治理装置和措施。
12.4.2 充分利用火炬及其管网控制事故产生的气体污染物排放。
12.4.3 利用污油罐废气治理装置处理事故污油产生的恶臭和VOCs 气体。
12.4.4 利用污水处理场废气治理装置处理事故污水产生的气体污染物。
12.4.5 企业应建立环境应急监测机制，制定应急监测方案，配备满足要求的人员、设备和防护用品，重点确定恶臭和VOCs 泄漏排放应急监测项目和监测方法，在事故发生时能够快速监测。
