案例1：山東某煉油廠，儲運車間發(fā)油現(xiàn)場安裝了處理規(guī)模為500m3/h冷凝法油氣回收處理裝置。VOCs廢氣治理工程存在問題的現(xiàn)象為：治理系統(tǒng)收集的裝車揮發(fā)的油氣送入回收處理裝置進行降溫冷凝液化后，回收得到的液態(tài)汽油，存入容積為3m3的常壓常溫回收油儲罐。經過油氣回收處理裝置回收油流出管路安裝的流量計計量，每天都有數千升的累計數據，但每天從回收油儲罐內抽出的油的數量，卻只有流量計記錄數據的一半左右。近一半的回收油不知去向。 
　　分析原因，VOCs揮發(fā)性有機化合物最大特點是常溫狀態(tài)下容易揮發(fā)，且相態(tài)時時刻刻都在發(fā)生變化，溫度降低或增加壓力從氣態(tài)相變?yōu)橐簯B(tài)、溫度上升或壓力減小從液態(tài)相變?yōu)闅鈶B(tài)。冷凝法是利用其隨溫度相變的性質，將揮發(fā)油氣進行降溫液化后回收再利用。但是，在治理工程的設計中， 由于對其相態(tài)變化考慮不周，降溫液化得到的回收物立即回到常溫狀態(tài)的回收油儲罐，結果是液化回收的油品立即發(fā)生汽化，再次從液態(tài)返回氣態(tài)，產生二次揮發(fā)，影響回收效果。同時還出現(xiàn)了二次污染。 
　　關于冷凝回收的有機物回到常溫工況的二次揮發(fā)，VOCs的液態(tài)回收物是在低溫條件下的凝結物，其需要暫存容器儲存液態(tài)回收物，設計中通常將暫存容器設計為常溫常壓儲罐，并配設有保障安全的呼吸排氣管。常見問題是在低溫條件下相變回收得到的液態(tài)有機物，存入常溫儲罐后，由于溫度的回升，立即又相變?yōu)闅鈶B(tài)物，從呼吸排氣管排放到大氣環(huán)境，導致儲罐內保存留的回收有機物卻所剩無幾。解決的措施是改進設計，將回收油儲罐進行保溫，使之維持低溫狀態(tài)，避免二次揮發(fā)。同時，將回收油儲罐的呼吸排氣管接入處理裝置入口，避免揮發(fā)氣流失到大氣環(huán)境。 

案例2：陜西某煉油廠。VOCs廢氣治理工程存在的問題現(xiàn)象：陜北地區(qū)某煉油廠儲運車間汽油發(fā)油設施的配置為上裝鶴管6支，每支設計發(fā)油速度為60m3/h。油氣治理系統(tǒng)設計為每支鶴管的油氣收集氣相支管路連接到氣相主管路，主管路在連接到油氣回收處理裝置的廢氣入口管路。該工程投入運行后出現(xiàn)問題是氣相管路動態(tài)阻力過大，導致油氣收集設施不能密閉，油氣不能輸送到油氣回收處理裝置，因而見不到回收的油品。 
　　在石油成品油裝車現(xiàn)場VOCs污染源主要是輕質成品油油氣。VOCs治理系統(tǒng)設計通常由收集設施、傳輸設施、處理設施三大部分組成。多數治理系統(tǒng)受現(xiàn)場條件影響，收集設施設計安裝在VOCs揮發(fā)現(xiàn)場，如有VOCs揮發(fā)的車間、灌裝（裝車、裝船）場所。處理設施則安裝在遠離揮發(fā)現(xiàn)場的地點。兩者之間距離有的長達幾百米、上千米。敷設方式是將現(xiàn)場各個灌裝點收集的VOCs氣體的氣相支管路，與氣相主管路連接，再通過長距離的氣相主管路將VOCs氣體輸送到回收處理裝置，進行液化回收處理。設計中常見問題有，事先對系統(tǒng)投產后風量、壓力等工況條件動態(tài)變化考量不足，只根據一個VOCs氣體流量數據進行設計和配置選型，但在系統(tǒng)投入運行后，氣體流量的數據往往大于設計依據的參數，于是出現(xiàn)傳輸管路動態(tài)阻力增大，密閉系統(tǒng)內出先壓力反彈，影響到源頭對VOCs的密閉收集、治理系統(tǒng)對VOCs的順暢傳輸，導致治理系統(tǒng)運轉不正常，伴隨發(fā)生增加泄漏、轉移排放等問題。 
　　本案例的油氣回收工程包含前端的“油氣收集設施”、中段的“油氣傳輸管路”（包括氣相主管路和支管路）、后端的“油氣回收處理裝置”?！秲τ蛶齑髿馕廴疚锱欧艠藴省稧B20950規(guī)定儲油庫“油氣收集系統(tǒng)在收集油罐車罐內的油氣時對罐內不宜造成超過4.5kPa的壓力，在任何情況下都不應超過6kPa。”在前期工程設計中，設計人員取用的工況流量數據，是按照裝車氣體流量60m3/h的工況設計，并依據《油氣回收系統(tǒng)工程技術導則》（QSH0117-2007）規(guī)定的“每個汽油裝車鶴管所配置的油氣回收支管道直徑宜比鶴管直徑小一個規(guī)格等級”設計氣相管路規(guī)格。其油氣傳輸主管路設計規(guī)格DN200，直線長度120米長，加上7個彎頭當量長度31米，合計151米；氣相支管路規(guī)格DN50，直線長度13米，加上7個彎頭當量長度11米，合計24米。氣相管路總長度達175米。但是，當現(xiàn)場發(fā)油流速在105m3/h左右時，氣相管路動態(tài)阻力高達14kpa，致使油罐車罐內壓力超過10kpa，密閉鶴管發(fā)生彈跳起來，油氣不能傳輸到達油氣回收處理裝置，VOCs治理系統(tǒng)不能正常運行。后來經過整改，將氣相主管路改為DN250、氣相支管路改為DN80規(guī)格，縮短支管路長度，系統(tǒng)動態(tài)阻力大大下降，按照設計工況發(fā)油時，管路系統(tǒng)壓降立即減少到1.4kpa，油氣回收處理裝置的回收效果也立竿見影。類似的問題在華南某油庫也遇到過，經過技術改造之后VOCs治理系統(tǒng)才得以恢復正常運行。

案例3：江蘇某大型石化物流庫。VOCs廢氣治理工程存在的問題現(xiàn)象：該油庫地處長江入?？冢瑢藓粑欧诺挠蜌饨ㄔO了“頂空聯(lián)通置換油氣回收裝置”。工程建設竣工投運后，儲罐進料時排放頂空聯(lián)通置換油氣回收裝置的大量油氣卻不能按照“頂空聯(lián)通置換油氣”的氣相管路走向，輸送給油氣回收處理裝置，而在呼吸閥的呼吸排放口排放到大氣環(huán)境。
　　《重點區(qū)域大氣污染聯(lián)防聯(lián)控“十二五”規(guī)劃》要求大力削減石化行業(yè)揮發(fā)性有機物排放，“嚴格控制儲罐、運輸環(huán)節(jié)的呼吸損耗”，首次提出原料、中間產品、成品儲存設施“應安裝頂空聯(lián)通置換油氣回收裝置”。本案例為庫容量35萬m3的油庫，計劃安裝頂空聯(lián)通置換油氣回收裝置，先期試驗，將兩個容量為4000m3內浮頂苯儲罐改造為拱頂罐，然后從罐頂呼吸閥下端的三通接出氣相管路引至地面，管路匯合后連接至苯蒸氣回收處理裝置。投入運行后立即發(fā)現(xiàn)，當儲罐進料（苯）時，罐頂呼吸閥閥盤頻頻開啟，大量苯蒸氣沒有走氣相管路輸送給苯蒸氣回收處理裝置，而從呼吸閥“呼出”，排放到大氣環(huán)境。經過測壓檢查發(fā)現(xiàn)，當儲罐進料時，呼吸閥的開啟壓力（隨機的儲罐空間氣體壓力）達到2.0Kpa，但罐頂全天候防爆阻火呼吸閥操作壓力只有+1500/-295Kpa、應急保護的壓力排放吸入閥（緊急泄放裝置）操作壓力只有+1750/-350Kpa。開啟壓力受頂空聯(lián)通置換氣相管路的動態(tài)阻力影響而增大，操作壓力小于開啟壓力，苯蒸氣從呼吸閥口排放到大氣環(huán)境，不能送入回收裝置。顯然，這是一個設計方面存在的問題范例。 
　　“頂空置換”的最大差別是呼吸閥后端接入了油氣回收氣相管路，完全改變了呼吸閥的使用條件。然而，儲罐安全附件的國內標準，有技術滯后、更新周期長、體系不完善不配套（產品標準多、應用標準少），甚至還有矛盾的客觀情況。雖然最新國際標準ISO28300更新了關于石油、化工、天然氣工業(yè)常壓儲罐呼吸量的計算方法，提供了計算模型。 
　　關于超壓問題，《石油庫設計規(guī)范》GB50074-2011修訂版對低壓儲罐的設計壓力規(guī)定為大于6.9kPa且小于0.1MPa（罐頂表壓）的儲罐。安裝了頂空聯(lián)通置換油氣回收系統(tǒng)的儲罐，在確?？刂芕OCs排放的范圍，適當調整加大呼吸閥參數，應該有一定超壓空間，但是，設計人員對儲罐工況壓力變化過程缺乏考量，沿用未加裝“頂空聯(lián)通置換油氣回收系統(tǒng)”的普通儲罐的設計思路，選擇呼吸閥操作壓力、啟動壓力，造成設計帶病建設的結果。 

　　客觀而言，隨著大量治理VOCs污染的項目投建，不少設計部門頭一次接手設計任務，面對環(huán)保要求（包括政府管理部門和國家標準的要求）、用戶要求、現(xiàn)場新工況的要求，設計人員找不到新的標準作為設計依據，無所適從，仍然采用舊有的開啟壓力和操作壓力的數據。本案例在選用呼吸閥時，就不能適應系統(tǒng)排放出現(xiàn)的超壓情況。超壓大，不但儲罐呼出氣體不能進入回收裝置系統(tǒng)，而且增加了VOCs的發(fā)散量，并從呼吸閥排放到大氣環(huán)境。 
　　綜上所述，在治理VOCs污染的項目設計中，要重視和研究工況溫度、流量、壓力等參數變化產生的影響，技術方面重視工況溫度、工況流量、工況壓力等動態(tài)變化對治理工程系統(tǒng)的影響，思想方面端正對設計目的的認識，克服設計工作中存在的問題，按照國家安全和環(huán)保法規(guī)要求，完善治理易揮發(fā)有機化合物VOCs的項目設計，達到控制VOCs揮發(fā)污染的目標。