(57)【要約】【課題】大量のガスを安価な設備投資により回収と除去を同時に行うことができる大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備を提供する。【解決手段】石油の積荷や揚荷時にタンカーやタンクから放出される置換ガス中に含まれる炭化水素や臭気成分を除去して大気放出するにおいて、タンカー等からの置換ガスを原油と気液接触させて炭化水素を除去する吸収塔１６と、吸収塔１６からの置換ガスを導入し、置換ガス中の炭化水素を吸着除去する炭化水素吸着塔１７と、炭化水素吸着塔１７からの置換ガスを導入し、置換ガス中の臭気成分を吸着除去する臭気吸着塔１８とを備え、炭化水素及びその他の軽沸点成分ガスを吸収した原油を元の性状に戻し吸収油として循環使用可能としたものである。【選択図】図１
2007175594.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
石油の積荷や揚荷時にタンカーやタンクから放出される窒素、酸素、二酸化炭素、炭化水素ガス及び臭気成分からなる置換ガス中に含まれる炭化水素や臭気成分を除去して大気放出するための大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備において、タンカー等からの置換ガスを原油と気液接触させて炭化水素を除去する吸収塔と、吸収塔からの置換ガスを導入し、置換ガス中の炭化水素を吸着除去する炭化水素吸着塔と、炭化水素吸着塔からの置換ガスを導入し、置換ガス中の臭気成分を吸着除去する臭気吸着塔とを備えたことを特徴とする大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備。
【請求項２】
吸収塔には、タンカー等からの置換ガスを圧縮して供給する圧縮機が接続される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備。
【請求項３】
吸収塔には、吸収液として供給する原油の冷却器が接続される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備。
【請求項４】
吸収塔には、炭化水素を吸収除去した原油を導入する脱気器が接続され、脱気器で、窒素等の不活性ガスと炭化水素とを吸収した原油中の窒素等の不活性ガスからなる軽沸点成分が除去され、その軽沸点成分除去後の原油が吸収塔に吸収液として循環される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備。
【請求項５】
脱気器には、吸収液を設備内で使用済みの冷却水で加熱する加熱器を有し、原油中の軽沸点成分が除去され、その軽沸点成分除去後の原油が吸収塔に吸収液として循環される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、タンカーや陸上タンクに石油などを積載する際に発生する置換ガスを大気放出する際、その大気放出ガス中の炭化水素や臭気成分を回収除去するための大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
石油を陸上タンクからタンカーに積載する場合、或はタンカーから陸上タンクに荷揚する場合に、受入れる容器から石油の充填に伴い置換ガスが排出される。
この置換ガスは、積載側の陸上タンクあるいはタンカーに戻せる場合は支障がないが、陸上タンクの屋根がフローテング形式である場合は、屋根部分に殆ど気相部がないので、タンカーからの置換ガスを陸上タンクに返送出来ない。
【０００３】
このため積載時には、タンカーから置換ガスを大気中に大量に放出することになる。
【０００４】
またタンカーから陸上タンクに荷揚する場合には、陸上タンクがコーンルーフ等の固定屋根形式でタンカーとの間にガス相を連結する配管がない場合は、陸上タンクから置換ガスが大気に放出される。
【０００５】
このように大気に放出される置換ガスには大量の炭化水素ガスが含まれると共に、原油の場合には、高い濃度の臭気成分（硫化水素、メチルメルカプタン、硫化メチル、二硫化メチル）を含有している。このために環境を汚染する問題があると共に、貴重な資源を損失しているのが現状である。
【０００６】
地域によっては規制しているところもあるが、国内では未だ完全には実施されていないが、対策が必要である。
【０００７】
従来、置換ガスとして放出されるガス中の炭化水素や臭気成分を除去するには、吸着、吸収、再液化、焼却など種々の方法が提案されている。
【０００８】
【特許文献１】特開平１０−３３９３３号公報
【特許文献２】特開平６−２６９６３３号公報
【特許文献３】特開平９−２１５９０８号公報
【特許文献４】特開平９−５７０６０号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
しかしながら、大量の置換ガス中の炭化水素と臭気成分を効率よく除去する設備は未だ開発されていない。
【００１０】
以下に従来の方法と問題点を列記する。
【００１１】
（１）吸着による方法
この吸着による方法では、ガスの処理量が少ない場合或はガス濃度が薄い場合は、吸着剤によるガス吸着装置で除去し、吸着剤の再生を温度加熱法或は圧力スイングによる真空脱着法によって行うことができる。
【００１２】
しかし、置換ガス量が多く濃度が濃い場合は、吸着による方法では、設備費と再生のためのランニングコスト（加熱費、真空ポンプ電力費等）が高くなって不経済な設備となり、実用的ではない。
【００１３】
（２）吸収による方法
吸収による方法は、ガソリン等の積載時に置換ガスに含有されている気化ガスを回収するために、発生源のガソリンか他の揮発性の低い油に吸収させて回収する方法である。
【００１４】
吸収油は吸収効率が良く揮発性の低い特別な吸収油を使用して回収する場合もある。この方法では揮発性が低い吸収液を使用するのでガス濃度を低くすることができる。吸収油は繰返し使用すると性能が劣化するので、耐久性を持たせるために添加剤等を加えている。吸収油の再生と吸収ガスの回収は吸収油を加熱するか、或は真空脱気して行い、発生ガスは元油等に吸収回収する。また必要に応じて加圧下で吸収させる場合もある。
【００１５】
しかし、この吸収による方法では通常置換ガスの濃度を５〜８ｖｏｌ％程度に低下させるのが経済的な限界であり、また大量に吸収油を必要とする問題がある。
さらに、この方法だけでは臭気成分を環境基準値に下げることは出来ないので他の装置との組合せが必要となる。
【００１６】
（３）再液化方法
ガスを加圧下で冷却して凝縮する方法であるが、空気と混在しているガス濃度が薄い場合、或はメタン等の凝縮し難い成分がある場合にはガスの濃度を低くすることが難しく、設備費も高くなり、通常は適用されない。
【００１７】
この方法だけでは臭気成分を環境基準値に下げることは出来ないので他の装置（吸着法、焼却法、薬剤吸収法等）との組合せが必要となる。
【００１８】
（４）焼却方法
燃焼性のガス濃度が薄い場合に置換ガスを完全に燃焼させて、大量の炭化水素ガスと臭気成分を除く設備は高価になり、助燃剤等の燃料費が高くなる。
【００１９】
焼却方法には直接焼却、触媒燃焼、蓄熱燃焼等いろいろあるが、いずれも高価でありランニングコストも高くなる。
【００２０】
焼却法は大量のＣＯ2 を発生するので環境上良い方法とは云えない。
【００２１】
そこで、本発明の目的は、このような背景の下に大量のガスを安価な設備投資により回収と除去を同時に行うことができる大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００２２】
上記目的を達成するために請求項１の発明は、石油の積荷や揚荷時にタンカーやタンクから放出される窒素、酸素、二酸化炭素、炭化水素ガス及び臭気成分からなる置換ガス中に含まれる炭化水素や臭気成分を除去して大気放出するための大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備において、タンカー等からの置換ガスを原油と気液接触させて炭化水素を除去する吸収塔と、吸収塔からの置換ガスを導入し、置換ガス中の炭化水素を吸着除去する炭化水素吸着塔と、炭化水素吸着塔からの置換ガスを導入し、置換ガス中の臭気成分を吸着除去する臭気吸着塔とを備えたことを特徴とする大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備である。
【００２３】
請求項２の発明は、吸収塔には、タンカー等からの置換ガスを圧縮して供給する圧縮機が接続される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備である。
【００２４】
請求項３の発明は、吸収塔には、吸収液として供給する原油の冷却器が接続される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備である。
【００２５】
請求項４の発明は、吸収塔には、炭化水素を吸収除去した原油を導入する脱気器が接続され、脱気器で、窒素等の不活性ガスと炭化水素とを吸収した原油中の窒素等の不活性ガスからなる軽沸点成分が除去され、その軽沸点成分除去後の原油が吸収塔に吸収液として循環される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備である。
【００２６】
請求項５の発明は、脱気器には、吸収液を設備内で使用済みの冷却水で加熱する加熱器を有し、原油中の軽沸点成分が除去され、その軽沸点成分除去後の原油が吸収塔に吸収液として循環される請求項１記載の大気放出ガスの回収と臭気成分の除去設備である。
【００２７】
本発明は置換ガス中の炭化水素ガスと臭気成分を原油による吸収と吸着剤による吸着回収、及び最終的に臭気成分を除去する化学薬品処理の吸着剤による除去装置を組合わせた設備である。
【００２８】
原油によるガスの吸収は圧力をかけて行うと共に、ガスの含有量と組成に応じて吸収温度を変えて巾広く運転条件を選択出来るようにすることにより効率的（省エネ）な運転が出来る。又、大量のガスを回収する。
【００２９】
吸収操作で残留した濃度の薄いガス成分は吸着剤で吸着回収する。吸着装置の小型化を図るためにＰＴＳＡ（圧力温度スイング吸着）の適用も考えられる。
【００３０】
上述したような大量の置換ガスを扱う場合にはそれぞれのユニットの特徴を生かすことにより安価な設備を提供出来る。又、置換ガス中のガス濃度は一定濃度ではないので、これに対応して使用ユニットを選定すること、及び設備の適切な運転条件を決めて運転することにより効率的にガス成分の回収或は除去を行うものである。
【００３１】
吸収原油の性質によっては原油を大型タンクから循環使用する場合には、原油の飽和圧力が高くなって吸収効率が下がり、置換ガス中の炭化水素ガス濃度を所定値に下げることができなくなる。このために吸収油から吸収ガスの一部或いは全量を抜き出して吸収油の飽和圧力を下げる脱気器で処理する。
【００３２】
本発明は陸上タンクとタンカー間の石油の移送のみに限るものではなく、容器間の移送に関しても適用し得るものである。
【発明の効果】
【００３３】
本発明によれば、置換ガスを直接原油に吸収させるので、間接吸収法のように中間に吸収油を使用しないので、安価な吸収油が使用でき容易に吸収油の交換が出来るので連続運転が容易に出来る。又、適切な温度と圧力を組み合わせることにより、総合効率を高められる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００３４】
以下、本発明の好適な一実施の形態を添付図面に基づいて詳述する。
【００３５】
本発明の説明では陸上の大型フローティングタンクからタンカーに原油を積載する際に、タンカーから排出される置換ガスの処理について説明する。
【００３６】
図１、図２は、原油積載時にタンカーから排出される酸素濃度の薄い不活性空気と混合している置換ガスを、陸上或は海上に設置されるガス処理設備を示し、従来の装置では出来なかった大容量の置換ガスを処理して、低濃度の炭化水素ガスの含有量とし、且つ臭気成分については環境基準以下にする設備である。又、ガス量と濃度がタンカー毎に変わると共に運転中にも変動するが、これらの変動に対して自動的に省エネ運転が出来る設備である。
【００３７】
図１により、本発明の概略構成を説明するが、図２は脱気を２段操作する例であり、他は図１と同じであるため、図２も併せて説明し、脱気操作については、図１と図２に分けて以下に説明する。
【００３８】
１０は、タンカーから排出される置換ガスを導入する置換ガスラインで、その置換ガスライン１０に、爆轟を防止するデトネーションアレスター１１、サクションドラム１２、排気ガス圧縮機１３、冷却器１４、１５、吸収塔１６、炭化水素吸着塔１７、臭気吸着塔１８が順次接続される。
【００３９】
置換ガスは、濃度分析器ＡＩＣ−１で、炭化水素や硫化水素の濃度が検出され、遮断弁ＳＶ−１から圧力検知器ＰＩＣ−１で圧力が検知された後、デトネーションアレスター１１を通過後、遮断弁ＳＶ−２からサクションドラム１２に導入され、圧縮機１３によって所定の圧力に加圧される。
【００４０】
加圧された置換ガスは、冷却器１４で冷却後、必要に応じて冷凍機２０からの冷媒により冷却される低温冷却器１５で所定の温度迄冷却される。
【００４１】
冷却された置換ガスは、吸収塔１６に入る。吸収塔１６の上部には原油供給ライン２１から所定の温度に冷却された循環原油と置換ガスとが接触して炭化水素ガスが吸収される。
【００４２】
吸収塔１６内で炭化水素ガス及び臭気成分濃度はかなり低下するが、吸収油（原油）の蒸気圧以下にはならないので、後述する炭化水素吸着塔１７、臭気吸着塔１８で吸着処理される。
【００４３】
吸収塔１６の吸収原油は、原油タンク２２に返送される。
【００４４】
吸収原油を原油タンク２２に返送し、これを再度循環使用する場合は、使用と共に原油の飽和圧力が高くなるので、圧力を下げるために脱気器２３により吸収原油から軽沸点成分が除去される。
【００４５】
吸収塔１６を通過した置換ガスは、炭化水素吸着塔１７に入り、炭化水素ガス及び臭気成分が吸着除去されて更に濃度が低くなる。炭化水素ガス濃度はこの装置内で目標値迄除去される。
【００４６】
しかし、臭気成分濃度は環境基準迄は下がらないので、臭気成分特に硫化水素濃度を低くするために臭気吸着塔１８に入り、この臭気吸着塔１８内で目標値迄除去される。
【００４７】
炭化水素吸着塔１７内の吸着剤に吸着されたガス及び臭気成分は加熱或は真空ポンプ２４により吸引して脱着して吸収塔１６に送り、原油に吸収回収する。但し、ボイラ等が設置されている場合は、原油に吸収回収しないで燃料として使用してもよい。真空ポンプ２４で引く場合は、脱着を効果的に行うために、また脱着熱を補給するために、多少加熱することが必要となる。
【００４８】
臭気成分の再生脱着は、吸着面で化学変化を伴う吸着では簡単に出来ないので、生産工場で再生する。
【００４９】
回収ガスを吸収した原油は設備に新しく流入する原油と熱交換して冷熱を回収して、脱気設備３０に送られ、吸収ガスを放出して略元の性状に戻されて、タンク或は積載原油に返送される。
【００５０】
以上が、基本的処理であるがさらに図１、図２により本発明のプロセスを詳細に説明する。
【００５１】
１）排気ガス圧縮機の操作
積載開始と共にタンカーから排出された置換ガスは置換ガスライン１０で本発明のガス処理設備に導入される。
【００５２】
タンカーに原油の積載を開始する前にガス処理の必要性の確認情報をタンカー側から受けた後、設備入口の遮断弁ＳＶ−１が閉の状態でガス処理設備の各ユニットを起動するか、起動が出来るようにして待機運転の状態を維持する。
【００５３】
この場合、ユニット内の機器が設計容量に対して複数の機器で構成されている機器例えば、排気ガス圧縮機１３Ａ、１３Ｂ或は冷凍機２０を起動し、桟橋からの情報或はガス処理設備入口の圧力制御器ＰＩＣ−１、流量制御器ＦＩＣ−１、濃度分析器ＡＩＣ−１等で必要に応じて次の１台を順に、或いは能力を自動的に追起動出来るような待機状態にする。
【００５４】
桟橋からの積載開始情報により遮断弁ＳＶ−１が開となる。
【００５５】
桟橋からの積載開始情報或は設備入口の圧力検知器ＰＩＣ−１により、遮断弁ＳＶ−２が自動的に開となる。
【００５６】
圧縮機１３は、待機運転中は、吸込側と吐出側に接続された圧力検知器ＰＩＣＡ−２−１、ＰＩＣＡ−２−２とバイパス調節弁ＰＣＶ−１によりバイパス運転状態で待機運転となっている。
【００５７】
待機運転状態ではバイパス調節弁ＰＣＶ−１の作動により、吸込側圧力検知器ＰＩＣＡ−２−１の圧力は一定以上になるように制御される。
【００５８】
排気ガス圧縮機１３Ａの１台運転では、吸込側圧力検知器ＰＩＣＡ−２−１の圧力が高くなる場合は、自動的に順に、次の１台を起動する。
【００５９】
置換ガス量が減少した場合は、吸込側圧力検知器ＰＩＣＡ−２−１が減圧するのでバイパス調節弁ＰＶＣ−１の作動により圧力の低下が防止される。
【００６０】
このケースでは置換ガスは、排気ガス圧縮機１３で０．４４ＭＰａＡに加圧され、冷却器（アフタ−クーラ）１４で常温迄冷却される。
【００６１】
排気ガス（置換ガス）は桟橋情報或はガス処理設備の入口に設置されているガス分析器ＡＩＣ−１によりガス含有量が分かっているので、含有量が少ない場合は吸収塔１６での処理はしない。
【００６２】
この場合、下流側に設置されている遮断弁ＳＶ−５を閉にし、遮断弁ＳＶ−３を開いてライン１９から臭気吸着塔１８に、或いは遮断弁ＳＶ−４を開にして吸収塔１６の下流側の置換ガスライン１０を介して炭化水素吸着塔１７に供給する。
【００６３】
ガス濃度が極度に低く臭気成分だけの除去の場合は遮断弁ＳＶ−３を開いて臭気吸着塔１８に供給し、炭化水素ガスを多少回収しなければならない場合は、遮断弁ＳＶ−３を開にし、遮断弁ＳＶ−４を開いて、炭化水素吸着塔１７に供給する。
【００６４】
この操作により吸収塔１６内で濃度の薄いガスと原油との接触をなくし、原油からガス中への逆蒸発による下流ユニット（吸着等）に無駄な負荷がかからなく省エネ運転となる。
【００６５】
ガス濃度が高い場合は遮断弁ＳＶ−３、ＳＶ−４が閉となり、遮断弁ＳＶ−５が開となって、加圧された置換ガスが低温冷却器１５に流入する。
【００６６】
これら遮断弁ＳＶ−３、ＳＶ−４、ＳＶ−５の開閉は、濃度変化パターンと濃度分析器ＡＩＣ−１の指示により自動的に操作される。
【００６７】
吸収塔１６に流入した圧縮ガスは、炭化水素吸着塔１７で回収されたガスと合流して、低温冷却器１５に流入する。低温冷却器１５では、ガス含有量或は吸収原油の性質に応じて、予め設定された温度まで冷却される。
【００６８】
低温冷却器１５の冷却媒体は冷凍機２０から供給されるアンモニア液等を使用する。但し、ここでは低温冷却器１５を吸収塔１６とは別個に設置したが、ガス濃度が薄い場合は吸収塔１６内に設置するか、吸収油の温度を調整することにより低温冷却器１５を設置しなくても良い。
【００６９】
低温冷却器１５で使用された冷媒は気化してガスとして冷凍機２０に返送され、再液化されて冷媒として循環使用される。
【００７０】
冷凍機２０には、冷却水塔２６からの冷却水循環ライン２７が接続され、循環ポンプ２８にて冷凍機２０に冷却水が供給されて冷凍機２０の冷却媒体が再液化されるようになっている。
【００７１】
２）吸収塔操作
低温冷却器１５での冷却温度は本実施の形態では約５℃であるが、この温度はガス濃度或は原油の性状によって異なる。
【００７２】
吸収塔１６はラシヒリング等の充填材１６ａが充填されていて、ガスと原油が良く接触して吸収効率が高くなるようにしてある。接触促進構造は充填材１６ａに限らなく、他の充填剤でも良く、或いはトレイ構造でも良い。
【００７３】
低温冷却器１５の流出ガスは吸収塔１６に充填材１６ａの下部から入る。一方冷凍機２０からの冷媒は、原油供給ライン２１に接続した原油冷却器２５で所定の温度まで吸収原油を冷却する。所定温度まで冷却された吸収原油は、充填材１６ａの上部から吸収塔１６に入り、下部から上昇する置換ガスと充填材１６ａの表面で接触して炭化水素を吸収する。
【００７４】
原油量或は吸収温度は、原油の吸収性能、ガス濃度、ガス量に対応して適切な量或は温度に濃度分析器ＡＩＣ−１の指示により制御され、省エネ運転が出来るようになっている。
【００７５】
吸収塔１６では、原油温度は３℃、量は約３００ｔ／ｈで、ガス量は１８，０００ｍ3 ／ｈで、炭化水素２０体積％から４体積％迄減少させている。
ガスを吸収した液は、吸収塔１６の下部から返送ポンプ３０により昇圧されて冷熱回収熱交換器３１に送出されて熱回収され、冷水塔２６に返送される使用済みの温かい冷却水が供給される加熱器３２で加熱され、さらにスチーム加熱器３３にて加熱されて脱気器２３に供給される。
【００７６】
返送ポンプ３０の送出量は、吸収塔１６の液面制御計（図示せず）で制御されて、吸収原油が冷熱回収熱交換器３１に送出され、液面が低くなると、流量が絞られる。またポンプ運転を継続するために必要な最小流量まで流量が絞られる場合は、運転を維持するために、流量制御計ＦＩＣ−３と流量制御弁ＦＣＶ−３にて最低流量で運転を継続する。
【００７７】
吸収塔１６の頂部からガス濃度の薄くなったガスは更に濃度を下げるために、置換ガスライン１０を介して炭化水素吸着塔１７に供給される。
【００７８】
３）図１、図２の脱気操作（脱気による吸収原油の再生）
ｉ）図１の１段減圧フラッシュ
冷熱回収熱交換器３１では吸収塔１６の塔底油（温度が低い）と温度の高い新しい原油（約３０℃）の熱交換を行い冷熱を回収する。冷熱回収熱交換器３１により温度が約２６℃迄上昇した吸収油は、更に加熱器３２で冷水塔２６に返送される使用済の温かい冷却水で約３０℃〜３３℃に加熱される。
【００７９】
これ等の操作は次の脱気器２３での脱気を容易にするために行うと共に、使用済の冷却水の温度を下げて冷水塔２６での冷却水の損失を少なくし省エネを図っている。この効果で夏期に約３０％の冷却水の損失防止が期待出来る。
【００８０】
加熱器３２で加熱された吸収油は、更にスチーム加熱器３３により約３５℃に加熱されて脱気器２３の吸収原油フラッシドラム３０に入り減圧フラッシュする。脱気器２３の圧力は吸収ガスの量、吸収油の入口温度及び吸収油の性状により異なるが、約０．０２〜０．１ＭＰａＡに減圧された状態を脱気圧縮機３５により維持されている。
【００８１】
吸収油はこの条件下で吸収したガスの殆どを蒸発放出する。この結果吸収原油の性状は略元の状態に復帰するので、循環再使用しても元の吸収性能を発揮することが出来る。
【００８２】
再生原油は、脱気原油返送ポンプ３６で昇圧して原油供給ライン２１に循環され、また適宜原油タンク２２に返送される。返送ポンプ３６の吐出量は脱気器２３の液面が一定になるように吐出側にある制御弁ＰＣＶ−２で制御される。
【００８３】
脱気器２３の流入液は飽和圧力に近い圧力条件下にあるので、液量が少ない時には返送ポンプ３６の吐出制御弁ＰＣＶ−２が絞られてポンプ３６内でガスが発生しポンプがキャビテーションを起す。これを防止するためにポンプ３６には、図示していないがミニマムフローラインを設置し、ポンプ３６が正常に運転出来る最低限の流量をミニマムフローの制御弁ＰＣＶ−２で確保している。制御弁ＰＣＶ−２はこのシステムではポンプ３６の吸入側と吐出側の差圧を検出（ΔＰ）して制御する。ΔＰからポンプの性能曲線によりミニマム流量を算出して、この値以下にならないように制御する。
【００８４】
ΔＰの検出による以外に流量計、電流計等他の方法でミニマム流量を検出して制御することも出来る。
【００８５】
ｉｉ）図２の２段減圧フラッシュ
冷熱回収熱交換器３１では吸収塔１６の塔底油（温度が低い）と温度の高い新しい原油（約３０℃）の熱交換を行い冷熱を回収する。冷熱回収熱交換器３１により温度が約２６℃迄上昇した吸収油は、更に加熱器３２で冷水塔２６に返送される使用済の温かい冷却水で約３０℃〜３３℃に加熱される。
【００８６】
これ等の操作は次の脱気器２３Ａ，２３Ｂでの脱気を容易にするために行うと共に、使用済の冷却水の温度を下げて冷水塔２６での冷却水の損失を少なくし省エネを図っている。この効果で夏期に約３０％の冷却水の損失防止が期待出来る。
【００８７】
加熱器３２で加熱された吸収油は、更にスチーム加熱器３３により約３５℃に加熱されて脱気器２３Ａの１段吸収原油フラッシドラム３０に入り減圧フラッシュする。脱気器２３Ａの圧力は吸収ガスの量、吸収油の入口温度及び吸収油の性状により異なるが、約０．１ＭＰａＡに減圧された状態を脱気圧縮機３４により維持されている。
【００８８】
吸収油はこの条件下で吸収した窒素、酸素、炭酸ガス、メタン、エタン等の低沸点成分のガスを主体として放出する。
【００８９】
脱気器２３Ａで脱気された吸収油は、脱気器２３Ｂの２段フラッシュドラム３０に入り、更に減圧フラッシュする。本実施の形態で使用している原油では、約０．０３ＭＰａＡに減圧された状態を脱気圧縮機３５により維持されている。
【００９０】
吸収油は、脱気器２３Ａ、２３Ｂの条件下で吸収したガスの殆どを蒸発放出する。
【００９１】
再生原油は、脱気原油返送ポンプ３６で昇圧して原油供給ライン２１に循環され、また適宜原油タンク２２に返送される。返送ポンプ３６の吐出量は脱気器２３の液面が一定になるように吐出側にある制御弁ＰＣＶ−２で制御される。
【００９２】
脱気器２３の流入液は飽和圧力に近い圧力条件下にあるので、液量が少ない時には返送ポンプ３６の吐出制御弁ＰＣＶ−２が絞られてポンプ３６内でガスが発生しポンプがキャビテーションを起す。これを防止するためにポンプ３６には、図示していないがミニマムフローラインを設置し、ポンプ３６が正常に運転出来る最低限の流量をミニマムフローの制御弁ＰＣＶ−２で確保している。制御弁ＰＣＶ−２はこのシステムではポンプ３６の吸入側と吐出側の差圧を検出（ΔＰ）して制御する。ΔＰからポンプの性能曲線によりミニマム流量を算出して、この値以下にならないように制御する。
【００９３】
４）脱気ガスの回収
ｉ）図１の１段フラッシュ
脱気器２３の圧力は、脱気圧縮機３５により所定の圧力（０．０２〜０．１ＭＰａＡ）になるように吸収油から発生したガスを吸引して脱気器２３から排除する。脱気器２３内のフラッシュガス量が少ない場合には脱気器２３内の圧力が極度に減圧するので、脱気圧縮機３５にバイパスライン（図示せず）を設置して脱気器２３に戻す量を制御する。
【００９４】
脱気圧縮機３５で加圧された脱気ガスはアフタークーラー３７に入り冷却水により常温迄冷却される。
【００９５】
次にガスは低温凝縮器３８で更に、圧力計ＰＩＣ−５により冷媒流量を制御して所定の圧力になるように冷却されて凝縮液と未凝縮に分離し、回収液貯蔵ドラム４０で気−液分離する。
【００９６】
未凝縮ガスはボイラー燃料等に使用する。
【００９７】
回収液貯蔵ドラム４０で分離された凝縮液は凝縮液払出ポンプ４１で積載原油、或は吸収に使用しない原油タンクにライン４２で送出される。
【００９８】
回収液貯蔵ドラム４０の容量は原油の積載が無い時のボイラー燃料を確保出来る容積とする。
【００９９】
ｉｉ）図２の２段減圧フラッシュ
１段脱気器２３Ａの圧力は、脱気圧縮機３４により所定の圧力（約０．１ＭＰａＡ）になるように吸収油から発生したガスを吸引して脱気器２３Ａから排除する。脱気器２３内のフラッシュガス量が少ない場合には脱気器２３内の圧力が極度に減圧するので、脱気圧縮機３４にバイパスライン（図示せず）を設置して脱気器２３Ａに戻す量を制御する。
【０１００】
脱気圧縮機３４で加圧された脱気ガスはアフタークーラー３６に入り冷却水により常温迄冷却される。
【０１０１】
次にガスは低温凝縮器３７で更に、圧力計ＰＩＣ−５により冷媒流量を制御して所定の圧力になるように冷却されて凝縮液と未凝縮に分離し、回収液貯蔵ドラム４０で気−液分離する。
【０１０２】
未凝縮ガスはボイラー燃料等に使用する。
【０１０３】
１段回収液分離ドラム４０で分離された凝縮液は、２段回収液貯蔵ドラム４１に減圧されて送出される。
【０１０４】
２段脱気器２３Ｂの圧力は、脱気圧縮機３５により所定の圧力（約０．０３ＭＰａＡ）になるように吸収油から発生したガスを吸引して脱気器２３Ｂから排除する。脱気器２３Ｂ内のフラッシュガス量が少ない場合には脱気器２３Ｂ内の圧力が極度に減圧するので、脱気圧縮機３５にバイパスライン（図示せず）を設置して脱気器２３Ｂに戻す量を制御する。
【０１０５】
脱気圧縮機３５で加圧された脱気ガスはアフタークーラー３８に入り冷却水により常温迄冷却される。
【０１０６】
次にガスは低温凝縮器３９で更に、圧力計ＰＩＣ−６と圧力調整弁ＰＣＶ−６により冷媒流量を制御して所定の圧力になるように冷却されて凝縮液と未凝縮に分離し、回収液貯蔵ドラム４１で気−液分離する。
【０１０７】
未凝縮ガスはボイラー燃料等に使用する。
【０１０８】
回収液貯蔵ドラム４１で分離された凝縮液は凝縮液払出ポンプ４２で積載原油、或は吸収に使用しない原油タンクにライン４２で送出される。
【０１０９】
回収液貯蔵ドラム４１の容量は原油の積載が無い時のボイラー燃料を確保出来る容積とする。
【０１１０】
５）炭化水素吸着操作
炭化水素吸着塔１７は、３塔１７Ａ、１７Ｂ、１７Ｃで構成される。炭化水素吸着塔１７には、排気ライン４４が接続され、そのライン４４に真空ポンプ２４、真空ポンプアフタークーラ４５、ブースター圧縮機４６、ブスター圧縮機アフタークーラ４７が接続される。
【０１１１】
吸着塔１７Ａ、１７Ｂ、１７Ｃには、活性炭或いはその他の炭化水素ガスを吸着出来る吸着剤が充填されている。
【０１１２】
置換ガスは吸着塔１７Ａ、１７Ｂ、１７Ｃの下部（吸着剤充填下部）から入り、吸着剤で、吸収塔１６で吸収しきれなかった炭化水素ガスが吸着される。なおガスの出入り口は上記の反対でも良い。
【０１１３】
炭化水素吸着塔１７では、再生にＰＳＡを使用しているのでガスの入口を下部、出口を上部とした。
【０１１４】
ガスは４体積％で入り３体積％迄濃度を減少させる。吸着塔１７Ａ、１７Ｂ、１７Ｃはガス濃度が薄いため、吸着熱が多くないので充填層の温度は余り上昇しないので、冷却出来る構造としないが、脱着を容易にするためにスチーム等の加熱流体で間接加熱が出来るようにスチームライン５０が設けられた構造となっている。ガス濃度が高く吸着量が多い場合には、吸着温度も高くなるので冷却装置も必要となる。
【０１１５】
吸着塔１７Ａ、１７Ｂ、１７Ｃは２塔吸着運転、１塔再生運転とし、各塔の吸着時間は１時間連続とする。従って、再生時間は３０分としている。吸収と再生の運転の切換えはタイマーで行っているが、出口ガスの濃度を検出して切替えても良い。タイマーでの切換では、省エネのために濃度分析器ＡＩＣ−１で分析されたデータをべ−スにして吸着剤の飽和時間を算出し、切換時間を自動的に調整出来るようにしている。
【０１１６】
タイマーで自動的に１塔の再生が指示されると吸着塔１７Ｃ（１７Ａｏｒ１７Ｂ）は減圧操作に入る。仮に再生運転に入る吸着塔１７Ｃとすると、スチームライン５０からのスチームを吸着塔１７Ｃに供給して間接加熱し、真空ポンプ２４で吸着塔１７Ｃを吸引排気する。この際、弁Ｕ−Ｃを開から閉、弁Ｖ−Ｃは閉から開、弁Ｓ−Ｕは閉から開、弁Ｗ−Ｃは閉とする。
【０１１７】
これにより、吸着塔１７Ｃはスチームで間接加熱され、また真空ポンプ２４により吸着塔１７Ｃが真空にされるため脱着が行われる。
【０１１８】
図１では、脱着ガスは、排気ライン４４からブースター圧縮機４６で圧縮されて吸収塔１６側に戻される。
【０１１９】
図２では、脱気圧縮機３４で圧縮されて分離ドラム４０を介してボイラー燃料に使用される。
【０１２０】
吸着運転圧は約０．３５ＭＰａＡなので、真空ポンプ２４の吸入側から分岐して圧縮機１３の吸入側の置換ガスライン１０に接続しているライン５２の遮断弁ＳＶ−６を開にして大気圧付近迄落圧する。開状態は排気ライン４４の圧力検知器ＰＩＣ−３の指示により開閉は自動的に行われる。
【０１２１】
しかし、桟橋情報或は濃度分析器ＡＩＣ−１の分析によりガスの含有量が少なく、臭気成分も多く含まれない場合は吸着塔１７の大気圧迄の落圧ガス濃度は大気放出への制限値以下なので、濃度分析器ＡＩＣ−１の指示により遮断弁ＳＶ−７を自動的に開き、ライン５３より落圧ガスを大気放出とし、圧縮機１３の負荷を軽減して省エネ運転を図る。遮断弁ＳＶ−７の開閉は圧力検知器ＰＩＣ−３の指示で行われる。この場合遮断弁ＳＶ−６は閉とする。
【０１２２】
大気圧力迄の落圧時間約３分である。これらの操作は圧縮機１３の負荷削減と同時に真空ポンプ２４の負荷も軽減して省エネを計るものである。
【０１２３】
圧力検知器ＰＩＣ−３の検知圧力が大気圧付近に低下した時点で遮断弁ＳＶ−６或はＳＶ−７は自動閉とする。
【０１２４】
５）臭気成分除去ユニット
炭化水素吸着塔１７で所定のガス濃度迄除去されたガス中には目標値以下迄除去されない臭気成分、特に硫化水素が除去されないので、これらを除去する為に下流側の置換ガスライン１０より臭気吸着塔１８に送られて吸着により除去する。吸着剤は活性炭を化学薬品処理した吸着剤を触媒とし化学反応により吸着捕捉するために、多量の吸着が可能である。
【０１２５】
臭気吸着塔１８は、２塔１８Ａ、１８Ｂ設置しているが、設置基数はこれに限るものではない。
【０１２６】
臭気吸着塔１８では硫化水素濃度を０．０１ｐｐｍ、その他の臭気成分メチルメルカプタン０．００２ｐｐｍ、硫化メチル０．０５ｐｐｍ、二硫化メチル０．０５ｐｐｍ以下にする。薬品処理或は硫酸等の排出のために塔内では再生出来ないので１年使用後に交換する。
【０１２７】
臭気吸着塔１８で処理されたガスは、圧力検知器ＰＩＣ−４と制御弁ＰＣＶ−４により設備内圧力を０．３５ＭＰａＡに保持しながら大気に放出される。
【０１２８】
圧力検知器ＰＩＣ−４の設定値は排気ガス圧縮機１３の変動可能圧力範囲で変えることができる。
【０１２９】
従って、吸収及び吸着量を増加したい場合は圧力を高くセットして回収効率を上げ、ガス濃度が薄い場合は圧力を下げて省エネ運転が出来る。
【０１３０】
５）吸収原油の冷却と返送ユニット
吸収に使用される原油量は濃度分析器ＡＩＣ−１と流量検知器ＦＩＣ−１の検出値をべースにしてステップ状に変動させる。
【０１３１】
流量検知器ＦＩＣ−１からの信号は、原油流量を調節する流量調整弁ＦＣＶ−３に伝えられて流量が調節される。
【０１３２】
２隻同時荷揚時の設計流量は３５０ｍ3 ／ｈであるが、１隻積載の場合は半分（１７５ｍ3 ／ｈ）の流量として省エネ運転が出来るようにする。又、流量が、１隻分でもガス濃度が設計値よりも濃い場合は流量を２隻分とする。流量の配分は固定的ではなく、データの演算により適切な量を算出して選定する。
【０１３３】
流量を制御された原油は冷熱回収熱交換器３１に流入して、吸収に使用済みの温度の低い原油により冷却される。
【０１３４】
例えば夏期では３０℃の原油は約９．５℃迄冷却され、一方温度の低い吸収済み原油は８℃から２６℃になる。
【０１３５】
冷熱を回収した原油は原油冷却器２５に流入し約３℃に冷却される。原油冷却器２５では冷凍機２０の冷凍用冷媒（アンモニア）で冷却される。冷媒は原油冷却器２５のシェル側に溜められ、吸収塔１６の液面調節器（図示せず）によって原油の冷却による蒸発冷媒の補給をする。原油の流量の変動により原油の温度が極度に低下する場合（この場合は２℃以下）は、原油冷却器２５の出口に設置されている温度調節計（図示せず）により蒸発液面のレベル設定値を下げて、液に浸漬した伝熱面積を減少させることにより温度が低下するのを防止する。この制御により氷結防止或は蝋成分等の凝固を防止している。従って、使用する原油の性状が蝋分等凝固し易い成分の場合には冷却温度の設定値を高くする。
【０１３６】
冷媒の蒸発温度は約−１℃で蒸発後冷凍機に返送され再液化後循環される。
【０１３７】
低温の原油は吸収塔１６の頂部に入り、上述のように炭化水素等のガスを吸収する。
【０１３８】
吸収塔１６から出た原油は返送ポンプ３０で、冷熱回収熱交換器３１に送出されて熱回収され、冷水塔２６に返送される使用済みの温かい冷却水が供給される加熱器３２で加熱され、さらにスチーム加熱器３３にて加熱されて脱気器２３に供給される。
【実施例】
【０１３９】
次に、実施例を説明する。
【０１４０】
（１）一例として排気ガスの処理量が下記の場合について実施例を説明する
処理排ガス量              １５，０００  ｍ3 ／ｈ
運転時間                          １８  ｈ／Ｄ
平均炭化水素ガス濃度              ２０  ｖｏｌ％
（２）排気ガス性状
１）炭化水素ガス＆イナ−トガス成分
成分                    組成ｖｏ１％
Ｃ１                    ０．４８
Ｃ２                    １．０
Ｃ３                    ７．８８
Ｃ４（ｉ＋ｎ）          ５．６４
Ｃ５（ｉ＋ｎ）          ３．２２
Ｃ６                    １．５８
Ｃ７                    ０．１０
Ｃ８＋                  ０．００
Ｎ2                   ６５．００
Ｏ2                     ６．００
ＣＯ2                   ９．００
合計                    １００．００
２）臭気成分         
成分                        平均濃度ｐｐｍ
硫化水素（Ｈ2 Ｓ）              ４０
メチルメルカプタン（ＭＭ）      １０
硫化メチル（ＤＭＳ）            ５０
二硫化メチル（ＤＭＤＳ）          ２
（３）達成除去率
１）炭化水素ガスＣ成分
除去率ｖｏｌ％    
回収率      ＞    ９０
２）臭気成分
成分          除去低減値（ｐｐｍ）
Ｈ2 Ｓ      ＜    ０．０１０
ＭＭ        ＜    ０．００２
ＤＭＳ      ＜    ０．０５０
ＤＭＤＳ    ＜    ０．０５０
（４）使用吸収原油性状
吸収原油の使用例
吸収原油飽和圧  ａｔ３７．８  ＭＰａ      ０．０２４
蒸留性状
液ｖｏｌ％           ℃
ＩＢＰ              １９
５％              ７６．５
１０％            １１０
１５％            １３５
２０％            １６０
２５％            １８５
３０％            ２１０
３５％            ２３９
４０％            ２６２
４５％
５０％
流動点                          −３０℃以下
比重                            ０．８５９５
粘度              ｃＳｔ  ａｔ３０℃  ７．８５
【図面の簡単な説明】
【０１４１】
【図１】本発明の一実施の形態を示す図である。
【図２】本発明の他の実施の形態を示す図である。
【符号の説明】
【０１４２】
１０  置換ガスライン
１３  排気ガス圧縮機
１６  吸収塔
１７  炭化水素吸着塔
１８  臭気吸着塔
【図１】
2007175594.tif 000003
【図２】
2007175594.tif 000004