JP4947594B2 - Pier equipment and hydrocarbon recovery system - Google Patents

Pier equipment and hydrocarbon recovery system Download PDF

Info

Publication number
JP4947594B2
JP4947594B2 JP2007231962A JP2007231962A JP4947594B2 JP 4947594 B2 JP4947594 B2 JP 4947594B2 JP 2007231962 A JP2007231962 A JP 2007231962A JP 2007231962 A JP2007231962 A JP 2007231962A JP 4947594 B2 JP4947594 B2 JP 4947594B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
tanker
pipe
exhaust gas
oxygen concentration
hydrocarbon
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2007231962A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2009061402A (en
Inventor
高弘 杉本
俊二 成尾
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Eneos Corp
Original Assignee
JXTG Nippon Oil and Energy Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by JXTG Nippon Oil and Energy Corp filed Critical JXTG Nippon Oil and Energy Corp
Priority to JP2007231962A priority Critical patent/JP4947594B2/en
Publication of JP2009061402A publication Critical patent/JP2009061402A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP4947594B2 publication Critical patent/JP4947594B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Landscapes

  • Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Description

本発明は、桟橋設備、及び炭化水素回収システムに関する。   The present invention relates to a jetty facility and a hydrocarbon recovery system.

例えば原油、各種石油製品、及び半製品等（以下、炭化水素油という）を槽内に積み込んで運搬するタンカーやタンクローリーは、通常、安全上の対策のため、炭化水素油を荷揚げした後、窒素や二酸化炭素などを主成分とするガスを導入することによって、槽内の酸素濃度を爆発範囲外となる濃度に調整している。この槽に、再び炭化水素油を積み込むと、槽内のガスは槽外に排出される。   For example, tankers and tank trucks that carry crude oil, various petroleum products, semi-finished products, etc. (hereinafter referred to as hydrocarbon oils) in tanks and transport them usually after unloading hydrocarbon oils for safety reasons. By introducing a gas mainly composed of carbon dioxide or carbon dioxide, the oxygen concentration in the tank is adjusted to a concentration outside the explosion range. When hydrocarbon oil is loaded again into this tank, the gas in the tank is discharged out of the tank.

このような槽内のガスは、通常、直前に運搬した炭化水素油の残存物から発生する炭化水素ガスを通常数％〜数十％（体積基準）含有している。このような炭化水素含有ガスを大気中に放出すると、大気汚染などの環境問題を引き起こし、また、安全上の問題にもなりうる。また、これらの炭化水素含有ガスを燃焼させて大気中に排出することは、エネルギー資源の浪費につながるだけでなく、ＮＯｘなどの大気汚染物質等の排出を増大させることとなる。   The gas in such a tank usually contains several percent to several tens percent (volume basis) of hydrocarbon gas generated from the residue of the hydrocarbon oil transported immediately before. If such a hydrocarbon-containing gas is released into the atmosphere, it may cause environmental problems such as air pollution, and may be a safety problem. Moreover, burning these hydrocarbon-containing gases into the atmosphere not only wastes energy resources, but also increases emissions of air pollutants such as NOx.

そこで、炭化水素含有ガスと吸収用液との接触により炭化水素化合物を回収することが知られており、炭化水素含有ガスとタンク内に貯蔵された原油と接触させることによって、炭化水素化合物を原油中に回収するプロセスが提案されている（例えば、特許文献１参照）。
特開２００７−０９９８１７号公報 Thus, it is known to recover hydrocarbon compounds by contacting the hydrocarbon-containing gas with the absorption liquid. By bringing the hydrocarbon-containing gas into contact with the crude oil stored in the tank, the hydrocarbon compound is recovered from the crude oil. A process for collecting the gas is proposed (for example, see Patent Document 1).
JP 2007-099817 A

近年、更なる安全性の向上が求められ、タンカー排出ガスを安全に移送することが可能な桟橋設備が望まれている。本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、タンカー排出ガスの流通を可能とするローディングアームを備え、トラブル発生の低減し、信頼性の向上が図られた桟橋設備を提供することを目的とする。   In recent years, further improvement in safety has been demanded, and a jetty capable of safely transferring tanker exhaust gas is desired. The present invention has been made in view of the above circumstances, and is provided with a loading arm that enables distribution of tanker exhaust gas, to provide a pier facility with reduced occurrence of trouble and improved reliability. Objective.

また、従来技術では、タンカーの槽内に接続可能とされた複数のローディングアームに対して、タンカー排出ガスを吸引する機器が各々設置されていたため、機器の削減が求められている。本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、原油、炭化水素油積込み時に排出されるタンカー排出ガスを吸引する吸引手段の機器削減が図られた炭化水素回収システムを提供することを目的とする。   Further, in the prior art, devices for sucking tanker exhaust gas are respectively installed for a plurality of loading arms that can be connected to the tanker tank, so that reduction of the devices is required. The present invention has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a hydrocarbon recovery system in which equipment reduction of suction means for sucking tanker exhaust gas discharged when crude oil and hydrocarbon oil are loaded is achieved. And

本発明による桟橋設備は、タンカーに設けられた運搬用槽に接続可能とされ、運搬用槽外に排出されたタンカー排出ガスを流通可能とするローディングアームを備えた桟橋設備であって、ローディングアームの上流側の端部に設けられ、開閉可能とされたバルブと、ローディングアームの下流側に接続された配管内に設けられ、炎の伝達を防止するデトネーションアレスターと、配管内に不活性ガスを注入可能とする不活性ガス注入手段と、配管内の酸素濃度を検出可能な酸素濃度計とを備えることを特徴としている。   A pier facility according to the present invention is a pier facility that includes a loading arm that can be connected to a transport tank provided in a tanker and that can distribute a tanker exhaust gas discharged outside the transport tank. A detonation arrester that is provided in a pipe connected to the downstream side of the loading arm and prevents flame transmission, and an inert gas in the pipe. An inert gas injection means for enabling injection and an oxygen concentration meter capable of detecting the oxygen concentration in the pipe are provided.

このような桟橋設備によれば、ローディングアームの上流側の端部に開閉可能のバルブが設けられているため、タンカーの運搬用槽と接続していない状態において、バルブを閉止状態とすることで、外気のローディングアーム内への流入を防止することができる。また、不活性ガス注入手段を備えているため、配管内に不活性ガスの注入を行うことで、内部の酸素濃度を調整することができ、火災、爆発等のトラブルの発生の虞を低減することができる。また、運転開始前（タンカー排出ガス移送前）において、バルブを閉止状態として、不活性ガスを注入し酸素濃度を低下させることで、運転開始直後に、酸素濃度計が過敏に反応するトラブルを防止することができ、設備の信頼性向上を図ることができる。また、デトネーションアレスターが設けられているため、炎の伝達を防止することができ、火災、爆発等のトラブルが拡大することが防止される。   According to such a pier facility, a valve that can be opened and closed is provided at the upstream end of the loading arm, so that the valve can be closed when not connected to the tanker tank. Inflow of outside air into the loading arm can be prevented. In addition, because it is equipped with inert gas injection means, it is possible to adjust the internal oxygen concentration by injecting inert gas into the piping, reducing the possibility of fire and explosion troubles. be able to. In addition, before starting operation (before transferring tanker exhaust gas), the valve is closed, and an inert gas is injected to reduce the oxygen concentration, thereby preventing troubles in which the oximeter reacts sensitively immediately after the start of operation. It is possible to improve the reliability of the equipment. In addition, since the detonation arrester is provided, it is possible to prevent the flame from being transmitted, and it is possible to prevent troubles such as fire and explosion from expanding.

また、酸素濃度計によって検出された酸素濃度に基づいて、不活性ガスの注入量を増加させ、配管内の酸素濃度を制御する酸素濃度制御装置を備えることが好ましい。これにより、検出された酸素濃度に基づいて、不活性ガスの注入量を増加させることで、配管内の酸素濃度を調節して、酸素濃度を爆発下限以下にすることができ、火災、爆発等のトラブル発生を好適に防止することができる。また、本発明の桟橋設備は、配管の下流側に接続され、タンカー排出ガスを吸引する圧縮機をさらに備える構成としてもよい。   Moreover, it is preferable to provide the oxygen concentration control apparatus which controls the oxygen concentration in piping, increasing the injection amount of an inert gas based on the oxygen concentration detected by the oxygen concentration meter. As a result, by increasing the injection amount of the inert gas based on the detected oxygen concentration, the oxygen concentration in the pipe can be adjusted to bring the oxygen concentration below the lower explosion limit, such as fire, explosion, etc. The occurrence of troubles can be suitably prevented. Moreover, the pier installation of this invention is good also as a structure further provided with the compressor connected to the downstream of piping and sucking tanker exhaust gas.

また、本発明による炭化水素回収システムは、複数の桟橋を備えた出荷設備に設置され、タンカーに設けられた運搬用槽内に原油を積み込む際に、運搬用槽外に排出されたタンカー排出ガスから炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムであって、複数の桟橋に設置され、運搬用槽に接続可能とされてタンカー排出ガスを流通可能とする複数のローディングアームと、複数のローディングアームの下流側に各々接続されタンカー排出ガスを流通可能とする複数の配管と、複数の配管内を流通したタンカー排出ガスを集合する集合管と、集合管の下流側に接続されタンカー排出ガスを吸引する吸引手段と、吸引手段によって吸引されたタンカー排出ガスが供給され、タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を吸収する吸収液を用いてタンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収する炭化水素回収部とを備えることを特徴としている。   Further, the hydrocarbon recovery system according to the present invention is installed in a shipping facility equipped with a plurality of jetties, and when loading crude oil into a transport tank provided in the tanker, the tanker exhaust gas discharged outside the transport tank A hydrocarbon recovery system for recovering hydrocarbon compounds from a plurality of loading arms installed on a plurality of piers, connected to a transport tank and capable of circulating tanker exhaust gas, and a plurality of loading arms A plurality of pipes each connected to the downstream side and capable of circulating the tanker exhaust gas, a collecting pipe for collecting the tanker exhaust gas flowing through the plurality of pipes, and connected to the downstream side of the collecting pipe for sucking the tanker exhaust gas The tanker is supplied with a suction means and an absorption liquid that is supplied with the tanker exhaust gas sucked by the suction means and absorbs the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas. It is characterized in that it comprises a hydrocarbon recovery unit for recovering hydrocarbon compounds in the exhaust gas.

このような炭化水素回収システムによれば、複数の配管内を流通したタンカー排出ガスを集合する集合管を備え、この集合管の下流側に、タンカー排出ガスを吸引する吸引手段が設置されているため、タンカー排出ガスの排出源である複数の運搬用槽に対して、各々吸引手段を設置する必要がなく、吸引手段の設置個数を削減することができる。   According to such a hydrocarbon recovery system, a collecting pipe that collects the tanker exhaust gas that has circulated in a plurality of pipes is provided, and suction means for sucking the tanker exhaust gas is installed on the downstream side of the collecting pipe. Therefore, it is not necessary to install suction means for each of the plurality of transport tanks that are the discharge source of the tanker exhaust gas, and the number of suction means installed can be reduced.

また、配管内に不活性ガスを注入可能とする不活性ガス注入手段を更に備え、吸引手段は、タンカー排出ガスを圧縮する圧縮機であり、炭化水素回収部は、吸収液として原油を用いてタンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収することが好ましい。これにより、配管内に不活性ガスの注入を可能とする不活性ガス注入手段を備えているため、不活性ガスを注入して酸素濃度を調整することができる。従って、爆発下限以下に酸素濃度を低下させることができる。その結果、圧縮機を用いて安全にタンカー排出ガスを吸引することができる。   Further, the apparatus further includes an inert gas injection means that allows the inert gas to be injected into the pipe, the suction means is a compressor that compresses the tanker exhaust gas, and the hydrocarbon recovery unit uses crude oil as the absorbing liquid. It is preferable to recover the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas. Thereby, since the inert gas injection | pouring means which enables injection | pouring of inert gas in the piping is provided, an inert gas can be inject | poured and oxygen concentration can be adjusted. Therefore, the oxygen concentration can be lowered below the lower limit of explosion. As a result, the tanker exhaust gas can be safely sucked using the compressor.

また、本発明による炭化水素回収システムは、複数の桟橋を備えた出荷設備に設置され、タンカーに設けられた運搬用槽内に炭化水素油を積み込む際に、運搬用槽外に排出されたタンカー排出ガスから炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムであって、複数の桟橋に設置され、運搬用槽に接続可能とされてタンカー排出ガスを流通可能とする複数のローディングアームと、複数のローディングアームの下流側に各々接続されタンカー排出ガスを流通可能とする複数の配管と、複数の配管内を流通したタンカー排出ガスを集合する集合管と、集合管の下流側に接続されタンカー排出ガスを吸引する吸引手段と、吸引手段によって吸引されたタンカー排出ガスが供給され、タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を吸収する吸収液を用いてタンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収する炭化水素回収部とを備えることを特徴としている。   In addition, the hydrocarbon recovery system according to the present invention is installed in a shipping facility equipped with a plurality of jetties, and when the hydrocarbon oil is loaded into the transport tank provided in the tanker, the tanker discharged outside the transport tank A hydrocarbon recovery system for recovering hydrocarbon compounds from exhaust gas, a plurality of loading arms installed on a plurality of piers, connected to a transport tank, and capable of circulating tanker exhaust gas, and a plurality of loadings A plurality of pipes each connected to the downstream side of the arm and capable of circulating the tanker exhaust gas; a collecting pipe for collecting the tanker exhaust gas flowing through the plurality of pipes; and a tanker exhaust gas connected to the downstream side of the collecting pipe A suction means for sucking, and a tanker exhaust gas sucked by the suction means is supplied, and an absorbent that absorbs the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas is used. It is characterized in that it comprises a hydrocarbon recovery unit for recovering hydrocarbon compounds anchors exhaust gas.

このような炭化水素回収システムによれば、複数の配管内を流通したタンカー排出ガスを集合する集合管を備え、この集合管の下流側に、タンカー排出ガスを吸引する吸引手段が設置されているため、タンカー排出ガスの排出源である複数の運搬用槽に対して、各々吸引手段を設置する必要がなく、吸引手段の設置個数を削減することができる。   According to such a hydrocarbon recovery system, a collecting pipe that collects the tanker exhaust gas that has circulated in a plurality of pipes is provided, and suction means for sucking the tanker exhaust gas is installed on the downstream side of the collecting pipe. Therefore, it is not necessary to install suction means for each of the plurality of transport tanks that are the discharge source of the tanker exhaust gas, and the number of suction means installed can be reduced.

本発明の桟橋設備によれば、タンカー排出ガスの流通を可能とするローディングアームを備え、トラブル発生を低減し、信頼性の向上を図ることができる。   According to the pier facility of the present invention, it is possible to provide a loading arm that enables the distribution of the tanker exhaust gas, reduce the occurrence of trouble, and improve the reliability.

また、本発明の炭化水素回収システムによれば、原油積込み時に排出されるタンカー排出ガスを吸引する吸引手段の機器削減を図ることができる。   Moreover, according to the hydrocarbon recovery system of the present invention, it is possible to reduce the number of suction means for sucking the tanker exhaust gas discharged when crude oil is loaded.

また、本発明の炭化水素回収システムによれば、炭化水素油積込み時に排出されるタンカー排出ガスを吸引する吸引手段の機器削減を図ることができる。   Moreover, according to the hydrocarbon recovery system of the present invention, it is possible to reduce the number of suction means for sucking the tanker exhaust gas discharged when loading hydrocarbon oil.

以下、本発明による炭化水素回収システム、及び桟橋設備の好適な実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、図面の説明において、同一または相当要素には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。図１は、本発明の実施形態に係る桟橋設備を備えた炭化水素回収システムを示す概略構成図、図２は、本発明の実施形態に係る桟橋設備を示す概略構成図である。   Hereinafter, preferred embodiments of a hydrocarbon recovery system and a pier facility according to the present invention will be described with reference to the drawings. In the description of the drawings, the same or corresponding elements are denoted by the same reference numerals, and redundant description is omitted. FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a hydrocarbon recovery system equipped with a jetty facility according to an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is a schematic configuration diagram showing a jetty facility according to an embodiment of the present invention.

図１に示す炭化水素回収システム１００は、原油、各種石油製品、及び半製品を出荷する海上出荷設備に設置され、タンカー３２の運搬用槽（タンク）１０から排出されたタンカー排出ガスから炭化水素化合物を回収するものである。各種石油製品としては、ＬＰＧ，ガソリン、灯油、軽油、重油、ナフサ、キシレンやベンゼンなどの化学品等を、半製品としてはこれらの製品のブレンド基材などを例示することができる。   A hydrocarbon recovery system 100 shown in FIG. 1 is installed in an offshore shipping facility for shipping crude oil, various petroleum products, and semi-finished products, and hydrocarbons are discharged from tanker exhaust gas discharged from a tank 10 for transporting a tanker 32. The compound is recovered. Examples of various petroleum products include LPG, gasoline, kerosene, light oil, heavy oil, naphtha, chemicals such as xylene and benzene, and examples of semi-finished products include blend bases of these products.

上述の原油や各種石油製品、半製品を降ろした後、安全確保のため、運搬用槽１０には、窒素等の無機ガスが導入される。例えば酸素濃度を６体積％以下に調整することで、安全性が確保される。無機ガスとしては、窒素、二酸化炭素、低濃度の酸素を含有するボイラー排ガスなどを用いることができる。   After unloading the above-mentioned crude oil, various petroleum products, and semi-finished products, an inorganic gas such as nitrogen is introduced into the transport tank 10 for ensuring safety. For example, safety is ensured by adjusting the oxygen concentration to 6% by volume or less. As the inorganic gas, nitrogen, carbon dioxide, boiler exhaust gas containing a low concentration of oxygen, or the like can be used.

このような無機ガスが封入された運搬用槽１０の内部は、運搬した原油や各種石油製品、半製品に由来する炭化水素ガスと、窒素、二酸化炭素、酸素などの無機ガスとを含有するガスによって満たされている。炭化水素ガスとしては、揮発性の炭化水素ガス、例えば炭素数１〜７のガス、より具体的には、メタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン、ブテン、ペンタン、ヘキサンなどを例示することができる。なお、運搬用槽１０の温度は常温、圧力は大気圧と同等とすることができる。そして、運搬用槽１０から排出されたガスが本発明のタンカー排出ガスである。   The inside of the transport tank 10 in which such an inorganic gas is sealed contains a hydrocarbon gas derived from the transported crude oil, various petroleum products, and semi-finished products, and an inorganic gas such as nitrogen, carbon dioxide, and oxygen. Is satisfied by. Examples of the hydrocarbon gas include volatile hydrocarbon gas, for example, gas having 1 to 7 carbon atoms, more specifically, methane, ethane, ethylene, propane, propylene, butane, butene, pentane, hexane and the like. Can do. In addition, the temperature of the tank 10 for conveyance can be made into normal temperature, and a pressure can be made equivalent to atmospheric pressure. And the gas discharged | emitted from the tank 10 for conveyance is the tanker exhaust gas of this invention.

この炭化水素回収システム１００は、タンカー３２の運搬用槽１０に連通可能とされ、タンカー排出ガスを移送（収集）する複数の桟橋設備３４と、複数の桟橋設備３４によって移送されたタンカー排出ガスを集合する集合管Ｌ３２と、集合管Ｌ３２によって集合されたタンカー排出ガスを吸引する吸引手段としての圧縮機１２と、圧縮機１２によって圧縮されたタンカー排出ガスが供給されて、タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収する炭化水素回収部３６とを備えている。   The hydrocarbon recovery system 100 is capable of communicating with the tank 10 for transporting the tanker 32, and has a plurality of jetty facilities 34 for transferring (collecting) the tanker exhaust gas, and tanker exhaust gases transferred by the plurality of jetty facilities 34. Collecting pipe L32, compressor 12 as suction means for sucking the tanker exhaust gas gathered by collecting pipe L32, tanker exhaust gas compressed by compressor 12 is supplied, and carbonization in the tanker exhaust gas And a hydrocarbon recovery unit 36 for recovering a hydrogen compound.

桟橋設備３４は、複数（本実施形態では４つ）の桟橋Ａ〜Ｄに対して、各々設置されている。桟橋設備３４は、図２に示すように、タンカー３２の運搬用槽１０と接続可能とされたローディングアーム３８、このローディングアーム３８の下流側に接続された配管Ｌ３０を備え、圧縮機１２を用いて酸素を含有する虞のあるタンカー排出ガスの効率的かつ安全な移送を可能とするものである。   The pier facilities 34 are respectively installed for a plurality (four in the present embodiment) of the piers A to D. As shown in FIG. 2, the pier facility 34 includes a loading arm 38 that can be connected to the transport tank 10 of the tanker 32, and a pipe L 30 that is connected to the downstream side of the loading arm 38. Thus, the tanker exhaust gas that may contain oxygen can be efficiently and safely transferred.

ローディングアーム３８は、タンカー３２の運搬用槽１０の開口部に接続可能とされ、運搬用槽１０からのタンカー排出ガスを移送可能とするものである。ローディングアーム３８の上流側（運搬用槽１０側）の端部には、開閉可能とされたバルブ４０が設けられている。   The loading arm 38 can be connected to the opening of the transport tank 10 of the tanker 32 and can transfer the tanker exhaust gas from the transport tank 10. A valve 40 that can be opened and closed is provided at the upstream end (loading tank 10 side) of the loading arm 38.

バルブ４０としては、通常の開閉弁を用いることができる。ローディングアーム３８が運搬用槽１０に接続されていない運転休止時において、バルブ４０は、閉止状態とされる。これにより、ローディングアーム３８の端部を通じて流路内に外気（酸素）が流入することが防止される。   A normal on-off valve can be used as the valve 40. When the operation is stopped when the loading arm 38 is not connected to the transport tank 10, the valve 40 is closed. This prevents outside air (oxygen) from flowing into the flow path through the end of the loading arm 38.

ローディングアーム３８の下流には、配管Ｌ３０が接続されている。この配管Ｌ３０としては、通常の配管を用いることができる。この配管Ｌ３０には、圧力調整弁４２、高速排気弁４４、不活性ガス注入手段４６、酸素濃度計４８、緊急遮断弁５０、デトネーションアレスター５２が設けられている。なお、以下の説明において、タンカー排出ガス移送中である運転時に、桟橋設備３４の配管Ｌ３０と連通する部分を、桟橋設備３４の配管系とよぶ。桟橋設備３４の配管系には、例えば、タンカー３２の運搬用槽１０、ローディングアーム３８、配管Ｌ３０、及び集合管Ｌ３２が含まれる。   A pipe L30 is connected downstream of the loading arm 38. A normal pipe can be used as the pipe L30. The pipe L30 is provided with a pressure adjustment valve 42, a high-speed exhaust valve 44, an inert gas injection means 46, an oxygen concentration meter 48, an emergency shut-off valve 50, and a detonation arrester 52. In the following description, a portion communicating with the pipe L30 of the pier facility 34 during operation during the transfer of the tanker exhaust gas is referred to as a piping system of the pier facility 34. The piping system of the pier facility 34 includes, for example, the transport tank 10 of the tanker 32, the loading arm 38, the piping L30, and the collecting pipe L32.

圧力調整弁４２は、桟橋設備３４の配管系内に異常圧力が生じないように、圧力を制御するものである。配管Ｌ３０の圧力調整弁４２より上流側には、圧力計５４が設置されている。圧力調整弁４２は、圧力計５４によって検出された配管Ｌ３０内の圧力に基づいて、運搬用槽１０内の圧力が一定となるように制御される。例えば、タンカー３２が原油タンカーである場合には、運搬用槽１０の圧力が−７ｋＰａＧ〜１４ｋＰａＧとなるように制御することが好ましい。これにより、桟橋設備３４の配管系に許容範囲を超える加圧、減圧が生じることを防止することができる。   The pressure regulating valve 42 controls the pressure so that no abnormal pressure is generated in the piping system of the pier facility 34. A pressure gauge 54 is installed on the upstream side of the pressure adjustment valve 42 of the pipe L30. The pressure adjustment valve 42 is controlled based on the pressure in the pipe L30 detected by the pressure gauge 54 so that the pressure in the transport tank 10 becomes constant. For example, when the tanker 32 is a crude oil tanker, it is preferable to control so that the pressure of the transport tank 10 is −7 kPaG to 14 kPaG. Thereby, it can prevent that the pressurization and pressure reduction which exceed an allowable range arise in the piping system of the jetty facility 34.

高速排気弁４４としては、例えば、ばね式安全弁を用いることができる。高速排気弁４４は、配管Ｌ３０の圧力調整弁４２より上流側に接続されている。高速排気弁４４は、タンカー排出ガスの排出源である運搬用槽１０の設計圧力よりも低い圧力で作動し、排出源からの排出される最大ガス量を安全に外部へ排出させるものである。これにより、上述した圧力調整弁４２が故障した場合であっても、異常圧力の発生を防止し、桟橋設備３４の配管系の破損を予防することができる。   As the high-speed exhaust valve 44, for example, a spring-type safety valve can be used. The high speed exhaust valve 44 is connected to the upstream side of the pressure adjustment valve 42 of the pipe L30. The high-speed exhaust valve 44 operates at a pressure lower than the design pressure of the transport tank 10 that is a discharge source of the tanker exhaust gas, and safely discharges the maximum amount of gas discharged from the discharge source to the outside. Thereby, even if the pressure regulating valve 42 described above fails, the occurrence of abnormal pressure can be prevented, and damage to the piping system of the pier facility 34 can be prevented.

不活性ガス注入手段４６は、不活性ガス発生部５６、不活性ガス注入配管Ｌ３４，Ｌ３４ａ，Ｌ３４ｂを有し、配管Ｌ３０内に不活性ガスを注入することで、桟橋設備３４の配管系内の酸素濃度を調節するものであり、本発明の酸素濃度制御装置として機能する。不活性ガスとしては、例えば窒素が挙げられる。不活性ガス発生部５６は、不活性ガスを供給可能であればよい。不活性ガス注入配管Ｌ３４は、不活性ガス発生部５６で発生した不活性ガスを移送するものであり、途中で分岐し、分岐した一方の配管Ｌ３４ａは、圧力調整弁４２の上流側に接続され、分岐した他方の配管Ｌ３４ｂは、圧力調整弁４２の下流側に接続されている。   The inert gas injection means 46 has an inert gas generation part 56 and inert gas injection pipes L34, L34a, and L34b. By injecting an inert gas into the pipe L30, the inert gas injection means 46 in the pipe system of the pier facility 34 is provided. It adjusts the oxygen concentration and functions as the oxygen concentration control device of the present invention. Examples of the inert gas include nitrogen. The inert gas generation part 56 should just be able to supply an inert gas. The inert gas injection pipe L34 is for transferring the inert gas generated in the inert gas generation unit 56, and is branched in the middle, and one branched pipe L34a is connected to the upstream side of the pressure regulating valve 42. The other branched pipe L34b is connected to the downstream side of the pressure regulating valve 42.

不活性ガス注入配管Ｌ３４ａには、制御弁５８が設置されている。この制御弁５８のバルブ開度は、圧力計６０によって検出された配管Ｌ３０内の圧力に基づいて、制御される。圧力計６０は、例えば、配管Ｌ３０において、不活性ガス注入配管Ｌ３４ａの接続部より上流側に配置されている。圧力計６０は、タンカー排出ガスを移送していない運転休止時においても配管Ｌ３０の圧力を監視している。配管Ｌ３０内が負圧となった場合には、制御弁５６を開状態として不活性ガスが注入することで、桟橋設備３４の配管系内を正圧（例えば１ｋＰａＧ以上）に維持している。これにより、桟橋設備３４の配管系において、漏洩が生じた場合には、空気の進入を防止することができる。なお、桟橋設備３４の配管系において、大規模な漏洩が発生した場合には、圧力計６０によって圧力低下を検出することが可能である。   A control valve 58 is installed in the inert gas injection pipe L34a. The valve opening degree of the control valve 58 is controlled based on the pressure in the pipe L30 detected by the pressure gauge 60. For example, the pressure gauge 60 is arranged on the upstream side of the connection portion of the inert gas injection pipe L34a in the pipe L30. The pressure gauge 60 monitors the pressure in the pipe L30 even when the operation is stopped without transferring the tanker exhaust gas. When the inside of the pipe L30 becomes negative pressure, the inside of the pipe system of the pier facility 34 is maintained at a positive pressure (for example, 1 kPaG or more) by injecting an inert gas with the control valve 56 opened. Thereby, in the case where leakage occurs in the piping system of the pier facility 34, it is possible to prevent air from entering. Note that when a large-scale leak occurs in the piping system of the pier facility 34, the pressure drop can be detected by the pressure gauge 60.

不活性ガス注入配管Ｌ３４ｂには、制御弁６２が設置されている。この制御弁６２のバルブ開度は、酸素濃度計４８によって検出された配管Ｌ３０内の酸素濃度に基づいて、制御される。酸素濃度計４８としては、レーザー式酸素濃度計を用いることができる。通常の酸素濃度計（磁気式、ガルバニ電池式）は、ガスのサンプリング装置が必要であり酸素濃度の検知時間に数十秒程度要するため、リアルタイムモニタリングを行う場合には、応答性の優れたレーザー式酸素濃度計を用いることが好ましい。酸素濃度計４８による配管Ｌ３０内の酸素濃度検出箇所としては、不活性ガス注入配管Ｌ３４ｂの接続部より下流側が好ましい。   A control valve 62 is installed in the inert gas injection pipe L34b. The valve opening degree of the control valve 62 is controlled based on the oxygen concentration in the pipe L30 detected by the oxygen concentration meter 48. As the oxygen concentration meter 48, a laser type oxygen concentration meter can be used. Ordinary oximeters (magnetic type and galvanic cell type) require a gas sampling device, and it takes about tens of seconds to detect the oxygen concentration. It is preferable to use a formula oximeter. The location where the oxygen concentration is detected in the pipe L30 by the oxygen concentration meter 48 is preferably downstream from the connecting portion of the inert gas injection pipe L34b.

酸素濃度計４８によって検出された配管Ｌ３０内の酸素濃度が第１管理基準値を超えた場合には、制御弁６２を開状態として、不活性ガスを配管Ｌ３０内に注入し、配管Ｌ３０内の酸素濃度が管理基準値以下となるように制御する。本実施形態では、酸素濃度の第１管理基準値は、タンカー排出ガスを移送している運転時において、例えば６体積％としている。   When the oxygen concentration in the pipe L30 detected by the oxygen concentration meter 48 exceeds the first management reference value, the control valve 62 is opened and an inert gas is injected into the pipe L30. The oxygen concentration is controlled to be below the management reference value. In the present embodiment, the first management reference value of the oxygen concentration is set to, for example, 6% by volume during the operation of transferring the tanker exhaust gas.

緊急遮断弁５０は、配管Ｌ３０内のタンカー排出ガスの移送を遮断して、緊急停止させるものである。緊急遮断弁５０は、酸素濃度計４８によって検出された配管Ｌ３０内の酸素濃度が上記第１管理基準値と異なる第２管理基準値を超えた場合に、作動して緊急停止させる。本実施形態では、酸素濃度の第２管理基準値は、タンカー排出ガスを移送している運転時において、例えば８体積％としている。これにより、上記不活性ガス注入手段による不活性ガス供給量を最大としても酸素濃度を管理範囲以内に制御できない場合に、緊急遮断弁５０を作動させて、タンカー排出ガスの移送を緊急停止することができる。   The emergency shut-off valve 50 shuts off an emergency stop by blocking the transfer of the tanker exhaust gas in the pipe L30. The emergency shut-off valve 50 operates and makes an emergency stop when the oxygen concentration in the pipe L30 detected by the oxygen concentration meter 48 exceeds a second management reference value different from the first management reference value. In the present embodiment, the second management reference value of the oxygen concentration is set to, for example, 8% by volume during the operation of transferring the tanker exhaust gas. As a result, when the oxygen concentration cannot be controlled within the control range even when the inert gas supply amount by the inert gas injection means is maximized, the emergency shutoff valve 50 is operated to urgently stop the transfer of the tanker exhaust gas. Can do.

デトネーションアレスター５２は、例えば、不活性ガス注入配管Ｌ３４ｂの接続部と酸素濃度計４８による測定個所との間に設置されている。デトネーションアレスター５２は、配管Ｌ３０内の炎の伝達を防止するものであり、爆発による衝撃波も減衰させることができる。デトネーションアレスター５２は、火災や爆発の発生箇所の近くに配置されていると、特に有効である。   The detonation arrester 52 is installed, for example, between a connection portion of the inert gas injection pipe L34b and a measurement location by the oxygen concentration meter 48. The detonation arrester 52 prevents the flame in the pipe L30 from being transmitted, and can also attenuate the shock wave caused by the explosion. The detonation arrester 52 is particularly effective when it is arranged near the location where a fire or explosion occurs.

集合管Ｌ３２は、図１に示すように、複数の配管Ｌ３０を集合するものである。複数の配管Ｌ３０は、集合管Ｌ３２によって集合されて、圧縮機１２に接続されている。本実施形態では、集合管Ｌ３２の上流側には、４本の配管Ｌ３０が接続され、集合管Ｌ３２の下流側には、１本の配管Ｌ３８が接続されている。配管Ｌ３８は集合管Ｌ３２と圧縮機１２とを接続するものである。なお、集合管は、複数の配管を集合すれば良く、下流側に接続された配管の本数は、上流側に接続された配管の本数より少なければ良い。また、複数の集合管を連結して使用しても良い。   As shown in FIG. 1, the collecting pipe L32 collects a plurality of pipes L30. The plurality of pipes L30 are collected by a collecting pipe L32 and connected to the compressor 12. In the present embodiment, four pipes L30 are connected to the upstream side of the collecting pipe L32, and one pipe L38 is connected to the downstream side of the collecting pipe L32. The pipe L38 connects the collecting pipe L32 and the compressor 12. The collecting pipe only needs to collect a plurality of pipes, and the number of pipes connected to the downstream side should be smaller than the number of pipes connected to the upstream side. A plurality of collecting pipes may be connected and used.

集合管Ｌ３２、及び圧縮機１２に通じる配管Ｌ３８には、ラプチャーディスク（破裂板）を有するエクスプロージョンベント６４が接続されている。ラプチャーディスクは、急激な圧力上昇が生じた場合に、破壊され、配管系の内圧を放出し、他の部分を保護するものである。これにより、桟橋設備３４の配管系内で爆発が生じた場合には、異常圧力を系外に放出することができる。   An explosion vent 64 having a rupture disk (rupture disk) is connected to the collecting pipe L32 and the pipe L38 leading to the compressor 12. The rupture disk is destroyed when a sudden pressure rise occurs, releases the internal pressure of the piping system, and protects other parts. Thereby, when an explosion occurs in the piping system of the jetty facility 34, an abnormal pressure can be discharged out of the system.

また、集合管Ｌ３２と圧縮機１２とを接続する配管Ｌ３８には、デトネーションアレスター６６、酸素濃度計６８及び緊急遮断弁７０が設置されている。これらのデトネーションアレスター６６、酸素濃度計６８及び緊急遮断弁７０は、配管Ｌ３０に設置されたデトネーションアレスター５２、酸素濃度計４８及び緊急遮断弁５０と同様の構造を有している。酸素濃度計６８は、緊急遮断弁７０より上流側に配置され、配管Ｌ３８内の酸素濃度を検出する。本実施形態では、２つの酸素濃度計６８が設置されている。緊急遮断弁７０は、酸素濃度計６８によって検出された配管Ｌ３８内の酸素濃度が管理基準値を超えた場合に作動して、タンカー排出ガスの移送を緊急停止させる。酸素濃度の管理基準値はとしては、例えば８体積％としている。   In addition, a detonation arrester 66, an oxygen concentration meter 68, and an emergency shut-off valve 70 are installed in the pipe L38 connecting the collecting pipe L32 and the compressor 12. The detonation arrester 66, the oxygen concentration meter 68, and the emergency shut-off valve 70 have the same structure as the detonation arrester 52, the oxygen concentration meter 48, and the emergency shut-off valve 50 installed in the pipe L30. The oxygen concentration meter 68 is disposed upstream of the emergency shutoff valve 70 and detects the oxygen concentration in the pipe L38. In the present embodiment, two oxygen concentration meters 68 are installed. The emergency shut-off valve 70 operates when the oxygen concentration in the pipe L38 detected by the oxygen concentration meter 68 exceeds the management reference value, and urgently stops the transfer of the tanker exhaust gas. The management reference value for the oxygen concentration is, for example, 8% by volume.

圧縮機１２としては、通常のガスコンプレッサーを用いることができる。圧縮機１２の直前には、ノックアウトドラム７２が接続されている。タンカー排出ガスは、ノックアウトドラム７２によって、ドレンが除去されて、圧縮機１２に導入される。   As the compressor 12, a normal gas compressor can be used. A knockout drum 72 is connected immediately before the compressor 12. Drain is removed from the tanker exhaust gas by the knockout drum 72 and is introduced into the compressor 12.

圧縮機１２は、運搬用槽１０内の排出ガスを吸引して、所定の圧力Ｐ１に加圧された圧縮物を排出する。圧力Ｐ１としては、１００〜１０００ｋＰａＧが好ましく、２００〜５００ｋＰａＧがより好ましい。圧力Ｐ１が１００ｋＰａＧ未満の場合、炭化水素化合物の十分な回収率が得られない傾向があり、１０００ｋＰａＧを超える場合、耐圧性を確保する観点から、炭化水素回収設備の建設コストが増大する傾向がある。また、圧縮物の温度は０〜５０℃とすることができる。この圧縮物は、排出ガスに含まれる炭化水素化合物及び無機ガスなどを含有することができる。なお、圧縮物はガス、液体又はこれらの混合物である。そして、圧縮機１２は、配管Ｌ１２により炭化水素回収部３６と接続されている。なお、配管Ｌ１２としては、通常の配管を用いることができる。   The compressor 12 sucks the exhaust gas in the transport tank 10 and discharges the compressed product pressurized to a predetermined pressure P1. As pressure P1, 100-1000 kPaG is preferable and 200-500 kPaG is more preferable. When the pressure P1 is less than 100 kPaG, there is a tendency that a sufficient recovery rate of the hydrocarbon compound is not obtained, and when it exceeds 1000 kPaG, from the viewpoint of securing pressure resistance, the construction cost of the hydrocarbon recovery facility tends to increase. . Moreover, the temperature of a compression thing can be 0-50 degreeC. The compressed product can contain a hydrocarbon compound and an inorganic gas contained in the exhaust gas. The compressed product is a gas, a liquid, or a mixture thereof. And the compressor 12 is connected with the hydrocarbon collection | recovery part 36 by the piping L12. As the pipe L12, a normal pipe can be used.

また、圧縮機１２によって圧縮されたタンカー排出ガス（圧縮物）を圧縮機１２の上流側へ返送するスピルバック配管Ｌ４０が、配管Ｌ１２から分岐している。スピルバック配管Ｌ４０によって返送された圧縮物は、ノックアウトドラム７０の直前に注入される。スピルバック配管Ｌ４０には、制御弁７４が設置されている。制御弁７４は、圧力計７６によって検出された圧縮機１２への吸気圧に基づいて、バルブ開度が調節され、圧縮機１２の流量が同一となるように、流量が制御される。   Further, a spillback pipe L40 that returns the tanker exhaust gas (compressed material) compressed by the compressor 12 to the upstream side of the compressor 12 is branched from the pipe L12. The compressed product returned by the spillback pipe L40 is injected immediately before the knockout drum 70. A control valve 74 is installed in the spillback pipe L40. The flow rate of the control valve 74 is controlled so that the valve opening degree is adjusted based on the intake pressure to the compressor 12 detected by the pressure gauge 76 and the flow rate of the compressor 12 becomes the same.

炭化水素回収部３６は、図３に示すように、吸収塔１４、脱気塔１６、回収タンク１８、燃焼装置２０、ボイラー２２を備えている。   As shown in FIG. 3, the hydrocarbon recovery unit 36 includes an absorption tower 14, a deaeration tower 16, a recovery tank 18, a combustion device 20, and a boiler 22.

吸収塔１４は、圧縮機１２から配管Ｌ１２を経由して導入される圧縮物と、回収タンク１８から配管Ｌ１８を経由して導入される吸収用炭化水素油とを気液接触させるものである。これによって、吸収塔１４は、吸収用炭化水素油に、圧縮物に含まれる炭化水素化合物の少なくとも一部を吸収させた吸収液と、圧縮物から少なくとも一部の炭化水素化合物が除去された未吸収ガスとを排出する。なお、配管Ｌ１８としては通常の配管を用いることができる。   The absorption tower 14 makes the gas-liquid contact between the compressed material introduced from the compressor 12 via the pipe L12 and the absorbing hydrocarbon oil introduced from the recovery tank 18 via the pipe L18. As a result, the absorption tower 14 absorbs the absorbing hydrocarbon oil by absorbing at least a part of the hydrocarbon compound contained in the compressed product, and the unabsorbed liquid from which at least a part of the hydrocarbon compound has been removed from the compressed product. Exhaust gas. In addition, normal piping can be used as the piping L18.

圧縮物と吸収用炭化水素油との接触方法としては、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量を向上させる観点から、向流接触とすることが好ましい。なお、通常圧縮物には無機ガスが含まれており、大部分の無機ガスは未吸収ガスとして排出されるが、一部の無機ガスは飽和濃度で吸収液に含まれる場合がある。   The contact method between the compressed product and the absorbing hydrocarbon oil is preferably countercurrent contact from the viewpoint of improving the amount of the hydrocarbon compound absorbed by the absorbing hydrocarbon oil. Normally, the compressed product contains an inorganic gas, and most of the inorganic gas is discharged as an unabsorbed gas, but some of the inorganic gas may be contained in the absorbing liquid at a saturated concentration.

吸収用炭化水素油としては、原油、各種石油製品、半製品等、炭化水素化合物を吸収する各種炭化水素油を用いることができるが、本実施形態では、原油を用いている。原油は、入手・調達の容易性、及びエネルギー効率に優れるため、好ましく用いることができる。つまり、原油の輸出基地、備蓄基地、中継基地などでは、石油製品、半製品を手配することが困難であるが、原油は容易に手配することが可能である。また、吸収用炭化水素油は炭化水素化合物を吸収した後、製品化又は半製品化するために精製処理が必要であるが、吸収用炭化水素油として精製された石油製品、半製品を用いると、再び精製処理が必要となるため、エネルギー効率上好ましくない。本実施形態では、吸収用炭化水素油として原油を用いて重複した精製処理を回避しているため、エネルギー効率に優れている。   As the hydrocarbon oil for absorption, various hydrocarbon oils that absorb hydrocarbon compounds, such as crude oil, various petroleum products, semi-finished products, and the like can be used. In this embodiment, crude oil is used. Crude oil can be preferably used because it is easily obtained and procured and has excellent energy efficiency. In other words, it is difficult to arrange petroleum products and semi-finished products at crude oil export bases, stockpiling bases, relay bases, etc., but crude oil can be easily arranged. In addition, the absorbing hydrocarbon oil needs to be refined in order to produce a product or a semi-finished product after absorbing the hydrocarbon compound, but if a refined petroleum product or semi-finished product is used as the absorbing hydrocarbon oil, This is not preferable in terms of energy efficiency because a purification process is required again. In this embodiment, since crude oil is used as the hydrocarbon oil for absorption and the redundant refining process is avoided, the energy efficiency is excellent.

吸収塔１４は、その内部に充填物１４ａを収容している。充填物１４ａとしては、例えばガラス製、セラミック製又はステンレス製のラシヒリング等を例示することができる。ガラス製又はセラミック製のラシヒリングは、耐腐食性に優れ、ステンレス製のラシヒリングは、破損し難く機械的強度に優れる。吸収塔１４の内部に、このような充填物１４ａを収容することにより、圧縮物と吸収用炭化水素油との接触を効率よく行い、未吸収ガスとして排出される炭化水素化合物を低減することができる。   The absorption tower 14 contains a packing 14a therein. Examples of the filler 14a include glass, ceramic, or stainless steel Raschig rings. Glass or ceramic Raschig rings are excellent in corrosion resistance, and stainless steel Raschig rings are hard to break and excellent in mechanical strength. By accommodating such a packing 14a in the absorption tower 14, the contact between the compressed product and the absorbing hydrocarbon oil can be efficiently performed, and hydrocarbon compounds discharged as unabsorbed gas can be reduced. it can.

吸収塔１４における吸収用炭化水素油と圧縮物との接触時間は、１０秒間〜１０分間であることが好ましい。接触時間が１０秒間未満であると、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量が低下する傾向がある。一方、接触時間が１０分間を越えると、吸収塔１４の建設費が上昇する傾向がある。   The contact time between the absorbing hydrocarbon oil and the compressed product in the absorption tower 14 is preferably 10 seconds to 10 minutes. If the contact time is less than 10 seconds, the amount of hydrocarbon compound absorbed by the absorbing hydrocarbon oil tends to decrease. On the other hand, if the contact time exceeds 10 minutes, the construction cost of the absorption tower 14 tends to increase.

気液比（吸収用炭化水素油の１５℃での体積／圧縮物の標準状態（０℃、１ａｔｍ）での体積）は、１０〜２００Ｌ／Ｎｍ３であることが好ましく、１２〜１８０Ｌ／Ｎｍ３であることがより好ましく、１５〜１５０Ｌ／Ｎｍ３であることが特に好ましい。気液比が１０Ｌ／Ｎｍ３未満であると、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量が低下する傾向にある。一方、気液比が２００Ｌ／Ｎｍ３を超えると、吸収塔１４の建設費が上昇する傾向にある。 The gas-liquid ratio (volume of absorbing hydrocarbon oil at 15 ° C./volume of compressed product in standard state (0 ° C., 1 atm)) is preferably 10 to 200 L / Nm 3 , and 12 to 180 L / Nm. 3 is more preferable, and 15 to 150 L / Nm 3 is particularly preferable. When the gas-liquid ratio is less than 10 L / Nm 3 , the amount of hydrocarbon compound absorbed by the absorbing hydrocarbon oil tends to decrease. On the other hand, when the gas-liquid ratio exceeds 200 L / Nm 3 , the construction cost of the absorption tower 14 tends to increase.

吸収塔１４内の温度は、４０℃以下であることが好ましく、３８℃以下であることがより好ましく、３５℃以下であることが特に好ましい。吸収塔１４内の温度が４０℃を超えると、吸収用炭化水素油の蒸発量が増加して吸収量が低下する傾向がある。   The temperature in the absorption tower 14 is preferably 40 ° C. or lower, more preferably 38 ° C. or lower, and particularly preferably 35 ° C. or lower. When the temperature in the absorption tower 14 exceeds 40 ° C., the evaporation amount of the absorbing hydrocarbon oil tends to increase and the absorption amount tends to decrease.

吸収塔１４内の圧力Ｐ２は、圧縮物の圧力Ｐ１と同等であることが好ましい。具体的には、圧力Ｐ２は１００〜１０００ｋＰａＧであることが好ましく、２００〜５００ｋＰａＧであることがより好ましい。吸収塔１４内の圧力２が１００ｋＰａＧ未満の場合、吸収用炭化水素油による炭化水素化合物の吸収量が低下する傾向があり、１０００ｋＰａＧを超える場合、耐圧性を確保する観点から、炭化水素回収設備の建設コストが増大する傾向がある。   The pressure P2 in the absorption tower 14 is preferably equal to the pressure P1 of the compressed product. Specifically, the pressure P2 is preferably 100 to 1000 kPaG, and more preferably 200 to 500 kPaG. When the pressure 2 in the absorption tower 14 is less than 100 kPaG, the amount of the hydrocarbon compound absorbed by the absorbing hydrocarbon oil tends to decrease, and when it exceeds 1000 kPaG, from the viewpoint of securing pressure resistance, Construction costs tend to increase.

吸収塔１４の下部は、配管Ｌ１５により脱気塔１６と接続されている。また、吸収塔１４の上部は、配管Ｌ１４により燃焼装置２０と接続されている。配管Ｌ１４，Ｌ１５としては通常の配管を用いることができる。   The lower part of the absorption tower 14 is connected to the deaeration tower 16 by a pipe L15. Further, the upper part of the absorption tower 14 is connected to the combustion device 20 by a pipe L14. Ordinary pipes can be used as the pipes L14 and L15.

吸収塔１４の下部に接続された配管Ｌ１５により排出される吸収液は、吸収用炭化水素油及び炭化水素化合物の他に、少量の無機ガスを含有していてもよい。吸収塔１４の上部に接続された配管Ｌ１４により排出される未吸収ガスは、無機ガスの他に、メタンやエタンなどの軽質の炭化水素化合物を含有していてもよい。   The absorbing liquid discharged by the pipe L15 connected to the lower portion of the absorption tower 14 may contain a small amount of inorganic gas in addition to the absorbing hydrocarbon oil and the hydrocarbon compound. The unabsorbed gas discharged by the pipe L14 connected to the upper portion of the absorption tower 14 may contain a light hydrocarbon compound such as methane or ethane in addition to the inorganic gas.

燃焼装置２０は、通常の燃料ガス処理用の燃焼装置を用いることができる。これによって、吸収塔１４から配管Ｌ１４を経由して移送されてくる炭化水素化合物を含有する未吸収ガスを、燃焼して安全に大気中に放出することができる。なお、本実施形態では、未吸収ガスの処理装置として燃焼装置２０を用いたが、未吸収ガスは他の方法によって処理することも可能である。例えば、ボイラーや他の装置の加熱炉用の燃料として用いることも可能である。   As the combustion apparatus 20, a normal combustion apparatus for fuel gas processing can be used. Thereby, the unabsorbed gas containing the hydrocarbon compound transferred from the absorption tower 14 via the pipe L14 can be burned and safely released into the atmosphere. In the present embodiment, the combustion apparatus 20 is used as a processing apparatus for unabsorbed gas. However, the unabsorbed gas can be processed by other methods. For example, it can be used as a fuel for a heating furnace of a boiler or other apparatus.

脱気塔１６は、配管Ｌ１５により吸収装置１４と接続されている。吸収装置１４下部から排出される吸収液は、配管Ｌ１５を経由して脱気塔１６の導入部１６ａより導入される。   The deaeration tower 16 is connected to the absorber 14 by a pipe L15. The absorption liquid discharged from the lower part of the absorption device 14 is introduced from the introduction part 16a of the deaeration tower 16 via the pipe L15.

図４は、本発明の脱気塔の好適な実施形態を示す概略断面図である。脱気塔１６は、脱気塔１６本体の上部にトレイ１４０と、トレイ１４０から脱気塔１６本体内下方に伸びるダウンパイプ１４２とを有する。   FIG. 4 is a schematic cross-sectional view showing a preferred embodiment of the deaeration tower of the present invention. The deaeration tower 16 has a tray 140 at the upper part of the main body of the deaeration tower 16 and a down pipe 142 extending from the tray 140 downward in the main body of the deaeration tower 16.

脱気塔１６内の圧力Ｐ３は、吸収塔１４の圧力よりも低くされている。このため、導入部１６ａより吸収液を脱気塔１６内に導入すると、圧力の低下に伴って吸収液に含まれる軽質な炭化水素化合物や無機ガスなどの軽質留分を分離することができる。すなわち、吸収液は、脱気塔１６によって、軽質留分を含む分離ガスと回収液とに分離することができる。   The pressure P3 in the deaeration tower 16 is set lower than the pressure in the absorption tower 14. For this reason, when the absorbing liquid is introduced into the degassing tower 16 from the introducing portion 16a, it is possible to separate light fractions such as light hydrocarbon compounds and inorganic gas contained in the absorbing liquid as the pressure decreases. That is, the absorption liquid can be separated into a separation gas containing a light fraction and a recovery liquid by the deaeration tower 16.

脱気塔１６のトレイ１４０は、吸収液から軽質な炭化水素化合物及び無機ガス等を分離することにより得られる回収液を一旦滞留させる。これによって、回収液に残存する軽質炭化水素及び無機ガスの含有量を一層低減することができる。また、トレイ１４０に回収液を一旦滞留させることにより、滞留した回収液をダウンパイプ１４２によって脱気塔１６本体内の下方に移送することができる。   The tray 140 of the deaeration tower 16 once retains the recovered liquid obtained by separating the light hydrocarbon compound and the inorganic gas from the absorbing liquid. As a result, the content of light hydrocarbons and inorganic gas remaining in the recovered liquid can be further reduced. Further, once the collected liquid is retained in the tray 140, the retained collected liquid can be transferred downward in the deaeration tower 16 main body by the down pipe 142.

ダウンパイプ１４２によって、下方に移送される回収液は、脱気塔１６の下部に一旦滞留させることが好ましい。これによって、ダウンパイプ１４２の下端の開口部を脱気塔１６下部に溜められた回収液中（回収液液面１４６より下方）に配置することができ、回収液落下に伴う飛沫の発生等による静電気の発生を防止することができる。なお、脱気塔１６の下部における回収液の滞留量は、通常のレベルコントロールによって調整することができる。   The recovered liquid transferred downward by the down pipe 142 is preferably temporarily retained in the lower part of the deaeration tower 16. As a result, the opening at the lower end of the down pipe 142 can be arranged in the collected liquid (below the collected liquid level 146) stored in the lower part of the deaeration tower 16, and the occurrence of splashes due to the fall of the collected liquid, etc. Generation of static electricity can be prevented. Note that the retention amount of the recovered liquid in the lower portion of the deaeration tower 16 can be adjusted by ordinary level control.

脱気塔１６の塔頂部に接続された配管Ｌ１６には圧力調整弁１４４が設けられている。この圧力調整弁１４４により、脱気塔１６内の圧力Ｐ３を調整することができる。脱気塔１６内の圧力Ｐ３としては、−５００〜５００ｋＰａＧとすることが好ましく、０〜３００ｋＰａＧとすることがより好ましい。脱気塔１６内の圧力Ｐ３が、０ｋＰａＧ未満の場合、分離ガス中の炭化水素化合物の濃度が上昇する傾向がある。一方、脱気塔１６の圧力Ｐ３が５００ｋＰａＧ未満の場合を超える場合、回収液中の軽質な炭化水素化合物の濃度が上昇し、回収タンク１８の圧力が上昇する傾向がある。なお、脱気塔１６内の圧力Ｐ３を変更することによって、炭化水素化合物の回収率及び分離ガス中の炭化水素ガス濃度を任意に調整することができる。   A pressure regulating valve 144 is provided in the pipe L16 connected to the top of the deaeration tower 16. The pressure adjustment valve 144 can adjust the pressure P3 in the deaeration tower 16. The pressure P3 in the deaeration tower 16 is preferably −500 to 500 kPaG, and more preferably 0 to 300 kPaG. When the pressure P3 in the deaeration tower 16 is less than 0 kPaG, the concentration of the hydrocarbon compound in the separation gas tends to increase. On the other hand, when the pressure P3 of the deaeration tower 16 exceeds the case where it is less than 500 kPaG, the concentration of the light hydrocarbon compound in the recovered liquid tends to increase, and the pressure of the recovery tank 18 tends to increase. Note that the recovery rate of the hydrocarbon compound and the concentration of the hydrocarbon gas in the separation gas can be arbitrarily adjusted by changing the pressure P3 in the deaeration tower 16.

脱気塔１６の塔頂部にある排出部１６ｂに接続された配管Ｌ１６は、配管Ｌ２０と配管Ｌ２２に分岐して、それぞれ燃焼装置２０とボイラー２２とに接続されている（図３）。これによって、軽質な炭化水素化合物や無機ガスなどの軽質留分を含有している分離ガスを処理することができる。燃焼装置２０に送られる分離ガスは、燃焼させて大気中に排出され、ボイラー２２に送られる分離ガスは、ボイラー２２の燃料に用いられる。なお、本実施形態では、分離ガスの処理装置として燃焼装置２０及びボイラー２２を用いたが、分離ガスは他の方法によって処理してもよい。例えば、他の装置の加熱炉用の燃料として用いることも可能である。   The pipe L16 connected to the discharge part 16b at the top of the deaeration tower 16 branches into a pipe L20 and a pipe L22, and is connected to the combustion device 20 and the boiler 22 respectively (FIG. 3). As a result, a separation gas containing a light fraction such as a light hydrocarbon compound or an inorganic gas can be treated. The separated gas sent to the combustion device 20 is burned and discharged into the atmosphere, and the separated gas sent to the boiler 22 is used as fuel for the boiler 22. In the present embodiment, the combustion apparatus 20 and the boiler 22 are used as the separation gas processing apparatus, but the separation gas may be processed by other methods. For example, it can be used as a fuel for a heating furnace of another apparatus.

一方、脱気塔１６の底部にある排出部１６ｃに接続された配管Ｌ１７は、回収タンク１８に接続されている。配管Ｌ１６及びＬ１７としては通常の配管を用いることができる。回収タンク１８としては、地上に設置される通常の原油タンクを用いることができる。なお、原油タンク以外のタンクとしては、回収システム専用のタンク、石油製品タンク、又は半製品タンクを用いることができる。脱気塔１６の下部に溜められた回収液は、配管Ｌ１７を経由してポンプ等により回収タンク１８に送ることができる。本実施形態においては、吸収用炭化水素油の送り元のタンクと回収液の排出先のタンクを同一タンク（回収タンク１８）としたが、これらのタンクは別々のものを用いてもよい。   On the other hand, the pipe L17 connected to the discharge part 16c at the bottom of the deaeration tower 16 is connected to the recovery tank 18. Normal piping can be used as the piping L16 and L17. As the recovery tank 18, a normal crude oil tank installed on the ground can be used. As a tank other than the crude oil tank, a tank dedicated to the recovery system, a petroleum product tank, or a semi-finished product tank can be used. The recovered liquid stored in the lower part of the deaeration tower 16 can be sent to the recovery tank 18 by a pump or the like via the pipe L17. In the present embodiment, the tank of the absorbing hydrocarbon oil source and the tank of the recovery liquid discharge destination are the same tank (recovery tank 18), but these tanks may be used separately.

回収タンク１８として中東原油が保管されたタンクを用いる場合、その回収タンク１８の内圧は原油の蒸気圧により、通常４０〜８０ｋＰａＧである。このような回収タンク１８に蒸気圧の高い軽質な炭化水素化合物が多量混入すると、回収タンク１８の内圧が上昇し、ブリーザーバルブによって炭化水素ガスが回収タンク１８外に排出される場合がある。しかし、本実施形態の炭化水素回収システムによれば、回収液中の軽質な炭化水素化合物の含有量が十分に低減されているため、回収液を導入した後における回収タンク１８の内圧の上昇を防止することができる。また、このような回収液は、無機ガスの含有量が十分に低減されたものである。したがって、回収タンク１８から吸収塔１４に送られる吸収用炭化水素油の吸収性能の低下を十分に抑制することができる。   When a tank storing Middle East crude oil is used as the recovery tank 18, the internal pressure of the recovery tank 18 is usually 40 to 80 kPaG due to the vapor pressure of the crude oil. When a large amount of a light hydrocarbon compound having a high vapor pressure is mixed in the recovery tank 18, the internal pressure of the recovery tank 18 rises, and hydrocarbon gas may be discharged out of the recovery tank 18 by the breather valve. However, according to the hydrocarbon recovery system of the present embodiment, the content of light hydrocarbon compounds in the recovery liquid is sufficiently reduced, so that the internal pressure of the recovery tank 18 after the recovery liquid is introduced is increased. Can be prevented. Further, such a recovered liquid has a sufficiently reduced content of inorganic gas. Therefore, it is possible to sufficiently suppress the decrease in the absorption performance of the absorbing hydrocarbon oil sent from the recovery tank 18 to the absorption tower 14.

次に、このように構成された炭化水素回収システム１００の動作について説明する。運転開始前において、ローディングアーム３８の先端部に設けられたバルブ４０は、閉止状態とされ、流路内への外気の進入が防止される。これにより、運転開始直後において、外気を検出することによって酸素濃度が上昇することが防止される。また、運転開始前において、不活性ガスを注入して、ローディングアーム３８及び配管Ｌ３０をパージすることが好ましい。その結果、運転開始直後における不活性ガス注入手段４６の誤作動、緊急遮断弁５０，６８の誤作動が防止され、装置の信頼性の向上を図ることができる。   Next, the operation of the hydrocarbon recovery system 100 configured as described above will be described. Prior to the start of operation, the valve 40 provided at the tip of the loading arm 38 is closed to prevent the outside air from entering the flow path. This prevents the oxygen concentration from increasing by detecting the outside air immediately after the start of operation. Further, it is preferable to purge the loading arm 38 and the pipe L30 by injecting an inert gas before the start of operation. As a result, the malfunction of the inert gas injection means 46 and the malfunction of the emergency shut-off valves 50 and 68 immediately after the start of operation can be prevented, and the reliability of the apparatus can be improved.

タンカー３２の運搬用槽１０への原油（炭化水素油）積込み時には、ローディングアーム３８は、タンカー３２の運搬用槽１０に接続され、バルブ４０は開状態とされている。そして、圧縮機１２を稼動させて、運搬用槽１０内のタンカー排出ガスが吸引される。タンカー排出ガスは、ローディングアーム３８、配管Ｌ３０、集合管Ｌ３２、配管Ｌ３８通じて、圧縮機１２に到達して圧縮される。   When crude oil (hydrocarbon oil) is loaded into the tank 10 for transporting the tanker 32, the loading arm 38 is connected to the tank 10 for transporting the tanker 32, and the valve 40 is open. And the compressor 12 is operated and the tanker exhaust gas in the tank 10 for conveyance is aspirated. The tanker exhaust gas reaches the compressor 12 through the loading arm 38, the pipe L30, the collecting pipe L32, and the pipe L38 and is compressed.

配管Ｌ３０を流通するタンカー排出ガスは、圧力計５４によって圧力が検知され、圧力調整弁４２によって圧力がコントロールされている。これにより、運搬用槽１０の圧力上昇が抑えられている。例えば圧力調整弁４２が故障して、配管Ｌ３０内の圧力制御が実行できず、異常圧力が生じた場合には、配管Ｌ３０に接続された高速排気弁４４が作動し、配管Ｌ３０内の異常圧力を外部に放出することができる。   The pressure of the tanker exhaust gas flowing through the pipe L30 is detected by the pressure gauge 54, and the pressure is controlled by the pressure adjustment valve 42. Thereby, the pressure rise of the tank 10 for conveyance is suppressed. For example, when the pressure control valve 42 fails and pressure control in the pipe L30 cannot be executed and an abnormal pressure is generated, the high-speed exhaust valve 44 connected to the pipe L30 is operated, and the abnormal pressure in the pipe L30 is operated. Can be released to the outside.

また、配管Ｌ３０を流通するタンカー排出ガスは、酸素濃度計４８によって酸素濃度が計測されて、酸素濃度管理が行われている。例えば、酸素濃度計４８による測定値が第１管理基準値を超えた場合には、不活性ガス注入手段４６の制御弁６２が開状態となり、不活性ガス発生部５６で発生した不活性ガスは、不活性ガス注入配管Ｌ３４，Ｌ３４ｂを通じて、配管Ｌ３０内に注入される。従って、爆発下限以下に酸素濃度を低下させることができる。その結果、圧縮機１２を用いて安全にタンカー排出ガスを吸引することができる。   Further, the oxygen concentration of the tanker exhaust gas flowing through the pipe L30 is measured by the oxygen concentration meter 48, and oxygen concentration management is performed. For example, when the measured value by the oxygen concentration meter 48 exceeds the first management reference value, the control valve 62 of the inert gas injection means 46 is opened, and the inert gas generated in the inert gas generating unit 56 is The gas is injected into the pipe L30 through the inert gas injection pipes L34 and L34b. Therefore, the oxygen concentration can be lowered below the lower limit of explosion. As a result, the tanker exhaust gas can be safely sucked using the compressor 12.

また、例えば、酸素濃度計４８による測定値が第２管理基準値を超えた場合には、緊急遮断弁５０が作動して、タンカー排出ガスの移送を緊急停止することができる。   For example, when the measured value by the oximeter 48 exceeds the second management reference value, the emergency shut-off valve 50 can be operated to stop the transfer of the tanker exhaust gas urgently.

また、配管Ｌ３０には、デトネーションアレスターが設けられているため、炎の伝達を防止することができ、火災、爆発等のトラブル拡大を防止することができる。   Further, since the detonation arrester is provided in the pipe L30, it is possible to prevent the transmission of flames and to prevent the expansion of troubles such as fires and explosions.

また、運転停止後において、ローディングアーム３８のバルブ４０を閉状態とする。例えば圧力計６０によって、配管Ｌ３０内の負圧が検出された場合には、不活性ガス注入手段４６の制御弁５８が開状態となり、不活性ガス発生部５６で発生した不活性ガスは、不活性ガス注入配管Ｌ３４，Ｌ３４ａを通じて、配管Ｌ３０内に注入される。これにより、配管Ｌ３０に、外気の進入を防止することができる。   Further, after the operation is stopped, the valve 40 of the loading arm 38 is closed. For example, when the negative pressure in the pipe L30 is detected by the pressure gauge 60, the control valve 58 of the inert gas injection means 46 is opened, and the inert gas generated by the inert gas generation unit 56 is It is injected into the pipe L30 through the active gas injection pipes L34 and L34a. Thereby, the approach of outside air to the pipe L30 can be prevented.

また、このような炭化水素回収システムによれば、複数の配管Ｌ３０内を流通したタンカー排出ガスを集合する集合管Ｌ３２を備え、この集合管Ｌ３２の下流側に、タンカー排出ガスを吸引する圧縮機１２が設置されているため、複数のローディングアームに対して、各々吸引手段を設置する必要がなく、圧縮機１２の設置個数を削減することができる。その結果、省スペース化、建設コスト及び保全コストを削減することができる。また、圧縮機１２を炭化水素回収部３６（ガス処理設備）近傍に設置することが好ましく、これにより、集合管Ｌ３２によって集合された、複数の運搬用槽１０からのタンカー排出ガスに対応することができる。   Moreover, according to such a hydrocarbon recovery system, the compressor which is provided with the collection pipe L32 which collects the tanker exhaust gas which distribute | circulated the some piping L30, and sucks tanker exhaust gas to the downstream of this collection pipe L32 Since 12 is installed, there is no need to install suction means for each of the plurality of loading arms, and the number of compressors 12 installed can be reduced. As a result, space saving, construction cost and maintenance cost can be reduced. Moreover, it is preferable to install the compressor 12 in the hydrocarbon recovery part 36 (gas processing equipment) vicinity, and this respond | corresponds to the tanker exhaust gas from the some tank 10 for conveyance collected by the collecting pipe L32. Can do.

以上、本発明をその実施形態に基づき具体的に説明したが、本発明は、上記実施形態に限定されるものではない。上記実施形態において、吸引手段を圧縮機としているが、吸引手段は、ファンやブロアなどの送風機でもよい。なお、吸引手段を圧縮機とすると、加圧状態のタンカー排出ガスを炭化水素回収部３６の吸収塔１６に供給することができ、炭化水素化合物の回収率を向上させることができる。また、圧縮機によってタンカー排出ガスを吸引することで、桟橋設備の配管系が従来に比して長い場合であっても、好適に吸引することができる。   As mentioned above, although this invention was concretely demonstrated based on the embodiment, this invention is not limited to the said embodiment. In the above embodiment, the suction unit is a compressor, but the suction unit may be a blower such as a fan or a blower. If the suction means is a compressor, pressurized tanker exhaust gas can be supplied to the absorption tower 16 of the hydrocarbon recovery section 36, and the recovery rate of the hydrocarbon compound can be improved. Further, by sucking the tanker exhaust gas by the compressor, it is possible to suck the gas appropriately even when the piping system of the pier facility is longer than the conventional one.

また、本発明の桟橋設備、及び炭化水素回収システムは、例えば、原油備蓄基地、中継基地、輸出基地等の海上出荷設備に適用してもよい。また、例えば、石油精製プラント、石油化学プラント等において、石油製品、化学品等を出荷する海上出荷設備に本発明の桟橋設備及び炭化水素回収システムを適用してもよい。   Moreover, the jetty equipment and the hydrocarbon recovery system of the present invention may be applied to offshore shipping equipment such as a crude oil storage base, a relay base, and an export base, for example. In addition, for example, in an oil refining plant, a petrochemical plant, etc., the jetty facility and the hydrocarbon recovery system of the present invention may be applied to an offshore shipping facility for shipping petroleum products, chemicals, and the like.

なお、配管Ｌ３０内に不活性ガスを注入する不活性ガス手段に代えて、無機ガス（窒素、二酸化炭素、低濃度の酸素を含有するボイラー排ガス）を注入する無機ガス注入手段を備える構成としてもよい。   In addition, instead of the inert gas means for injecting the inert gas into the pipe L30, an inorganic gas injection means for injecting an inorganic gas (boiler exhaust gas containing nitrogen, carbon dioxide, and low concentration oxygen) may be provided. Good.

本発明の実施形態に係る桟橋設備を備えた炭化水素回収システムを示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the hydrocarbon recovery system provided with the jetty installation which concerns on embodiment of this invention. 本発明の実施形態に係る桟橋設備を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the pier installation which concerns on embodiment of this invention. 本発明の実施形態に係る炭化水素回収部を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows the hydrocarbon recovery part which concerns on embodiment of this invention. 本発明の脱気塔の好適な実施形態を示す概略断面図である。It is a schematic sectional drawing which shows suitable embodiment of the deaeration tower of this invention.

符号の説明Explanation of symbols

１０…運搬用槽、１２…圧縮機、１４…吸収塔、１４ａ…充填物、１６…脱気塔、１６ａ…導入部、１６ｂ，１６ｃ…排出部、１８…回収タンク、２０…燃焼装置、２２…ボイラー、３２…タンカー、３４…桟橋設備、３６…炭化水素回収部、３８…ローディングアーム、４０…バルブ、４２…圧力調整弁、４４…高速排気弁、４６…不活性ガス注入手段、４８，６８…酸素濃度計、５０，７０…緊急遮断弁、５２，６６…デトネーションアレスター、５４，６０，７６…圧力計、５６…不活性ガス発生部、５８，６２…制御弁、６４…エクスプロージョンベント、７２…ノックアウトドラム、１００…炭化水素回収システム、１４０…トレイ、１４２…ダウンパイプ、１４４…圧力調整弁、１４６…回収液液面、Ｌ１２，Ｌ１４．Ｌ１５，Ｌ１６，Ｌ１７，Ｌ１８，Ｌ２０，Ｌ２２，Ｌ３０…配管、Ｌ３２…集合管、Ｌ３４，Ｌ３４ａ，Ｌ３４ｂ…不活性ガス注入配管、Ｌ４０…スピルバック配管。   DESCRIPTION OF SYMBOLS 10 ... Tank for conveyance, 12 ... Compressor, 14 ... Absorption tower, 14a ... Packing, 16 ... Deaeration tower, 16a ... Introduction part, 16b, 16c ... Discharge part, 18 ... Recovery tank, 20 ... Combustion device, 22 DESCRIPTION OF SYMBOLS ... Boiler, 32 ... Tanker, 34 ... Pier equipment, 36 ... Hydrocarbon recovery part, 38 ... Loading arm, 40 ... Valve, 42 ... Pressure regulating valve, 44 ... High-speed exhaust valve, 46 ... Inert gas injection means, 48, 68 ... Oxygen concentration meter, 50, 70 ... Emergency shut-off valve, 52, 66 ... Detonation arrester, 54, 60, 76 ... Pressure gauge, 56 ... Inert gas generator, 58, 62 ... Control valve, 64 ... Explosion vent 72 ... Knockout drum, 100 ... Hydrocarbon recovery system, 140 ... Tray, 142 ... Down pipe, 144 ... Pressure regulating valve, 146 ... Recovery liquid level, L12, L14. L15, L16, L17, L18, L20, L22, L30 ... piping, L32 ... collecting tube, L34, L34a, L34b ... inert gas injection piping, L40 ... spillback piping.

Claims (7)

タンカーに設けられた運搬用槽に接続可能とされ、前記運搬用槽外に排出されたタンカー排出ガスを流通可能とするローディングアームを備えた桟橋設備であって、
前記ローディングアームの上流側の端部に設けられ、開閉可能とされたバルブと、
前記ローディングアームの下流側に接続された配管内に設けられ、炎の伝達を防止するデトネーションアレスターと、
前記配管内に不活性ガスを注入可能とする不活性ガス注入手段と、
前記配管内の酸素濃度を検出可能な酸素濃度計とを備え、
前記不活性ガス注入手段は、前記バルブが閉じられた状態である運転開始前において、前記配管内に不活性ガスを注入し酸素濃度を低下させることを特徴とする桟橋設備。 A pier facility equipped with a loading arm that is connectable to a tank for transportation provided in a tanker and allows circulation of the tanker exhaust gas discharged outside the tank for transportation,
A valve provided at an upstream end of the loading arm and capable of opening and closing;
A detonation arrester that is provided in a pipe connected to the downstream side of the loading arm and prevents flame transmission;
An inert gas injection means capable of injecting an inert gas into the pipe;
An oxygen concentration meter capable of detecting the oxygen concentration in the pipe,
The pier facility characterized in that the inert gas injection means injects an inert gas into the pipe to lower the oxygen concentration before the start of operation in which the valve is closed . 前記酸素濃度計によって検出された酸素濃度に基づいて、不活性ガスの注入量を増加させ、前記配管内の酸素濃度を制御する酸素濃度制御装置を備えることを特徴とする請求項１記載の桟橋設備。   2. The jetty according to claim 1, further comprising an oxygen concentration control device that controls an oxygen concentration in the pipe by increasing an injection amount of an inert gas based on an oxygen concentration detected by the oxygen concentration meter. Facility. 前記酸素濃度計によって検出された酸素濃度に基づいて作動し、前記タンカー排出ガスの流通を遮断する緊急遮断弁を更に備えることを特徴とする請求項１又は２記載の桟橋設備。   The pier facility according to claim 1, further comprising an emergency shut-off valve that operates based on an oxygen concentration detected by the oxygen concentration meter and blocks the flow of the tanker exhaust gas. 前記配管の下流側に接続され、前記タンカー排出ガスを吸引する圧縮機をさらに備えることを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の桟橋設備。   The pier facility according to any one of claims 1 to 3, further comprising a compressor connected to a downstream side of the pipe and sucking the tanker exhaust gas. 複数の桟橋を備えた出荷設備に設置され、タンカーに設けられた運搬用槽内に原油を積み込む際に、前記運搬用槽外に排出されたタンカー排出ガスから炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムであって、
複数の前記桟橋に設置され、前記運搬用槽に接続可能とされて前記タンカー排出ガスを流通可能とする複数のローディングアームと、
前記ローディングアームの上流側の端部に設けられ、開閉可能とされたバルブと、
複数の前記ローディングアームの下流側に各々接続され前記タンカー排出ガスを流通可能とする複数の配管と、
前記配管内に設けられ、炎の伝達を防止するデトネーションアレスターと、
前記配管に不活性ガスを注入可能とする不活性ガス注入手段と、
前記配管内の酸素濃度を検出可能な酸素濃度計と、
前記複数の配管内を流通した前記タンカー排出ガスを集合する集合管と、
前記集合管の下流側に接続され前記タンカー排出ガスを吸引する吸引手段と、
前記吸引手段によって吸引された前記タンカー排出ガスが供給され、前記タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を吸収する吸収液を用いて前記タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収する炭化水素回収部とを備え、
前記不活性ガス注入手段は、前記バルブが閉じられた状態である運転開始前において、前記配管内に不活性ガスを注入し酸素濃度を低下させることを特徴とする炭化水素回収システム。 Hydrocarbon recovery that recovers hydrocarbon compounds from the tanker exhaust gas discharged outside the transport tank when crude oil is loaded into the transport tank provided in the tanker and installed in a shipping facility equipped with multiple piers A system,
A plurality of loading arms that are installed on a plurality of the jetty and are connectable to the transporting tank so that the tanker exhaust gas can be circulated;
A valve provided at an upstream end of the loading arm and capable of opening and closing;
A plurality of pipes each connected to the downstream side of the plurality of loading arms and allowing the tanker exhaust gas to circulate;
A detonation arrester provided in the pipe to prevent the transmission of flame;
An inert gas injection means capable of injecting an inert gas into the pipe;
An oxygen concentration meter capable of detecting the oxygen concentration in the pipe;
A collecting pipe for collecting the tanker exhaust gas circulated in the plurality of pipes;
Suction means connected to the downstream side of the collecting pipe and sucking the tanker exhaust gas;
A hydrocarbon recovery unit that is supplied with the tanker exhaust gas sucked by the suction means and that recovers the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas using an absorbent that absorbs the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas; Prepared ,
The hydrocarbon recovery system , wherein the inert gas injection means injects an inert gas into the pipe to reduce the oxygen concentration before the start of operation in which the valve is closed . 前記吸引手段は、前記タンカー排出ガスを圧縮する圧縮機であり、
前記炭化水素回収部は、前記吸収液として原油を用いて前記タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収することを特徴とする請求項５記載の炭化水素回収システム。 Before Symbol suction means is a compressor for compressing the tanker exhaust gas,
6. The hydrocarbon recovery system according to claim 5, wherein the hydrocarbon recovery unit recovers a hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas by using crude oil as the absorbing liquid. 複数の桟橋を備えた出荷設備に設置され、タンカーに設けられた運搬用槽内に炭化水素油を積み込む際に、前記運搬用槽外に排出されたタンカー排出ガスから炭化水素化合物を回収する炭化水素回収システムであって、
複数の前記桟橋に設置され、前記運搬用槽に接続可能とされて前記タンカー排出ガスを流通可能とする複数のローディングアームと、
前記ローディングアームの上流側の端部に設けられ、開閉可能とされたバルブと、
複数の前記ローディングアームの下流側に各々接続され前記タンカー排出ガスを流通可能とする複数の配管と、
前記配管内に設けられ、炎の伝達を防止するデトネーションアレスターと、
前記配管に不活性ガスを注入可能とする不活性ガス注入手段と、
前記配管内の酸素濃度を検出可能な酸素濃度計と、
前記複数の配管内を流通した前記タンカー排出ガスを集合する集合管と、
前記集合管の下流側に接続され前記タンカー排出ガスを吸引する吸引手段と、
前記吸引手段によって吸引された前記タンカー排出ガスが供給され、前記タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を吸収する吸収液を用いて前記タンカー排出ガス中の炭化水素化合物を回収する炭化水素回収部とを備え、
前記不活性ガス注入手段は、前記バルブが閉じられた状態である運転開始前において、前記配管内に不活性ガスを注入し酸素濃度を低下させることを特徴とする炭化水素回収システム。 Carbonized to recover hydrocarbon compounds from the tanker exhaust gas discharged outside the transport tank when loading hydrocarbon oil into the transport tank provided in the tanker, installed in a shipping facility equipped with multiple jetties A hydrogen recovery system,
A plurality of loading arms that are installed on a plurality of the jetty and are connectable to the transporting tank so that the tanker exhaust gas can be circulated;
A valve provided at an upstream end of the loading arm and capable of opening and closing;
A plurality of pipes each connected to the downstream side of the plurality of loading arms and allowing the tanker exhaust gas to circulate;
A detonation arrester provided in the pipe to prevent the transmission of flame;
An inert gas injection means capable of injecting an inert gas into the pipe;
An oxygen concentration meter capable of detecting the oxygen concentration in the pipe;
A collecting pipe for collecting the tanker exhaust gas circulated in the plurality of pipes;
Suction means connected to the downstream side of the collecting pipe and sucking the tanker exhaust gas;
A hydrocarbon recovery unit that is supplied with the tanker exhaust gas sucked by the suction means and that recovers the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas using an absorbent that absorbs the hydrocarbon compound in the tanker exhaust gas; Prepared ,
The hydrocarbon recovery system , wherein the inert gas injection means injects an inert gas into the pipe to reduce the oxygen concentration before the start of operation in which the valve is closed .
JP2007231962A 2007-09-06 2007-09-06 Pier equipment and hydrocarbon recovery system Active JP4947594B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2007231962A JP4947594B2 (en) 2007-09-06 2007-09-06 Pier equipment and hydrocarbon recovery system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2007231962A JP4947594B2 (en) 2007-09-06 2007-09-06 Pier equipment and hydrocarbon recovery system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2009061402A JP2009061402A (en) 2009-03-26
JP4947594B2 true JP4947594B2 (en) 2012-06-06

Family

ID=40556502

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2007231962A Active JP4947594B2 (en) 2007-09-06 2007-09-06 Pier equipment and hydrocarbon recovery system

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP4947594B2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107875810A (en) * 2017-10-24 2018-04-06 武汉船用机械有限责任公司 A kind of pilot system and method for inert gas system scrubbing tower

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5221087B2 (en) * 2007-09-11 2013-06-26 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method.
JP5901671B2 (en) * 2014-02-25 2016-04-13 三菱重工業株式会社 Exhaust gas recirculation system, ship boiler equipped with the same, and exhaust gas recirculation method
JP6580341B2 (en) * 2015-02-27 2019-09-25 三菱重工業株式会社 Volatile organic compound combustion apparatus, boiler, tanker, and volatile organic compound combustion method

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5024736A (en) * 1974-03-01 1975-03-17
JPS58178097A (en) * 1982-04-12 1983-10-18 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd Device for draining/purging liquid/gas remaining in loading arm
JP3282676B2 (en) * 1992-02-26 2002-05-20 東洋紡績株式会社 Recovery method for solvents, etc.
EP1270062A1 (en) * 2001-06-18 2003-01-02 Degussa AG Process for the recovery of combustible components of a gas stream
JP2005238107A (en) * 2004-02-26 2005-09-08 Trinity Ind Corp Recovering control method of exhaust gas from two or more exhaust gas generators to exhaust gas treatment apparatus
JP3982763B2 (en) * 2004-11-30 2007-09-26 日本碍子株式会社 Methane fermentation equipment using biomass resources
JP5364229B2 (en) * 2005-09-30 2013-12-11 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 Recovery method of volatile organic compound and recovery system of volatile organic compound
JP2007175594A (en) * 2005-12-27 2007-07-12 Ishikawajima Plant Construction Co Ltd Facility for recovering gas emitted to atmospheric air and removing malodorous component

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107875810A (en) * 2017-10-24 2018-04-06 武汉船用机械有限责任公司 A kind of pilot system and method for inert gas system scrubbing tower

Also Published As

Publication number Publication date
JP2009061402A (en) 2009-03-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11149693B2 (en) Method for delivering a fluid stored in liquefied form to an end user in gaseous form
KR102204875B1 (en) A system for emergency discharging lpg and the ship or offshore structure including the same
JP4947594B2 (en) Pier equipment and hydrocarbon recovery system
CN113047994A (en) Methanol fuel dual-fuel ship
KR20120108057A (en) Handling hydrocarbon cargoes
CN108114573B (en) System and method for collecting, purifying and recycling tank top gas in storage tank area
KR102676306B1 (en) Fuel supply device that can use a variety of fuels
CN109609219B (en) Coking tail gas treatment method and device
KR101373806B1 (en) Apparatus for ship's vapor recovery unit
KR101267546B1 (en) Apparatus for storage and reuse of recovered oil-vapor in a ship
JP5221087B2 (en) Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method.
KR101973039B1 (en) Inert gas transportation apparatus of liquid cargo for vessel and the operating method of it
KR102651090B1 (en) Double Wall Pipe Purging System For Ammonia Fuelled ship and Method Thereof
CN212594870U (en) Acid water tank top gas treatment system
CN111891327A (en) Crude oil cargo hold ventilation system and offshore floating production oil storage ship comprising same
CN117858830A (en) System for supplying volatile organic compounds as fuel to engine and ship using volatile organic compounds as fuel
KR100331916B1 (en) Volatile Organic Compounds recovery process from gasoline distribution system
KR101486892B1 (en) VOCs processing system and processing method thereof
KR100328343B1 (en) Volatile organic compounds recovery apparatus
KR20240021009A (en) System and Method for Supplying VOC as Fuel for Engine and Vessel using VOC as Fuel
CN114345072B (en) Vehicle-mounted combustible gas treatment equipment
CN220939864U (en) Recovery device special for aviation kerosene
CN216922099U (en) Crude oil output device for isolated single well
JP6279900B2 (en) Fluid supply method and storage facility
CN215489708U (en) High-efficient combustion system of pier oil gas

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20091023

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20110214

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110329

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110527

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20120131

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20120229

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150316

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 4947594

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S531 Written request for registration of change of domicile

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313531

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

S533 Written request for registration of change of name

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250