Настоящее изобретение касается улучшенной системы для сжижения и хранения газа, и особенно системы для хранения газа, основным компонентом которого является метан, посредством смешивания с другим углеводородом (органическим растворителем) для хранения.
Уровень техники
До настоящего времени, существовало несколько различных способов хранения метана или газа, такого как природный газ, основным компонентом которого является метан. Например, возможны способы хранение газа посредством сжатия под высоким давлением, и посредством адсорбции адсорбентом. Кроме того, были предложены способы, в которых метан растворяли в композиционном водородном растворителе, таком как пропан, бутан и т.д., а затем хранили в жидком состоянии. Например, патент США 5,315,054 описывает такой способ сжижения и хранения метана.
Патент США 5,315,054, однако, только описывает, что метан можно хранить посредством просто его растворения в углеводородном растворителе. Этот способ не является достаточным для хранения метана высокой плотности.
Кроме того, нет описания способа выпуска метана или газа, основным компонентом которого является метан, с постоянным соотношением составляющих. Когда соотношение составляющих газа или жидкости, выпускаемой из контейнера для хранения, не является постоянным, возникают недостатки, такие как изменение воспламеняемости и неустойчивое горение в двигателе внутреннего сгорания или т.п.
Ближайшим аналогом заявленного изобретения является система для хранения газа на основе метан, содержащая контейнер для хранения углеводородного растворителя для растворения и хранения газа на основе метана, образующего жидкую фазу и паровую фазу хранящегося материала, и средство регулирования композиции для поддержания заранее определенного соотношения фаз в хранящемся материале (см. патент JP 9-087645, кл. C 10 L 3/10, 1997).
Настоящее изобретение решает задачи, существующие в предшествующем уровне техники, и его задача заключается в обеспечении системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан высокой плотности, и для выпуска хранимого материала при поддержании постоянного соотношения составляющих.
Краткое описание изобретения
Для достижения поставленной задачи, согласно настоящему изобретению создана система для хранения газа на основе метана, содержащая контейнер для хранения углеводородного растворителя для растворении и хранений газа на основе метана, образующего жидкую фазу и паровую фазу хранящегося материала, средство регулирования композиции для поддержания заранее определенного соотношения фаз в хранящемся материале, при этом средство регулирования композиции обеспечивает одновременное извлечение жидкой фазы и паровой фазы из контейнера для хранения и смешивание и выпуск извлеченных жидкой фазы и паровой фазы при поддержании заранее определенного соотношения в процессе выпуска.
В системе сверхкритическое состояние существует в контейнере для хранения по меньшей мере в течение начального периода выпуска хранимого материала.
В системе соотношение составляющих элементов содержимого контейнера для хранения может быть таким, что углеводород с углеродным числом 3 или выше составляет между 7% и 45%, тогда как углеводород с углеродным числом 2 или ниже, составляет между 93% и 55%.
В другом варианте выполнения системы соотношение составляющих элементов содержимого контейнера для хранения может быть таким, что углеводород с углеродным числом 3 или выше составляет между 7% и 65%, тогда как углеводород с углеродным числом 2 или ниже составляет между 93% и 35%.
Бутан является подходящим для системы в качестве основного углеводородного компонента с углеродным числом 3 или выше.
Пропан также является подходящим для системы в качестве основного углеводородного компонента с углеродным числом 3 или выше
В системе температура в контейнере для хранения может регулироваться, так что будет поддерживаться его внутреннее сверхкритическое состояние.
Система может предпочтительно включать средство определения условий в контейнере для хранения, для определения соотношения газа и количества углеводородного растворителя, содержащегося в контейнере для хранения, и средство управления соотношениями при подаче для вычисления соотношения, при котором газ, основным компонентом которого является метан и углеводородный растворитель подаются в контейнер для хранения, основываясь на результате вышеупомянутого определения и осуществлении подачи.
Это средство управления соотношениями при подаче для определения условий в контейнере для хранения определяет давление, температуру и количество раствора растворителя в контейнере для хранения, обеспечивает соотношение углеводородных составляющих и количество углеводорода, исходя этих параметров.
В системе углеводород, выпускаемый из контейнера для хранения, может окисляться в двигателе внутреннего сгорания, и средство определения условий в контейнере для хранения может обеспечить получение соотношения углеводородных составляющих, на основе выходного сигнала средства определения соотношения воздух-топливо, необходимого для двигателя внутреннего сгорания.
В другом варианте выполнения системы, имеется парофазное выпускное отверстие в верхней части контейнера для хранения, детектор количества жидкости установлен в контейнере для хранения для определения количества жидкого углеводородного растворителя, при этом только паровая фаза хранимого мате риала в контейнере для хранения выпускается через парофазное вынускное отверстие, а количество углеводородного растворителя, подлежащего подаче для повторной загрузки, вычисляется на основе результата, полученного посредством детектора количества жидкости.
В другом варианте выполнения системы контейнер для извлекаемых остатков установлен для приема удаляемого оставшегося углеводорода из контейнера для хранения, а извлекаемый углеводород и газ, основным компонентом которого является метан, подается после подачи углеводородного растворителя.
В другом варианте выполнения системы временно загружаемый контейнер соединен с контейнером для хранения, углеводородный растворитель подается к этому временно загружаемому контейнеру перед подачей газа, основным компонентом которого является метан, и углеводородный растворитель и газ вместе подаются в контейнер для хранения.
В другом варианте выполнения системы временно загружаемый контейнер только для использования углеводородного растворителя, установлен в паралелльном соединении с контейнером для хранения, так чтобы он был расположен выше уровня жидкости в контейнере для хранения, посредством трубы, снабженной средством управления проходом, временно загружаемый контейнер только углеводородного растворителя загружается углеводородным растворителем, когда проход закрыт, и углеводородный растворитель поступает в контейнер для хранения, когда проход открыт.
В другом варианте выполнения системы контейнер для хранения установлен на подвижном корпусе, и контейнер, предназначенный только для хранения углеводородного растворителя, соединен с этим контейнером для хранения.
В другом варианте выполнения системы материал, хранимый в газообразной форме, выпускается из паровой фазы материала контейнера для хранения, а углеводородный растворитель в жидкой фазе отделяется от выпускаемого газа и возвращается в контейнер для хранения.
В другом варианте выполнения системы материал, хранимый в жидкой форме, выпускается из жидкой фазы материала контейнера для хранения в небольшом количестве, так что не возникает существенного изменения внутреннего давления контейнера для хранения, и выпускаемая жидкость возвращается в контейнер для хранения после испарения газа, основным компонентом которого является метан, из жидкости.
В системе углеводород в паровой фазе может выпускаться из верхней части контейнера для хранения, а жидкая фаза может выпускаться из нижней части контейнера для хранения при постоянном соотношении.
Контейнер для хранения в системе может быть снабжен детектором количества жидкости.
В другом варианте выполнения системы хранимый материал, выпускаемый из контейнера для хранения, окисляется в двигателе внутреннего сгорания и средство определения условий в контейнере для хранения обеспечивает получение соотношения углеводородных составляющих, на основе выходного сигнала средства определения соотношения воздух-топливо, необходимого для двигателя внутреннего сгорания.
В системе выпускаемые углеводороды в паровой и жидкой фазе можно нагревать для смешивания вместе в выпускном трубопроводе.
В системе выпускаемый углеводород в жидкой фазе может выпариваться и затем смешиваться с выпускаемым углеводородом в паровой фазе.
В системе контейнер для хранения может охлаждаться при загрузке газом.
В другом варианте выполнения системы контейнер для хранения снабжен множеством входных отверстий, разнесенных друг от друга, и при загрузке газа, основным компонентом которого является метан, сначала можно использовать одно входное отверстие, а затем загрузку можно переключить на другое входное отверстие.
В другом варианте выполнения системы контейнер для хранения снабжен теплопроводящим средством, покрывающим внутреннюю поверхность контейнера для хранения и соединенным с входным отверстием для газа, основным компонентом которого является метан, причем входное отверстие выполнено на контейнере для хранения.
В другом варианте выполнения системы контейнер для хранения снабжен множеством входных отверстий, разнесенных друг от друга, и эти входные отверстия можно использовать одновременно.
В другом варианте выполнения системы установлен элемент для расширения прохода, проходящий от входного отверстия, выполненного на контейнере для хранения, и входящий во внутреннее пространство контейнера, при этом элемент для расширения прохода имеет множество выпускных отверстий, расположенных вдоль его продольного направления, так чтобы быть соответствующим образом отделенными от внутренних стенок контейнера.
Эти выпускные отверстия могут быть входными отверстиями для газа в внутреннее пространство контейнера для хранения, расположенными под углом так, что газ впрыскивается под углом.
В системе входное отверстие может быть расположено на конце контейнера при хранении, удаленном от жидкой фазы, удерживающей растворитель в контейнере для хранения.
В системе пористое тело может размещаться в контейнере для хранения.
В системе загрузка может осуществляться так, что использование входных отверстий, выполненных на дне контейнера для хранения, может начинаться при загрузке газа.
В другом варианте выполнения системы часть углеводородного растворителя испаряется и выпускается наружу из контейнера для хранения перед тем, как контейнер для хранения загружается газом, основным компонентом которого является метан.
В системе хранимый материал может выпускаться из контейнера для хранения через декомпрессионный проход, выполненный внутри или на поверхности контейнера для хранения.
Этот декомпрессионный проход может быть покрыт регенерирующим тепло материалом.
Система может загружаться охлажденным углеводородным растворителем перед загрузкой газа, основным компонентом которого является метан.
Контейнер для хранения в системе может быть снабжен перемешивающим средством.
В другом варианте выполнения системы углеводородный растворитель может выпускаться из контейнера для хранения для немедленного использования.
Кроме того, согласно изобретению создано устройство для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, содержащее информационное средство определения состава композиции, для определения соотношений составляющих материала, хранимого в контейнере для хранения, в котором газ, основным компонентом которого является метан, растворяется в углеводородном растворителе, и хранится, и передающее средство для передачи результата определения к стороне подачи, от которой газ и углеводородный растворитель подаются к контейнеру для хранения.
Кроме того, согласно изобретению создано устройство для хранения и сжижения газа, основным компонентом которого является метан, причем устройство содержит контейнер для извлекаемых остатков, для извлечения оставшегося углеводорода из контейнера для хранения, в котором газ, основным компонентом которого является метан, растворяется в углеводородном растворителе и хранится, и детектирующее средство для определения соотношений составляющих углеводорода в контейнере для извлекаемых остатков жидкости, и средство управления соотношениями при подаче для управления соотношением, при котором такой газ и углеводородный растворитель подаются в контейнер для хранения, на основании результата определения.
Кроме того, согласно изобретению создано устройство для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, в котором газ, основным компонентом которого является метан, растворяется в углеводородном растворителе и хранится, при этом временно загружаемый контейнер, используемый только для растворителя, для загрузки контейнера для хранения углеводородным растворителем, имеющим равновесное давление, ниже, чем газ, основным компонентом которого является метан, установлен при помощи средства управления проходом между контейнером для хранения и временно загружаемым контейнером, используемым только для растворителя.
Кроме того, согласно изобретению создано устройство для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, причем источник подачи такого газа и источник подачи углеводородного растворителя соединены при помощи соответствующего средства управления, с временно загружаемым баком для хранения, который, в свою очередь, соединен с контейнером для хранения, в котором газ, основным компонентом которого является метан, растворяется в углеводородном растворителе и хранится.
Кроме того, согласно изобретению, создано устройство для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, содержащее основной контейнер для хранения, в котором газ, основным компонентом которого является метан, растворяется в углеводородном растворителе и хранится, и контейнер, предназначенный для хранения только углеводородного растворителя, при этом контейнер, предназначенный для хранения углеводородного растворителя, соединен с основным контейнером посредством средства управления.
Кроме того, согласно изобретению, создано устройство для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, содержащее выходное отверстие для паровой фазы, для выпуска материала, хранимого в газообразной форме, выполненное в верхней части контейнера для хранения, в котором такой газ растворяется в углеводородном растворителе и хранится, парожидкостной сепаратор для отделения жидкости от выпускаемого материала, который хранится в газообразной форме, и обратный проход для возвращения жидкости, отделенной посредством парожидкостного сепаратора, к контейнеру для хранения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - вид, показывающий парожидкостные равновесные характеристики смеси пропана и метана при 38oС.
Фиг. 2 - вид, показывающий парожидкостные равновесные характеристики смеси бутана и метана при 71oС.
Фиг. 3 - вид, показывающий парожидкостные характеристики смеси гексана и метана при 100oС.
Фиг.4 - вид, показывающий парожидкостные характеристики при 38oС пропана и 10%-го раствора гексана, в котором растворяется метан.
Фиг. 5 - вид, показывающий парожидкостные характеристики при 71oС бутана и 10%-го раствора гексана, в котором растворяется метан.
Фиг. 6 - вид, показывающий парожидкостные характеристики при 71oС бензина, в котором растворяется метан.
Фиг. 7 - вид в сечении оборудования для осуществления предпочтительного варианта 3 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно настоящему изобретению.
Фиг. 8 - вид в сечении оборудования для осуществления предпочтительного варианта 4 и выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно настоящему изобретению.
Фиг. 9 - вид в сечении оборудования для осуществления предпочтительного варианта 5 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно настоящему изобретению.
Фиг. 10 - вид, показывающий кривые температуры-давления смешанных растворов метана и пропана, в различных соотношениях.
Фиг. 11 - вид, показывающий плотность хранимого метана в смешанных растворах метана и пропана при 30oС.
Фиг. 12 - вид, показывающий кривые жидкой фазы различных типов углеводородных растворов, для которых плотность метана составляет 80%.
Фиг. 13 - вид, показывающий плотность хранимого метана в критических точках, для типов углеводородных растворов, показанных на Фиг.12.
Фиг.14 - вид, показывающий плотность хранимого метана в разных видах углеводородных растворов, показанных на Фиг.12 при 35oС.
Фиг. 15 - вид, показывающий кривые температуры-давления для двухкомпонентных и трехкомпонентных растворов, в которых растворяется метан.
Фиг. 16 - вид, показывающий связь температуры и давления в смеси метан-пропан.
Фиг. 17 - вид, показывающий связь температуры и давления в смеси метан-бутан.
Фиг. 18 - вид, показывающий связь температуры и давления в смеси метан-пентан.
Фиг. 19 - вид, показывающий связь температуры и давления в смеси метан-гексан.
Фиг. 20 - вид, показывающий плотность метана и плотность пропана, изменяющуюся при постепенном добавлении метана в пропановый растворитель.
Фиг. 21 - вид, показывающий переход мольного соотношения метана и плотности энергии для случая, показанного на
Фиг. 20. Фиг.22 - вид, показывающий плотность метана и плотность бутана, изменяющуюся при постепенном добавлении метана в бутановый растворитель.
Фиг. 23 - вид, показывающий переход мольного соотношения метана и плотности энергии для случая, показанного на Фиг.22.
Фиг.24 - вид, показывающий пример контейнера для хранения для перемешивания метана в углеводород с углеродным числом 3 или выше.
Фиг.25 - вид, показывающий примерный случай, в котором подвижный корпусной компонентный контейнер для хранения загружается метан-несущим углеводородом из контейнера для хранения.
Фиг. 26 - вид, показывающий пример способа охлаждения контейнера для хранения.
Фиг. 27 - вид, показывающий примерный случай, в котором метан-несущий углеводород, выпускается как из жидкой, так и из паровой фаз контейнера для хранения.
Фиг. 28 - вид, показывающий пример модификации способа, показанного на Фиг.27.
Фиг.29 - вид, показывающий другой пример модификации способа, показанного на Фиг.27.
Фиг.30 - вид, показывающий еще один пример модификации способа, показанного на Фиг.27.
Фиг.31 - вид, показывающий другой пример модификации способа, показанного на Фиг.27.
Фиг.32 - вид, показывающий пример контейнера для хранения, используемого для системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 33 - вид, показывающий пример контейнера для хранения метана, который поставлен на его край.
Фиг.34 - вид, показывающий пример контейнера для хранения, который положен на его бок.
Фиг.35 - вид, показывающий пример перемешивающего лопастного устройства, используемого в контейнере, показанном на Фиг.34.
Фиг. 36 - вид, показывающий пример системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 37 - вид, показывающий пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг.38 - связь температуры и давления в смеси метана и бутана.
Фиг. 39 - вид, показывающий процесс преобразования метан-несущего углеводорода, хранимого посредством системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан.
Фиг. 40 - вид, сравнивающий эффективность трех видов подачи электроэнергии.
Фиг. 41 - вид, показывающий способ загрузки контейнера для хранения, при низком давлении, углеводородом с углеродным числом 3 или выше, в системе сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 42 - вид, показывающий соотношения составляющих элементов части паровой фазы содержимого контейнера для хранения, в сверхкритическом состоянии, и состояние совместно существующих паровой и жидкой фаз.
Фиг.43 - вид, показывающий соотношения составляющих элементов части паровой фазы содержимого контейнера для хранения, в сверхкритическом состоянии, и состояние совместно существующих паровой и жидкой фаз, когда контейнер для хранения загружается смесью с такими же соотношениями составляющих, как соотношения составляющих элементов части паровой фазы содержимого контейнера для хранения в состоянии совместного существования паровой и жидкой фаз, показанном на Фиг.42.
Фиг.44 - вид, показывающий переход соотношения составляющих метана, когда смесь бутана и метана, сохраняемая при соотношении 20:80 в контейнере для хранения выпускается в ее сверхкритическом состоянии, и когда эта смесь выпускается из парофазной части в состоянии совместного существования паровой и жидкой фаз.
Фиг. 45 - схема конфигурации предпочтительного варианта 17 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению
Фиг. 46 - пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно Фиг.45.
Фиг.47 - схема конфигурации предпочтительного варианта 18 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 48 - пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.47.
Фиг.49 - другой пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.47.
Фиг. 50 - конфигурация предпочтительного варианта 19 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 51 - пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.50.
Фиг.52 - другой пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.50.
Фиг.53 - другой пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.50.
Фиг. 54 - конфигурация предпочтительного варианта 20 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 55 - пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.54.
Фиг.56 - другой пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, показанной на Фиг.54.
Фиг. 57 - конфигурация предпочтительного варианта 21 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 58 - вид, показывающий изменение соотношения составляющих углеводородного растворителя, когда хранимый материал выпускается из контейнера для хранения при сверхкритическом состоянии и в состоянии совместного существования паровой и жидкой фаз.
Фиг. 59 - вид, показывающий соотношение составляющих углеводородного растворителя в выходном отверстии парожидкостного сепаратора, показанного на Фиг.57.
Фиг. 60 - вид, показывающий пример парожидкостного сепаратора, показанного на Фиг.57.
Фиг.61 - вид, показывающий другой примет парожидкостного сепаратора, показанного на Фиг.57.
Фиг. 62 - вид - показывающий другой пример парожидкостного сепаратора, показанного на фиг.57.
Фиг. 63 - вид, показывающий схему конфигурации для выпуска хранимого материала из контейнера для хранения в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 64 - вид, показывающий другую схему конфигурации для выпуска хранимого материала из контейнера для хранения в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг.65 - вид, показывающий связь между количеством раствора, оставшегося в контейнере для хранения и молярной плотностью метана в выпускаемом газе, когда хранимый материал выпускается из парофазной части контейнера для хранения.
Фиг.66 - вид, показывающий другую схему конфигурации для выпуска хранимого материала из контейнера для хранения в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 67А - вид, показывающий внутреннее состояние контейнера, когда контейнер для хранения в виде цилиндра загружается сжатым природным газом (CNG).
Фиг. 67В - вид, показывающий внутреннее состояние контейнера, когда контейнер для хранения в виде цилиндра загружается сжатым природным газом (CNG).
Фиг.68 - вид, показывающий пример контейнера для хранения, используемого для системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 69 - вид, показывающий пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.68.
Фиг. 70 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 71 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 72 - вид, показывающий пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.71.
Фиг.73 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.71.
Фиг. 74 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 75 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 76 - вид, показывающий пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.75.
Фиг.77 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.75.
Фиг. 78 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 79 - вид, показывающий пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.78.
Фиг.80 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.78.
Фиг.81 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.78.
Фиг.82 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.78.
Фиг. 83 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг. 84 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Фиг.85 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.84.
Фиг.86 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.84.
Фиг.87 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.84.
Фиг.88 - вид, показывающий другой пример модификации контейнера для хранения, показанного на Фиг.84.
Фиг. 89 - вид, показывающий другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Предпочтительные варианты выполнения изобретения
Предпочтительные варианты выполнения настоящего изобретения (здесь упомянутые как варианты выполнения) будут описаны ниже со ссылкой на чертежи.
Вариант выполнения 1
Варианты выполнения 1-9 системы для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению, относятся к области растворения метана или газа, основным компонентом которого является метан, такого как природный газ, в углеводородном растворителе и хранения газа на основе метана при высокой плотности в контейнере для хранения.
На Фиг. 1 показаны парожидкостные равновесные характеристики смешанного растворителя пропана и метана при 38oС. На Фиг.1, верхняя линия представляет собой линию жидкой фазы, а нижняя линия представляет собой линию паровой фазы. Как видно из Фиг.1, смешанный растворитель пропана и метана остается в жидком состоянии, пока мольное соотношение метана не составит 40%, мольное соотношение, при котором метан входит в паровое состояние. Когда молярный процент метана превышает границу 40%, выше которой он больше не остается в жидком состоянии, плотность хранимого метана снижается. Чтобы хранить метан высокой плотности в широком диапазоне температур, необходим как можно более широкий диапазон, в котором метан может оставаться в жидком состоянии.
На Фиг. 2 показаны парожидкостные равновесные характеристики смешанного растворителя бутана и метана при 71oС. В этом случае, можно видеть, что жидкое состояние метана поддерживается до тех пор, пока молярный процент метана в композиционном растворителе не составит около 60%.
Кроме того, на Фиг.3 показаны парожидкостные характеристики смешанного растворителя гексана и метана при 100oС. В этом случае, можно видеть, что метан может оставаться в жидком состоянии до тех пор, пока молярный процент метана в композиционной жидкости не составит около 70%.
Как видно, углеводород, имеющий больше атомов углерода (более высокое углеродное число), или, другими словами, углеводород, который является жидкостью при комнатной температуре, может лучше поддерживать жидкое состояние растворенного метана. Это свойство углеводорода, такого как гексан, который является жидкостью при комнатной температуре, поддерживается, даже если его смешивают с другими углеводородами, которые плохо сжижаются при комнатной температуре, например, пропан или бутан.
На Фиг.4 показаны парожидкостные характеристики при 38oС углеводородного растворителя, состоящего из пропана и 10% гексана, в котором растворяется метан. Как показано на Фиг. 4, жидкое состояние метана поддерживается до того, как молярный процент метана составит около 55%. По сравнению с Фиг.1, где используют углеводородный растворитель, состоящий из 100% пропана, на Фиг. 4 показан более широкий диапазон, в котором растворенный метан может оставаться в жидком состоянии, а углеводородный растворитель, включающий гексановый компонент (Фиг. 4), указывает более низкое давление для соответствующего уровня плотности метана. Это может происходить, поскольку гексан, углеводород, который является жидкостью при комнатной температуре, стабилизирует метан и пропан.
Аналогично, на Фиг.5 показывает парожидкостные равновесные характеристики, при 71oС, углеводородного растворителя, состоящего из бутана и 10% гексана, в котором растворяется метан. В этом случае, видно, что жидкое состояние метана поддерживается до того, как молярный процент метана составит около 70%. По сравнению с Фиг.2, где используется углеводородный растворитель, состоящий из 100% бутана, на Фиг.5 показан более широкий диапазон мольных соотношений метана, в котором метан может существовать в жидком состоянии, указывая более низкое давление для соответствующего уровня плотности метана. Таким образом, очевидно, что углеводородный растворитель, включающий 100% гексан является более стабильным в виде жидкости, чем 100%-ый бутановый углеводородный растворитель.
Таким образом, при использовании углеводородного растворителя, включающего углеводород, являющийся жидкостью при комнатной температуре, такой как гексан, жидкое состояние метана можно поддерживать в более широком диапазоне температур, и более широком диапазоне мольных соотношения метана. Поэтому, может храниться метан более высокой плотности, что может увеличить количество метана, который можно хранить. Следовательно, стабильный метан может храниться в большем количестве, даже если он используется в более широком диапазоне температур, например, для использования в моторном транспортном средстве.
Углеводородные растворители, состоящие из двух компонентом были описаны в качестве примеров, где подходящим образом можно использовать углеводородные растворители, состоящие из трех или более компонентом. Примеры углеводородов, которые не легко сжижаются при комнатной температуре, включают пропан, бутан и т.п. В качестве других органических растворителей, например, также можно использовать диметиловый эфир.
Вариант выполнения 2
Систему для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению можно использовать в моторном транспортном средстве, и в этом случае, предпочтительно, если бензин или легкое масло, которое обычно используется в качестве топлива в транспортном средстве, могли использоваться в качестве углеводородного растворителя для сжижения метана. Это позволит, например, использовать существующую вспомогательную инфраструктуру для моторных транспортных средств. Другим преимуществом является то, что для моторных транспортных средств с двигателем, работающем на двух видах топлива, конечно, бензин или легкое масло можно использовать в качестве топлива. Бензин представляет собой композиционную жидкость из углеводородов С5-С8. Легкое масло также представляет собой композиционную жидкость с углеводородами С7-С12. Было проверено, что бензин или легкое масло остается жидким и может достаточно сжижать метан в диапазоне температур в окружающей среде, в которой его используют.
На Фиг.6 показаны парожидкостные равновесные характеристики при 71oС бензина, в котором растворяется метан. Как видно из Фиг.6, жидкое состояние метана поддерживается до тех пор, пока молярный процент метана не составит около 80%. Поэтому в качестве углеводородного растворителя для сжижения и хранения метана, можно использовать бензин или легкое масло, как наиболее предпочтительные.
Вариант выполнения 3
На Фиг.7 показано поперечное сечение оборудования для использования предпочтительного варианта 3 выполнения системы для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению. Как показано на Фиг.1, контейнер 10 для хранения снабжен выходным отверстием 14 для паровой фазы, для выпуска метана из парофазной части 12 контейнера и выходным отверстием 18 для жидкой фазы, для выпуска углеводородного растворителя из жидкофазной части 16 контейнера. Выходное отверстие 18 для жидкой фазы расположено в дне контейнера 10 для хранения.
Оборудование выполнено для приема бензина или легкого масла в качестве углеводородного растворителя в жидкофазной части 16, показанном на Фиг.1, и хранения метана, растворенного в растворителе. Таким образом, оборудование может хранить бензин или легкое масло и в то же время метан, и поддерживать высокую плотность энергии в контейнере 10 для хранения. Кроме того, поскольку требуется только один контейнер 10 для хранения топлива, этот вариант выполнения является выгодным для использования в моторных транспортных средствах.
Поскольку метан хранится посредством растворения его в бензине или легком масле в этом варианте выполнения, метан в жидкой фазе может храниться при более низком давлении, чем, например, давление, при котором может храниться сжатый природный газ (CNG). Когда предполагают, что давление, требуемое для сжатия природного газа (CNG), должно составлять 200 Мпа - давление, предусмотренное Японскими правилами, и когда такое давление прикладывают, то большее количество энергии более высокой плотности может храниться при помощи способа согласно этому варианту выполнения.
При использовании метана, хранимого в контейнере 10 для хранения согласно этому варианту выполнения, газ, несущий около 90% метана с в общем постоянным соотношением составляющих, существующий в парофазной части 12 контейнера 10 для хранения, выпускается через выходное отверстие 14 для паровой фазы. Поскольку метан растворяется в углеводородном растворителе, содержащемся в жидкофазной части 16, когда газ выпускается из парофазной части 12, некоторое количество растворенного метана испаряется в парофазной части 12. Когда растворенный метан в жидкофазной части 16 израсходуется, контейнер повторно загружается метаном посредством вдувания метана в парофазную часть 12.
Важный признак этого варианта выполнения состоит в том, что углеводородный растворитель в жидкофазной части 16 может выпускаться через выходное отверстие 16 для жидкой фазы. Это позволяет непосредственно использовать бензин или легкое масло в качестве топлива, обеспечивая гибкий выбор используемых видов топлива.
Вариант выполнения 4
На Фиг.8 показано поперечное сечение оборудования для использования предпочтительного варианта 4 выполнения системы для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению. Как показано на Фиг.8, контейнер 10 для хранения снабжен входным отверстием 20 для метана, через которое метановый газ подается в парофвзную часть 12 и входное отверстие 22 для растворителя, через которое углеводородный растворитель проходит в жидкофазную часть 16. Кроме того, установлена мешалка 24 для перемешивания растворителя в жидкофазной части 16.
После того, как углеводородный растворитель подается через входное отверстие 22 для растворителя, входя в контейнер 10 для хранения и образуя жидкофазную часть 16, а метан подается через входное отверстие 20 для метана к парофазной части 12, метан начинает растворяться в углеводородном растворителе в жидкофазной части 16. Однако, метан не может быть достаточно растворен в жидкофазной части 16 только посредством повышения давления подачи метана. Для улучшения растворяемости метана, в растворитель могут вводиться пузырьки посредством продвижения метана непосредственно в жидкофазную часть 16. Однако, экспериментальные результаты показывают, что этот способ еще не обеспечивает достаточную растворяемость метана. Следовательно, в этом варианте выполнения, мешалка 24 устанавливается в контейнер 10 для хранения. Когда метан подают через входное отверстие 20 для метана, мешалка 24 может перемешивать углеводородный растворитель в жидкофазной части 16. Экспериментальные результаты показывают значительное улучшение растворяемости метана.
Таблица 1 показывает результаты растворяемости метана для трех случаев, в которых сжатый метан подается в контейнер, тогда как раствор перемешивается согласно способу по настоящему варианту выполнения; сжатый метан подается в контейнер, но раствор не перемешивается (подается от уровня над жидкостью); и сжатый метан подается непосредственно в жидкофазную часть 16 посредством барботирования.
Как можно видеть из Таблицы 1, когда метан подается в контейнер при перемешивании растворителя в жидкофазной части 16 посредством мешалки 24, согласно способу по настоящему варианту выполнения, растворяемость метана в углеводородном растворителе значительно повышается.
Например, даже для варианта 3 выполнения, в котором метан растворяется в бензине или легком масле, количество метана, подлежащего хранению, может увеличиться посредством установки мешалки 24 в контейнер 10 для хранения, как в этом варианте выполнения и перемешивания растворителя в жидкофазной части 16 при сжижении метана.
Вариант выполнения 5
На Фиг. 9 показано поперечное сечение оборудования для использования предпочтительного варианта 5 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
Как показано на Фиг.9, контейнер 10 для хранения может удерживать органический пористый материал 26. Этот органический пористый материал 26 может быть, например, губкой, выполненной из органического материала. Согласно этому варианту выполнения, через отверстие 22 для растворителя, углеводородный растворитель входит в контейнер 10 для хранения, в котором установлен органический пористый материал 26, при этом метан подается через входное отверстие 20. Органический пористый материал 26 занимает парофазовую часть 12 и жидкофазовую часть 16 контейнера 10 для хранения, таким образом обеспечивая сжижение и хранение больше метана с меньшим количеством углеводородного растворителя. Это возможно, поскольку сжижение метана посредством растворения в углеводородном растворителе происходит благодаря тому свойству, что молекулы метана притягиваются к молекулам углеводорода. Поэтому, когда контейнер 10 для хранения удерживает органический пористый материал 26, часть молекул метана также притягиваются к молекулам органического пористого материала 26. Это облегчает сжижение метана, и поэтому количество углеводородного растворителя может быть снижено.
Хотя весь объем контейнера 10 для хранения заполнен органическим пористым материалом 26 в примере, показанном на Фиг.9, органический пористый материал может занимать только пространство жидкофазной части 16, в которую подается углеводородный растворитель.
Если, например, используют бутан в качестве углеводородного растворителя, а метан растворяют в растворителе при 140 атм и 5oС, молярный процент бутана в композиционном растворителе будет составлять около 20%. Однако, если органический
пористый материал 26 установлен в контейнере 10 для хранения, молярный процент бутана может снижаться до около 14% при тех же условиях.
Вариант выполнения 6
Варианты выполнения, описанные выше используют способ сжижения и хранения метана, при котором метан растворяется в углеводородном растворителе, таком как пропан, бутан, пентан, гексан, или бензин или диметиловый эфир (DME). Когда метан растворяется в любом углеводородном растворителе, плотность метана, подлежащего хранению может дополнительно увеличиваться, если раствор метанорастворяющего углеводородного растворителя приведен в критическое состояние.
На Фиг.10 показаны кривые температуры-давления смешанных растворов метана и пропана при различных соотношениях. Как видно из Фиг.10, когда, например, сжатый метан подают в контейнер и растворяют в пропановом растворителе при 30oС, а давление подачи метана возрастает, критическая зона превышает приблизительно 93 атм, и раствор приводится в критическое состояние. На Фиг. 11 показана плотность хранимого метана при различных давлениях в течение процесса. Плотность хранимого метана представлена как количество растворенного метана в смешанном растворе метана и пропана. Как видно из Фиг.11, плотность хранимого материала в общем возрастает с повышением давления, хотя она немного падает около критического давления. Из Фиг.10 и 11, таким образом, видно, что больше метана может храниться путем подачи метана в контейнер при давлениях подачи до максимальных, и достижения растворения метана в критическом состоянии.
Далее описывается, как температурный фактор влияет на процесс растворения метана в различных углеводородных растворителях, когда метан подают в контейнер.
На Фиг. 12 показаны жидкофазные кривые различных видов углеводородных растворителей, в которых растворяется 80-моль% метана. Высокотемпературный конец каждый кривой указывает критическую точку соответствующего углеводородного растворителя. Как видно из Фиг.12, критические точки смещаются к более высокой температуре и давлению, при увеличении углеродного числа каждого углеводорода.
На Фиг.13 показана плотность хранимого материала в этих критических точках. Хотя кажется, что плотность хранимого материала снижается при увеличении углеродного числа на Фиг.13, это происходит вследствие различных температур в различных критических точках.
После того, как растворяемость метана отрегулирована, плотность метана в этих углеводородных растворах при фиксированной температуре 35oС показана на Фиг. 14, где этан выпускается, поскольку он больше не является жидким при этой температуре, даже если количество растворенного метана снижается. Как видно из Фиг.14, плотность хранимого метана с пентаном и гексаном выше, чем с другими углеводородами. Это происходит, потому что, критическая температура пентана и гексана превышает температуру пропана и бутана, а плотность хранимого материала в критическом состоянии может, в общем, поддерживаться при 35oС. При постоянной температуре, в частности в диапазоне температур, подходящих для практического применения около 0oС, метан более высокой плотности может храниться путем использования углеводорода с более высокой критической температурой, такого как пентан или гексан. Использование углеводорода с таким температурными характеристиками, чтобы разница между рабочей температурой и критической температурой была меньше, или критическая температура превышала рабочую температуру, предпочтительно для повышения плотности хранимого метана.
Хотя вышеуказанное описание предусматривало растворы, содержащие два компонента, можно использовать раствор, содержащий три и более компонентов.
На Фиг.15 показаны кривые температуры-давления, одна для композиционной жидкости, содержащей 20% бутана и 80% метана, а другая - для композиционной жидкости, содержащей 20% бутана, 16% этана и 64% метана. Как видно из Фиг. 14, раствор, содержащий три компонента, включающие добавку из 16% этана, имеет более высокую критическую температуру. Поскольку изменение углеводородных типов, смешанных с метаном, может, таким образом, изменить характеристики композиционного раствора, растворение метана может гибко регулироваться согласно использованию.
Вариант выполнения 7
Если смешивается метан и углеводород с углеродным числом 3 или выше, такой как пропан, бутан, пентан и гексан (С3-С6), метан растворяется в углеводороде и сжижается посредством связывающей энергии углеводорода. На Фиг. 16-19, соответственно, показаны характеристики смесей метана и каждого углеводорода, в которых растворяется метан при различных соотношениях, на основе связи температуры и давления. Как показано на этих чертежах, при каждом соотношении метана в каждой смеси, существует критическое состояние, в котором не происходит дальнейшего сжижения, даже при повышении давления.
Было обнаружено, что хранящийся метан в таком сверхкритическом состоянии может повысить плотность хранимого метана выше, чем когда простой метан хранится как сжатый газ (CNG). В смесях метана и углеводорода, атомы углеводорода уменьшают взаимное отталкивание атомов метана и действуют в качестве буферов.
На Фиг. 20 показаны измерения плотности метана и плотности пропана, которая изменяется при постепенном добавлении метана в пропановый растворитель при 35oС.
На Фиг.21 показана связь между плотностью энергии метан-пропановой смеси и мольным соотношением метана (%) при этом процессе. На Фиг.20 и 21, давление повышается при постепенном добавлении метана в пропановый растворитель, а жидкая фаза метан-пропановой смеси присутствовала перед тем, как давление достигло 80 атм. Когда метан добавляется дополнительно, и давление превышает 80 атм. , жидкая фаза смеси ограничивается и смесь переходит в сверхкритическое состояние. Молярный процент метана в жидкой фазе, при 80 атм., составлял 35%. В области повышения давления от 80 до 100 атм., для добавления метана, метан-пропановая смесь была нестабильной, и находилась в переходном состоянии от жидкой фазы к сверхкритическому состоянию.
Как показано на Фиг.20, в течение этих стадий, плотность хранимого метана возрастала до 90 атм., и снижалась только при 100 атм., точка, в которой было введено полное сверхкритическое состояние. Затем, давление повышалось, по мере того, как метановое соотношение в смеси возрастало, и плотность хранимого метана также увеличивалась. При 200 атм., достигнутых в процессе дальнейшего добавления метана, плотность хранимого метана достигала объемного соотношения V/V (хранимый газообразный объем при атмосферном давлении/хранимый объем)=220, при этом плотность хранимого пропана имела объемное соотношение V/V=50. По сравнению с плотностью хранимого газа CNG, составляющей V/V= 220 при 200 атм., можно заметить, что метан может храниться при более высокой плотности, при хранении в сверхкритическом состоянии.
Как показано на Фиг.21, когда молярный процент метана в смеси составляет 35%, при добавлении метана в пропановый растворитель, то есть давление достигло 80 атм. , начинается переход в сверхкритическое состояние. При этом переходном состоянии, мольное соотношение метана быстро возрастало и составляло 55%, когда давление достигло 100 атм., и было достигнуто полное сверхкритическое состояние. Дальнейшее добавление метана увеличило как мольное соотношение метана, так и давление. Молярный процент метана, составляющий 81,5% и молярный процент пропана, составляющий 18,5%, измеряли при давлении 200 атм. , достигнутом в процессе дальнейшего добавления метана. Изменение плотности энергии смеси при этом процессе также показано на Фиг.21, на которой видно, что плотность энергии падает при переходе в сверхкритическое состояние, ниже, чем плотность в состоянии жидкой фазы. После приведения смеси в сверхкритическое состояние, ее плотность энергии оставалась приблизительно постоянной, тогда как давление немного возросло. Это, однако, в 1,6 раз превышало плотность энергии метана в состоянии сжатого природного газа (CNG), поскольку пропановая составляющая смешивалась с метаном.
Такое явление аналогично наблюдалось, когда использовали другой, чем пропан, углеводород с углеродным числом 3 или выше. Это также справедливо, даже если смешивали композицию метан-этан, основным компонентом которой является метан, и углеводород с углеродным числом 3 или выше, поскольку свойства этана почти соответствуют свойствам метана. Поэтому, путем смешивания метана или углеводорода с углеродным числом 2 или ниже с метаном, являющимся основным компонентом, с углеводородом с углеродным числом 3 или выше, таким как пропан, бутан и т.д., так что количество первого составит 93%-35%, а количество последнего составит 7%-65%, и путем хранения полученной смеси в сверхкритическом состоянии, может сохраняться более высокая плотность метана и более высокая плотность энергии, достигнутая, как объяснено выше. Сверхкритическое состояние является, однако, нестабильным при переходе к этому состоянию, при добавлении метана к углеводороду с углеродным числом 3 или выше. Таким образом, необходимо использовать соотношения составляющих, при которых сверхкритическое состояние легко стабилизируется. В частности, смесь должна приготавливаться так, чтобы соотношение углеводорода с углеродным числом 3 или выше составляло от 7% до 45%, а соотношение метана или углеводорода с углеродным числом 2 или ниже, несущего метан в качестве основного компонента, составляло от 93% до 55%. Путем такого производства композиции метан-водород, смешанной согласно указанным диапазонам соотношений, и хранения ее в сверхкритическом состоянии, и плотность хранимого метана, и плотность энергии, могут возрастать.
Вариант выполнения 8
В предпочтительном варианте 8 выполнения настоящего изобретения, бутан используется в качестве углеводорода с углеродным числом 3 или выше. На фиг. 22 показаны изменения плотности бутана и плотности метана, когда метан постепенно добавляется в бутановый растворитель при 21oС. На фиг.23 показаны переходы плотности энергии смеси метана и бутана и молярный процент метана при этом процессе. Жидкая фаза смеси присутствует перед тем, как давление достигнет 120 атм., при добавлении метана. При дальнейшем добавлении метана, смесь входит в переходное состояние из жидкой фазы к сверхкритическому состоянию, которое является нестабильной областью. Это переходное состояние продолжается, пока давление не повысится до около 130 атм. Как показано на Фиг. 22, когда метан постепенно добавляется в бутановый растворитель, плотность хранимого метана повышается, поскольку давление повышается без воздействия изменения фазы от жидкой фазы до переходного состояния, и, в итоге, до сверхкритического состояния. При давлении 200 атм., при котором метан в дальнейшем добавляется для получения метан-бутановой смеси, после того, как смесь входит в сверхкритическое состояние, плотность хранимого метана достигла V/V=300, при этом плотность хранимого бутана составила V/V=55.
Как показано на Фиг.23, при давлении 123 атм., при котором метан добавляется для образования метан-бутановой смеси, жидкая фаза смеси присутствует с молярным процентом метена, составляющим 55%. При давлении 130 атм., при котором метан добавляется в дальнейшем, смесь входит в сверхкритическое состояние с молярным процентом метана, составляющим 73%. Внутреннее состояние системы становится стабильным при сверхкритическом состоянии. Как для случая, в котором использовали пропановый растворитель, в бутановом растворителе, смешанном с метаном, молярный процент метана быстро увеличивается, как только смесь входит в сверхкритическое состояние, приближая мольное соотношение метана к природному газу.
Плотность энергии метан-бутановой смеси, как показано на Фиг.23, снижается ниже, чем плотность энергии в состоянии жидкой фазы, когда смесь изменяется до сверхкритического состояния. После того, как установится сверхкритическое состояние, однако, его плотность энергии остается приблизительно постоянной, независимо от роста давления. Когда метан добавляется при наибольшем давлении 200 атм., молярный процент метана составил 84,5%, а молярный процент бутана - 15,5%. В то же время, плотность энергии смеси превышала в 2,1 раз плотность энергии природного газа.Даже когда бутан использовался в качестве растворителя, хранение метан-бутановой смеси в сверхкритическом состоянии могло увеличить плотность хранимого метана и плотность энергии.
Вариант выполнения 9
В предпочтительном варианте 9 выполнения настоящего изобретения, пропан использовался в качестве углеводорода с углеродным числом 3 или выше. На Фиг.16 показана связь температуры и давления метан-пропановой смеси, полученной путем растворения метана в пропане. Как видно из Фиг.16, для 80-моль% метана, его кривая точки росы не продолжается к области температуры 15o или выше, какое бы давление не прикладывали. Поэтому, метан-пропановая смесь не сжижается при любом давлении и может выпускаться из контейнера для хранения, с постоянным соотношением составляющих, при поддержании ее сверхкритического состояния или газообразного состояния.
Поэтому, когда пропан используется в качестве углеводорода с углеродным числом 3 или выше, можно использовать топливо, которое не сжижается даже при комнатной температуре.
Вариант выполнения 10
Вариант выполнения 10 и последующие варианты выполнения системы для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению относится к области поддержания постоянных мольных соотношений составляющих хранимого материала, когда материал выпускается из контейнера для хранения, для использования.
Для смешивания метана и углеводорода с углеродным числом 3 или выше, согласно вариантам выполнения 7-9, описанным выше, углеводород и метан подается в контейнер 10 для хранения, как показано на Фиг.24. В контейнере 10 для хранения, углеводород С углеродным числом 3 или выше, такой как пропан, бутан или пентан, сначала подают через загрузочную трубу 28, а затем в контейнер подают сжатый метан через загрузочную трубу 28. Поскольку загрузочная труба 28 соединена с дном контейнера 10 для хранения, как показано на Фиг. 24, метан барботируют через предварительно поданный жидкий углеводород. Это барботирование обеспечивает перемешивающий эффект и может ускорить переход жидкости в ее сверхкритическое состояние. В дополнение к барботированию, также может быть установлена мешалка 30 для перемешивания хранимого материала, являющегося метан-несущим углеводородом в контейнере 10 для хранения.
Сначала, жидкая фаза 16 и паровая фаза 12 присутствуют в контейнере 10 для хранения. Когда наступает сверхкритическое состояние при подаче метана в углеводород с углеродным числом 3 или выше, описанным выше образом, жидкая фаза 16 ограничивается. В сверхкритическом состоянии, соотношения составляющих элементов содержимого контейнера 10 для хранения, остаются постоянными, и, таким образом хранимый материал, содержащий постоянные соотношения составляющих может выпускаться. Средство приведения содержимого контейнера 10 для хранения в сверхкритическое состояние является примером средства регулирования композиции системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению.
На Фиг. 25 показан пример, в котором подвижный-корпусной-компонентный контейнер для хранения, установленный на подвижный корпус, такой как транспортное средство, загружается метан-несущим углеводородом в сверхкритическом состоянии, полученным с помощью способа, показанного на Фиг.24. На Фиг. 25, из углеводородного бака 32, заполненного углеводородом с углеродным числом 3 или выше, углеводород подается к смешивающему устройству 34. Затем, метан, накапливающийся в накопителе 38 метана, после сжатия до 200-250 атм., посредством нагнетателя высвобождается для вдувания в смешивающее устройство 34. Смешивающее устройство 34 снабжено специальной мешалкой, которая не показана. Метан-несущий углеводород, выполненный посредством такого смешивания метана с углеводородом с углеродным числом 3 или выше, и переведенный в сверхкритическое состояние при около 200 атм., накапливается в накопительном цилиндре 40 для композиционного газа. Загрузочное устройство 43 загружает подвижный корпусной компонентный контейнер для хранения метан-несущим углеводородом в сверхкритическом состоянии, накопленном в накопительном цилиндре 40 для композиционного газа.
Необходимо отметить, что современные заправочные станции часто имеют заправку для подачи газа, такую как 13А (тепловой эквивалент 12600-13800 (ккал/м3), скорость горения 35-47 (см/с), метан 88%, этан 6%, пропан 4%, I-бутан 0,8%, n-бутан 1,2%), причем можно использовать газ вместо метана.
Когда контейнер 10 для хранения, показанный на Фиг.24, постепенно загружается метан-несущим углеводородом, то есть смесью метана и углеводорода с углеродным числом 3 или выше, температура контейнера 10 для хранения повышается. Поскольку повышение температуры контейнера 10 для хранения вызывает снижение практической скорости загрузки, необходимо охлаждать контейнер 10 для хранения.
На Фиг.26 показан пример способа охлаждения контейнера 10 для хранения. На Фиг.26, охлаждающая труба 44 проходит вокруг контейнера 10 для хранения, и охлаждающая жидкость подается от трубы 46 подачи охлаждающей жидкости к охлаждающей трубе 44. Когда, например, 1001-бак использовали в качестве контейнера 10 для хранения и загружали газом, содержащим 83% метана и 17% бутана при температуре окружающей среды 25oС, и температуре охлаждающей жидкости 10oС, температура внутри бака поднималась до 30oС. Наблюдалось повышение температуры, максимум на 5oС от температуры окружающей среды. С другой стороны, когда бак загружали сжатым природным газом (CNG) при тех же условиях, наблюдалось повышение температуры внутри бака на около 25oС от температуры окружающей среды.
Метан-несущий углеводород, полученный согласно изобретению, таким образом, обеспечивал больший охлаждающий эффект, наиболее вероятно, как следствие свойства углеводорода, состоящего в том, что его жидкая фаза присутствует при более низком давлении и изменяется до сверхкритического состояния при повышении давления. Поэтому, жидкая фаза, присутствующая в баке при более низком давлении перед переходом в сверхкритическое состояние охлаждает бак, производя значительный охлаждающий эффект.
Вариант выполнения 11
На Фиг. 17 показана связь температуры и давления метан-бутановой смеси, полученной путем добавления метана в бутановый растворитель. Как показано на Фиг. 17, для 80% мольного соотношения метана, через его кривую точки. росы обнаружено некоторое давление при комнатной температуре, такой как 15oС. Поэтому, даже если метан-бутановая смесь в ее сверхкритическом состоянии сначала хранится в контейнере для хранения, газ будет сжижаться при некотором давлении, когда давление в контейнере понизится при использовании хранимого метана. Для такого соотношения метана, не обнаружено давления через его кривую точки росы в температурной области 60o или выше, это показывает, что метан сжижается, если давление падает при общих критериях применения.
Когда паровая и жидкая фазы присутствуют в контейнере 10 для хранения, как описано выше, плотность метана в каждой фазе является разной. В паровой фазе, метан является насыщенным, а в жидкой фазе бутан является насыщенным. Для выпуска такого метан-несущего углеводорода, так что соотношения его составляющих будут соответствовать соотношениям, установленным при выпуске смеси в ее сверхкритическом состоянии, комбинация парофазного компонента и жидкофазного компонента должна одновременно выпускаться при постоянном соотношении, а затем смешиваться вместе перед использованием. Посредством этого параллельного выпуска как паровой, так и жидкой фазы, может быть получено топливо, содержащее такие же соотношения составляющих, как предполагалось в его сверхкритическом состоянии, поскольку метановое соотношение, в целом, в контейнере 10 для хранения является таким же, как в углеводороде в его сверхкритическом состоянии.
Средство выпуска материала, хранящегося в контейнере 10 для хранения, посредством параллельного выпуска как в паровой, так и в жидкой фазе, и объединения выпускаемых материалов, является примером средства регулирования композиции, включенного в настоящее изобретение. Пример применения этого средства будет объяснен ниже.
На Фиг. 27 показан пример, в котором метан-несущий углеводород выпускается как из жидкофазной 16, так и из парофазной 14 частей контейнера 10 для хранения. В этом случае, поскольку плотность жидкой фазы 16 превышает плотность паровой фазы 12, диаметр одной линии выпускного трубопровода 48 из жидкой фазы 16 должен быть меньше диаметра другой линии выпускного трубопровода 48 из паровой фазы 12 для компенсации разницы. Метан-несущий углеводород, выпускаемый из жидкой фазы 16, и тот же углеводород, выпускаемый из паровой фазы 12, смешиваются вместе в выпускном трубопроводе 48, регулируемом в отношении давления, посредством регулятора 50 давления, и подаются к другой системе, в которой используются в качестве топлива.
Например, для метан-несущего углеводорода, содержащего 17% мольного соотношения бутана и 83% мольного соотношения метана, возникает разделение пара и жидкости при около 21oС и 130 атм. Для такого образца, диаметр одной линии выпускного трубопровода 48 от жидкой фазы 16 должен составлять около двух третей диаметра другой линии выпускного трубопровода 48 от паровой фазы 12. Затем соотношения составляющих метан-несущего углеводорода, выпускаемого из контейнера 10 для хранения будет эквивалентно соотношениям, установленным при выпуске в сверхкритическом состоянии. Обратный клапан 49 установлен на каждой линии выпускного трубопровода 48, чтобы предотвратить возвращение выпускаемого топлива в контейнер 10 для хранения.
На Фиг.28 показан один пример модификации способа выпуска метан-несущего углеводорода из контейнера 10 для хранения. На Фиг.28, мешалка 52 установлена на выпускном трубопроводе 48 вдоль пути к другой системе. С помощью этой мешалки 52, метан-несущий углеводород, выпускаемый из жидкой фазы 16 и тот же углеводород, выпускаемый из паровой фазы 12, могут достаточно смешиваться вместе, так что может быть получено однородное топливо. Примерная возможная структура мешалки 52 представляет собой множество лопастей, установленных на несущем валу. Поскольку этот тип мешалки вращается посредством выпускного давления метан-несущего углеводорода, не требуется никакого дополнительного источника энергии.
На Фиг. 29 показан другой пример модификации способа выпуска метан-несущего углеводорода из контейнера 10 для хранения. На Фиг.29, нагревательная камера 54 установлена на выпускном трубопроводе на пути к другой системе. В этой нагревательной камере 54, метан-несущий углеводород, смешиваемый после выпуска из жидкой фазы 16 и паровой фазы 12 контейнера 10 для хранения, нагревается и смешивается. На этой стадии может полностью испаряться жидкость, содержащаяся в метан-несущем углеводороде. Таким образом, можно получить хорошо смешанный метан-несущий углеводород с даже более однородной композицией.
Нагревательная камера 54 может быть расположена сверху или снизу регулятора давления 54. В качестве источника тепла этой нагревательной камеры 54 можно использовать, например, охлаждающую жидкость двигателя. Это подходит для установки температуры в нагревательной камере 54, чтобы попасть в диапазон от 40 до 60oС.
Кроме того, на Фиг.30 показан другой пример модификации способа выпуска метан-несущего углеводорода из контейнера 10 для хранения. На Фиг.30, жидкий метан-несущий углеводород, выпускаемый из жидкой фазы 16, переносится к нагревательной камере 54, где он испаряется. Путем смешивания полученного таким образом испаряющегося газа и газообразного метан-несущего углеводорода, выпускаемого из паровой фазы 12, при заданном соотношении, топливо с постоянными соотношениями составляющих может подаваться к другой системе, такой как двигатель, в котором оно используется. В таком случае, соотношение испаряющегося газа, полученного из нагревательной камеры 54 к газообразному метан-несущему углеводороду, выпускаемому из паровой фазы 12 контейнера 10 для хранения необязательно должно составлять при смешивании 1:1, но должно быть установлено соответствующим образом, с рассматриваемыми соотношениями составляющих. Это может в большей степени стабилизировать соотношения составляющих метан-несущего углеводорода.
Жидкий метан-несущий углеводород, выпускаемый из жидкой фазы 16, после регулирования его выпускаемого объема посредством клапана 56, проходит через обратный клапан 59 к нагревательной камере 54. Нагревательная камера 54, температура в которой устанавливается в диапазоне от 40oС до 60oС, посредством, например, охладителя двигателя, испаряет метан-несущий углеводород, проходящий в нее. Углеводород, испаряемый в нагревательной камере 54, после регулирования давления посредством одного регулятора давления 50, смешивается с газообразным метан-несущим углеводородом, который был выпущен из паровой фазы 16 и также регулировался в отношении давления посредством другого регулятора давления 50. С помощью этих регуляторов давления 50, давление для высвобождения испаренного газа, полученного в нагревательной камере 54 и газа, выпускаемого из паровой фазы 12 контейнера 10 для хранения, должно регулироваться соответствующим образом. Этими объемами газа, таким образом, управляют при определенном соотношении, как описано выше, так что метан-несущий углеводородный газ может быть получен с такими же соотношениями составляющих, как объяснено для материала в целом в контейнере 10 для хранения. Кроме того, мешалка 52, установленная на выпускной трубопровод 48 на пути к другой системе, может обеспечить однородность газовой композиции.
Кроме того, на Фиг.31 показан другой пример модификации способа выпуска метан-несущего углеводорода из контейнера 10 для хранения. На Фиг.31 показан дополнительно установленный поплавок 55, чтобы определять жидкую фазу в контейнере 10 для хранения. Поскольку поплавок 55 плавает на поверхности жидкости, количество жидкости в контейнере 10 для хранения может быть определено путем определения вертикального перемещения поплавка. Датчик положения 60 определяет положение поплавка 58 и подает значение на вычислительный элемент 62. Поплавок 58 г датчик положения 60 и вычислительный элемент 62 вместе образуют детектор количества жидкости в настоящем изобретении.
Кроме того, датчик давления 66 прикреплен к соплу парофазовой части 64 для выпуска газообразного метан-несущего углеводорода из паровой фазы 12 контейнера 10 для хранения. Выходной сигнал этого датчика давления 62 является также входным сигналом для вычислительного элемента 62.
Когда жидкая фаза 16 определяется путем определения положения поплавка 58, вычислительный элемент 62 вычисляет количество полученной жидкости, на основе выходного сигнала датчика положения 60. В то же время, датчик давления 66 определяет давление в паровой фазе 16. Его выходной сигнал, вместе с температурой, определяемой термометром (не показан), подается на вычислительный элемент 62, где вычисляется количество метан-несущего углеводорода в жидкой фазе. Оставшееся количество в контейнере 10 для хранения может, таким образом, определяться с большой точностью. Поскольку соотношения составляющих исходного топлива в контейнере 10 для хранения заранее известны, соотношения составляющих в жидкой фазе 16 и паровой фазе 12 может быть вычислено, исходя из температуры при измерении.
На основании вычисленных таким образом соотношений составляющих в жидкой фазе 16 и паровой фазе 12, газообразный и жидкий метан-несущие углеводороды выпускаются соответственно из сопла парофазовой части 64 и сопла жидкофазовой части 68, при соответствующем соотношении. Путем объединения этих углеводородов вместе, может быть получено топливо с такими же соотношениями составляющих, как установлено, при выпуске его в сверхкритическом состоянии.
Вышеупомянутый способ был объяснен, исходя из предположения, что давление в контейнере 10 для хранения снижается вследствие выпуска метан-несущего углеводорода из контейнера 10 для хранения, и в результате, сверхкритическое состояние углеводорода изменяется до жидкой фазы 16. Однако, для углеводородов, содержащих заданное метановое соотношение, такое как, например, показано на Фиг.17, 18 и 19, при определенной температуре, или выше, углеводороды не будут находиться в жидкой фазе. Когда контейнер 10 для хранения нагревают посредством, например охладителя двигателя, выпускаемого из системы двигателя, для прохождения через охлаждающую трубу 44 на контейнере 10, показанную на Фиг.26, сверхкритическое состояние можно поддерживать, даже если давление в контейнере 10 для хранения падает. Метан-несущий углеводород, имеющий постоянные соотношения составляющих может, таким образом выпускаться в его сверхкритическом состоянии, исключая необходимость раздельного выпуска углеводорода из жидкой фазы 16 и паровой фазы 12. Для регулирования температуры, чтобы поддерживать сверхкритическое состояние в контейнере 10 для хранения, предпочтительно использовать охладитель двигателя, как описано выше. Поскольку температура охладителя двигателя, подаваемого из системы двигателя обычно составляет около 90oС, при использовании бутана в качестве углеводорода, 70-80%-ый диапазон молярных соотношений метана обеспечит выпуск метан-несущего углеводорода, предотвращая возникновение жидкой фазы 16.
Охлаждающая труба 44, является одним примером средства регулирования композиции, включенным в настоящее изобретение.
Вариант выполнения 12
На Фиг. 32 показан пример контейнера 10 для хранения, который используется в системе для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению. На Фиг.32, определенный углеводород и метан подают через загрузочную трубу 28, соединенную с дном контейнера для хранения, и смешивают. Поскольку загрузочная труба 28 прикреплена к дну контейнера 10 для хранения, жидкий углеводород должен подаваться первым. Сжатый метан или газ, основным компонентом которого является метан барботируют при подаче в углеводород, производя перемешивающий эффект и облегчая переход в сверхкритическое состояние. Кроме того, в месте соединения загрузочной трубы 28 и контейнера 10 для хранения, установлено перемешивающее лопастное устройство 70, которое вращается с помощью давления, выпускаемого при вдувании метана или газа, основным компонентом которого является метан, дополнительно улучшая перемешивающий эффект.
На Фиг.33 показан другой пример контейнера 10 для хранения, который используется в системе для сжижения и хранения газа на основе метана. В примере, показанном на Фиг.33, контейнер 10 для хранения поставлен на его край. Поэтому когда углеводородная жидкость для растворения метана поступает в контейнер 10 для хранения, уровень жидкости возрастает быстрее, приводя к более легкому выделению метана в виде пузырьков. Кроме того, перемешивающее лопастное устройство 70 может быть установлено в месте соединения загрузочной трубы 28 и контейнера 10 для хранения, как показано на Фиг.32.
Загрузочная труба 28 и перемешивающее лопастное устройство 70 являются примером перемешивающего средства, включенного в настоящее изобретение.
Поскольку загрузочная труба прикреплена к дну контейнера 10 для хранения, она также функционирует в качестве одной линии выпускного трубопровода от жидкой фазы 16. На верхней части контейнера 10 для хранения, другая линия выпускного трубопровода 48 от паровой фазы 12 также прикреплена к контейнеру. Поэтому, если метан-несущий углеводород в его сверхкритическом состоянии, хранящийся в контейнере 10 для хранения, изменяется до жидкой фазы вследствие снижения давления, газообразный и жидкий углеводороды могут выпускаться соответственно через верхнюю линию и нижнюю линию выпускного трубопровода 48. Затем, углеводороды, выпускаемые раздельно, могут смешиваться вместе согласно способу, как описано в варианте выполнения 11, и может быть получен метан-несущий углеводород с равномерными соотношениями его составляющих.
Когда контейнер 10 для хранения поставлен на его край, как в этом варианте выполнения, место установки можно использовать более эффективно, как при установке на моторное транспортное средство.
На Фиг.34 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению. На Фиг.34, контейнер для хранения представляет собой бак, положенный на бок. Аналогично примеру на Фиг.31, этот контейнер 10 для хранения снабжен соплом жидкофазовой части 68 для выпуска жидкого мета-несущего углеводорода из жидкой фазы 16, и соплом парофазовой части 64 для выпуска газообразного метан-несущего углеводорода из паровой фазы 12. Сопло парофазовой части 64 соответствует верхней линии выпускного трубопровода, показанного на Фиг.33, а сопло жидкофазовой части 68 соответствует нижней линии выпускного трубопровода, показанного на Фиг.33. Когда углеводород в его сверхкритическом состоянии изменяется до жидкой фазы 16, газообразный и жидкий углеводороды могут выпускаться, соответственно, из сопла парофазовой части 64 и сопла жидкофазовой части 68. Путем соответствующего смешивания составляющих, может быть получен метан-несущий углеводород с такими же соотношениями составляющих, как установлено при его выпуске в сверхкритическом состоянии.
Контейнер 10 для хранения согласно этому примеру загружается углеводородом и метаном посредством поступления через сопло жидкофазовой части 68. Сначала, конкретная углеводородная жидкость должна поступать в контейнер 10 для хранения через сопло жидкофазовой части 68, а затем сжатый метановый газ подают в контейнер 10 для хранения через то же сопло 68. На сопло жидкой фазы 68 установлены перемешивающие лопастные устройства 70, на насадках для впрыска углеводорода и метана. Когда газообразный метан подают в жидкий углеводород, перемешивающие лопастные устройства 70 вращаются с помощью давления, высвобождаемого от сжатого метана, таким образом, улучшая перемешивающий эффект и облегчая переход в сверхкритическое состояние. Это также подходит для установки нескольких перемешивающих лопастных устройств 70, как показано на Фиг.34,
На Фиг.35 показан пример перемешивающего лопастного устройства 70, показанного на Фиг.34. На Фиг.35, перемешивающее лопастное устройство 70 является устройством шарикоподшипникового типа. Шарикоподшипник 76 установлен между наружной дорожкой 72 и внутренней дорожкой 74, так что эти дорожки могут вращаться относительно друг друга. Внутренняя дорожка 74 вмещает несколько лопастей, которые вращаются с внутренней дорожкой 74, когда вдуваемый метановый газ толкает их. Лопасти 74, снабженные внутренней дорожкой 74 могут, таким образом, эффективно перемешивать жидкость в контейнере 10 для хранения, когда они вращаются посредством высвобождения давления от сжатого метана. Не требуется никакой дополнительной энергии для вращения лопастей, поскольку давление сжатого метана является энергией для вращения лопастей.
Вариант выполнения 13
На Фиг.36 показана конфигурация для использования системы для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. На Фиг.36, стационарный контейнер 80 для хранения хранит углеводород с углеродным числом 3 или выше и метан или углеводород с углеродным числом 2 или ниже, содержащий метан в качестве основного компонента, в сверхкритическом состоянии. Этот стационарный контейнер 80 для хранения установлен на стационарное рабочее место для подачи метан-несущих углеводородов к подвижным объектам.
Загрузочное устройство 42 соединено со стационарным контейнером 80 для хранения, и через это загрузочное устройство, подвижный-корпусной-компонентный контейнер 84 для хранения, установленный на подвижном корпусе, таком как моторное транспортное средство, загружается метан-несущим углеводородом в сверхкритическом состоянии. Подвижный-корпусной-компонентный контейнер 84 для хранения может, таким образом, загружаться таким углеводородом в сверхкритическом состоянии.
Поскольку подвижный-корпусной-компонентный контейнер 84 для хранения загружается метан-несущим углеводородом, давление в стационарном контейнере 80 для хранения снижается. Как показано выше на Фиг.16-19, различные метан-несущие углеводороды, каждый из которых получен путем смешивания метана с различными углеводородами, могут сжижаться при определенных температурах и давлениях, согласно молярному проценту метана. Когда, в сверхкритическом состоянии, давление снижается при определенной температуре, уровень давления пересекает кривую точки росы при определенной температуре, при которой начинается жидкая фаза. Когда, например, смешивают бутан и метан, 80-моль% метан-несущего углеводорода остается в сверхкритическом состоянии при 20oС и 140 атм., или выше, но входит в жидкое состояние, когда давление падает ниже 140 атм.
Для поддержания смеси в стационарном контейнере 80 для хранения в сверхкритическом состоянии, когда некоторое количество метан-несущего углеводорода в контейнере используется для загрузки подвижного-корпусного-компонентного контейнера 84 для хранения, может потребоваться повторная загрузка контейнера, чтобы покрыть соответствующий недостаток. Стационарное рабочее место, включенное в настоящее изобретение, снабжено смешивающим устройством 34 и поршнем 86 для загрузки стационарного контейнера 80 для хранения. К поршню 86 присоединены труба 88 подачи метана и труба 86 подачи бутана. Труба 90 подачи бутана не ограничивается бутаном, но альтернативно может использоваться для подачи соответствующего углеводорода с углеродным числом 3 или выше. Мешалка 92 установлена на смешивающее устройство 34.
С помощью смешивающего устройства 34 и поршня 86, метан-несущий углеводород в сверхкритическом состоянии подается к стационарному контейнеру 80 для хранения следующим образом. Сначала, метан и бутан подаются к поршню 86 через соответствующую трубу 88 подачи метана, и трубу 90 подачи бутана, а поршень 86 продвигает их в смешивающее устройство 34. Эта операция повторяется до тех пор, пока давление в смешивающем устройстве 34 не станет достаточно большим, для приведения смеси метана и бутана в критическое состояние, тогда как мешалка 92 перемешивает содержимое смешивающего устройства 34, чтобы ускорить переход в сверхкритическое состояние. Затем метан-несущий углеводород, пришедший в сверхкритическое состояние в смешивающем устройстве 34, подается к стационарному контейнеру 80 для хранения. Конечно, можно использовать другой углеводород с углеродным числом 3 или выше, вместо бутана.
Когда давление, при котором метан-несущий углеводород хранится в подвижном-корпусном-компонентном контейнере 84 для хранения составляет около 200 атм., давление в стационарном контейнере 80 для хранения должно поддерживаться при около 250 атм. Поэтому, необходимо подавать метан-несущий углеводород к стационарному контейнеру 80 для хранения, чтобы покрывать недостаток содержимого, так чтобы поддерживать вышеупомянутое давление.
На Фиг. 37 показан пример модификации вышеописанной схемы для использования системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению. На Фиг.37, смешивающее устройство 34 и поршень 86 объединены в один блок. В этой конфигурации, мешалка 92 обычно расположена снаружи смешивающего устройства 34 и втягивается в смешивающее устройство 34, когда необходимо перемешать содержимое смешивающего устройства 34. Когда мешалка 92 расположена снаружи смешивающего устройства 34, заслонка 94 закрывает вход для мешалки 92. Метан-несущий углеводород подается к стационарному контейнеру 80 следующим образом: метан и бутан соответственно подается через трубу 88 подачи метана и трубу 90 подачи бутана к смешивающему устройству 34, мешалка 92 перемешивает содержимое смешивающего устройства 34 и удаляется из смешивающего устройства 34, и поршень 86 проталкивает метан-несущий углеводород в сверхкритическом состоянии в стационарный контейнер 80 для хранения. Предпочтительно можно использовать другой, чем бутан, углеводород с углеродным числом 3 или выше. В этой модификации, давление в стационарном контейнере 80 для хранения должно поддерживаться порядка 250 атм.
В процессе повышения давления, когда поршень 86 сжимает метан-несущий углеводород, некоторый уровень давления пересекает кривую точки росы, когда появляется жидкая фаза углеводорода. На Фиг.38 показана связь температуры и давления метан-бутановой смеси, которая соответствует связи, показанной на Фиг. 17. На Фиг.38, когда давление повышается при 30oС, уровни давления 20 атм. , и 140 атм пересекают кривую точки росы. Следовательно, при этой температуре, жидкая фаза существует в области от 20 атм до 240 атм. Этот нежелательный эффект сжижения метан-несущего углеводорода может быть уменьшен путем использования двух стадий сжатия метан-бутанового смешанного газа. Сначала, должно осуществляться быстрое сжатие от менее 20 атм., например, точка А, до более 140 атм., например, точка В, затем должно осуществляться и протекать при втором сжатии от точки В до 250 атм. Метан-несущий углеводород, подвергающийся двум или более стадиям сжатия может более легко сжиматься до высокого давления. Этого можно достичь путем установки нескольких поршней 86 в линию, вдоль которой метан-несущий углеводород подают к стационарному контейнеру 86 для хранения.
Когда подвижный-корпусной-компонентный контейнер 84 для хранения, установленный на подвижном корпусе 82, показанном на Фиг.36 и 37, загружается метан-несущим углеводородом, необходимо измерять количество его загрузки. Однако, как показано на Фиг.38, метан-несущий углеводород может, в зависимости от температуры и давления, сжижаться. Для получения точных измерений, количество загрузки должно измеряться в сверхкритическом состоянии; не должно происходить возникновение жидкой фазы. Необходимо управлять температурой и давлением в загрузочном устройстве 42 для предотвращения возникновения жидкой фазы в загрузочном устройстве 42, Предпочтительно, чтобы загрузочное устройство 42 было снабжено нагревательным средством (не показано), так чтобы сверхкритическое состояние могло поддерживаться, даже при падении давления загрузки, которое может рассматриваться, как эквивалентное давлению в стационарном контейнере 80 для хранения.
Поршень 86 и смешивающее устройство 43 образуют инжекционное оборудование, включенное в настоящее изобретение.
Вариант выполнения 14
Метан, хранящийся в сверхкритическом состоянии при помощи системы для сжижения и хранения газа на основе метана можно использовать для подачи энергии к, например, топливным элементам. Поскольку способ хранения метана согласно изобретению позволяет хранить метан более высокой плотности, емкость бака, например, для применения в моторном транспортном средстве, приводимом топливными элементами, и впоследствии такое транспортное средство может быть выполнено более компактным посредством более легкой конструкции топливной системы.
На Фиг. 39 показан процесс преобразования метан-несущего углеводорода (метан-несущего бутана), предназначенного для использования в топливных элементах, предполагающий, что углеводород был получен путем растворения метана в бутане. На Фиг. 39, в преобразующем устройстве, метан и бутан раздельно распадались на составляющие, и выделялся водород. Когда, например, моторное средство, приводимое в действие топливными элементами, проходило 600 км, требовалось 4 кг водорода, 4 моля водорода извлекали из одного моля бутана. Для извлечения 4 кг водорода из метан-несущего бутана с соотношениями составляющих элементов, показанными на Фиг.39 (метан V/V=310, бутан V/V=70), требуется 21 литр водорода в сверхкритическом состоянии. В таблице 2 показано расчетное количество метанола, требуемого для моторного транспортного средства для прохождения 500 км и соответствующее количество метана.
Как видно из Таблицы 2, 41 литр метанола требуется для пробега 500 км транспортного средства. Когда, однако, метан-несущая бутановая смесь, полученная путем растворения метана в бутане, и хранящаяся в ее сверхкритическом состоянии, используется в качестве топлива для топливных ячеек, транспортное средство может проходить 500 км только на 21 литре топлива. Таким образом, меньший бак является достаточным для хранения метан-несущего бутанового топлива, для прохождения соответствующего расстояния.
В системе для сжижения и растворения газа согласно изобретению, метан хранится после растворения в углеводороде с углеродным числом 3 или выше, таком как пропан, бутан и т.д. Поскольку углеводород, такой как пропан и бутан распадается на составляющие легче, чем метан, реакция преобразования для извлечения водорода может осуществляться при более низкой температуре. Например, при паровом преобразовании метана требуется температура около 900oС, при этом метан, растворенный в бутане и хранящийся в сверхкритическом состоянии может распадаться на составляющие для преобразования при около 700oС. Следовательно, тепловые потери водорода могут быть снижены, и преобразование может осуществляться с более высокой эффективностью.
Из-за более низкой температуры для парового преобразования для метан-несущего углеводорода, хранящегося посредством системы согласно изобретению, вода, используемая для преобразования может быть легко удалена и количество воды, подаваемой для парового преобразования может быть снижено в большей степени.
На Фиг.40 показано три вида подачи электроэнергии и их общую эффективность: производство электроэнергии на электростанциях, обычно, теплоэлектростанциях, где природный газ используется в качестве исходного материала для производства электроэнергии; сжатый природный газ (CNG) преобразуется и подается к топливным элементам (FC); и природный газ, хранящийся в сверхкритическом состоянии посредством хранения метана
согласно изобретению, преобразуется и подается к FC. Как можно видеть на Фиг. 40, посредством способа снабжения топливных элементов метан-несущим углеводородом в сверхкритическом состоянии, хранящимся с помощью способа хранения метана согласно изобретению, можно достичь самой высокой общей эффективности производства электроэнергии, поскольку углеводород, хранящийся согласно изобретению может быть преобразован с более высокой эффективностью, как объяснено выше.
Вариант выполнения 15
На Фиг.41 показана, в качестве предпочтительного варианта 15 выполнения настоящего изобретения, схема конфигурации контейнера 10 для хранения и оборудование для снабжения контейнера 10 для хранения углеводородом с углеродным числом 3 или выше и метаном или углеводородом с углеродным числом 2 или ниже, несущим метан в качестве основного компонента. На Фиг.41, камера 96 соединена с контейнером 10 для хранения через обратный клапан 49. К камере 96 присоединены две трубы. Одна из них является трубой 98 подачи растворителя для подачи углеводорода с углеродным числом 3 или выше, а другая является трубой 100 подачи метана для подачи метана или углеводорода с углеродным числом 2 или ниже, и имеющего метан в качестве основного компонента.
Когда, из контейнера 10 для хранения, метан-несущий углеводород подается к топливной системе пользователя, такой как топливные элементы, как метан, так и углеводород с углеродным числом 3 или выше в контейнере 10 для хранения, уменьшаются. Таким образом, контейнер 10 для хранения должен пополняться как метаном, так и углеводородом с углеродным числом 3 или выше. Из-за его свойств при высоком давлении, даже если метан или углеводород с углеродным числом 2 или ниже, несущий метан в качестве основного компонента, сжимается до более, чем 200 атм., так что будет поддерживаться сверхкритическое состояние внутри контейнера 10 для хранения, контейнер 10 может быть достаточно загружен. С другой стороны, для углеводорода с углеродным числом 3 или выше, контейнер для хранения также может быть загружен, при приложении к нему высокого давления, но обычно возникают трудности, включающие проблему сжижения, когда углеводород, имеющий больше атомов углерода, сжимается до высокого давления.
Поэтому в настоящем варианте выполнения, камера 96 сначала снабжается, через трубу 98 подачи растворителя, заданным количеством углеводорода с углеродным числом 3 или выше при низком давлении. Затем, контейнер 10 для хранения загружается метаном под высоким давлением, через трубу 100 подачи метана и через камеру 96. Когда контейнер 10 для хранения загружен метаном, углеводород с углеродным числом 3 или выше, который был предварительно инжектирован в камеру, переносится метаном. Таким образом, можно избежать приложения высокого давления к углеводороду, и контейнер 10 для хранения может легко загружаться.
Камера 96 соответствует временно загружаемому контейнеру, включенному в настоящее изобретение.
Вариант выполнения 16
Когда бутан используется в качестве углеводорода с углеродным числом 3 или выше, а природный газ, такой как 13А растворяется в бутане и приводится в сверхкритическое состояние, соотношения составляющих элементов этой смеси являются такими, как показано в сверхкритической области на фиг.42. Эти соотношения являются соотношениями составляющих газа, подлежащего выпуску из контейнера 10. Когда сверхкритическое состояние изменяется до состояния, в котором совместно существуют паровая и жидкая фазы (область жидкая фаза+паровая фаза, показанная на Фиг.42), смесь становится насыщенной бутаном в жидкой фазе, и, следовательно, газ в парофазовой части состоит из большего количества метана и меньшего количества бутана. В примере на Фиг.42, показано состояние совместного присутствия паровой и жидкой фаз при 21oС, в котором n-бутановое соотношение является более или менее стабильным при 7%. Затем, было обнаружено, что, если n-бутановое соотношение в контейнере 10 для хранения сначала отрегулировано до 7%, то можно поддерживать приблизительно постоянные соотношения составляющих газа, либо в парофазовой части, в состоянии совместного существования паровой и жидкой фаз, либо в сверхкритическом состоянии, как показано на Фиг.43. Поэтому, предпочтительно устанавливать соотношения составляющих метан несущего углеводорода, которым загружается контейнер 10 для хранения, равными соотношениям составляющих, которые существуют в парофазовой части в состоянии совместного существования паровой и жидкой фаз в контейнере. Таким образом, метан-несущий углеводород с приблизительно постоянными соотношениями составляющих может выпускаться из парофазовой части контейнера 10 для хранения в состоянии совместного присутствия паровой и жидкой фаз, или из контейнера 10 для хранения, в сверхкритическом состоянии.
Для примера, показанного на Фиг.43, составляющими углеводорода являются 82,2% СН4, 6% С2Н6, 4% С3Н8, 0,8% i-C4H10, и 7% n-С4Н10. Либо в сверхкритическом состоянии, либо в состоянии совместного присутствия паровой и жидкой фаз контейнера 10 для хранения, соотношения составляющих хранящегося материала, подлежащего выпуску из контейнера 10, могут поддерживаться приблизительно постоянными, предотвращая неблагоприятное воздействие на характеристики горения двигателя на транспортном средстве потребителя.
Вариант выполнения 17
На Фиг.44 показано изменение соотношения метановой составляющей в топливе, подаваемом из контейнер 10 для хранения, в котором бутан и метан хранили при соотношении бутан-метан, составляющем 20:80, в течение одного периода, когда топливо в сверхкритическом состоянии подается к топливной системе потребителя на транспортном средстве, и другого периода, когда метан-несущий углеводород подается в качестве топлива от парофазной части 12 в состоянии совместного присутствия паровой и жидкой фаз. При сверхкритическом состоянии, в котором подается топливо, соотношение метановой составляющей в хранимом материале, выпускаемом из контейнера 10 для хранения, является постоянным, и, таким образом, соотношения составляющих метан-несущего углеводорода, оставшегося в контейнере для хранения также поддерживаются постоянными.
С другой стороны, когда сверхкритическое состояние изменяется до состояния совместного присутствия парового и жидкого состояний, в результате изменения давления и температуры, и хранящийся материал подается из парофазовой части 12 контейнера 10 для хранения, соотношение метановой составляющей может увеличиться, как показано на Фиг.44. В результате, изменяется метановое соотношение в метан-несущем углеводороде, оставшемся в контейнере 10 для хранения. Даже когда контейнер 10 для хранения, в котором изменялось метановое соотношение, содержит топливо с постоянными соотношениями составляющих бутана-метана, составляющими 20:80, соотношения составляющих топлива в контейнере 10 для хранения становится отличным от соотношений при начальной загрузке. Следовательно, возникают проблемы, при которых метановое соотношение в топливе, подаваемом к топливной системе потребителя, не может поддерживаться постоянным, и метан высокой плотности не может храниться при оптимальном соотношении в контейнере 10 для хранения.
Чтобы противостоять этому эффекту, можно использовать следующие стадии: измерение количества и соотношений составляющих метан-несущего углеводорода (топлива), оставшегося в контейнере 10 для хранения: на основании измеренных данных, контейнер 10 для хранения снабжают, на газозаправочной станции, в качестве средства подачи топлива, углеводородным растворителем, таким как бутан, и газом, таким как природный газ, основным компонентом которого является метан, так что соотношения составляющих топлива в контейнере 10 для хранения будут равны соотношениям, при подаче исходного топлива.
На Фиг.45 показана схема конфигурации для использования варианта 17 выполнения, в котором контейнер 10 для хранения может быть снабжен метаном и углеводородом, описанным выше образом. На Фиг.45, когда контейнер 10 для хранения, на стороне транспортного средства, снабжается топливом со стороны подачи топлива, средство определения условий в контейнере 102 для хранения измеряет соотношения составляющих метан-несущего углеводорода, хранящегося в контейнере 10 для хранения, и количество углеводородного растворителя, и посылает измеренные данные на средство управления 114 соотношениями на стороне подачи топлива. Это средство определения условий в контейнере 102 для хранения, таким образом, содержит информационное средство определения состава композиции для определения соотношений составляющих хранимого материала в контейнере 10 для хранения, и количества углеводородного растворителя, и передающее средство для передачи результатов определения к стороне подачи, от которой газ, основным компонентом которого является метан, и углеводородный растворитель подаются в контейнер 10 для хранения. На основе полученных данных, средство управления 114 с помощью соотношений при подаче вычисляет соотношение, при котором газ, такой как CNG (сжатый природный газ), несущий метан, в качестве основного компонента, и углеводородный растворитель подаются в контейнер 10 для хранения. Согласно результату вычислений, средство управления 114 соотношениями при подаче регулирует открытия клапана в источнике 104 подачи CNG, и в источнике 106 подачи растворителя, для снабжения временного бака 108 для хранения сжатым природным газом и углеводородным растворителем при соотношении, необходимым для транспортного средства, в котором смесь будет использоваться в качестве топлива. После временного хранения в резерве, CNG и углеводородный растворитель подаются в бак 10 для хранения на стороне транспортного средства.
При этом процессе, временный бак 10 для хранения сначала загружается углеводородом, а затем природным газом CNG. Это происходит, поскольку бак 108 трудно загружать жидким углеводородным растворителем, если он предварительно загружен сжатым природным газом CNG, который обычно сжимается при соотношении более 20 МПа.
Давление, температура, и количество жидкости в контейнере 10 для хранения являются входными данными для средства определения условий в контейнере 102 для хранения. Исходя из давления и температуры, можно вычислить настоящий объем газа в контейнере для хранения. Количество углеводородного растворителя в контейнере 10 для хранения может быть определено из положения поплавка или измерения электростатической емкости контейнера 10 для хранения. Кроме того, посредством таблицы соотношений составляющих, составленной ранее, соотношения составляющих топлива, хранящегося в контейнере 10 для хранения, могут быть вычислены из давления и температуры.
Затем, материал, хранящийся в контейнере 10 для хранения, окисляется в двигателе внутреннего сгорания, таком как двигатель 110. На стороне использования топлива, средство 112 определения соотношения воздуха-топлива (A/F) измеряет соотношение воздуха-топлива и вычисляет соотношения составляющих топлива, потребляемого двигателем 110, так что можно вычислить, какое количество топлива должно подаваться в двигатель. Это также подходит для получения соотношений составляющих и количества потребляемого топлива (углеводорода) и для передачи этих данных к стороне подачи растворителя. Таким образом, можно поддерживать приблизительно постоянные соотношения составляющих материала, хранящегося в контейнере 10 для хранения, и топливо с постоянными соотношениями составляющих может подаваться к двигателю 110.
На Фиг. 46 показан пример модификации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан согласно изобретению. На Фиг. 46, бак 108 для временного хранения установлен на стороне транспортного средства, вместо стороны подачи топлива. Установка бака 108 для временного хранения топлива на сторону подачи топлива, такую как газозаправочная станция теперь затруднительна, а установка его на сторону транспортного средства, как в этой модификации, является относительно легкой. Этот способ обеспечивает легкую загрузку моторных транспортных средств газом, основным компонентом которого является метан, и углеводородным растворителем, не требуя выполнения новых средств подачи топлива.
В описании этого варианта выполнения, предполагается, что контейнер 10 для хранения полностью загружается. Контейнер может, однако, загружаться определенным количеством топлива, меньше чем полный объем контейнера. Чтобы обеспечить гибкую загрузку контейнера, средство 114 управления соотношениями при подаче в этом варианте выполнения может вычислять соотношение, при котором сжатый природный газ и углеводородный растворитель подаются, согласно количеству, подлежащему подаче, газа основным компонентом которого является метан. Контейнер 10 для хранения на стороне транспортного средства может, таким образом, повторно заполняться необходимым образом, заданным количеством топлива, меньше, чем его полный объем.
Вариант выполнения 18
На Фиг.47 показана схема конфигурации предпочтительного варианта 18 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению. Для контейнера 10 для хранения, установленного на стороне транспортного средства, на Фиг.47, содержимое только ее парофазной части 12 выпускается только через парофазное выпускное отверстие 14, выполненное в верхней части контейнера 10 для хранения. Количество жидкого углеводородного растворителя в контейнере 10 для хранения определяется посредство детектора 116 количества жидкости.
При выпуске только из парофазной части 12 через парофазное выпускное отверстие 12 в верхней части контейнера 10 для хранения, можно поддерживать приблизительно постоянные соотношения составляющих в контейнере 10 для хранения, даже при выпуске материала. Поэтому парофазное выпускное отверстие 14 согласно этому варианту выполнения, является примером средства регулирования композиции, включенного в настоящее изобретение. Согласно этому варианту выполнения, поскольку только содержимое парофазной части 12 выпускается из контейнера 10 для хранения, потребление углеводородного растворителя, в котором растворяется метан, может быть снижено при дальнейшем потреблении метана.
Когда контейнер 10 для хранения пополняется топливом на стороне подачи топлива, обычно, источник 104 подачи сжатого природного газа подает только сжатый природный газ (CNG). В это время, источник 106 подачи растворителя подает, когда требуется, углеводородный растворитель, если детектор 116 количества жидкости, установленный на контейнере 10 для хранения определяет уменьшение жидкости в контейнере 10 для хранения. Хотя следы углеводородных растворителей также выпускаются из парофазной части 12 контейнера для хранения, соответствующее количество углеводородного растворителя, подлежащее подаче, должно определяться только количеством жидкости в контейнере 10 для хранения, определяемом с помощью детектора 116 количества жидкости.
На Фиг. 48 показан пример модификации для конфигурации системы для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно этому варианту выполнения. На Фиг.48, средство 118 удаления растворителя расположено на пути от парофазного выпускного отверстия 14. Это средство 118 удаления растворителя удаляет следы жидкого углеводородного растворителя, поданного в газ, выпускаемый из парофазной части 12 контейнера 10 для хранения, и возвращает их в контейнер 10 для хранения. Это дополнительно помогает предотвратить уменьшение углеводородного растворителя в контейнере 10 для хранения, так что соотношения составляющих углеводорода в контейнере 10 для хранения могут быть стабилизированы.
На Фиг.49 показан другой пример модификации для конфигурации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, по этому варианту выполнения. На Фиг.49, контейнер 10 для хранения установлен на стороне транспортного средства, или, другими словами, на подвижном корпусе, и с этим контейнером соединен контейнер 120, предназначенный только для хранения углеводородного растворителя. Средство управления, например управляющий клапан, размещено между контейнером 10 для хранения и контейнером 120, предназначенным только для хранения углеводородного растворителя. Таким образом, может быть снижена частота повторной загрузки топлива, при которой углеводородный растворитель подается со стороны подачи топлива, такой как газозаправочная станция, к стороне транспортного средства.
Вариант выполнения 19
На Фиг.50 показана схема конфигурации предпочтительного варианта 19 выполнения системы для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. На Фиг.50, контейнер 122 для извлекаемых остатков жидкости соединен с контейнером 10 для хранения, для приема удаляемого оставшегося топлива со дна контейнера и, когда контейнер 10 для хранения загружается углеводородным растворителем и сжатым природным газом, остаточное топливо в контейнере 10 для хранения сначала удаляется, и перемещается в контейнер 122 для извлекаемых остатков жидкости. Средство определения условий в контейнере 102 для хранения, установленное на контейнере 122 для извлекаемых остатков жидкости, определяет соотношения составляющих и количество удаляемого топлива. Затем, вычисляют количества углеводородного растворителя и сжатого природного газа, требуемых для повторной загрузки. Согласно этим вычислениям, заданное количества углеводородного растворителя подают от источника 106 подачи углеводородного растворителя к временно удерживающему контейнеру 124. Затем, удаляемое оставшееся топливо, содержащееся в контейнере 122 для извлекаемых остатков жидкости, также подается к временно удерживающему контейнеру. Затем, заданное количество сжатого природного газа, согласно вышеупомянутым вычислениям, инжектируется от источника 104 подачи CNG к временно удерживающему контейнеру 124, который повышает давление во временно удерживающем контейнере 124. Затем, хранящийся материал во временно удерживающем контейнере 124 высвобождается из этого контейнера 124 и подается в контейнер 10 для хранения.
Такая конфигурация обеспечивает легкую загрузку контейнера 10 для хранения углеводородным растворителем, даже при высоком давлении в контейнере 10 для хранения.
На Фиг.51 показан пример модификации для конфигурации системы для сжижения и хранения, в этом варианте выполнения. Для конфигурации, показанной на Фиг. 51, сжатый природный газ подается к контейнеру для извлекаемых остатков 122, вместо временно удерживающего контейнера 124. После удаления оставшегося топлива из контейнера 10 для хранения и перемещения в контейнер 122 для извлекаемых остатков, давление в контейнере 10 для хранения становится низким. Следовательно, контейнер 10 для хранения может непосредственно загружаться углеводородным растворителем без помощи давления сжатого природного газа. Поэтому, только углеводородный растворитель подается во временно удерживающий контейнер 124, а затем в контейнер 10 для хранения. С другой стороны, сжатый природный газ CNG подается в контейнер 122 для извлекаемых остатков жидкости, а контейнер 10 для хранения загружается им вместе с удаляемым оставшимся топливом в контейнере 122 для извлекаемых остатков жидкости. Кроме того, некоторое количество оставшегося топлива может переноситься из контейнера 122 для извлекаемых остатков жидкости во временно удерживающий контейнер 124, а затем подаваться вместе с углеводородным растворителем в контейнер 10 для хранения.
На Фиг.52 показан другой пример модификации для конфигурации системы для сжижения и хранения, в этом варианте выполнения. На Фиг.52, контейнер 122 для извлекаемых остатков установлен на стороне транспортного средства, вместо стороны подачи топлива. Это может исключить необходимость выполнения нового средства на стороне подачи топлива.
В этой модификации, средство определения условий в контейнере 102 для хранения определяет, как на Фиг.50, соотношения составляющих оставшегося топлива, удаляемого из контейнера 10 для хранения, и принимаемого контейнером 122 для извлекаемых остатков. Результат этого определения посылается на средство 114 управления соотношениями при подаче на стороне подачи топлива, и средство 114 управления соотношениями при подаче вычисляет соотношение, при котором сжатый природный газ и углеводородный растворитель подаются в количестве, необходимом для поддержания соотношений составляющих топлива постоянными в контейнере 10 для хранения. Согласно результатам этого определения, источник 104 подачи сжатого природного газа и источник 106 подачи углеводородного растворителя, соответственно подают заданное количество сжатого природного газа и углеводородного растворителя в контейнер 10 для хранения.
С помощью насоса 126, удаляемое оставшееся топливо, содержащееся в контейнере 122 для извлекаемых остатков, возвращается в контейнер 10 для хранения.
Кроме того, на Фиг.53 показан другой пример модификации для конфигурации системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, в этом варианте выполнения. Также в этой модификации, контейнер 122 для извлекаемых остатков установлен на стороне транспортного средства. Для этой модификации, однако, удаляемое оставшееся топливо, содержащееся в контейнере 122 для извлекаемых остатков, возвращается в контейнер 10 для хранения посредством давления сжатого природного газа, которое сначала используется для подачи сжатого природного газа в контейнер 122 для извлекаемых остатков, и, таким образом, насос 126, показанный на Фиг.52, не требуется.
Вариант выполнения 20
Поскольку двигатель внутреннего сгорания потребляет метан-несущий углеводород в контейнере 10 для хранения, в качестве топлива, нельзя избежать того, что следы углеводородных растворителей подаются в двигатель, даже когда хранимый материал выпускается только из парофазной части 12 контейнера 10 для хранения. Поэтому, в дополнение к первичному топливу, такому как газ, основным компонентом которого является метан, требуется подача углеводородных растворителей, в которых растворяется этот газ, в контейнер 10 для хранения. Подача растворителей поддерживает постоянные соотношения составляющих материала, хранящегося в контейнере 10 для хранения, и следовательно, соотношения составляющих материала, выпускаемого из контейнера 10 для хранения могут поддерживаются постоянными.
Когда контейнер 10 для хранения пополняется углеводородными растворителями, возникает проблема в том, что равномерное инжектирование растворителя является затруднительным из-за низкого равновесного давления растворителя. Возможным способом решения этой проблемы является смешивание сжатого природного газа и углеводородного растворителя перед загрузкой контейнера 10 для хранения. Однако, такую смесь может быть трудно приготовить на стороне подачи топлива из-за ограничений инфраструктуры.
На Фиг.54 показана конфигурация предпочтительного варианта 20 выполнения системы для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению, которая может решить вышеупомянутую проблему. На Фиг 54. , временно загружаемый контейнер 128, только для использования растворителя, установлен так, чтобы размещаться выше уровня жидкости в контейнере 10 для хранения. Для пополнения контейнера 10 для хранения углеводородными растворителями, временно загружаемый контейнер 128, только для использования растворителя сначала пополняется только растворителем, чтобы покрыть недостаток, посредством клапана (а) с нормальным давлением, установленным в контейнере 128. Затем клапан (а) закрывается, а клапан (b) для управления проходом между временно загружаемым контейнером 128, только для использования растворителя, и контейнером 10 для хранения, открывается, и внутреннее давление этих двух контейнеров выравнивается.
Как показано на Фиг. 54, поскольку временно загружаемый контейнер 128 только для использования растворителя размещен выше уровня жидкости в контейнере 10 для хранения, как в предшествующей стадии, уровень жидкофазной части 16 во временно загружаемом контейнере также превышает уровень жидкости в контейнере 10 для хранения. Эта разница в уровнях жидкости между двумя контейнерами приводит к перемещению углеводородного растворителя от временно загружаемого контейнера 128 только для использования растворителя, к контейнеру 10 для хранения, когда внутреннее давление в обоих контейнерах является равным.
Углеводородный растворитель во временно загружаемом контейнере 128 только для использования растворителя, подается к контейнеру 10 для хранения с помощью вышеупомянутого процесса, а газообразный углеводородный растворитель еще остается в контейнере 128. Когда двигатель приводится в действие, клапан (с) открывается, и этот газообразный растворитель сначала используется так, что давление во временно загружаемом контейнере 128 только для использования растворителя, будет снижаться. Затем, временно загружаемый контейнер 128 только для использования растворителя может повторно загружаться углеводородными растворителями.
Когда контейнер 10 для хранения загружается сжатым природным газом, открывается клапан (d) для подачи CNG к контейнеру 10. Для снабжения двигателя хранимым материалом, метан-несущим углеводородом из парофазной части 12 контейнера для хранения, клапаны (е) и (f) открываются.
На Фиг. 55 показан пример модификации для конфигурации системы для сжижения и хранения газа, в этом варианте выполнения. На Фиг.55, источник сжатого природного газа, основным компонентом которого является метан, соединен посредством клапана (d) с линией подачи углеводородных растворителей к временно загружаемому контейнеру 128 только для использования растворителя. Эта конфигурация обеспечивает пополняемому углеводородному растворителю удерживаться во временно загружаемом контейнере 128 только для использования растворителя и входить в контейнер 10 для хранения, в результате давления сжатого природного газа.
Для этой модификации, контейнер 10 для хранения загружается сжатым природным газом посредством временно загружаемого контейнера 128 только для использования растворителя.
В каждой модификации этого варианта выполнения, временно загружаемый контейнер 128 только для использования растворителя установлен на стороне транспортного средства. С другой стороны, на Фиг.56 показан другой пример модификации, в котором этот контейнер 128 установлен на стороне подачи топлива. На Фиг.56, временно загружаемый контейнер 128 только для использования растворителя, установленный на стороне подачи топлива пополняется углеводородными растворителями, которые в итоге подаются в контейнер 10 для хранения. Эти углеводородные растворители подаются в контейнер 10 для хранения, вместе со сжатым природным газом, подаваемым через обратный клапан 49.
Поскольку небольшое количество углеводородного растворителя обычно переносится с метановым топливом из контейнера 10 для хранения в двигатель, количество углеводородного растворителя при одной загрузке, пополняющего контейнер 10 для хранения, также является небольшим. Таким образом, небольшой объем временно загружаемого контейнера 128 только для использования растворителя является достаточным. Следовательно, даже если временно загружаемый контейнер 128 только для использования растворителя установлен на стороне подачи топлива, уменьшаются недостатки, связанные со стоимостью. Эта модификация является предпочтительной, так как не требуется выполнения сложной системы на стороне транспортного средства.
Вариант выполнения 21
На Фиг.57 показана схема конфигурации предпочтительного варианта выполнения 21 системы для сжижения и хранения газа согласно изобретению. На Фиг. 57, контейнер 10 для хранения удерживает бутан или бензин, используемый в качестве углеводородного растворителя, в котором растворяется природный газ и хранящийся в качестве газа, основным компонентом которого является метан. Когда бензин используется в качестве углеводородного растворителя, в контейнере 10 для хранения имеет место сверхкритическое состояние, когда давление в контейнере 10 повышается до около 17 Мпа в процессе инжектирования потока природного газа при комнатной температуре. Когда бутан используется в качестве углеводородного растворителя, в контейнере 10 для хранения имеет место сверхкритическое состояние, когда достигается давление 15 Мпа в процессе инжектирования природного газа. Достигнутое таким образом сверхкритическое состояние в контейнере 10 для хранения, приводит, к тому, что может храниться метан более высокой плотности, и постоянное соотношение составляющих хранящегося материала поддерживается, когда материал выпускается из контейнера 10 для хранения. Кроме того, теоретически, когда углеводороды существуют в сверхкритическом состоянии в контейнере 10 для хранения, жидкая фаза не может существовать.
Однако, бензин включает разнообразные вещества в качестве составляющих, и некоторые из них, такие как ароматические добавки, ударопоглатители, и т. д. , остаются в виде жидкого слоя в контейнере 10 для хранения, даже когда в контейнере 10 для хранение достигнуто сверхкритическое состояние. При этих условиях, когда продолжается выпуск хранящегося материала из контейнера 10 и использование в качестве топлива, жидкий слой постепенно увеличивается в контейнере 10. Когда сверхкритическое состояние в итоге изменяется, и снижение давления в контейнере 10 для хранения приводит к разделению парофазной части 12 и жидкофазной части 16, как показано на Фиг.57, соотношение составляющих бензина, образующего жидкофазную часть 16, отличается от исходного соотношения, приводя к проблеме, при которой топливо, выпускаемое из жидкофазной части 16, содержащее соотношение составляющих, отличное от исходного соотношения, может ухудшать работу двигателя.
На Фиг. 58 показано изменение соотношения составляющих углеводородного растворителя, когда хранимый материал выпускается из контейнере 10 под давлением при сверхкритическом состоянии, и в состоянии совместного присутствия паровой и жидкой фаз. Для состояния совместного присутствия паровой и жидкой фаз, хранимый материал выпускается из парофазной части. Как видно из Фиг. 58, соотношение углеводородного растворителя в хранимом материале, при выпуске в сверхкритическом состоянии, составляет около 20%, тогда как при выпуске из парофазной части в состоянии совместного присутствия паровой и жидкой фаз, уменьшается до около 8%. Это означает, что соотношение составляющих хранимого материала значительно изменяется, в зависимости или от сверхкритического состояния, или от состояния совместного присутствия паровой и жидкой фаз в контейнере 10 для хранения.
Конфигурация по этому варианту выполнения, показанная на Фиг.57, выполнена так, что газообразный материал выпускается через парофазное выпускное отверстие 12, выполненное в верхней части контейнера 10 для хранения, при этом количество жидкого углеводородного растворителя, включенного в выпускаемый материал, отделяется и удаляется посредством парожидкостного сепаратора 130. Углеводородный растворитель, удаленный посредством парожидкостного сепаратора 130, возвращается в контейнер 10 для хранения через проход 131 обратной связи, снабженный обратным клапаном. Таким образом, уменьшение количества углеводородного растворителя в контейнере 10 для хранения можно предотвратить. Даже когда сверхкритическое состояние в контейнере 10 для хранения изменяется до состояния совместного присутствия паровой и жидкой фаз, как показано на Фиг.47, и когда хранимый материал выпускается из жидкофазной части 16 контейнера 10 для хранения, бензин может выпускаться при соотношении составляющих, близком к исходному.
Даже при состоянии совместного присутствия паровой и жидкой фаз в контейнере 10 для хранения, содержимое парофазной части выпускается из парофазного выпускного отверстия 14, и некоторое количество включенного углеводорода возвращается в контейнер 10 для хранения после разделения посредством парожидкостного сепаратора 130. Это может дополнительно предотвратить уменьшение углеводородного растворителя в контейнере 10 для хранения.
Газ, отделенный от углеводородного растворителя посредством парожидкостного сепаратора 130 является насыщенным CNG (природным газом), и может использоваться в качестве топлива. Этот насыщенный CNG газ имеет постоянную композицию и соотношение составляющих, приближенное к соотношению составляющих природного газа, растворенного и хранящегося в контейнере 10 для хранения. На Фиг.59 показано соотношение составляющих углеводородного растворителя в выпускном отверстии парожидкостного сепаратора 130, которое изменяется при сверхкритическом состоянии и состоянии совместного существования паровой и жидкой фаз в контейнере 10 для хранения. Как видно на Фиг.59, соотношение составляющих углеводородного растворителя в хранимом материале, выпускаемом из контейнера 10 для хранения, является в общем постоянным для любого состояния. Таким образом, соотношение остатка хранимого материала, или именно, природного газа, является в общем постоянным при выпуске. Парожидкостной сепаратор 130 является примером средства регулирования композиции, включенного в настоящее изобретение.
На Фиг.60 показан пример парожидкостного сепаратора 130, показанного на Фиг. 57. На Фиг. 60, охладитель 132 охлаждает хранящийся материал, который входит в парожидкостной сепаратор 130 из контейнера 10 для хранения, так что удаление растворителя может осуществляться более эффективно посредством сжижения углеводородного растворителя, который имеет относительно низкую точку кипения. В качестве охлаждающего вещества для охладителя 130, предпочтительно можно использовать охлаждающее вещество воздушного кондиционера моторного транспортного средства.
На Фиг.61 показан другой пример парожидкостного сепаратора 130, показанного на Фиг.57. На Фиг.61, в хранимом материале, выпускаемом из контейнера 10 для хранения, снижается давление посредством регулятора 134, перед входом в парожидкостной сепаратор 130. Поскольку материал, хранимый в контейнере 10 для хранения в сверхкритическом состоянии, разделяется на пар и жидкость вследствие снижения давления, работа парожидкостного сепаратора 130 может ускоряться. Таким образом, углеводородный растворитель может быть удален более эффективно.
Кроме того, на Фиг.62 показан другой пример парожидкостного сепаратора 130, показанного на Фиг.57. На Фиг.62, регулятор 134 установлен внутри парожидкостного сепаратора 130. Когда в хранимом материале, выпускаемом из парожидкостного сепаратора 130, снижается давление посредством адиабатического расширения после входа в регулятор 134, температура регулятора 134 также снижается. Поэтому, регулятор 134, установленный внутри парожидкостного сепаратора 130 может охлаждать хранимый материал, входящий в парожидкостной сепаратор 130, так что удаление углеводородного растворителя может осуществляться даже с большей эффективностью.
Вариант выполнения 22
На Фиг. 63 показана конфигурация для выпуска хранящегося материала из контейнера для хранения в системе для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. На Фиг.63, контейнер 10 для хранения снабжен входным отверстие 20 для метана, через которое газ, основным компонентом которого является метан, входит в контейнер для хранения, и входным отверстием 22 для растворителя, через которое углеводородный растворитель для растворения этого газа, входит в контейнер. Контейнер 10 для хранения также снабжен выпускным отверстием 136 для раствора, для выпуска раствора углеводородного растворителя, в котором растворяется этот газ. В качестве углеводородного растворителя можно использовать, например, бутан, пентан, гексан и бензин.
Если раствор 138 просто выпускается через выпускное отверстие 136 для раствора из контейнера 10 для хранения, пространство для парофазной части образовано в контейнере 10, и метан большой летучести испаряется и возникает парофазная часть. Следовательно, соотношение составляющих раствора 138, выпускаемого через выпускное отверстие 136 для раствора, по- степенно изменяется, и содержанием метана снижается. Когда соотношение составляющих раствора 138 углеводородного растворителя, в котором растворяется метан при выпуске через выпускное отверстие 136 для растворителя, изменяется, горючесть раствора 138, при использовании в качестве топлива, изменяется. Поэтому существует риск нестабильного горения в двигателе внутреннего сгорания, в котором используется этот раствор в качестве топлива.
В этом варианте выполнения, контейнер 10 для хранения снабжен поршнем 140, так что раствор 138 в контейнере 10 может выпускаться при поддержании постоянного внутреннего давления контейнера. Поршень 140 выталкивает раствор 138 в контейнере 10 для хранения, при поддержании постоянного внутреннего давления в контейнере, таким образом, предотвращая образование парофазной части в контейнере 10. Следовательно, соотношение составляющих в контейнере для хранения может поддерживаться постоянным, и раствор 138 с постоянным соотношением составляющих может выпускаться из выпускного отверстия 136 для раствора. В этом варианте выполнения, датчик давления, не показан, измеряет давление в контейнере 10 для хранения и поршень 140 управляется так, что давление поддерживается постоянным.
Поршень 140, является примером средства регулирования композиции, включенного в настоящее изобретение.
Вариант выполнения 23
На Фиг. 64 показана другая конфигурация для выпуска хранимого материала из контейнера для хранения в системе для сжижения и хранения газа, согласно изобретению. На Фиг.64, контейнер 10 для хранения снабжен входным отверстием 20 для метана, через которое метан входит в контейнер, и входным отверстие 22 для растворителя для введения углеводородного растворителя, такого как бутан, пентан, гексан или бензин, для растворения газа, основным компонентом которого является метан. В этом варианте выполнения, газ, основным компонентом которого является метан, выпускается из парофазной части контейнера для хранения и используется в качестве топлива, а контейнер 10 также снабжен выпускным отверстием 124 для газа, для этой цели.
На Фиг.65 показана связь между соотношением раствора 138, оставшегося в контейнере 10 для хранения и мольной плотностью метана в газе, выпускаемом из паровой части, если контейнер 10 для хранения удерживает раствор 138 бутана, в котором 82-моль% метан растворяется, в качестве хранящегося материала, а газ выпускается из его парофазной части. Как показано на Фиг.65, мольная плотность метана в газе, выпускаемом из парофазной части, является постоянной перед тем, как соотношение раствора 138, оставшегося в контейнере 10 для хранения, составит менее 60%. Поэтому, в этом варианте выполнения, перед тем, как соотношение составит менее 60%, метановый газ выпускается в качестве топлива через выпускное отверстие 142 для газа, тогда как раствор 138, оставшийся в контейнере 10 для хранения, контролируется.
Таким образом, газ, основным компонентом которого является метан с постоянным соотношением составляющих, может выпускаться из контейнера 10 для хранения. Таким образом, можно предотвратить нестабильное горение газа при использовании двигателя внутреннего сгорания. Поскольку метан, в основном, используется в качестве топлива в этом варианте выполнения, потребление углеводородного растворителя, который является ограниченным природным ресурсом, может быть снижено, а растворитель может повторно использоваться.
Однако, при испарении метана в растворе 138, некоторое количество углеводородного растворителя испаряется вместе с ним. Чтобы компенсировать это уменьшение растворителя, некоторое количество углеводородного растворителя должно пополняться в контейнере 10 для хранения перед загрузкой контейнера 10 для хранения метаном.
Вариант выполнения 24
На Фиг. 66 показана другая конфигурация для выпуска хранимого материала из контейнера для хранения в системе для сжижения и хранения газа на основе метана согласно изобретению. На Фиг.66, к контейнеру 10 для хранения присоединена деметанизирующая камера 122, в которую подается раствор 138, выпускаемый из жидкофазной части контейнера 10 для хранения, и удаляется из раствора газ, основным компонентом которого является метан. Низкое внутреннее давление деметанизирующей камеры 144 обеспечивает дегазацию раствора 138, выпускаемого из контейнера 10 для хранения, то есть газа, основным компонентом которого является метан, который может быть удален из раствора. Температура раствора 138 в деметанизирующей камере 144 снижается в результате теплоты выпаривания метана, подавляющей выпаривание углеводорода, которое происходит совместно с испарением раствора в газе, основным компонентом которого является метан. Поэтому, количество углеводородного растворителя в растворе, оставшемся в деметанизирующей камере 144, может поддерживаться приблизительно равным количеству углеводородного растворителя, выпущенного из контейнера 10 для хранения. Поскольку температура раствора 138 достаточно снижается, при удалении газа, основным компонентом которого является метан, из раствора в деметанизирующей камере 144, объем деметанизирующей камеры 144 должен быть адекватно меньше объема контейнера 10 для хранения. Этот объем должен устанавливаться достаточно небольшим, чтобы не возникало значительного изменения внутреннего давления контейнера 10 для хранения, даже когда из контейнера 10 для хранения выпускается количество раствора 138, равное объему камеры.
Газ, основным компонентом которого является метан, образованный посредством дегазации раствора в деметанизирующей камере 144, подается в двигатель внутреннего сгорания в качестве топлива, а оставшийся углеводородный растворитель временно хранится в баке 146 для растворителя. При повторении процесса, состоящего из выпуска раствора 138 из контейнера 10 для хранения, удаления газа, основным компонентом которого является метан в деметанизирующей камере 144, сохранения оставшегося растворителя в баке 146 для растворителя, газ, основным компонентом которого является метан, хранящийся в контейнере 10 для хранения, может использоваться в качестве топлива. Степень повторного использования углеводородного растворителя, природные ресурсы которого, по оценкам, являются небольшими, может, таким образом, увеличиваться. Например, для метана, растворенного в бутане, в этом варианте выполнения оставшееся количество бутана может увеличиться на около 30%, по сравнению с примером, когда деметанизирующая камера 144 не используется.
Согласно этому варианту выполнения соотношение составляющих хранящегося материала, выпускаемого из контейнера 10 для хранения, может поддерживаться постоянным. Деметанизирующая камера 144 и бак 146 для растворителя, являются примером средства регулирования композиции, включенного в настоящее изобретение.
Когда жидкость в контейнере для хранения израсходована, используют следующие процессы: газ полностью выпускают из контейнера 10 для хранения и используют в качестве топлива; углеводородный растворитель, хранящийся в баке 146 для растворителя, подают обратно в контейнер 10 для хранения через входное отверстие 22 для растворителя; и метан входит в контейнер для хранения через входное отверстие 20 для метана, так что он будет растворяться в углеводородном растворителе, для хранения.
Вариант выполнения 25
Для вариантов выполнения 23 и 24, используют либо способ выпуска газа, основным компонентом которого является метан, из парофазной части контейнера 10 для хранения, либо способ отделения этого газа от углеводородного растворителя в деметанизирующей камере 144. Однако, даже при использовании этих способов, нельзя избежать того, что некоторое количество углеводорода выпаривается и смешивается с газом, основным компонентом которого является метан. Следовательно, количество углеводородного растворителя, хранящегося в контейнере 10 для хранения, постепенно увеличивается, поскольку используется газ, основным компонентом которого является метан. Поэтому, контейнер 10 для хранения необходимо пополнять дополнительным углеводородным растворителем. Для этой цели, необходимо сжижать углеводород, используемый в качестве растворителя, что требует охлаждения бака для углеводородного растворителя, но этот процесс не является легким. Кроме того, приготовление углеводородных растворителе вместе с газом, основным компонентом которого является метан, таким как CNG, увеличивает нагрузку на станции подачи топлива.
В этом варианте выполнения, количество углеводородного растворителя, равное ожидаемому уменьшению, добавляется в газ, основным компонентом которого является метан, так что контейнер 10 для хранения будет снабжаться газом и углеводородным растворителем одновременно. В результате, не требуется снабжать контейнер 10 для хранения углеводородным растворителем от отдельного источника, от источника метана. Таким образом, вышеописанные недостатки могут быть устранены.
Когда, например, метан растворяется в бутане при 140 атм, количество бутана, которое можно повторно использовать, по оценкам, составляет около 70% количества бутана, изначально впрыскиваемого в бак. Чтобы компенсировать это снижение, 5% бутана должно добавляться в метан, которым повторно загружается бак, что позволяет покрыть потери бутана в баке.
Вариант выполнения 26
Когда контейнер 10 для хранения загружается газом, основным компонентом которого является метан, таким как природный газ (CNG), образуется теплота сжатия, поскольку газ сжимается в контейнере 10 для хранения. Когда объем контейнера 10 для хранения составляет, например, 50 литров, генерируемая теплота сжатия вызывает повышение температуры внутри контейнера 10 для хранения до около 60oС выше, чем температура окружающей среды.
На Фиг.67(а) и (b) показаны условия внутри при загрузке CNG, когда контейнер в виде канистры используется в качестве контейнера 10 для хранения. На Фиг. 67(а), когда контейнер 10 для хранения загружается сжатым природным газом, через входное отверстие 20 для метана, в контейнере 10 для хранения генерируется тепло, около стенки, противоположной входному отверстию 20 для метана. Когда тепло генерируется в контейнере 10 для хранения, количество CNG, подлежащего хранению в контейнере 10, снижается вследствие термического расширения газа.
С другой стороны, около входного отверстия 20 для метана контейнера 10 для хранения, температура снижается вследствие адиабатического расширения инжектируемого CNG. Поэтому, как показано на Фиг.67(а) и (b), цилиндр, используемый в качестве контейнера 10 для хранения, снабжен двумя входными отверстиями 20 для метана, которые расположены на расстоянии друг от друга. Например, одно входное отверстие расположено на верхнем конце, а другое на нижнем конце. При загрузке цилиндра сжатым природным газом, CNG сначала инжектируется через одно входное отверстие 20 для метана, расположенное на верхней части контейнера 10 для хранения, как показано на Фиг.67 (а), а затем
загрузка сжатым природным газом завершается через другое входное отверстие 22 для метана, на противоположном конце, на дне контейнера 10. При таком способе загрузки, в две стадии, нагретый сначала конец контейнера, охлаждается посредством адиабатического расширения CNG, инжектируемого во второй стадии загрузки. Кроме того, для конца, подвергающегося генерированию тепла посредством второго впрыска CNG, повышение температуры не является таким большим, поскольку он охлаждается путем адиабатического расширения в процессе первого впрыска CNG.
Для контейнера 10 для хранения, снабженного двумя входными отверстиями для метана, как описано выше, повышение температуры для устройства в целом сдерживается, и, следовательно, плотность CNG, подлежащего хранению, может увеличиваться. Кроме того, может подавляться неравномерное повышение температуры в контейнере 10 для хранения. Поскольку можно достичь стабильной плотности хранящегося материала в контейнере 10 для хранения, стабилизация соотношений составляющих хранящегося материала, при выпуске из контейнера 10 для хранения, облегчается. Поэтому, легко поддерживать постоянное соотношение составляющих материала, выпускаемого из контейнера 10 для хранения.
Вариант выполнения 27
На Фиг.68 показан пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению. На Фиг.68, на внутренних стенках контейнера 10 для хранения установлено теплопроводящее средство 148, покрывающее внутреннюю поверхность контейнера 10 для хранения и соединенное с входным отверстием 20 для метана. Примеры материала, подходящего для теплопроводящего средства 148 включают медную фольгу и алюминий.
Посредством такого снабжение контейнера 10 для хранения теплопроводящим средством 148, улучшается теплопроводность между внутренними горячей и холодной секциями, создаваемая при впрыске CNG через входное отверстие 20 для метана, и может достигаться более равномерное распределение температуры внутри контейнера для хранения. Можно исключить неравномерные температуры внутри контейнера 10 для хранения, и можно хранить плотный материал со стабильным соотношением составляющих.
На Фиг. 69 показан пример модификации контейнера 10 для хранения, используемого в этом варианте выполнения. Контейнер 10 ля хранения, показанный на Фиг. 69, также снабжен теплопроводящим средством 148. Для этой модификации, в дополнение к теплопроводящему средству, тепловая труба 150 соединена с противоположным концом входного отверстия 20 для метана контейнера 10 для хранения. Тепло, вырабатываемое в контейнере 10 для хранения, распространяется наружу через тепловую трубу 150, и, следовательно, может быть улучшена холодопроизводительность контейнера 10 для хранения.
Вариант выполнения 28
На Фиг.70 показан пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа но основе метана, согласно изобретению. На Фиг. 70, контейнер для хранения снабжен двумя входными отверстиями 20 для метана, расположенными на противоположных концах контейнера. В этом варианте выполнения, контейнер 10 для хранения загружается газом, основным компонентом которого является метан, таким как CNG, через два отверстия 20 для загрузки метана, одновременно. Этот способ загрузки приводит к такому явлению, что внутренние секции контейнера 10 для хранения вокруг любого конца, подвергаются теплообразованию, при этом они охлаждаются. Таким образом, подавляется повышение температуры внутри контейнера 10 для хранения, и плотность хранящегося материала может быть стабилизирована.
Вариант выполнения 29
На Фиг.71 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, основным компонентом которого является метан, согласно изобретению. На Фиг.71, контейнер для хранения снабжен одним входным отверстием 20 для метана, и элементом 152 для расширения прохода, который проходит от входного отверстия 20 для метана, входя во внутренне пространство контейнера 10 для хранения. Этот элемент 152 для расширения прохода имеет несколько выпускных отверстий для выпуска CNG, инжектируемого через входное отверстие 20 для метана, во внутреннее пространство контейнера 10 для хранения. Меньшие диаметры этих выпускных отверстий 154 вызывают адиабатическое расширение CNG, когда CNG выпускается наружу через эти отверстия. Посредством этого адиабатического расширения CNG, материал, хранящийся в контейнере 10 для хранения, может охлаждаться.
Чтобы уменьшить проводимость низкой температуры, вызываемой адиабатическим расширением CNG, выпускаемого из выпускных отверстий 154 к внутренним стенкам контейнера 10 для хранения, предпочтительно, чтобы был обеспечен адекватный промежуток между внутренней стенкой контейнера 10 для хранения и одним выпускным отверстием, которое является ближайшим к внутренней стенке (как показано посредством промежутка Х на Фиг.71). Поэтому, низкая температура непосредственно охлаждает хранящийся материал в контейнере 10 для хранения, обеспечивая эффективное охлаждение.
Кроме того, посредством увеличения количества выпускных отверстий 154, обеспечивается больше точек охлаждения, а производство тепла по всему хранящемуся материалу в контейнере 10 для хранения может эффективно подавляться.
На Фиг.72 показан пример модификации контейнера, показанного на Фиг.71. На Фиг.72, элемент 152 для расширения прохода проходит к другому концу, противоположному входному отверстию 20 для метана и прикреплен к стенке контейнера 10 для хранения. Эта структура предотвращает повреждение, например, растрескивание, элемента 152 для расширения прохода, даже при вибрации контейнера 10 для хранения.
На Фиг. 73 показан другой пример модификации контейнера, показанного на Фиг. 71. В структуре, показанной на Фиг.73, элемент 152 для расширения прохода разделен на две секции близко к его центру. Диаметр одной секции меньше диаметра другой секции, что обеспечивает соединение посредством вставки 152; конец секции элемента с меньшим диаметром вводится в конец секции элемента с большим диаметром. Даже если смещение контейнера 10 для хранения, вызванное теплом, отличается от смещения элемента 152 для расширения прохода, структура элемента 152 для расширения прохода может предотвратить приложение дополнительного напряжения к контейнеру 10 для хранения.
Вариант выполнения 30
На Фиг.74 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа, согласно изобретению. В структуре, показанной на Фиг.74, контейнер 10 для хранения снабжен выпускными отверстиями 154, соединенными с входным отверстием 20 для метана. Выпускные отверстия 154 являются входными отверстиями для газа во внутреннее пространство контейнера 10, расположенными под углом так, что газ впрыскивается под углом. Когда CNG инжектируется в контейнер 10 для хранения через входное отверстие 20 для метана, в контейнере 10 для хранения появляется спиралеобразный поток сжатого природного газа, впрыскиваемого через выпускные отверстия 154, как показано на Фиг. 74. Этот поток газа оказывает перемешивающее действие на содержимое внутреннего пространства контейнера 10 для хранения и обеспечивает равномерное распределение температуры. Таким образом, можно достичь более точного регулирования соотношений составляющих хранящегося материала в контейнере для хранения.
Вариант выполнения 31
На Фиг.75 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. На Фиг.75, летучий растворитель инжектируется в контейнер 10 для хранения и образует жидкофазную часть 16. Входное отверстие 20 для метана выполнено на конце контейнера 10 для хранения, удаленном от жидкофазной части 16, которая удерживает растворитель. Когда сжатый природный газ инжектируется через входное отверстие 20 для метана, сжатие CNG генерирует тепло в жидкофазной части 16, удерживающей растворитель, и это тепло выпаривает растворитель в жидкофазной части 16. Скрытая теплота этого выпаривания может подавлять внутреннее повышение температуры и неравномерное распределение температуры в контейнере 10 для хранения. Следовательно, плотность хранимого материала может стабилизироваться, и можно достичь более точного регулирования соотношения его составляющих.
В качестве растворителя, подходят эфиры, такие как диэтиловый эфир, углеводороды на основе парафина, такие как пропан, бутан, пентан, гексан и гептан, спирты, такие как метиловый спирт, этиловый спирт и пропиловый спирт, или композиции этих веществ, такие как, например, LPG, бензин и легкое масло.
На Фиг.76 показан пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.75. На Фиг.76, контейнер для хранения установлен на его стороне для использования. Таким образом, большая область уровня жидкости в жидкофазной части 16 вызывает более легкое выпаривание растворителя, и может быть произведен больший охлаждающий эффект.
На Фиг.77 показан другой пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.75. На Фиг.77, контейнер 10 для хранения расположен под наклоном. Этот способ установки приводит к тому, что больше растворителя собирается в области, подвергающейся воздействию генерирования тепла, когда CNG инжектируется жектируется через входное отверстие 20 для метана. Следовательно, может быть произведен больший охлаждающий эффект посредством скрытой теплоты испарения.
Вариант выполнения 32
На Фиг.78 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. На Фиг. 78, пористое тело 158 установлено в контейнере 10 для хранения. Как объяснено выше для Фиг. 75, углеводородные растворители адсорбируются пористым телом 158. Когда метан инжектируется через входное отверстие 20 для метана, с растворителем, адсорбируемым пористым телом 158, большая площадь поверхности жидкости, адсорбируемой пористым телом, облегчает выпаривание. Следовательно, внутреннее пространство контейнера 10 для хранения может эффективно охлаждаться, кроме того, подавляя неравномерное распределение температуры в контейнере 10 для хранения, таким образом облегчая более эффективное и точное регулирование соотношений составляющих в хранящемся материале.
На Фиг. 79 показан пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.78. В структуре, показанной на Фиг.79, тело из металлического волокна используется в качестве пористого тела. Тело из металлического волокна может увеличить площадь поверхности углеводородного растворителя, адсорбируемого на ней, и, кроме того, его высокая теплопроводность может производить даже больший охлаждающий эффект.
Материалы, которые можно использовать для корпуса из металлического волокна, включают медное волокно, алюминиевое волокно и т.п.
На Фиг.80 показан другой пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.78. В структуре, показанной на Фиг.80, пористое тело 158 снабжено отверстием 160 для воздуха. Эта структура может увеличить площадь контакта между CNG и углеводородным растворителем, адсорбируемым на пористом теле 158, в частности когда внутреннее давление CNG контейнера 10 для хранения становится слишком высоким. Следовательно, углеводородный растворитель легко выпаривается, и в контейнере 10 для хранения может быть получен больший охлаждающий эффект.
Кроме того, на Фиг.81 показан другой пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг. 78. В структуре, показанной на Фиг.81, пористое тело 158 содержит тело 162 из металлического волокна, и полимерное пористое тело 164. В качестве полимерного пористого тела 164 можно использовать, например, губчатое вещество. При такой сборке слоя тела 162 из металлического волокна и слоя полимерного пористого тела 164 в пористом теле, теплоперенос осуществляется телом 162 из металлического волокна, тогда как выпаривание адсорбируемого углеводородного растворителя осуществляется полимерным пористым телом 164. Кроме того, пористое тело 158 может быть выполнено более легким.
Кроме того, на Фиг.82 показан другой пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.78. В структуре, показанной на Фиг.82, пористое тело 158, установленное в контейнере 10 для хранения, выполнено в форме сплава 166 с запоминанием формы. Внутренний диаметр (1) этого сплава 166 с запоминанием формы должен быть меньше диаметра входного отверстия 20 для метана, и поэтому сплав 166 с запоминанием формы легко вводится в контейнер 10 для хранения. После введения в контейнер 10 для хранения, сплав 166 с запоминанием формы расширяется при помощи тепла в контейнере 10 для хранения и фиксируется при приложении толкающей силы на внутреннюю поверхность контейнера 10 для хранения. Путем выполнения пористого тела, 158 из этого материала, процесс сборки контейнера 10 для хранения может быть упрощен, поскольку пористое тело 158 вводится после сборки контейнера 10 для хранения.
Вариант выполнения 33
На Фиг.83 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. В структуре, показанной на Фиг.83, после загрузки углеводородным растворителем, впрыск CNG, согласно вышеописанным вариантам выполнения через 32, осуществляется до того, как внутреннее давление контейнера 10 для хранения достигнет около 16-18 Мпа. Затем, CNG инжектируется через входное отверстие 20 для метана на конец жидкофазной части 16 контейнера 10 для хранения, поскольку немного тепла образуется после того, как внутреннее давление контейнера 10 для хранения достигнет 16 Мпа или выше. Таким образом, посредством применения второй стадии загрузки контейнера 10 для хранения сжатым природным газом через входное отверстие 20 для метана, выполненное на дне контейнера 10, поток CNG образует пузырьки в жидкофазной части 16, при инжектировании в контейнер 10 для хранения. В результате, CNG может храниться при высокой плотности.
Вариант выполнения 34
На Фиг.84 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. В структуре, показанной на Фиг.84, перед заполнением контейнера 10 сжатым природным газом, газ, основным компонентом которого является метан и часть углеводородного растворителя, оставшегося в контейнере 10 для хранения, выпускается наружу через клапан 168 и декомпрессионную камеру (декомпрессионный проход) 170. Жидкофазная часть 16 охлаждается как посредством адиабатического расширения выпускаемого газа в декомпрессионной камере 170, так и посредством скрытой теплоты испарения от жидкофазной части 16. Следовательно, может быть получен CNG высокой плотности. Хранящийся материал, выпускаемый таким образом, подается, например, к двигателю, использующему топливо.
Для контейнера, имеющего примерную структуру, показанную на Фиг.84, хранящийся материал в основном выпускается из парофазной части 12 контейнера 10 для хранения. Однако, углеводородный растворитель может, в основном выпускаться посредством размещения сопла 172, его кончиком, погруженным в углеводородный растворитель, как показано на Фиг.85. Это обеспечивает подачу жидкого топлива к двигателю, если в качестве углеводородного растворителя используется топливо, такое как бензин или легкое масло.
На Фиг. 86 показан пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг. 84. В структуре, показанной на Фиг.86, понижающий давление клапан 174 установлен между клапаном 168 и декомпрессионной камерой 170. Это структура может повысить степень расширения газа, выпускаемого из парофазной части 12 контейнера 10 для хранения, и обеспечивает декомпрессионной камере 170 иметь даже больший охлаждающий эффект.
На Фиг.87 показан другой пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.84. В структуре, показанной на Фиг.87, газ, выпускаемый из контейнера, проходит через понижающий давление клапан 174 и охлаждающую трубу 176, расположенную вокруг контейнера 10 для хранения, не проходя через контейнер 10 для хранения, перед выпуском. Эта структура может улучшить охлаждающее воздействие на хранящийся материал в контейнере 10 для хранения, в частности, когда контейнер 10 для хранения выполнен из материала с высокой теплопроводностью, такого как сталь.
Кроме того, на Фиг.88 показан другой пример модификации контейнера 10 для хранения, показанного на Фиг.84. В структуре, показанной на Фиг.88, наружная поверхность декомпрессионной камеры 170 покрыта регенерирующим тепло материалом 178. В этой структуре, как только температура декомпрессионной камеры 170 снижается вследствие выпуска газа, регенерирующий материал 178 поддерживает эту низкую температуру, и таким образом, охлаждающий эффект может поддерживаться в течение долгого времени. Это может решить проблему того, что контейнер 10 для хранения охлаждается внутри только в процессе выпуска газа из контейнера 10, при работе двигателя, но охлаждающее воздействие прекращается при остановке двигателя, когда прекращается выпуск газа. Эта структура может поддерживать низкую температуру хранящегося материала в контейнере 10 для хранения, обеспечивая хранение CNG высокой плотности, даже когда контейнер загружается сжатым природным газом через некоторое время, после отключения двигателя.
Вариант выполнения 35
На Фиг.89 показан другой пример контейнера для хранения, используемого в системе для сжижения и хранения газа на основе метана, согласно изобретению. На Фиг. 89, контейнер 10 для хранения может быть снабжен некоторым количеством углеводородного растворителя, чтобы покрыть его потери, если необходимо, вместе с загрузкой сжатым природным газом. В этом случае, углеводородный растворитель охлаждается посредством охладителя 180 растворителя, перед подачей в контейнер 10 для хранения. Это может понизить температуру хранящегося материала в контейнере 10 для хранения, и обеспечивает хранение сжатого природного газа (CNG) более высокой плотности.
Например, охладитель 180 растворителя может быть установлен в транспортном средстве, а охлаждающее вещество воздушного кондиционера транспортного средства может использоваться для завершения охлаждения. Если это устройство собирается в транспортном средстве, новое охлаждающее средство не требуется для стороны подачи топлива, и возможна легкая загрузка сжатым природным газом высокой плотности.
Кроме того, такое выполнение, в котором охладитель 180 растворителя охлаждает углеводородный растворитель для пополнения, может быть объединено с другим способом охлаждения, например, показанным на Фиг.84, в котором охлаждение завершается путем выпуска хранимого материала в контейнере 10 для хранения. Это может создать даже больший охлаждающий эффект в контейнере 10 для хранения.
Промышленное применение
Согласно настоящему изобретению, как объяснено выше, средство регулирования композиции может поддерживать постоянное соотношение составляющих хранимого материала, выпускаемого из контейнера для хранения, и стабилизировать его горение в двигателе внутреннего сгорания.
Поскольку газ, основным компонентом которого является метан, растворяется в определенном типе углеводородного растворителя и хранится, можно хранить метан более высокой плотности.
Кроме того, когда газ, основным компонентом которого является метан, и углеводородный растворитель приводятся в сверхкритическое состояние и хранятся в контейнере для хранения, метан можно хранить даже большей плотности.
Когда контейнер для хранения повторно загружается, соотношение составляющих элементов содержимого контейнера для хранения контролируется, и регулируются соотношения составляющих материала, подлежащего подаче в контейнер для хранения. Поэтому, соотношения составляющих содержимого контейнера для хранения может оптимизироваться после того, как контейнер для хранения загружен. Следовательно, метан более высокой плотности может храниться, и хранящийся материал может выпускаться из контейнера для хранения и подаваться, с постоянным соотношением составляющих, к системе для использования.
Когда хранящийся материал подается из парофазной части контейнера для хранения, при подаче из контейнера для хранения к системе, использующей его, количество углеводородного растворителя может уменьшаться. Путем определения только количества жидкости в контейнере для хранения, контейнер для хранения может пополняться соответствующим количеством углеводородного растворителя.
Когда углеводородный растворитель подается из контейнера, предназначенного только для хранения углеводородного растворителя, установленного на подвижном корпусе, к контейнеру для хранения, частота пополнения углеводородного растворителя от стороны подачи топлива к подвижному корпусу, может быть снижена.
Когда углеводородный растворитель в жидкой фазе отделен от газообразной части хранящегося материала, выпускаемого из контейнера для хранения и возвращаемого в него, количество потребляемого углеводородного растворителя в контейнере для хранения может быть дополнительно снижено.
Когда хранящийся материал выпускается как из парофазной части, так и из жидкофазной части контейнера для хранения при постоянном соотношении, и подается от контейнера для хранения к системе, где он используется, как соотношение составляющих хранящегося материала в контейнере для хранения, так и материала, подаваемого к системе могут поддерживаться постоянными.
Когда контейнер для хранения охлаждается внутри при загрузке газом, основным компонентом которого является метан, плотность хранящегося материала в контейнере для хранения стабилизируется, и можно достичь более точного регулирования соотношений составляющих хранящегося материала. В результате, соотношения составляющих хранящегося материала, выпускаемого из контейнера для хранения, могут легко поддерживаться постоянными.
Кроме того, внутреннее пространство контейнера для хранения может эффективно охлаждаться путем адиабатического расширения и скрытой теплоты испарения, возникающих при выпуске хранящегося материала из контейнера для хранения.
Когда бензин или легкое масло используется в качестве углеводородного растворителя, которым загружают контейнер для хранения, сам растворитель можно использовать в качестве топлива, в случае аварии.
Система для хранения газа на основе метана состоит из контейнера для хранения углеводородного растворителя для хранения растворенного газа, образующего жидкую и паровую фазы, и средство регулирования композиции для поддержания заранее определенного соотношения фаз. Средство регулирования обеспечивает одновременное извлечение жидкой и паровой фаз из контейнера для хранения и смешивания и выпуск извлеченных жидкой и паровой фаз при поддержании заранее определенного соотношения в процессе выпуска. В другом варианте система содержит контейнер для хранения диметилового эфира для растворения и хранения газа. В другом варианте устройство содержит информационное средство для определения состава композиции и передающее средство для передачи результата определения к стороне подачи. Устройство может содержать контейнер для извлекаемых остатков углеводорода, детектирующее средство для определения соотношения фаз в нем и средство управления соотношениями при подаче в контейнер для хранения. Устройство может содержать временно загруженный контейнер только для растворителя, установленный при помощи средства управления проходом между контейнером для хранения и временно загруженным контейнером. Использование изобретения позволит обеспечить выпуск хранящегося материала при поддержании постоянного соотношения составляющих. 8 с. и 41 з.п. ф-лы, 89 ил., 2 табл.
Приоритет по пунктам:
| Разборный с внутренней печью кипятильник | 1922 |
|
SU9A1 |
| US 5315054 A, 24.05.1994 | |||
| RU 96102430 A, 10.05.1998 | |||
| Криогенный резервуар | 1988 |
|
SU1520295A1 |
| US 5900515 A, 04.05.1999 | |||
| US 4372753 A, 08.02.1993 | |||
| Композиция для изготовления противоореольного антистатического слоя кинофотоматериалов на триацетатной основе | 1982 |
|
SU1027678A1 |
