CN104350323A - 吸附天然气储存设备 - Google Patents

吸附天然气储存设备 Download PDF

Info

Publication number
CN104350323A
CN104350323A CN201380022174.1A CN201380022174A CN104350323A CN 104350323 A CN104350323 A CN 104350323A CN 201380022174 A CN201380022174 A CN 201380022174A CN 104350323 A CN104350323 A CN 104350323A
Authority
CN
China
Prior art keywords
natural gas
gas
bed system
storing equipment
light
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201380022174.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104350323B (zh
Inventor
Y·王
杰马尔·埃尔詹
穆罕默德·加利卜·阿勒-哈希姆
安瓦尔·H·阿尔克哈瓦贾
拉什德·M·奥斯曼
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN104350323A publication Critical patent/CN104350323A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104350323B publication Critical patent/CN104350323B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C11/00—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels
    • F17C11/007—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels for hydrocarbon gases, such as methane or natural gas, propane, butane or mixtures thereof [LPG]
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0438—Cooling or heating systems
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0446—Means for feeding or distributing gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0454—Controlling adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0462—Temperature swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/54—Nitrogen compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/102—Carbon
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B01D2257/7022—Aliphatic hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40083—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40088—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption by heating
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/45—Gas separation or purification devices adapted for specific applications
    • B01D2259/4525—Gas separation or purification devices adapted for specific applications for storage and dispensing systems
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/30—Pressing, compressing or compacting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/542—Adsorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/20—Capture or disposal of greenhouse gases of methane

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

本发明提供一种使用天然气储存设备来减少日常需求对天然气源的影响的方法，该方法包括将天然气引入天然气储存设备(100)、将天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分、以及在非需求高峰期保留所述组分。所述天然气储存设备包括防护床系统(120)和吸附床系统(138)。所述方法还包括释放重天然气组分和轻天然气组分，将它们混合为释放的天然气组分产物以及在需求高峰期将其引入所述天然气源。

Description

吸附天然气储存设备
发明背景
技术领域
本发明的领域涉及天然气的储存。更具体而言，该领域涉及用于在不同的需求期间储存和释放天然气的系统和方法。
背景技术
天然气是全世界的轻便和优选的燃料选择。天然气比其他传统燃料(包括石油和煤)燃烧更完全；因此，天然气的燃烧对环境的危害相对较小。天然气和类似的产物(包括LNG、丙烷和其它压缩气体燃料)在发动机和涡轮机燃烧系统中更高效。
用燃气涡轮机发电是众所周知的且相对便宜。热的、压缩的废气的再循环可以带来超过90％的热转化效率。涡轮机联产设备不仅产生对提高采油率和其它化学工艺有用的电和二氧化碳，还产生热水和蒸汽。商业用户和个人消费者都能使用这些产品。
由于天然气作为燃料的广泛可用性，用燃气涡轮机发电的技术越来越多。天然气资源的位置并不仅限于几个地理区域。压裂深层页岩储藏在欧洲、日本和美国的进展显示天然气正在并且将持续作为工业化社会未来几年的主要燃料。电的联产是为用户市场提供烃类燃料的最大利益的最佳途径。
当为非商业用户提供电力或天然气时，天然气输送网络出现明显的问题：日常需求。人类不同于制造工厂或设施，往往不是全天稳定的能量用户。人们在白天和进入夜间的早期消耗较大量的电力而在夜间和进入上午的早期消耗较少的电力。较高的消耗比率形成“需求高峰期”而较低的消耗比率产生“非需求高峰期”。该日常情形往往在全年都发生。然而，在不同的季节，各周期的长度(分别是自然光较长的周期需要较少的人造光，而自然光较短的周期需要较多的人造光)和该周期的幅度(例如，相对于更温和的温度，较高或较低温度下的需求量更大)能够改变在该日常周期中的需求的波动幅度。需求的位置也对日常需求的情况有影响。在较冷的环境中，由于用户使用加热设备，日常用电和天然气的整体需求在夏季月份中较低且在冬季月份中较高。在较温暖的环境中，由于用户使用空调装置来保持凉爽，日常需求有相反的趋势。
电力和天然气消耗的波动——不仅在日常使用中而且也在季节差异上——导致天然气输送和生产系统的整体变动。天然气生产几乎是恒定的。天然气生产和总消费之间的供需缺口导致了“气体需求滞后”。在未干涉的情况下，该滞后本身表现为天然气输送系统整体的系统压力升高和降低(“波动”)。
发电设备优选使用恒定、高压的天然气作为原料。由于突然的不适当进料-燃料比会导致设备在负荷未满时减速，天然气进料的压力波动会破坏发电设备，尤其是旋转的设备(包括燃气涡轮机)。
过去减轻压力波动的方案包括在输送系统中的在线压缩机。试图在需求高峰期运行CNG(压缩天然气)增压压缩机以维持输送系统压力。天然气进料压力的损失会导致发电机的停机和公共客户的不满。
由于压缩设备在CNG输送系统压力下运行，使用压缩设备增加了输送系统的运行费用。压缩设备的运行还必须能够承受日常运行温度的变化。在线压缩机的维护是昂贵的，因为它们无法稳定地运行：它们在系统压力为低阈值时开始运行并在系统压力为高阈值时停止运行。
即使是实行最好的保养操作，压缩机也无法避免出现故障。旋转设备的故障有时是灾难性的，运送和调试新的装置需要数周的停机。由于故障导致天然气进料压力的突然损失(sudden loss)会导致下游发电机的立即停机以及公众消费者的长期不满。
发明内容
用于减少日常需求对天然气源的影响的天然气储存设备包括防护床系统(guard bed system)和吸附床系统。所述防护床系统具有重天然气组分储存容量并且能够有效地从引入的天然气中除去杂质，选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分，保留所述重天然气组分和释放所述重天然气组分。所述吸附床系统流体连接到所述防护床系统。所述吸附床系统具有轻天然气组分储存容量，含有微孔材料形式的轻天然气吸附剂，并且能够有效地使用所述轻天然气吸附剂来保留所述轻天然气组分和从所述轻天然气吸附剂释放所述轻天然气组分。所述天然气储存设备连接到天然气储存设备使得引入的天然气进入所述防护床系统。所述天然气储存设备任选地包括温度控制系统和压缩机系统。
使用天然气储存设备来减少日常需求对天然气源的影响的方法包括在非需求高峰期将天然气引入所述天然气储存设备的步骤。所述引入的天然气具有一定的天然气热值。
所述方法还包括在非需求高峰期运行所述天然气储存设备使得所述防护床系统从引入的天然气中除去天然气杂质的步骤。所述方法还包括在非需求高峰期运行所述天然气储存设备使得所述防护床系统选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分并保留所述重天然气组分的步骤。所述方法还包括在非需求高峰期运行所述天然气储存设备使得所述轻天然气组分从所述防护床系统传送至吸附床系统的步骤。所述方法还包括在非需求高峰期运行所述天然气储存设备使得所述吸附床系统将所述轻天然气组分吸附在轻天然气吸附剂内的步骤。
所述方法还包括在需求高峰期运行所述天然气储存设备使得所述防护床系统释放所述重天然气组分，所述吸附床系统从所述轻天然气吸附剂释放所述轻天然气组分，以及释放的重天然气组分和释放的轻天然气组分混合以形成释放的天然气产物的步骤。所述方法还包括在需求高峰期将释放的天然气产物引入所述天然气源的步骤。
可运行所述天然气储存设备以接收由所述天然气源引入的天然气，选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分并且在非需求高峰期分别保留所述天然气组分。所述天然气储存设备能够有效地储存所述重天然气组分和所述轻天然气组分直到需求高峰期。所述天然气储存设备能够有效地在需求高峰期释放所述天然气组分并将所述天然气组分引入所述天然气源。
所述天然气储存设备缓解了若干问题并提供了许多优点。所述天然气储存设备提供了将在非需求高峰期生产的天然气体积“时移”并在需求高峰期将其释放的方法。当天然气需求较大时将天然气组分添加到天然气源并在没有天然气需求时将其移除，这减小了日常需求与稳定供应的差异造成的压力的波动幅度，抵消了在天然气源的压力方面所见的“波动”。在用户需求减少的时期接收天然气降低了天然气源的压力，而在用户需求较大的时期以天然气组分的形式返还所述天然气提高了天然气源的压力。
抑制天然气源中的压力波动有助于相关压缩系统更稳定地运行并且避免了周期性的压力状况。减少系统压力变化使用户能够以更加稳定的入口系统压力运行。这延长了旋转设备的运行寿命并避免了许多急性压力相关故障的状况。
所述天然气储存设备具有最小量的旋转设备。无需在线的旋转设备减少了运行天然气输送系统的寿命成本并且使该设施的运行更可靠。
所述天然气储存设备主要依靠压力差和天然气源的压力的整体变化以将天然气引入该设备中，在非需求高峰期促进收集，在需求高峰期促进释放并将天然气组分引入天然气源。通过环境条件的变化或者通过使用温度控制系统，改变防护床系统和吸附床系统的温度，促进在非需求高峰期的保留和在需求高峰期的释放。
附图简要说明
结合下面优选的实施方式的详细描述、所附的权利要求、和附图，可更好地理解本发明的这些和其它特征、方面、以及优点，其中：
图1是天然气储存设备的一个实施方式的工艺流程图；
图2示出了AC3(一种有用的活性炭微孔材料)的几个甲烷等温趋势；以及
图3示出了固定体积容器和包含有用的微孔材料AC3的类似的固定体积容器的两种等温容量储存趋势。
这些附图是天然气储存设备的实施方式的一般性示意图。这些附图及其描述有利于对天然气储存设备及其使用方法的更好理解。这些附图并不以任何方式限制或限定本发明的范围。为了便于说明，这些图是简单的图示。本领域技术人员可以理解，这样的系统是带有使其能运行以用于预期目的的附属设备和子系统的复杂结构。
具体实施方式
说明书(包括发明的摘要、附图的简要说明和优选实施方式的详细说明)以及所附的权利要求涉及本发明的具体特征(包括工艺或方法步骤)。本领域技术人员可以理解，本发明包括说明书中描述的具体特征的所有的可能组合和使用。本领域技术人员可以理解，本发明并不限于说明书中给出的实施方式的描述。本发明的主题内容不仅限于本说明书和所附权利要求的实质。
本领域技术人员还可以理解的是，用来描述具体实施方式的术语并不限制本发明的范围或外延。在解释说明和所附权利要求时，所有的术语均应该以与各术语上下文一致的可能的最宽泛的方式解释。除非另有限定，在说明书和所附权利要求中使用的所有技术和科学术语的含义与本发明所属领域的一个普通技术人员通常理解的相同。
除非在上下文中明确指出，否则在说明书和所附权利要求中使用的单数形式“一个”、“一种”和“该”包括复数形式。动词“包括”及其变化形式应该解释为以非排他性的方式指元件、组件或步骤。所提到的元件、组件或步骤可以与其它没有明确提到的元件、组件或步骤一同存在、利用或结合。动词“连接”及其变化形式是指完成任何类型的所需连接，包括电、机械或流体连接，从而由两个或更多个先前未连接的对象形成单一对象。如果第一装置连接到第二装置，该连接可以直接或通过共同的连接件实现。“任选地”及其各种形式是指其后描述的事件或情况可能会或可能不会发生。该描述包括其中所述事件或情况发生的场合和它不发生的场合。“能够有效地”及其各种形式是指适用于其正常功能，并能够被用于其预期用途。“相关的”及其各种形式是指一些对象与其它的对象有关，因为它们一起发生或一者产生另一者。
空间术语描述对象的相对位置或一组对象相对于另一或另一组对象的相对位置。空间关系沿垂直和水平轴应用。除非另有说明，取向和像“上游”和“下游”之类的关系词是为了描述方便而不是限制性的。
当说明书或所附权利要求书中提供数值范围，应当理解，该区间包括上限和下限以及上限和下限之间的每个中间值。基于所提供的任何特定的排除，本发明包括和界定所述区间的较小范围。“基本上不含”是指基于所指明的测量单位小于1％。“检出量”是指基于所指明的测量单位为0.01％。
在说明书和所附权利要求中引述的方法包括两个或多个所定义的步骤的情况下，所定义的步骤可以以任何顺序或同时进行，除非上下文中排除了这种可能性。
当在本申请中引用专利或公开文献时，所述文献以不与本文所述内容冲突的程度通过引用全部并入本文。
图1
图1是天然气储存设备的实施方式的工艺流程图。天然气储存设备100在上游连接点104和下游连接点106处连接到CNG管道102(天然气源)。通过关闭上游隔离阀108和下游隔离阀110能够将天然气储存设备100与CNG管道102流体隔离。止回阀112提供了另外的保证，确保流经天然气储存设备100的任何流体均为从上游连接点104到下游连接点106的单向流动。
防护床系统114(虚线轮廓)通过进气管道116连接到CNG管道102。防护床系统114包括杂质分离器118和两个防护吸附器120。图1示出了并联配置的两个独立的防护吸附器120。运行杂质分离器118以将天然气杂质从输入的天然气中除去。杂质分离器118通过防护吸附器入口隔离阀122连接到防护吸附器120。运行防护吸附器120以将输入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分并在非需求高峰期保留重天然气组分。防护吸附器热夹套124围绕在两个防护吸附器120的外部。防护床系统116在防护吸附器120的流出口处具有防护吸附器出口隔离阀126。
天然气储存设备100包括温度控制系统128。温度控制系统128连接到防护吸附器热夹套124。温度控制系统128控制、维持和调节防护吸附器120的内部温度。温度控制系统128通过经防护床供给管道130将温度调节流体引入防护吸附器热夹套124来维持防护吸附器120的温度。传递到防护吸附器热夹套124中的温度调节流体以及从温度调节流体中传递出来的热量用于将重天然气组分与轻天然气组分分离以及保留重天然气组分和从防护吸附器120中含有的重天然气吸附剂(未示出)释放该重天然气组分。用过的温度调节流体从防护吸附器热夹套124经防护床回流管道132返回温度控制系统128。
太阳能阵列134通过电路136电连接到温度控制系统128。太阳能阵列134提供电力使得温度控制系统128在需求高峰期和非需求高峰期均满足天然气储存设备100的温度调节需求。
防护床系统114通过防护吸附器出口隔离阀126和吸附床入口隔离阀140流体连接到吸附床系统137(虚线轮廓)。图1示出了具有4个并联的独立吸附床138的吸附床系统137。各吸附床138含有在非需求高峰期用来保留轻天然气组分的轻天然气吸附剂(未示出)。吸附床热夹套142围绕在吸附床138的外部并调节吸附床138的内部温度。解吸附的轻天然气组分从吸附床138经出口隔离阀144传送。
温度控制系统128连接到吸附床热夹套142。温度控制系统控制、维持和调节吸附床138的内部温度。温度控制系统128经吸附床供给管道146将温度调节流体引入吸附床热夹套142。传递到吸附床热夹套142中的温度调节流体以及从其中传递出来的热量用于轻天然气组分的吸附以及轻天然气组分从吸附床138中含有的轻天然气吸附剂(未示出)的解吸附。用过的温度调节流体从吸附床热夹套142经吸附床回流管道148返回。
在图1中，防护床系统114通过防护床排出隔离阀154连接到储存设备压缩机150和压缩机旁通阀152。吸附床系统137也通过吸附床出口隔离阀144连接到储存设备压缩机150和压缩机旁通阀152。储存设备压缩机150和压缩机旁通阀152均提供从防护吸附器120和吸附床138到CNG管道102的通路。储存设备压缩机150能够有效地将释放的重天然气组分和释放的轻天然气组分分别或一起加压并通过排出管道156引入CNG管道102。旁通阀152提供了通过排出管道156至CNG管道102的通路。取决于阀门配置，可运行储存设备压缩机150以分别或同时降低防护吸附器120和吸附床138中的压力以促进解吸附。
在非需求高峰期，可检测的状态触发天然气储存设备100以使隔离阀运行，以使CNG管道102、防护床系统114和防护吸附器120之间形成流体通路，其中所述隔离阀包括上游隔离阀108、防护吸附器入口隔离阀122、防护吸附器出口隔离阀126和吸附床入口隔离阀140。
CNG管道102和防护床系统114之间的压力差促使天然气从CNG管道102流入杂质分离器118。运行杂质分离器118以在引入的天然气传送进入防护吸附器120之前除去其中的任何杂质。压力差促使引入的天然气从杂质分离器118流入一个或多个防护吸附器120。在降低的温度和增加的压力下(由于更多的天然气流入天然气储存设备100)，引入的天然气的重天然气组分选择性地从所述引入的天然气中分离并保留在防护吸附器120中。
轻天然气组分作为天然气分离后的残余物形成。轻天然气组分从防护床系统114传送并进入一个或多个吸附床138。由吸附床热夹套142保持在降低的温度下的轻天然气吸附剂吸附所述轻天然气组分。
温度控制装置128将温度调节流体供给到防护吸附器热夹套124和吸附床热夹套142从而促进引入的天然气选择性分离为重天然气组分和轻天然气组分、重天然气组分在防护吸附器120中的保留和轻天然气组分在吸附床138中轻天然气吸附剂上的吸附。
在非需求高峰期结束时或其他可检测状态出现并被检测到时，上游隔离阀108、防护吸附器入口隔离阀122、防护吸附器出口隔离阀126和吸附床入口隔离阀140关闭，以将天然气储存设备100与CNG管道102隔离。温度控制装置128继续将防护吸附器120和吸附床系统137保持在降低的储存温度下，以使得重天然气组分保留在防护吸附器120中且轻天然气组分保留在吸附床138中。
在需求高峰期，由天然气储存设备100检测到的一定状态引发其运行隔离阀(包括防护吸附器出口隔离阀126、吸附床出口隔离阀144、防护床排出隔离阀154和下游隔离阀110)，以使防护床系统114和CNG管道102之间以及防护吸附器120和CNG管道102之间形成流体通路。运行温度控制装置128以将温度调节流体提供至防护吸附器热夹套124和吸附床热夹套142，使得防护吸附器120中维持有利于重天然气组分的释放的温度，并且使得吸附床138中维持使轻天然气组分从轻天然气吸附剂解吸附的温度。
从防护吸附器120或吸附床138或这两者向CNG管道102引入解吸附的天然气组分通过打开压缩机旁通阀152进行，无需进行压缩辅助。如果防护床系统114和CNG管道102之间存在适当的压力差，则释放的重天然气组分从防护床系统114流入CNG管道102中。类似地，如果吸附床138和CNG管道102之间存在适当的压力差，则解吸附的轻天然气组分从防护床系统114流入CNG管道102中。否则，关闭压缩机旁通阀152并运行设备压缩机150以提供给释放的天然气组分所需的动力。
储存设备压缩机150的运行可用于在防护床系统114或吸附床138之一或这两者当中产生低于大气压的压力(sub-atmospherepressure)或“部分真空”。在形成部分真空状态的同时，关闭防护吸附器出口隔离阀126或防护床排出隔离阀154使得防护吸附器120内部保持低于大气压的压力状态。在部分真空状态过程中关闭吸附床出口隔离阀144使得吸附床138保持低于大气压的压力状态。
其他天然气储存设备100的运行包括：运行温度控制装置128使其提供加热或冷却，关闭设备压缩机150，打开防护吸附器120和吸附床138之间的隔离阀以平衡压力并关闭所有其他剩余通向天然气储存设备100的隔离阀。
微孔材料
吸附床系统包括轻天然气吸附剂。所述轻天然气吸附剂是一种微孔材料。天然气储存设备的实施方式包括具有由微孔材料制成的重天然气吸附剂的防护床系统。
用于天然气储存设备的微孔材料能够有效地基于所存在的整体环境状态、当前饱和度和整体环境状态的改变来吸附和解吸附天然气组分。这使得可以在非需求高峰期进行轻天然气组分的吸附、从非需求高峰期到需求高峰期进行天然气组分的保留、以及在需求高峰期进行天然气组分的释放。有用的微孔材料包括对甲烷具有高吸附能力的微孔材料。有用的微孔材料包括对乙烷具有高吸附能力的微孔材料。微孔材料的例子包括活性炭、金属有机框架材料(MOF)、沸石、分子筛、碳纤维和碳纳米管。
微孔材料的堆密度取决于许多结构因素，包括颗粒形状、颗粒密度和粘结材料。有用的活性炭材料的堆密度在约0.20至约0.75克/立方厘米(g/cm3)的范围内。有用的金属氧化物框架材料(MOF)的堆密度值等于或大于约0.15g/cm3。有用的活性炭材料微孔材料具有狭缝状微孔。
具体实施方式的例子有利于对可用作天然气储存设备的一部分的微孔材料的更好理解。以下关于微孔材料的讨论对本发明的范围不应构成任何方式的限制或限定。
表面特性能够有助于确定用于天然气储存设备中合适的重天然气吸附剂材料和轻天然气吸附剂材料。表1示出了吸附材料活性炭1-5(AC1-5)和金属氧化物框架(MOF 1)的表面和孔性质。所有的活性炭具有“狭缝”形状的微孔。在表1中，“N/A”表示“不适用”。
通过气体吸附研究领域的普通技术人员理解并了解的几种不同测试方法，提供了在表1中表示的活性炭1-5(AC1-5)和金属有机框架的表面性质。AIChE Journal(第58卷，第3期)782-788页(“Wang”)Wang等人的文章“Experimental and Theoretical Study of MethaneAdsorption on Granular Activate Carbons”描述了在77°K下采用氮孔隙率测定法和水银孔隙率测定法表征吸附剂材料的工艺和装置。ASTM国际标准D2862提供了用于确定“ASTM筛目尺寸”的方法。BET(Brunauer-Emmett-Teller)分析提供了作为相对氮气压力的函数的吸附材料的比表面积。BJH(Barrett-Joyner-Halenda)分析采用氮气吸附和解吸附技术确定了吸附剂材料的孔面积，其显示了孔径。埃是相当于1×10-10米的测量单位。
表1：吸附材料活性炭1-5(AC1-5)和金属氧化物框架(MOF 1)的表面和孔性质。
表1示出了若干有用的微孔材料的特性。采用氮孔隙率测定法测定，有用的微孔材料在77°K下所述微孔材料的BET比表面积值至少为800平方米/克(m2/g)，并且所述微孔材料的微孔体积值至少为0.300立方厘米/克(cm3/g)。表1同样示出了若干有用的活性炭微孔材料，其在77°K下采用氮孔隙率测定法确定的BJH平均孔径宽度在约10至约30埃的范围内。
图2和3示出了若干有用的微孔材料的一般性质。为了证明目的，图2示出了AC3(一种有用的活性炭微孔材料)的若干甲烷等温趋势。Wang提供了用于利用甲烷确定微孔材料基于体积的吸附等温线的测试方法和装置的描述。评估压力为0巴至约55巴。等温趋势为在10℃、21℃、39℃和56℃的情况。“吸附量”是在标准条件(1巴；21℃)下相对于微孔材料的每单位堆体积而言吸附在所述微孔材料上的甲烷的体积比。吸附量比是体积比，因此没有计量单位。所有数值均采用甲烷吸附。
图2的等温趋势总体示出了有用的微孔材料的若干体积/吸附关系。对于给定的压力范围，甲烷在较高的相对压力值下吸附量较大。对于给定的温度范围，降低温度使得在微孔材料上的吸附更多。
图2示出AC3微孔材料在40巴的系统压力下的吸附量比：在10℃下约为84，在21℃下约为79，在39℃下约为70，以及在56℃下约为62。在40巴的系统压力下，通过将微孔吸附剂材料的温度从56℃降低到39℃，微孔材料能够有效地吸附另外约8体积的甲烷(在标准状态下)。在50巴的系统压力下，AC3微孔材料的吸附量比在10℃下约为88,在21℃下约为84，在39℃下约为74，在56℃下约为67。
所述天然气储存设备的实施方式包括这样的微孔材料：在56℃下，其在40巴的系统压力下的吸附量比大于约60且在50巴的系统压力的下吸附量比大于约65。所述天然气储存设备的实施方式包括在21℃下在35巴至50巴的压力范围内的吸附量比大于约100的微孔材料。所有数值均采用甲烷吸附。
为证明目的，图3示出了固定体积容器和包含有用的微孔材料AC3的类似的固定体积容器的两种等温容量储存趋势。Wang描述了基于体积/体积比使用的确定储存在各固定体积中的甲烷总量的测试装置和方法。评价压力范围为0巴至55巴。示出的等温趋势为在21℃下得到。“储存量”是所述固定容器中每单位体积固定容器储存的甲烷体积的比，该固定容器含有微孔吸附材料。所述储存量比是体积比，因此没有测量单位。
图3显示填充有AC3微孔材料的固定容器能够有效地在21℃和50巴的系统压力下以约132的储存量比储存甲烷，在45巴的系统压力下以约126的储存量比储存甲烷，以及在40巴的系统压力下以约119的储存量比储存甲烷。
天然气储存设备的实施方式包括这样的微孔材料：其在50巴的系统压力下的储存量比大于约115，在45巴的系统压力下的储存量比大于约110，且在40巴的系统压力下的储存量比大于约100。天然气储存设备的实施方式包括在35巴至50巴的压力范围内的储存量比大于约100的微孔材料。所有数值均在21℃下采用甲烷吸附。
天然气储存设备
天然气储存设备包括防护床系统和吸附床系统。所述吸附床系统包含轻天然气吸附剂。所述轻天然气吸附剂是微孔材料。天然气储存设备的实施方式包括在防护床系统中的重天然气吸附剂。天然气储存设备的实施方式包括微孔材料形式的重天然气吸附剂。天然气储存设备的实施方式包括温度控制系统。天然气储存设备的实施方式包括储存设备压缩机。
引入的天然气
天然气储存设备连接到天然气源。天然气源在非需求高峰期将天然气引入天然气储存设备。天然气储存设备在需求高峰期将天然气组分引入天然气源。
天然气储存设备能够有效地处理来自天然气源的各种气态的和汽化的含烃进料。天然气的例子包括湿天然气、干天然气、油井气或伴生气以及汽化的冷凝物。引入的天然气可以是天然来源的材料或预先处理或分离过的若干烃类气体的合成组合物，所述烃类气体包括甲烷、乙烷(C2)、LNG(其为甲烷和乙烷的混合物)、丙烷(C3)、丁烷、LPG(即，丙烷和丁烷的混合物)、戊烷和己烷。
优选引入的天然气在天然气储存设备的运行条件下不形成烃类或非烃类液体。冷凝和蒸发会破坏选择性分离和吸附剂材料。
用于电力生产和用户的天然气通常含有C1-5烷烃，其组成主要为甲烷，其次为乙烷。即使经过预处理，天然气通常含有少量的非烃污染物。潜在的污染物包括“惰性”气体(例如，氮气、氧气、氦气、氩气、氖气和氦气)，酸性气体(例如，硫化氢和二氧化碳)，有机杂化合物(例如，硫醇、硫化物和二硫化物)，水(汽化的、吸入的(aspirated)水)，固体(例如，沙、铁锈、“黑色粉末”、元素硫、砷和汞化合物、和盐)以及充分处理的化学品(例如，甲醇、胺类化合物、和乙二醇)。所述杂质的浓度范围可以从十亿分之几(ppb)到千分之几(ppt)。非烃类杂质能与重天然气吸附剂和微孔材料的表面发生化学反应，或在其表面上冷凝或吸附。随着时间的推移，反复接触杂质会缩短昂贵且难以替换的重天然气吸附剂和其他微孔材料的寿命。
防护床系统
天然气储存设备包括防护床系统。可运行防护床系统以在非需求高峰期从引入的天然气中除去杂质。还可运行防护床系统以选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分。还可运行防护床系统以保留重天然气组分。天然气储存设备的实施方式包括含有重天然气吸附剂的防护床系统。天然气储存设备的实施方式包括这样的重天然气吸附剂，其中该重天然气吸附剂是微孔材料。还可运行防护床系统以释放重天然气组分。
可运行防护床系统以在非需求高峰期从引入的天然气中除去杂质。防护床系统不会将除去的杂质再引回到释放的重天然气组分中。杂质去除装置包括专门用于某些天然气杂质的特定分离的装置，例如，用于从引入的天然气中除去水的氯化钙固体干燥剂。有用的杂质去除系统同时提取多于一种的杂质。可运行有用的多组分去除系统以从引入的天然气中清除极性杂质以及无机材料。杂质去除装置可以包括一种或多种杂质去除材料，包括固体干燥剂、过滤器、硅胶、二氧化硅珠、活性氧化铝、活性矾土、具有结晶沸石或金属铝硅酸盐的分子筛以及活性炭或非活性炭。
可运行防护床系统以选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分。防止具有三个或更多个碳的烷烃进入吸附床系统的作用是防止轻天然气吸附剂床受到在吸附床系统的运行温度下由更高级烷烃引发的破坏性烃类冷凝的影响。重天然气组分的反复冷凝和汽化会对轻天然气吸附剂材料的长期性能产生负面影响。通过使得轻天然气吸附剂的温度低于所述更高级烷烃的冷凝温度，在避免更高级烷烃吸附在轻天然气吸附剂上的同时，还能最大化天然气储存设备的轻天然气组分储存容量。
天然气储存设备的实施方式包括防护床系统，其能够有效地将引入的天然气选择性地分离为包含C3+烃类的重天然气组分和包含甲烷和乙烷并基本上不含丙烷的轻天然气组分。天然气储存设备的实施方式包括防护床系统，其能够有效地将引入的天然气选择性地分离为包含C2+烃类的重天然气组分和包含甲烷并基本上不含乙烷的轻天然气组分。在防护床系统中用于烃类分离的装置包括深冷分离器、贫油溶液、膜、吸附塔、以及变压吸附(PSA)装置。
天然气储存设备的实施方式包括防护床系统，其能够有效地从引入的天然气中过滤天然气杂质并同时将引入的天然气选择性地分离为天然气组分。防护床系统从引入的天然气中除去极性和无机杂质以及非极性重天然气组分。极性和无机杂质牢固吸附在捕获杂质的分离材料上。在防护床系统的运行条件下，非极性有机材料(包括烷烃)以重复的吸附/解吸附模式暂时保留在表面上然后从分离材料释放。取决于分离材料和烷烃的化学构成，以不同的速率发生分离材料的吸附和从分离材料上释放，这最终导致引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分。这随着引入的天然气移动通过防护床系统而发生。在重天然气组分(保留在防护床系统的表面上较长时间)之前，快速吸附和解吸附的轻天然气组分传送通过所述防护床系统。不仅用于从引入的天然气除去杂质，而且将引入的天然气分离为轻天然气组分和重天然气组分的有用的系统的例子有：吸附塔或容器和含有铝、硅胶或分子筛的PSA。防护床系统的热再生通常恢复其杂质去除效力和选择性分离能力。
还可运行防护床系统以保留重天然气组分。防护床系统可以包括可用于储存重天然气组分的专用储存设备。专用储存设备的例子包括储罐、储筒(bullet)和容器。防护床系统能够以压缩气体、低温液体、饱和油或溶剂的形式保留重天然气组分。
天然气储存设备的实施方式包括含有重天然气吸附剂且能够有效地吸附重天然气组分的防护床系统。吸附储存系统比类似容量的低温或压缩储存系统需要更少的能量和资金花费。基于相对环境条件和吸附剂饱和度，重天然气吸附剂可用于吸附和解吸附重天然气组分。重天然气吸附剂包括任意具有吸附天然气能力的多孔材料，包括活性炭、金属有机框架材料(MOF)、沸石、分子筛、碳纤维和碳纳米管。重天然气组分储存容器的物理结构、重天然气吸附剂的吸附容量和保留条件决定了防护床系统的重天然气总储存能力。
重天然气吸附剂可以是微孔材料。可用于天然气储存设备的实施方式的重天然气吸附剂在21℃的温度下在35巴至55巴的压力范围内具有大于约100的甲烷储存量比。
天然气储存设备的实施方式包括使用重天然气吸附剂的防护床系统，使得其能够有效地从引入的天然气中除去杂质、选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分、并在非需求高峰期保留吸附的重天然气组分。保留条件可以与分离和提纯条件相同或不同。防护床系统的构造可以包括以串联方式或并联方式或这两种方式连接的含有重天然气组分吸附剂的专用容器。
可运行防护床系统以进行防护床的流体隔离。防护床的隔离使得可以维持保留状态下的重天然气组分直到需求高峰期。
吸附床系统
天然气储存设备包括吸附床系统。可运行天然气储存设备以在非需求高峰期将轻天然气组分引入吸附床系统。可运行吸附床系统以吸附并保留轻天然气组分。轻天然气吸附剂是微孔材料。可运行吸附床系统以在需求高峰期解吸附轻天然气组分。
吸附床系统包括一个或更多个串联或并联或串联和并联连接的吸附剂床。天然气储存设备的实施方式包括能够有效地将乙烷和甲烷选择性分离并吸附在不同吸附剂床的吸附床系统。
可运行天然气储存设备以在需求高峰期将从吸附床系统释放的轻天然气组分传送到天然气源。天然气储存设备的实施方式包括连接到吸附床系统的防护床系统，使得释放的轻天然气组分传送进入防护床系统。这样的设备构造能够净化防护床系统或将释放的轻天然气组分与释放的重天然气组分混合从而形成释放的天然气产物。
吸附床系统具有轻天然气储存能力。轻天然气组分储存容器的物理结构和轻天然气吸附剂在保留条件下的吸附容量决定了轻天然气的总储存容量。
温度控制系统
在世界大部分地区，尤其是在夏天和冬天发生的季节性温度波峰和波谷情况，任选的温度控制系统可以帮助优化吸附、保留和解吸附性能。天然气储存设备的实施方式包括温度控制系统。
可运行温度控制系统以调节防护床系统、吸附床系统或这两者的内部温度。温度和压力均影响天然气组分的保留和释放速率以及整体储存能力，尤其是对轻天然气吸附剂以及重天然气吸附剂(如果存在的话)而言。图2和3证明了该效应。烃类的吸附是放热的；解吸附是吸热的。通过从吸附床移除吸附热，温度控制系统有助于防护床系统、吸附床系统或这两者整体储存能力的最大化。通过将热量引入吸附床，温度控制系统有助于防护床系统、吸附床系统或这两者整体储存能力的最小化。
天然气储存设备的有用的实施方式包括温度控制系统，其能够有效地分别调节防护床系统和吸附床系统的温度。一个例子包括具有监控并维持防护床系统温度的第一温度控制系统和监控并维持吸附床系统温度的第二温度控制系统。天然气储存设备的实施方式包括能够有效地维持各独立吸附床的温度从而最小化能量消耗并维持对储存装置的控制的温度控制系统。
温度控制系统的运行不会在防护床系统中导致轻天然气组分的冷凝或吸附。防护床系统的温度被维持在高于吸附床系统温度的温度以防止轻天然气组分保留在防护床系统中。
使用替代性产能装置为天然气储存设备提供能量使得设备的位置确定更具灵活性。替代性产能装置有利于温度控制系统的运行，包括计算机监控系统的运行和控制阀的移动、加热和冷却传热流体、流体的压缩和存储装置的直接加热和冷却。替代性产能装置提高了天然气储存设备的净效用的益处。在产能时间由替代性能源直接提供动力或在非产能时间由替代性能源充电的电容器组直接提供动力能够降低温度控制系统的运行“环境影响”。有用的替代性产能装置的例子包括太阳能电池、太阳炉和风力涡轮机。
储存设备压缩机
天然气储存设备的实施方式包括储存设备压缩机。该任选的储存设备压缩机连接到防护床系统、吸附床系统或这两者。
储存设备压缩机能够有效地加压从储存设备释放的天然气组分以将其引入天然气源。储存设备压缩机还能够有效地单独或共同调节防护床系统和吸附床系统的压力。储存设备压缩机能够有效地将床系统中的压力降低到大气压以下从而使得各床系统基本不含烃。将床系统的压力降低到大气压以下促进了天然气组分从床系统(包括吸附材料)的释放。天然气储存设备的实施方式包括能够有效地在防护床系统中产生部分真空状态的储存设备压缩机。天然气储存设备的实施方式包括能够有效地在吸附床系统中产生部分真空状态的储存设备压缩机。
储存设备压缩机能够有效地在压缩室中和该压缩机的湍流排放区域下游将解吸附的重天然气组分和解吸附的轻天然气组分混合在一起以形成解吸附的天然气产物形式。
取决于压缩要求和天然气储存设备的运行灵活性，储存设备压缩机可串联或并联。
替代性产能装置有利于任选的储存设备压缩机的运行。
辅助设备
实施方式包括许多另外的标准部件或设备，使得所述的装置、工艺、方法和系统可以并且能够运行。一个本领域技术人员知道的这些标准设备的例子包括热交换器、泵、鼓风机、再沸器、蒸汽发生器、冷凝物处理器、膜、单级和多级压缩机、分离和分馏设备、阀、开关、控制器以及压力传感装置、温度传感装置、水平传感装置和流量传感装置。
可以通过人机交互、预编程计算机控制系统和应答系统或它们的组合来进行工艺或方法的部分或全部步骤的运行、控制和实行。
需求高峰期和非需求高峰期
天然气源的需求高峰期和非需求高峰期反映了天然气储存设备的运行的不同时期。天然气源通常是天然气输送系统；然而，气体脱硫装置、井口、移动和固定存储设备也能作为天然气源。作为天然气的一种来源，天然气输送系统包括为用户和发电机提供天然气的天然气管道和网络。所述天然气源具有固定的体积。
通过观察与天然气来源或外部环境条件或这两者相关的状态，需求高峰和非高峰期是可以检测到的。需求高峰期反映出与向天然气源的引入相比更高的速率或分配水平。因为天然气源具有固体体积，与需求高峰期相关的可检测状态包括天然气源的压力随着时间推移的下降，这可以表明对于天然气的需求超过供给。非需求高峰期反映出与向天然气源的引入相比更低的速率或分配水平。与非需求高峰期相关的可检测状态包括天然气源的压力随着时间推移的增加，这可以表明供给超过需求。
其它与天然气源相关的可检测状态可用于确定需求高峰期的开始或结束。与需求高峰期的开始相关的有用的可检测状态的例子包括：天然气源系统压力高于日常平均压力或高于比日常平均压力更大的预定压力值；天然气源的压力的下降速率处于或大于预定的下降速率值；以及来自天然气源的流率大于日常平均流率或大于预定的流率值。与需求高峰期的结束相关的有用的可检测状态的例子包括天然气源系统压力低于日常平均压力、低于比日常平均压力更高的预定压力值、或者低于比日常平均压力更低的预定压力值；天然气源的压力的下降速率处于或大于预定的下降速率值；以及来自天然气源的流率低于日常平均流率或小于预定流率值。
其它与天然气源相关的可检测状态也可用于确定非需求高峰期的开始或结束。与非需求高峰期的开始相关的关于天然气源的有用可检测状态的例子包括：天然气源系统压力高于日常平均压力或高于比日常平均压力更高的预定压力值；天然气源的压力的下降速率处于或大于预定的下降速率值；以及来自天然气源的流率大于日常平均流率或大于预定流率值。与需求高峰期的结束相关的关于天然气源的有用可检测状态的例子包括：天然气源系统压力低于日常平均压力、或者低于比日常平均压力更高的预定压力值、或者低于比日常平均压力更低的预定压力值；天然气源的压力的下降速率处于或大于预定的下降速率值；以及来自天然气源的流率低于日常平均流率或小于预定流率值。
其它与天然气源无关的可检测状态包括天然气储存设备外部的环境，其还可用于与需求高峰期或非需求高峰期的开始或结束关联。这些可检测的状态包括外部温度和该温度随时间的变化，以及日光的存在或缺乏。
其它与天然气源的状态无关但可以与需求高峰期或非需求高峰期的开始或结束关联的可检测状态是白天的时间。例如，在24小时的运行周期中，与需求高峰期相关的运行可在第一时间(日落前若干小时)开始-至下午的中后期-并持续到第二时间(日落后若干小时)-至傍晚。与非需求高峰期相关的运行可在第三时间(午夜后)开始-至凌晨-并在第四时间(清晨日出后)结束。两个周期的时间长度可以相似或不同。
可检测状态可以与天然气储存设备的运行性能相关。例如，检测到轻天然气组成并非完全不含丙烷表示防护床系统的贯穿。这可能表明所述防护床系统储存容量被填满或所述防护床系统的重天然气吸附剂需要更换。该可检测状态可以与非需求期的结束和天然气采集操作的结束相关。
可检测状态的结合可以与需求期或非需求期的开始或结束相关。例如，需求期可以在天然气源的压力处于或低于日常平均压力值、天然气源的压力的变化速率显示源的压力正在下降、并且检测到阳光的时候开始。可用于指示需求期或非需求期的开始或结束的可检测状态的组合的数量和种类数不胜数。
天然气储存设备的实施方式包括基于检测状态运行以维持设备工作的自动化监控系统。所述自动化监控系统可以包括预先建立的指令，该指令使得可监控可检测的条件，并在检测到一个或更多个可检测状态时开始预定的动作。对于检测到可检测状态的响应的例子包括发出报警声音以通知操作者与检测到的状态相关的天然气源状态的变化，并通过预先编程的计算机控制器的系列运行以响应于检测到的状态而自动开始。
需求的高峰和非高峰期可在彼此相邻的时期发生，使得这些时期时间上接近并连续。使用天然气储存设备的方法的实施方式包括使用这样的可检测状态，该状态表示第一需求高峰期的结束和继之的第二非需求时期的开始，反之亦然。需求的高峰和非高峰期可以发生在一天中的不同部分，其中需求高峰期在时间上不邻接非需求高峰期。其中天然气需求和来自天然气源的天然气供应近似相同的时期，被本领域认为是“稳定运行”的时期，可以将需求的高峰和非高峰期分隔开短至几秒钟、长至几小时。
在单一的24小时周期内能发生多个需求的高峰期和非高峰期。需求的高峰和非高峰期可由于一天当中的紧急情况或突发事件而发生。例如，工艺混乱或天然气储存设备的下游运行状况会在几乎没有预兆的情况下将需求高峰期变为非需求高峰期。天气事件会不仅改变需求状况还会改变天然气源的状态，这会破坏该年和日该时期的本来预期需求状况。
天然气储存设备的使用
在非需求高峰期，天然气源将天然气引入天然气储存设备。天然气源与天然气储存设备之间的压力差驱动天然气流动以减少整体能量消耗。在非需求高峰期的压力差驱动引入的天然气进入天然气储存设备。
在非需求高峰期运行天然气储存设备使得引入的天然气传送进入防护床系统。防护床系统的运行使得杂质被除去并选择性分离引入的天然气使得形成重天然气组分和轻天然气组分。防护床系统在非需求高峰期保留重天然气组分。轻天然气组分传送至吸附床系统，其中在非需求高峰期通过轻天然气吸附剂而使其保留。
在需求高峰期，天然气储存设备将释放的天然气组分引入天然气源。使用方法的实施方式包括将释放的重天然气组分引入天然气源。使用方法的实施方式包括将释放的轻天然气组分引入天然气源。使用方法的实施方式包括将释放的天然气产物引入天然气源，该产物是释放的轻天然气组分和释放的重天然气组分的混合物。使用方法的实施方式包括其中释放的天然气产物具有与引入的天然气的热值近似的热值的情况。
天然气储存设备利用防护床系统和吸附床系统的温度的变化来促进天然气组分的吸附、保留和解吸附。外部环境的温度变化以及由天然气源引入的天然气的温度变化有助于改变轻天然气吸附剂和重天然气吸附剂(如果存在的话)的吸附容量。天然气储存设备的实施方式包括温度控制系统，天然气储存设备的使用方法的实施方式包括运行该设备使温度控制系统在非需求高峰期将热从防护床系统移除。热的移除促进了防护床系统中重天然气组分的分离和保留。使用方法的实施方式包括运行该设备使温度控制系统在非需求高峰期将热从重天然气吸附剂移除。使用方法的实施方式包括运行该设备以使温度控制系统在非需求高峰期将热从轻天然气吸附剂移除。在防护床系统或吸附床系统或这二者中吸附材料的冷却，将吸附热从系统中存在的吸附剂材料移除并促进保留过程。
添加热量有相反的效果，并可用于在需求高峰期促进解吸附。天然气储存设备的实施方式包括温度控制系统，天然气储存设备的使用方法的实施方式包括运行该温度控制系统使得在需求高峰期将热引入防护床系统。使用方法的实施方式包括运行该温度控制系统使得在需求高峰期将热引入重天然气吸附剂。使用方法的实施方式包括运行该温度控制系统使得在需求高峰期将热引入轻天然气吸附剂。在需求高峰期提供热促进解吸附天然气组分的产生并为下个循环的床系统和吸附材料作准备。
来自释放的轻天然气组分的能量(尤其是如果引入了热量的话)可以用来释放重天然气组分。天然气储存设备的使用方法的实施方式包括运行该设备以将释放的轻天然气引入防护床系统，使得通过轻天然气组分的引入将重天然气组分从防护床系统释放。释放的轻天然气和释放的重天然气在防护床系统中的组合形成了释放的天然气产物。通过无需将热应用于所述防护床系统，这不仅节约了能量而且使得可以在引入天然气源之前形成了释放的天然气产物。
天然气储存设备也可以利用天然气源和天然气储存设备之间的压力变化来促进天然气向天然气储存设备的引入、天然气组分的吸附、保留、解吸附和天然气组分向天然气源的引入。天然气源的压力变化以及任选的存储设备压缩机的使用有助于改变轻天然气吸附剂和(如果存在的)重天然气吸附剂的吸附能力。天然气储存设备不需要压缩设备来将天然气引入防护床或吸附床系统，或将天然气组分从防护床或吸附床系统引入天然气源。在需求高峰期的开端，天然气储存设备中的压力大于天然气源的压力。在非需求高峰期的开端，天然气源的压力大于天然气储存设备中的压力。
天然气储存设备的实施方式包括存储设备压缩机，天然气储存设备的使用方法的实施方式包括在天然气从天然气源引入天然气储存设备时运行存储设备压缩机。在此期间运行存储设备压缩机可以在天然气储存设备和天然气源之间形成压力差，该压力差将天然气引入天然气储存设备中。在天然气源和天然气储存设备压力平衡后，继续天然气的引入促进储存容量的最大化。天然气储存设备的实施方式包括存储设备压缩机，使用方法的实施方式包括运行存储设备压缩机使得其将释放的轻天然气组分和重天然气组分混合在一起以在将该混合物引入天然气源之前形成释放的天然气产物。
使用方法的实施方式包括运行该设备以使得存储设备压缩机在防护床系统中产生低于大气压的压力。使用方法的实施方式包括运行该存储设备压缩机使得在吸附床系统中形成低于大气压的压力状态。在防护床系统和吸附床系统中将压力降低到低于大气压促进了重天然气组分和轻天然气组分从床系统的释放。需求高峰期在部分真空下隔离防护床或吸附床系统有助于在非需求高峰期在天然气储存设备与天然气源之间形成推动性压力差。
指示需求期和非需求期的开始和结束的可检测状态可以启动或终止天然气储存设备的运行。天然气储存设备的使用方法的实施方式包括检测指示需求高峰期开始的状态。该使用方法的实施方式包括检测指示需求高峰期结束的状态。该使用方法的实施方式包括检测指示非需求高峰期开始的状态。该使用方法的实施方式包括检测指示非需求高峰期结束的状态。可检测的状态可以与天然气源相关联，例如，源压力、天然气储存设备、一天中的时刻或与外部环境相关联。

Claims (25)

1.一种使用天然气储存设备来减少日常需求对天然气源的影响的方法，该方法包括以下步骤：
在非需求高峰期将天然气引入所述天然气储存设备；
在非需求高峰期运行所述天然气储存设备，使得
防护床系统从引入的天然气中除去天然气杂质，选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分，并在非需求高峰期保留所述重天然气组分，
所述轻天然气组分从所述防护床系统传送进入吸附床系统，以及
所述吸附床系统将所述轻天然气组分吸附在轻天然气吸附剂内并在非需求高峰期保留所述轻天然气组分；
在需求高峰期运行所述天然气储存设备，使得
所述防护床系统释放所述重天然气组分，
所述吸附床系统从所述轻天然气吸附剂释放所述轻天然气组分，以及
所释放的重天然气组分和所释放的轻天然气组分混合以形成释放的天然气产物，其具有一定的热值；以及
在需求高峰期将释放的天然气产物引入所述天然气源；
其中所述天然气储存设备包括与所述防护床系统流体连接的所述吸附床系统，
其中所述天然气源含有天然气，以及
其中所述天然气包含杂质、轻天然气组分和重天然气组分，并具有一定热值。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述防护床系统包括重天然气吸附剂并且能够有效地通过吸附保留重天然气组分。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述重天然气吸附剂是微孔材料。
4.根据权利要求1至3中任意一项所述的方法，其中所述轻天然气组分基本上不含丙烷。
5.根据权利要求4所述的方法，其中所述轻天然气组分基本上不含乙烷。
6.根据权利要求1至5中任意一项所述的方法，其中所述释放的天然气产物的热值与引入的天然气的热值相近。
7.根据权利要求1至6中任意一项所述的方法，还包括以下步骤：
在非需求高峰期运行温度控制系统以将热从所述防护床系统移除；以及
在需求高峰期运行所述温度控制系统以将热引入所述防护床系统；
其中所述天然气储存设备还包括与所述防护床系统连接的所述温度控制系统。
8.根据权利要求1至7中任意一项所述的方法，还包括以下步骤：
在非需求高峰期运行温度控制系统以将热从所述轻天然气吸附剂移除；以及
在需求高峰期运行所述温度控制系统以将热引入所述轻天然气吸附剂中；
其中所述天然气储存设备还包括与所述吸附床系统连接的所述温度控制系统。
9.根据权利要求1至8中任意一项所述的方法，还包括在将天然气引入所述天然气储存设备时运行存储设备压缩机的步骤，其中所述天然气储存设备还包括与所述防护床系统连接的所述存储设备压缩机。
10.根据权利要求1至9中任意一项所述的方法，还包括在需求高峰期运行存储设备压缩机使得在所述防护床系统中形成低于大气压的状态的步骤，其中所述天然气储存设备还包括与所述防护床系统连接的所述存储设备压缩机。
11.根据权利要求1至10中任意一项所述的方法，还包括在需求高峰期运行存储压缩机使得在所述吸附床系统中形成低于大气压的状态的步骤，其中所述天然气储存设备还包括与所述吸附床系统连接的存储设备压缩机。
12.根据权利要求1至11中任意一项所述的方法，还包括在需求高峰期运行天然气储存设备使得所述释放的轻天然气组分协助所述重天然气组分的释放，从而在所述防护床系统中形成释放的天然气产物的步骤，其中所述防护床系统流体连接到所述吸附床系统使得所述释放的轻天然气组分的至少一部分传送进入所述防护床系统。
13.根据权利要求1至12中任意一项所述的方法，还包括以下步骤：
检测与非需求高峰期的开始相关的第一状态；
检测与非需求高峰期的结束相关的第二状态；
检测与需求高峰期的开始相关的第三状态；
检测与需求高峰期的结束相关的第四状态；
其中在将天然气引入天然气储存设备之前进行所述第一状态的检测，
其中在非需求高峰期运行所述天然气储存设备时进行所述第二状态的检测，
其中在需求高峰期运行所述天然气储存设备之前进行所述第三状态的检测，以及
其中在将所述释放的天然气产物引入天然气源时进行所述第四状态的检测。
14.根据权利要求13所述的方法，其中所述第二状态和所述第三状态是相同的。
15.根据权利要求13或14所述的方法，其中所述第一状态和所述第四状态是相同的。
16.根据权利要求13至15中任意一项所述的方法，其中所有的状态均与所述天然气源的压力相关。
17.一种用于减少日常需求对天然气源的影响的天然气储存设备，该天然气设备包括：
防护床系统，其具有重天然气组分储存容量并且能够有效地从引入的天然气中除去杂质，选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分，保留所述重天然气组分和释放所述重天然气组分；
吸附床系统，其流体连接到所述防护床系统，具有轻天然气组分储存容量，含有微孔材料形式的轻天然气吸附剂，并且能够有效地利用所述轻天然气吸附剂保留所述轻天然气组分和从所述轻天然气吸附剂释放所述轻天然气组分；
任选的温度控制系统，其分别独立地连接到所述防护床系统和所述吸附床系统，并且能够有效地分别调节所述防护床系统和所述吸附床系统的温度；以及
任选的压缩机系统，其分别独立地流体连接到所述防护床系统和所述吸附床系统，并且能够有效地分别调节所述防护床系统和所述吸附床系统的压力；
其中所述天然气储存设备连接到所述天然气储存设备使得引入的天然气进入所述防护床系统。
18.根据权利要求17所述的天然气储存设备，其中所述防护床系统含有重天然气吸附剂材料，其能够有效地从引入的天然气中除去杂质，选择性地将引入的天然气分离为重天然气组分和轻天然气组分，通过吸附保留所述重天然气组分并且通过解吸附释放所述重天然气组分。
19.根据权利要求18所述的天然气储存设备，其中所述重天然气吸附剂材料是微孔材料。
20.根据权利要求17至19中任意一项所述的天然气储存设备，其中在77°K下采用氮孔隙率测定法测定，所述微孔材料的BET比表面积值至少为800平方米/克(m2/g)，并且所述微孔材料的微孔体积值至少为0.300立方厘米/克(cm3/g)。
21.根据权利要求17至20中任意一项所述的天然气储存设备，其中所述微孔材料是具有狭缝状微孔的活性炭，堆密度在0.20至0.75克/立方厘米(g/cm3)的范围内，并且在77°K下采用氮孔隙率测定法测定，其BJH平均孔隙宽度在10至30埃的范围内。
22.根据权利要求17至21中任意一项所述的天然气储存设备，其中在56℃下使用甲烷的情况下，所述微孔材料在40巴的系统压力下的吸附量比大于60，在50巴的系统压力下的吸附量比大于65。
23.根据权利要求17至22中任意一项所述的天然气储存设备，其中在21℃使用甲烷的情况下，所述微孔材料在35巴至55巴的压力范围内的吸附量比大于100。
24.根据权利要求17至23中任意一项所述的天然气储存设备，其中均在21℃使用甲烷的情况下，所述微孔材料的储存量比在50巴的系统压力下大于115，在45巴的系统压力下大于110，以及在40巴的系统压力下大于100。
25.根据权利要求17至24中任意一项所述的天然气储存设备，其中在21℃使用甲烷的情况下，所述微孔材料在35巴至55巴的压力范围内的储存量比大于100。
CN201380022174.1A 2012-04-25 2013-04-25 吸附天然气储存设备 Expired - Fee Related CN104350323B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261638040P 2012-04-25 2012-04-25
US61/638,040 2012-04-25
PCT/US2013/038113 WO2013163365A1 (en) 2012-04-25 2013-04-25 Adsorbed natural gas storage facility

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104350323A true CN104350323A (zh) 2015-02-11
CN104350323B CN104350323B (zh) 2016-05-18

Family

ID=48444578

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380022174.1A Expired - Fee Related CN104350323B (zh) 2012-04-25 2013-04-25 吸附天然气储存设备

Country Status (7)

Country Link
US (2) US9562649B2 (zh)
EP (2) EP3686475A1 (zh)
JP (1) JP6023873B2 (zh)
KR (1) KR101740106B1 (zh)
CN (1) CN104350323B (zh)
SG (1) SG11201406437YA (zh)
WO (1) WO2013163365A1 (zh)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150001101A1 (en) * 2013-06-27 2015-01-01 Basf Corporation Adsorbed natural gas storage
WO2015056092A1 (en) * 2013-10-16 2015-04-23 Pangaea Energy Limited Polymer composite pressure vessels using absorbent technology
US9604194B2 (en) 2014-10-14 2017-03-28 Saudi Arabian Oil Company Synthesis of ordered microporous carbons by chemical vapor deposition
US10183267B2 (en) * 2014-10-23 2019-01-22 Ashley Day Gas-to-liquids conversion process using electron beam irradiation
KR20230056052A (ko) 2016-07-01 2023-04-26 인제비티 사우스 캐롤라이나, 엘엘씨 가스 저장 및 방출 시스템에서의 체적 용량의 증대 방법
CN108337721B (zh) * 2017-08-07 2021-08-27 杭州青奇科技有限公司 一种共享自行车的心跳控制系统
JP7176683B2 (ja) * 2018-08-03 2022-11-22 日本製鉄株式会社 自己熱補償型柔軟性ｐｃｐを使用したガス分離装置
US11433373B2 (en) 2019-03-11 2022-09-06 Saudi Arabian Oil Company Methods of making zeolite-templated carbon pellets and uses thereof
US11644153B2 (en) 2019-03-11 2023-05-09 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods of use of carbon-based pellets in adsorbed natural gas facility
US11149905B2 (en) * 2019-10-03 2021-10-19 Saudi Arabian Oil Company Mobile natural gas storage and transportation unit based on adsorption
KR20220093220A (ko) * 2019-11-15 2022-07-05 프랙스에어 테크놀로지, 인코포레이티드 직접 구동 고속 원심 압축기를 사용하는 에너지 효율적인 vpsa 시스템
US11208327B2 (en) 2020-01-14 2021-12-28 Saudi Arabian Oil Company Process for the large-scale manufacture of zeolite-templated carbon
CN111607442A (zh) * 2020-05-15 2020-09-01 重庆燃气集团股份有限公司 一种天然气储气调峰的综合能源利用体系及储气调峰方法
US11684888B2 (en) 2021-01-08 2023-06-27 Saudi Arabian Oil Company Integrated heat management systems and processes for adsorbed natural gas storage facilities
JP2023550669A (ja) * 2021-10-04 2023-12-05 パブリチノエ アクツィオネルノエ オブスチェストヴォ “ガズプロム” 天然ガス、メタンの吸着貯蔵方法、及びその実施のための複合施設（実施形態）
WO2024040196A1 (en) * 2022-08-17 2024-02-22 Chevron U.S.A. Inc. Process to capture and store methane and natural gas from producing facilities using solid sorbents

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4523548A (en) * 1983-04-13 1985-06-18 Michigan Consolidated Gas Company Gaseous hydrocarbon fuel storage system and power plant for vehicles
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
US20020023539A1 (en) * 1998-09-30 2002-02-28 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Method for storing natural gas by adsorption and adsorbing agent for use therein
US20020124567A1 (en) * 2001-03-12 2002-09-12 Carver Calvin R. Storage of energy producing fluids and process thereof
CA2638663A1 (en) * 2007-07-20 2009-01-20 Jose Lourenco Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng
CN101678275A (zh) * 2007-03-30 2010-03-24 氨合物股份公司 用于将氨存储在存储材料中并从存储材料释放氨的系统以及用于存储和释放氨的方法

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3445990A (en) * 1967-04-10 1969-05-27 Phillips Petroleum Co Separation of gaseous mixtures
GB1431767A (en) * 1972-04-19 1976-04-14 Petrocarbon Dev Ltd Controlling the concentration of impurities in a gas stream
GB2065283B (en) 1979-06-11 1984-02-08 Kernforschungsanlage Juelich Pressurized container for methane
US4933314A (en) * 1987-03-10 1990-06-12 Kanebo Ltd. Molecular sieving carbon
US4817684A (en) 1987-09-16 1989-04-04 Michigan Consolidated Gas Company Method and apparatus for sorptively storing a multiconstituent gas
US4805674A (en) 1987-09-16 1989-02-21 C-I-L Inc. Natural gas storage and retrieval system
JPH0523016A (ja) 1991-07-24 1993-02-02 Kubota Corp 芝張り機の芝張り制御装置
US5302090A (en) 1991-12-05 1994-04-12 Schoo Raul A I Method and apparatus for the utilization of the energy stored in a gas pipeline
JPH0624724A (ja) 1992-05-05 1994-02-01 Ucar Carbon Technol Corp 高表面積の硫黄含有活性炭
US5207530A (en) 1992-07-29 1993-05-04 Halliburton Company Underground compressed natural gas storage and service system
US5372619A (en) 1992-10-14 1994-12-13 Ucar Carbon Technology Corporation Method for storing methane using a halogenating agent treated activated carbon
US5385876A (en) * 1993-01-27 1995-01-31 Syracuse University Activated carbons molecularly engineered
US5323752A (en) * 1993-06-11 1994-06-28 Cleveland State University Utilization system for gaseous fuel powered vehicles
JPH07133895A (ja) * 1993-11-11 1995-05-23 Sanyo Electric Co Ltd 天然ガス充填装置
NZ280962A (en) 1995-02-13 1997-03-24 Osaka Gas Co Ltd Biphenyl dicarboxylic acid copper complex, use as methane absorbing-retaining agent, and use in gas storage apparatus
US5972826A (en) 1995-03-28 1999-10-26 Cabot Corporation Densified carbon black adsorbent and a process for adsorbing a gas with such an adsorbent
JPH0949600A (ja) * 1995-05-31 1997-02-18 Osaka Gas Co Ltd 天然ガスの貯蔵送出方法およびその装置
JPH09323016A (ja) 1996-06-07 1997-12-16 Osaka Gas Co Ltd ガス分離方法、ガス分離装置及びガス分離材
US6205793B1 (en) 1999-07-06 2001-03-27 Christopher E. Schimp Method and apparatus for recovering and transporting methane mine gas
JP4812194B2 (ja) 2000-08-11 2011-11-09 大阪瓦斯株式会社 天然ガスの吸着貯蔵装置および吸着貯蔵方法
ES2269761T3 (es) 2001-04-30 2007-04-01 The Regents Of The University Of Michigan Estructuras organometalicas isorreticulares, procedimiento para su formacion, y diseño sistematico del calibre de poros y funcionalidad de los mismos, con aplicacion para el almacenamiento de gases.
JP4812183B2 (ja) * 2001-05-01 2011-11-09 大阪瓦斯株式会社 天然ガスの吸着貯蔵装置および吸着貯蔵方法
US6813893B2 (en) 2001-12-19 2004-11-09 Conversion Gas Imports, L.L.C. Flexible natural gas storage facility
US6692554B1 (en) 2002-12-10 2004-02-17 Visteon Global Technologies, Inc. Methane storage device
JP2005273717A (ja) 2004-03-23 2005-10-06 Honda Motor Co Ltd 吸着式天然ガス燃料貯蔵装置
US7955415B2 (en) * 2007-06-06 2011-06-07 Vista Texas Holdings, Llc Natural gas storage apparatus and method of use
US20110185896A1 (en) * 2010-02-02 2011-08-04 Rustam Sethna Gas purification processes

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4523548A (en) * 1983-04-13 1985-06-18 Michigan Consolidated Gas Company Gaseous hydrocarbon fuel storage system and power plant for vehicles
US20020023539A1 (en) * 1998-09-30 2002-02-28 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Method for storing natural gas by adsorption and adsorbing agent for use therein
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
US20020124567A1 (en) * 2001-03-12 2002-09-12 Carver Calvin R. Storage of energy producing fluids and process thereof
CN101678275A (zh) * 2007-03-30 2010-03-24 氨合物股份公司 用于将氨存储在存储材料中并从存储材料释放氨的系统以及用于存储和释放氨的方法
CA2638663A1 (en) * 2007-07-20 2009-01-20 Jose Lourenco Method to increase gas mass flow injection rates to gas storage caverns using lng

Also Published As

Publication number Publication date
KR101740106B1 (ko) 2017-05-25
SG11201406437YA (en) 2014-11-27
US20160346724A1 (en) 2016-12-01
CN104350323B (zh) 2016-05-18
KR20150004387A (ko) 2015-01-12
EP2841843A1 (en) 2015-03-04
WO2013163365A1 (en) 2013-10-31
EP3686475A1 (en) 2020-07-29
JP6023873B2 (ja) 2016-11-09
US9562649B2 (en) 2017-02-07
JP2015521257A (ja) 2015-07-27
EP2841843B1 (en) 2021-10-27
US20130283854A1 (en) 2013-10-31
US10302254B2 (en) 2019-05-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104350323A (zh) 吸附天然气储存设备
CN100571846C (zh) 基于温度的击穿检测和变压吸附系统以及包含其的燃料处理系统
Moon et al. Performance analysis of an eight-layered bed PSA process for H2 recovery from IGCC with pre-combustion carbon capture
Domenichini et al. Operating flexibility of power plants with carbon capture and storage (CCS)
US20060248921A1 (en) Landfill gas purification and liquefaction process
CN102442645A (zh) 用于产生功率和氢气的方法和设备
CN105992632A (zh) 纯化天然气的方法和系统
Zakaria et al. The performance of commercial activated carbon absorbent for adsorbed natural gas storage
US20120275992A1 (en) Dual Purpose Gas Purification by Using Pressure Swing Adsorption Columns for Chromatographic Gas Separation
CN208332856U (zh) 氢气液化装置中的净化装置
CN105865145B (zh) 一种煤层气液化工艺
CN108744870B (zh) 氢气液化过程中的氢气净化工艺
CN103353207B (zh) 从净化后的垃圾填埋气中提纯甲烷液体的装置
WO2015032587A1 (fr) Regeneration d'un piege pour impuretes dans l'hydrogene utilisant la chaleur en sortie d'un reservoir a hydrures
CN203443264U (zh) 从净化后的垃圾填埋气中提纯甲烷液体的装置
CN105241975A (zh) 一种多功能的ang吸附剂测试装置
CN210438694U (zh) 一种新型的变压吸附沼气提纯天然气的装置
CN210860648U (zh) 一种用于煤层气存储收集的存储装置
CN204034508U (zh) 一种可实现氢气回收的吸附式尾气处理装置
KR102445678B1 (ko) 석탄 저장시설로부터 메탄가스의 회수 및 자원화 방법 및 시스템
Berger et al. Production of inert gas for partial replacement of natural gas trapped in an underground aquifer storage reservoir
CN201746321U (zh) 以太阳电池发电为主的有自发电装置制氧机
CN203052204U (zh) 吸附式天然气储存与调峰装置
US20240191840A1 (en) Systems and methods for gas storage
CN201578967U (zh) 一种多功能吸附器

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20160518