Способ хранения природного газа при помощи адсорбции и адсорбирующее вещество для использования в способе

 

Способ хранения природного газа включает разделение природного газа на компонент с низким числом атомов углерода, содержащий в основном метан и этан, и компонент с высоким числом атомов углерода, содержащий в основном пропан, бутан и т.п. Компонент с низким числом атомов углерода хранят посредством адсорбирования в первом адсорбционном резервуаре. Компонент с высоким числом атомов углерода хранят посредством адсорбирования во втором адсорбционном резервуаре. В других вариантах изобретения в качестве адсорбента используют активированный уголь, подвергнутый обработке понижением давления при высокотемпературной обработке или промытый органическим растворителем и затем прокаленный в инертной или водородной среде в ходе активирующей обработки. Перед адсорбированием природного газа адсорбируют нормальный парафин. В другом варианте из природного газа отделяют/удаляют парафин с боковой цепью. В следующем варианте природный газ разделяют на компонент, не содержащий парафин с боковой цепью, и компонент, содержащий парафин с боковой цепью, адсорбируют первый компонент, а затем второй. В адсорбенте для использования при адсорбировании и хранении природного газа пик распределения диаметра пор составляет от 12 до 35 ангстрем. Использование изобретения позволит обеспечить высокую плотность хранения природного газа. 8 с. и 8 з.п.ф-лы, 16 ил., 9 табл.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к способу хранения природного газа и к усовершенствованному адсорбенту для использования в этом способе.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ хранения природного газа, который включает заполнение контейнера адсорбентом, таким как активированный уголь, цеолит или гель кремниевой кислоты, и затем адсорбирование и хранение природного газа или подобного вещества в контейнере предлагался для хранения большого количества горючего газа, такого как природный газ, при относительно низком давлении.

Например, в опубликованной заявке на патент Японии №258961/1986 описано применение такого способа хранения для использования в автомобилях.

Однако в таком известном способе хранения природного газа посредством использования адсорбента, хотя может адсорбироваться большое количество газа, когда хранят чистый метан, то когда адсорбируют и хранят такой природный газ, как Японский коммунальный газ 13А (основным компонентом которого является метан и который также содержит дополнительные углеводороды, такие как этан, пропан, бутан), плотность хранения (V/V₀) заметно понижается. Представляется, что это явление возникает из-за того, что компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, содержащиеся в природном газе, сжижаются в порах адсорбента и закупоривают эти поры, таким образом препятствуя адсорбции метана.

В примере, показанном на фиг.15, компоненты природного газа входят в поры 52 в адсорбенте 50, таком как активированный уголь, и адсорбируются. Предполагается, что диаметр поры постепенно уменьшается в направлении внутрь, но когда большие молекулы 54, являющиеся углеводородами с большими диаметрами частиц, такими как пропан, бутан и им подобные, входят внутрь малых молекул 56 метана или этана, большие молекулы 54 застревают в середине поры 52, где трудно десорбировать эти захваченные большие молекулы 54. Из-за того что большие молекулы 54 пропана, бутана и подобных веществ имеют меньшие молекулярные скорости и более сильное сродство к стенке адсорбента 50, большие молекулы 54 труднее десорбируются, чем малые молекулы 56 метана или этана. В дополнение к этому давление в поре 52 уменьшается до адсорбции природного газа, и, если внутреннее пространство поры 52 закупорено большими молекулами 54, разность давлений между внутренним пространством поры 52 и снаружи от нее препятствует десорбции больших молекул 54. В таком случае, когда внутреннее пространство поры 52 закупорено большими молекулами 54, образуется пространство в конце поры 52, поскольку большие молекулы 54 не могут продвигаться во внутреннюю часть поры 52. Поскольку молекулы компонентов природного газа не адсорбируются в этом пустом пространстве, эффективный объем поры 52 уменьшается и, таким образом, уменьшается количество газа, который может адсорбироваться адсорбентом 50.

Это уменьшение становится особенно заметным при повторении адсорбции/десорбции природного газа, поскольку дополнительные большие молекулы 54 закупоривают поры 52 каждый раз при повторении адсорбции/десорбции природного газа.

Таким образом, описанный выше известный способ адсорбционного хранения вызывает значительную проблему, затрудняющую его практическое использование.

Активированный уголь широко используется в качестве адсорбента для адсорбции и хранения природного газа. В опубликованной заявке на патент Японии №55067/1994 описан усовершенствованный способ адсорбции и хранения природного газа в активированном угле.

Известно, что уменьшение диаметра пор эффективно для понижения потенциала природного газа, адсорбируемого в порах адсорбента, такого как активированный уголь, и для стабилизации, таким образом, адсорбции и хранения. Таким образом, широко используется активированный уголь с минимальным доступным диаметром пор. Согласно указанному выше уровню техники, раскрыт активированный уголь с диаметром пор в пределах 5-25 ангстрем, и также упоминается, что предпочтителен диаметр пор, который приблизительно в два раза больше диаметра молекулы метана, то есть около 11,6 ангстрем.

Когда диаметр пор уменьшен, как у описанного выше известного активированного угля, при низком давлении порядка нескольких атмосфер, может храниться большее количество природного газа, чем когда природный газ просто сжимают. Однако, когда диаметр пор мал, существует проблема, состоящая в том, что даже когда давление при хранении повышают для увеличения хранящегося количества газа, адсорбируемое количество увеличивается незначительно. Это происходит потому, что когда диаметр пор активированного угля установлен на крайне малом уровне в пределах 5-10 ангстрем, явление адсорбции становится насыщенным при относительно низком давлении. Это давление насыщения имеет тенденцию к снижению при уменьшении диаметра пор активированного угля.

Кроме того, когда диаметр пор активированного угля уменьшен, становится трудно десорбировать природный газ, адсорбированный в порах активированного угля, и, таким образом, должна использоваться операция нагрева активированного угля при десорбции или другой способ. Таким образом, когда используется активированный уголь с малым диаметром пор, существует также проблема, состоящая в том, что адсорбированный и хранящийся природный газ не может использоваться сразу.

Настоящее изобретение разработано с учетом указанных выше проблем, и его целью является получение способа адсорбционного хранения природного газа и адсорбента для использования в соответствии со способом, согласно которому, даже когда используют реально используемый природный газ, может сохраняться высокая плотность (V/V₀) хранения.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для достижения указанной выше цели, в соответствии с настоящим изобретением получен способ адсорбционного хранения природного газа, который включает операции разделения природного газа на компонент с низким числом атомов углерода, такой как метан и этан, и компонент с высоким числом атомов углерода, имеющий большее число атомов углерода, чем этан, и независимого адсорбирования и хранения в адсорбенте компонента с низким числом атомов углерода в первом адсорбционном резервуаре, содержащем адсорбент для адсорбирования и хранения компонента с низким числом атомов углерода при высоком давлении и компонента с высоким числом атомов углерода во втором адсорбционном резервуаре, содержащем адсорбент для адсорбирования и хранения компонента с высоким числом атомов углерода при низком давлении. Кроме того, при адсорбционном способе хранения природного газа применены первый адсорбционный резервуар, содержащий адсорбент для адсорбции и хранения компонента с низким числом атомов углерода, и второй адсорбционный резервуар, содержащий адсорбент для адсорбции и хранения компонента с высоким числом атомов углерода, причем диаметр пор адсорбента, содержащегося во втором адсорбционном резервуаре, меньше, чем диаметр пор адсорбента, содержащегося в первом адсорбционном резервуаре, при этом природный газ подают в первый адсорбционный резервуар через второй адсорбционный резервуар.

Кроме того, в адсорбционном способе хранения природного газа второй адсорбционный резервуар снабжен охлаждающим средством.

Предпочтительно адсорбционный способ хранения природного газа включает операции временного введения природного газа во второй адсорбционный резервуар при понижении давления в резервуаре и повторного введения природного газа во второй адсорбционный резервуар.

Кроме того, в адсорбционном способе хранения природного газа предпочтительно, когда хранящийся природный газ десорбируют и используют газ, десорбированный из первого адсорбционного резервуара, извлекают через второй адсорбционный резервуар.

В еще одном аспекте изобретение относится к адсорбционному способу хранения природного газа, включающему стадии:

выбора природного газа, имеющего компонент с низким числом атомов углерода, и компонент, имеющий большее число атомов углерода, чем этан;

разделения природного газа на компонент с низким содержанием углерода и компонент с высоким содержанием углерода;

нагрева адсорбента и адсорбирования нагретым адсорбентом компонента с низким содержанием углерода в первом адсорбционном резервуаре при высоком давлении и компонента с высоким содержанием углерода во втором адсорбционном резервуаре при низком давлении.

Предпочтительно, в адсорбционном способе хранения природного газа адсорбент нагревают до 20°С или более.

Кроме того, в адсорбционном способе хранения природного газа температуру адсорбента понижают по мере осуществления адсорбции природного газа.

Адсорбционный способ хранения природного газа предпочтительно включает адсорбирование метана или этана адсорбентом и адсорбирование природного газа адсорбентом.

Кроме того, адсорбционный способ хранения природного газа предпочтительно включает десорбирование природного газа из адсорбента при давлении, которое не превышает давление, при котором был адсорбирован метан или этан, и повторное адсорбирование природного газа без повторного адсорбирования метана или этана.

Кроме того, в адсорбционном способе хранения природного газа газом может быть метан или этан высокой степени чистоты.

В еще одном аспекте изобретение относится к адсорбционному способу хранения природного газа с использованием активированного угля, подвергнутого обработке понижением давления при высокотемпературной обработке в ходе активирующей обработки, включающему операцию адсорбирования нормального парафина перед адсорбированием природного газа.

В другом аспекте изобретение относится к адсорбционному способу хранения природного газа с использованием активированного угля, подвергнутого обработке понижением давления при высокотемпературной обработке в ходе активирующей обработки, включающему операцию отделения/удаления парафина с боковой цепью из природного газа перед адсорбированием природного газа.

В следующем аспекте изобретение относится к адсорбционному способу хранения природного газа с использованием активированного угля, подвергнутого обработке понижением давления при высокотемпературной обработке в ходе активирующей обработки, включающему следующие операции: перед адсорбированием природного газа разделение природного газа на первый компонент, не содержащий парафин с боковой цепью, и второй компонент, содержащий парафин с боковой цепью, адсорбирование первого компонента и затем адсорбирование второго компонента.

В дополнение к этому в адсорбенте активированный уголь обрабатывают активирующим веществом, содержащим бромид лития или хлорид лития.

Еще одним объектом изобретения является адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, промытого органическим растворителем и затем прокаленного в инертной среде или водородной среде в ходе активирующей обработки, при этом указанный способ включает операцию адсорбирования нормального парафина перед адсорбированием природного газа.

В другом аспекте объектом изобретения является адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, промытого органическим растворителем и затем прокаленного в инертной среде или водородной среде в ходе активирующей обработки, причем указанный способ включает операцию отделения/извлечения парафина с боковой ветвью из природного газа перед адсорбированием природного газа.

В еще одном аспекте объектом изобретения является адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, промытого органическим растворителем и затем прокаленного в инертной среде или водородной среде в ходе активирующей обработки, причем указанный способ содержит следующие операции: перед адсорбированием природного газа разделение этого природного газа на первый компонент, не содержащий парафина с боковой цепью, и второй компонент, содержащий парафин с боковой цепью, адсорбирование первого компонента и затем адсорбирование второго компонента.

В адсорбенте для использования при адсорбировании и хранении природного газа предпочтительный пик распределения диаметра пор составляет от 12 до 35 ангстрем.

Кроме того, в адсорбенте поверхности пор могут покрываться металлом, выбранным из группы, состоящей из Сu, Fe, Аg, Аu, Ir и W.

Кроме того, в адсорбенте количество металла, наносимого на поверхности пор, предпочтительно может быть в пределах 5-50 вес.%.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 изображает схему, показывающую первый пример осуществления адсорбционного способа хранения природного газа в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.2 изображает схему, показывающую модификацию конфигурации первого примера.

Фиг.3 изображает схему, показывающую пример выполнения второго адсорбционного резервуара.

Фиг.4 изображает схему, показывающую другую модификацию конфигурации первого примера.

Фиг.5 изображает схему, показывающую еще одну другую модификацию конфигурации первого примера.

Фиг.6 изображает схему, показывающую другую модификацию конфигурации первого примера.

Фиг.7 изображает схему, показывающую второй пример адсорбционного способа хранения природного газа в соответствии с настоящим изобретением.

Фиг.8 изображает схему, показывающую соотношение между концентрацией бутана и вероятностью успешного заполнения, когда природный газ адсорбируется разными способами.

Фиг.9 изображает схему, показывающую соотношение между разными адсорбентами и вероятностью успешного заполнения.

Фиг.10 изображает схему, показывающую соотношение между количеством циклов адсорбции/десорбции и плотностью хранения.

Фиг.11 изображает схему для сравнения степеней заполнения олефинов с неразветвленной цепью и с боковой цепью.

Фиг.12 изображает схему сравнения плотностей хранения, когда изобутан извлечен и когда нет, перед адсорбцией природного газа.

Фиг.13 изображает схему, показывающую внутреннее пространство поры, когда осуществляют способ хранения, соответствующий настоящему изобретению.

Фиг.14 изображает сравнение адсорбционной способности, соответствующей настоящему изобретению, с адсорбционной способностью в сравнительном примере.

Фиг.15 изображает схему, показывающую внутреннее пространство поры, когда природный газ адсорбируется с использованием известного способа хранения.

Фиг.16 изображает схему, показывающую соотношение между диаметрами пор и характеристиками адсорбции.

ЛУЧШИЙ СПОСОБ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Лучший способ осуществления настоящего изобретения будет описан далее с использованием иллюстративных вариантов со ссылками на чертежи.

Пример 1

На фиг.1 показана конфигурация для выполнения первого варианта осуществления адсорбционного способа хранения природного газа в соответствии с настоящим изобретением. На фиг.1 с нижней стороны 10 природный газ 13А разделяется на компоненты с низким числом атомов углерода, такие как метан и этан, и компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан. Такое разделение может выполняться посредством регулирования температуры и давления природного газа. В частности, температуру природного газа поддерживают в пределах от -50°С до -100°С в достаточно изолированном резервуаре, и компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, конденсируют и сжижают посредством сжатия. Кроме того, компоненты с низким числом атомов углерода, такие как метан и этан, содержатся в газообразном состоянии. Таким образом, компоненты с низким числом атомов углерода и компоненты с высоким числом атомов углерода могут разделяться.

Компоненты с низким числом атомов углерода и компоненты с высоким числом атомов углерода, разделенные таким образом, подают в транспортное средство 14 через соединитель 12 насосом (не показан). В этом случае компоненты с низким числом атомов углерода, такие как метан и этан, подают в первый адсорбционный резервуар 16, содержащий адсорбент для адсорбции и хранения компонентов с низким числом атомов углерода, и компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, подают во второй адсорбционный резервуар 18, содержащий адсорбент для адсорбирования и хранения компонентов с высоким числом атомов углерода, при помощи насосов. Компоненты подают в первый адсорбционный резервуар 16 под давлением около 20 МПа и во второй адсорбционный резервуар 18 под давлением около 1 МПа или менее, но более 0,8 МПа.

Компонентами, адсорбированными и хранящимися во втором адсорбционном резервуаре 18, в основном являются пропан и бутан. Кроме того, метан или газообразный этан, адсорбированный и хранящийся в первом адсорбционном резервуаре 16, в достаточной степени охлаждают, и это сдерживает рост температуры от теплоты адсорбции при заправке.

Как описано выше, компоненты природного газа разделяют в соответствии с числом атомов углерода и хранят в отдельных резервуарах и десорбируют из этих соответствующих резервуаров при использовании. Таким образом, если компоненты с низким числом атомов углерода десорбируют из первого адсорбционного резервуара при давлении в пределах от около 20 МПа до 0,8 МПа, компонент с высоким числом атомов углерода, извлекаемый из второго адсорбционного резервуара, десорбируют посредством повышения давления в компрессоре. В альтернативном варианте температуру газа во втором адсорбционном резервуаре повышают до 100-300°С в теплообменнике 20 и давление пара предпочтительно регулируют так, чтобы оно соответствовало давлению в первом адсорбционном резервуаре.

Благодаря разделению, адсорбированию и хранению компонентов таким образом в первом адсорбционном резервуаре при давлении хранения, равном 20 МПа, V/V₀=350, тогда как плотность хранения (V/V₀) обычного сжатого природного газа (CNG) при давлении хранения, равном 20 МПа, находится в пределах от 240 до 280. Даже когда первый адсорбционный резервуар соответствует второму адсорбционному резервуару, может быть получено значение в пределах 330, поскольку благодаря отделению компонентов с высоким числом атомов углерода, которые легко сжижаются на адсорбционной поверхности или внутри поры и выводят из строя адсорбирующие поры и ухудшают V/V₀, этот показатель компонентов с низким числом атомов углерода, таких как метан, может быть повышен. Кроме того, посредством нагрева или выполнения другой операции снижение плотности хранения компонента с высоким числом атомов углерода может сдерживаться.

Кроме того, когда компоненты с высоким числом и низким числом атомов углерода отделяют при повторяющейся адсорбции и хранении, в адсорбирующих порах остаются только трудноадсорбируемые компоненты с высоким числом атомов углерода, что решает описанную ранее проблему уменьшенной плотности хранения компонентов с низким числом атомов углерода.

Кроме того, компоненты с низким числом атомов углерода и компоненты с высоким числом атомов углерода, адсорбированные и хранящиеся в первом адсорбционном резервуаре 16 и втором адсорбционном резервуаре 18 соответственно, при использовании вновь смешиваются в промежуточном резервуаре 22, давление в котором регулируется регулятором 24, и затем подаются в двигатель или выходное средство.

На фиг.2 показан дополнительный пример выполнения устройства для осуществления способа адсорбционного хранения природного газа в соответствии с данным вариантом. На фиг.2 практически используемый природный газ 13А подается в транспортное средство через соединитель 12 снизу (не показано). Транспортное средство снабжено вторым адсорбционным резервуаром 18, в котором сжиженные нефтяные газы (LPG), такие как пропан и бутан, конденсируются при давлении в пределах от 0,2 МПа до 1 МПа и удерживаются в сжиженном состоянии, и во второй адсорбционный резервуар 18 поступает описанный выше газ 13А. Введенный газ 13А поднимается пузырьками в сжиженном нефтяном газе, и компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, содержащиеся в газе 13А, растворяются в сжиженном нефтяном газе и, таким образом, отделяются.

Кроме того, газообразный метан, содержащий этан как компонент с низким числом атомов углерода, который не был адсорбирован во втором адсорбционном резервуаре 18, вводят в первый адсорбционный резервуар 16, и он адсорбируется и хранится содержащимся в нем адсорбентом.

Как описано выше, благодаря хранению компонентов с высоким числом атомов углерода во втором адсорбционном резервуаре 18 и адсорбированию и хранению компонентов с низким числом атомов углерода в первом адсорбционном резервуаре 16 может быть получен эффект, подобный эффекту в примере, показанном на фиг.1. Дополнительно, когда газ, хранящийся в первом адсорбционном резервуаре 16 и втором адсорбционном резервуаре 18, используют в качестве топлива, так же как и в системе, показанной на фиг.1, компонент с низким числом атомов углерода и компонент с высоким числом атомов углерода смешиваются в промежуточном резервуаре, затем их давление регулируется регулятором 24, и их подают в двигатель. В этом случае второй адсорбционный резервуар 18 для хранения компонента с высоким числом атомов углерода снабжен теплообменником 20, в котором подобно показанному на фиг.1 может проходить холодная вода и теплая вода, и подача в двигатель может выполняться посредством нагрева теплой водой при возникновении необходимости. Кроме того, благодаря охлаждению газа 13А перед его подачей давление пара сжиженного нефтяного газа понижается и, таким образом, разделение вторым адсорбционным резервуаром 18 может выполняться еще эффективнее.

В дополнение к этому, хотя на фиг.2 показан пример, в котором первый адсорбционный резервуар 16 и второй адсорбционный резервуар 18 установлены на транспортном средстве 14, они могут устанавливаться на стояке газоснабжения на нижней стороне.

На фиг.3 показан пример выполнения первого адсорбционного резервуара 16, показанного на фиг.2. Сжиженный нефтяной газ 26 удерживается внутри первого адсорбционного резервуара 16, и в сжиженном нефтяном газе 26 в жидком состоянии расположен барботер 28. Газ 13А поднимается пузырьками в сжиженный нефтяной газ 26 из барботера 28. Таким образом, компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, растворяются в сжиженном нефтяном газе 26, и только компоненты с низким числом атомов углерода, такие как метан и этан, существуют в газовой фазе, при этом компоненты с низким числом атомов углерода подают в первый адсорбционный резервуар 16.

На фиг.4 показан другой модифицированный пример осуществления адсорбционного способа хранения природного газа в соответствии с данным вариантом. На фиг.4 второй адсорбционный резервуар 18 снабжен трубчатым змеевиком 30 высокого давления, наполненным адсорбентом. Газ 13А, вводящийся через соединитель 12 снаружи, сначала проходит через змеевик 30 высокого давления второго адсорбционного резервуара 18, в котором адсорбируются компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан. Таким образом, компоненты с низким числом атомов углерода, такие как метан и этан, и компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, разделяются. Компонент с низким числом атомов углерода, отделенный таким образом, вводят в первый адсорбционный резервуар 16, и он адсорбируется и хранится адсорбентом, расположенным в резервуаре.

Что касается адсорбента в змеевике 30 высокого давления, диаметр его пор подобран так, что он меньше диаметра пор адсорбента в первом адсорбционном резервуаре 16. Например, может быть подобрано соотношение объема порового пространства, составляющее 0,3 см³/см³ или более, и диаметр пор, составляющий 10 ангстрем или менее, и предпочтительно 7 ангстрем или менее. Относительно адсорбента с таким малым диаметром пор, поскольку взаимодействие внутри поры может увеличиваться, компоненты с высоким числом атомов углерода могут адсорбироваться с большей интенсивностью даже при высоких температурах и компонент с высоким числом атомов углерода и компонент с низким числом атомов углерода могут эффективно отделяться. Дополнительно, когда пик распределения диаметра пор наполнительного адсорбента в змеевике 30 высокого давления уменьшается до около 5 ангстрем, пропорция, занимаемая скелетом адсорбента, увеличивается, и плотность хранения V/V₀ снижается. Таким образом, пик распределения диаметра пор предпочтительно должен быть установлен в пределах 7-10 ангстрем.

Как описано выше, когда компоненты с высоким числом атомов углерода адсорбируются в наполнительном адсорбенте в змеевике 30 высокого давления, конденсация может осуществляться при температурах, близких к комнатным, даже при повышенном давлении. В целом, относительно сжиженных нефтяных газов, таких как пропан и бутан, когда давление возрастает до около 5-8 МПа, состояние смещается к сверхкритическому состоянию, в зависимости от температуры, и жидкое состояние не может поддерживаться. Таким образом, когда газ 13А подают в первый адсорбционный резервуар 16 через второй адсорбционный резервуар 18, конденсированный компонент с высоким числом атомов углерода испаряется и может поступать в первый адсорбционный резервуар 16. С другой стороны, при адсорбировании адсорбентом, имеющим указанный выше диаметр пор, компонента с высоким числом атомов углерода конденсированное состояние может поддерживаться даже при давлениях около 3-10 атмосфер, например, при условии, что осуществляется охлаждение холодной водой, имеющей температуру около 10°С. Кроме того, когда происходит конденсация, компонент с высоким числом атомов углерода, содержащийся во вводимом затем газе 13А, также поглощается жидкостью и компоненты с высоким и низким числом атомов углерода могут эффективно разделяться. В этом случае для предпочтительного сдерживания изменения температуры второго адсорбционного резервуара 18 второй адсорбционный резервуар предпочтительно имеет изолирующую конструкцию. Кроме того, для более эффективного сжижения компонента с высоким числом атомов углерода второй адсорбционный резервуар 18 предпочтительно снабжен охлаждающим средством. Даже в примере, показанном на фиг.4, второй адсорбционный резервуар 18 имеет конструкцию, в которой снаружи от змеевика 30 высокого давления течет холодная вода, действующая как охлаждающее средство.

Как описано выше, когда компонент с высоким числом атомов углерода конденсирован, плотность жидкости увеличивается. Кроме того, даже когда пропан и бутан комбинированы, компоненты с высоким числом атомов углерода, изначально содержащиеся в газе 13А, занимают около 5-8% объема. Таким образом, емкость второго адсорбционного резервуара 18 может составлять около 3-5% от емкости первого адсорбционного резервуара 16. Таким образом, эффективность использования пространства транспортного средства может быть повышена. В представленном устройстве температура змеевика 30 высокого давления в первом адсорбционном резервуаре 16 может повышаться при использовании газа, но емкость первого адсорбционного резервуара 16 может уменьшаться, как описано выше, и количество используемого тепла, таким образом, сводится к минимуму, при этом емкость, используемая в качестве теплообменника, может быть уменьшена. Таким образом, пространство может использоваться эффективно.

Когда в качестве змеевика 30 высокого давления была использована труба диаметром 30 мм из нержавеющего материала, в качестве оценки плотности хранения было получено значение V/V₀=300-350 в первом адсорбционном резервуаре 16 и V/V₀=350-400 во втором адсорбционном резервуаре 18. В этом случае первый адсорбционный резервуар 16 и второй адсорбционный резервуар 18 имели суммарное значение V/V₀=320-370.

Кроме того, при испытании данного примера после десятикратного повторения адсорбции/десорбции газа 13А коэффициент плотности хранения уменьшился менее чем на 5%.

В данном примере модификации после введения газа 13А в змеевик 30 высокого давления второго адсорбционного резервуара 18 при давлении около 1-3 МПа газ предпочтительно может выпускаться в среду с давлением около 0,3-0,5 МПа. Таким образом, температура в змеевике 30 высокого давления понижается, и компонент с высоким числом атомов углерода легче конденсируется. Газ, выпускаемый из змеевика 30 высокого давления, извлекают, например, в выпускной резервуар 32, показанный на фиг.4. В результате этого процесса температура в змеевике 30 высокого давления понижается приблизительно на 10-30°С. В этом случае, поскольку количество компонентов с низким числом атомов углерода увеличивается при выпуске компонентов газа в выпускной резервуар 32 из змеевика 30 высокого давления, концентрация компонентов с высоким числом атомов углерода, таких как пропан и бутан, как остаточных компонентов в змеевике 30 высокого давления, увеличивается. Этот эффект концентрации и описанный выше эффект падения температуры могут вести к повышению конденсации компонентов с высоким числом атомов углерода.

Газ, возвращенный в выпускной резервуар 32, вновь возвращается в транспортное средство 14 компрессором 34 в последующем процессе заправки.

В данном примере после того, как компоненты с низким и высоким числом атомов углерода извлечены для использования из первого адсорбционного резервуара 16 и второго адсорбционного резервуара 18 соответственно, компоненты смешиваются в промежуточном резервуаре 22, их давление регулируется регулятором 24 и их подают в двигатель. Это соответствует способу, показанному на фиг.1, но в этом примере компонент с высоким числом атомов углерода десорбируют из адсорбента десорбционным компрессором 35 для извлечения компонента с высоким числом атомов углерода из второго адсорбционного резервуара 18. Кроме того, в этом примере десорбцию осуществляют при нагреве внутреннего пространства второго адсорбционного резервуара 18 приблизительно до 80°С теплой водой, подаваемой из двигателя. В этом десорбционном компрессоре 35 давление компонента с высоким числом атомов углерода повышается приблизительно до 1-1,5 МПа, и компонент подают в промежуточный резервуар 22.

Как описано выше, когда второй адсорбционный резервуар 18 нагревается до около 80 °С теплой водой, давление внутри змеевика 30 высокого давления во втором адсорбционном резервуаре понижается до около 0,05-0,1 МПа, и в таком случае десорбция компонента с высоким числом атомов углерода из второго адсорбционного резервуара 18 прекращается. Как описано выше, поскольку емкость второго адсорбционного резервуара 18 меньше емкости первого адсорбционного резервуара 16, время работы десорбционного компрессора 35 может быть уменьшено. Кроме того, для питания обычного автомобильного двигателя мощность десорбционного компрессора достаточна в пределах 50-100 Вт. Исходя из указанного, энергия, потребляемая десорбционным компрессором 35, может составлять всего около 1-2% суммарной энергии сгорания.

На фиг.5 показан еще один пример модификации для осуществления адсорбционного способа хранения природного газа в соответствии с данным примером. Как показано на фиг.5, газ 13А подают в змеевик 30 высокого давления во втором адсорбционном резервуаре 18, компоненты с высоким числом атомов углерода здесь адсорбируются/отделяются, и впоследствии только компоненты с низким числом атомов углерода, такие как метан и этан, возвращаются на нижнюю сторону 10. На нижней стороне 10 после того, как компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, извлекаются уловителем 36, компоненты с низким числом атомов углерода вводятся в промежуточный резервуар 38, и их давление повышается до 10-20 МПа компрессором 34. Компонент с низким числом атомов углерода, давление которого повышено таким образом, вновь подают в транспортное средство 14, и он адсорбируется и хранится адсорбентом в первом адсорбционном резервуаре 16. В данной модификации, поскольку давление компонента с низким числом атомов углерода, введенного в первый адсорбционный резервуар 16, повышено до около 10-20 МПа, плотность хранения V/V₀ в первом адсорбционном резервуаре 16 может повышаться.

В описанных выше примерах компонент с низким числом атомов углерода, адсорбированный в первом адсорбционном резервуаре 16, и компонент с высоким числом атомов углерода, адсорбированный и хранящийся во втором адсорбционном резервуаре 18, смешиваются в промежуточном резервуаре 22 и подаются в двигатель, но эти два резервуара предпочтительно могут отсоединяться и использоваться независимо. Таким образом, пропорция смеси компонента с высоким числом атомов углерода и компонента с низким числом атомов углерода может регулироваться при возникновении необходимости.

На фиг.6 показан другой пример модификации для осуществления адсорбционного способа хранения природного газа в соответствии с этим примером. Как показано на фиг.6, для подачи адсорбированного и хранящегося компонента с низким числом атомов углерода и компонента с высоким числом атомов углерода в двигатель компоненты с низким числом атомов углерода, адсорбированные и хранящиеся в первом адсорбционном резервуаре 16, подают через второй адсорбционный резервуар 18, в котором адсорбирован и хранится компонент с высоким числом атомов углерода, при этом компонент с низким числом атомов углерода и компонент с высоким числом атомов углерода смешиваются. В этой системе горючий газ может подаваться в двигатель с применением очень простой конструкции, требующей относительно малой энергии для извлечения горючего газа. В этом примере, как показано на фиг.6, десорбционный компрессор 35 может использоваться для подачи горючего газа в двигатель.

В описанном выше модифицированном примере, поскольку компонент с низким числом атомов углерода из первого адсорбционного резервуара 16 проходит только через второй адсорбционный резервуар 18, не требуется перевода в газообразное состояние компонента с высоким числом атомов углерода во втором адсорбционном резервуаре 13, и количество энергии для извлечения горючего газа может быть уменьшено, как было описано выше.

Пример 2

Согласно описанному выше обычному способу использования адсорбента и адсорбции и хранения природного газа и подобных веществ, адсорбент или адсорбируемый горючий газ охлаждают для генерирования теплоты адсорбции. Даже когда процесс охлаждения выполняют таким образом, адсорбционные свойства не ухудшаются при адсорбции одного метана. Однако когда в природном газе 13А присутствуют компоненты с высоким числом атомов углерода, такие как пропан и бутан, когда температура понижается, происходит конденсация в порах адсорбента или подобного вещества и пора закупоривается, предотвращая диффузию газа. В результате плотность хранения неблагоприятно снижается. Например, если плотность хранения сжатого природного газа (CNG) составляет V/V₀ = около 240-280 при давлении 20 МПа и когда адсорбируется чистый метан, адсорбент разрабатывают так, что может быть получена V/V₀ = около 300-400. Даже в этом случае, когда используют природный газ 13А, плотность уменьшается до V/V₀ = около 200-250 из-за описанной выше конденсации компонента с высоким числом атомов углерода. Эта конденсация компонента с высоким числом атомов углерода особенно значительна, когда давление низкое на первоначальном этапе заполнения.

Для решения указанной выше проблемы в результате исследований настоящих заявителей было обнаружено, что при повышении температуры адсорбента до заданного уровня при заполнении или при предварительном нагреве наполняющего горючего газа конденсация компонента с высоким числом атомов углерода сдерживается и плотность хранения может повышаться до такого же уровня, как и в случае с чистым метаном. В этом случае температуру адсорбента устанавливают предпочтительно на уровне 20°С или выше и более предпочтительно около 30°С или выше. Кроме того, поскольку давление возрастает при адсорбции горючего газа адсорбентом, предпочтительно постепенно понижать температуру до конечного уровня менее 20°С.

В таблице 1 показаны экспериментальные результаты адсорбции газа 13А активированным углем с использованием описанного выше способа, соответствующего настоящему примеру.

В дополнение к результатам использования способа, соответствующего данному варианту осуществления изобретения, приведенная выше таблица 1 также демонстрирует результаты, полученные с использованием описанного выше известного способа, согласно которому адсорбент не нагревают, и результаты, полученные с использованием чистого метана. В таблице 1 вероятность успешного заполнения указывает, до какой степени в адсорбенте не наблюдалось конденсации и возникновения любых состояний, в которых газ 13А не мог бы адсорбироваться в ходе заполнения. Как показано в таблице 1, благодаря использованию настоящего способа, то есть способа, согласно которому температуру адсорбента повышают до 30° С на начальном этапе заполнения, вероятность успешного заполнения составила 50%. С другой стороны, с использованием обычного способа, согласно которому нагрев не осуществлялся, заполнение не было успешным во всех случаях. Хотя вероятность успеха, составляющая 50% в соответствии с этим способом, представляет только около половины от этого показателя при использовании чистого метана, это тем не менее является значительным усовершенствованием по сравнении со случаями, когда нагрев не осуществлялся. Кроме того, когда заполнение было успешным, плотность хранения, составляющая V/V₀ = около 230-350, превзошла этот показатель для чистого метана. Эта плотность хранения была выше, чем при использовании сжатого природного газа при давлении 15 МПа, что показано в таблице 1. Кроме того, хотя согласно описанному выше способу был предварительно нагрет адсорбент, подобные результаты могут быть получены при предварительном нагреве газа 13А, а не адсорбента.

Согласно описанному выше адсорбционному способу хранения природного газа, благодаря нагреву адсорбента или природного газа конденсация предотвращается. В дополнение к этому способу, даже когда природный газ проходит и адсорбируется между адсорбентами при адсорбции и хранении в адсорбенте, конденсация природного газа в порах или на поверхности адсорбента может предотвращаться. На фиг.7 показан пример осуществления этого адсорбционного способа хранения природного газа.

Как показано на фиг.7, систему сначала вакуумируют и затем природный газ 13А вводят в промежуточный резервуар 42 через регулятор 24 и обратный клапан 40. После того как давление в промежуточном резервуаре достигнет заданного уровня, например около 1-3 МПа, включают циркуляционный насос 44 для осуществления циркуляции природного газа между промежуточным резервуаром 42 и резервуаром 46 для природного газа, содержащим адсорбент для адсорбирования и хранения природного газа. Когда адсорбирование и хранение природного газа в резервуаре 46 для природного газа осуществляют при циркуляции природного газа таким образом, природный газ постоянно протекает в промежуток адсорбента в ходе операции заправки таким образом, что конденсация природного газа в порах или на поверхности адсорбента может предотвращаться, и, таким образом, может предотвращаться снижение плотности хранения. Когда адсорбирование и хранение природного газа в резервуаре 46 для природного газа осуществляется в таком циркулирующем состоянии и когда давление достигает заданного значения, например 3 МПа или более, вероятность того, что природный газ будет конденсироваться, эффективно сводится к нулю, и циркуляционный насос 44 может быть выключен.

Когда адсорбирование и хранение природного газа в резервуаре 46 для природного газа осуществляют таким способом, плотность хранения V/V₀ достигает значения V/V₀ = около 230-350 подобно показанному выше в таблице 1, и вероятность успешного заполнения может быть получена по существу на уровне 100%. Кроме того, промежуточный резервуар 42 и циркуляционный насос 44 может устанавливаться как на транспортном средстве, так и ниже.

В дополнение к описанному выше способу также предложен способ введения чистого метана на первоначальном этапе заправки как способ предотвращения конденсации на первоначальном этапе адсорбирования и хранения природного газа в резервуаре 46 для природного газа. В частности, чистый метан сначала вводят в резервуар 46 для природного газа до получения давления 1 МПа или 3 МПа и затем вводят газ 13А при равном или большем давлении. В целом, поскольку конденсация природного газа в порах и на поверхности адсорбента легко возникает на первоначальном этапе заправки при низком давлении, уменьшение плотности хранения из-за конденсации может предотвращаться посредством использования чистого метана только на первоначальном этапе заправки, как описано выше.

Согласно этому способу, когда давление переключения с чистого метана на газ 13А возрастает, риск конденсации уменьшается, но количество адсорбируемого газа 13А также уменьшается, и суммарный энергетический запас, таким образом, уменьшается. Следовательно, давление первоначальной заправки чистым метаном определяют с учетом наличия конденсации и необходимой теплотворной способности горючего газа.

Таблица 2 показывает экспериментальные результаты, когда резервуар 46 для природного газа был заправлен газом 13А в соответствии с описанным выше способом введения чистого метана только на первоначальном этапе.

Как показано в таблице 2, согласно этому способу, когда резервуар был заправлен чистым метаном до давления около 1 МПа, полученная вероятность успешного заполнения улучшена по сравнению с результатами, показанными в таблице 1. Кроме того, поскольку давление переключения с чистого метана на газ 13А было увеличено, вероятность успешного заполнения также увеличилась. Кроме того, плотность хранения в этом случае отмечена на достаточно высоком уровне по сравнению с чистым метаном и сжатым природным газом (15 МПа).

Кроме того, относительно способа предотвращения конденсации природного газа при адсорбировании и хранении в резервуаре 46 для природного газа в результате исследований, проведенных настоящими изобретателями, было обнаружено, что при заправке полезно поместить все устройства, расположенные на нижней стороне, такие как трубопровод подачи природного газа и регулятор 24, и устройства, расположенные на борту транспортного средства, такие как резервуар 46 для природного газа, в помещение с постоянным диапазоном температур и установить постоянную температуру в пределах от 20°С до 40°С. В этом случае, даже если не только состав газа 13А улучшен, но также содержание бутана повышено по сравнению с обычным газом 13А, может быть обнаружен сильный эффект предотвращения конденсации.

На фиг.8 показано развитие вероятности успешного заполнения, когда адсорбирование и хранение осуществляются в резервуаре 46 для природного газа описанными выше способами, и концентрация бутана в адсорбируемом газе повышена. На фиг.8 А показывает результат описанного выше способа с постоянной температурой, В показывает результат описанного выше способа с нагревом адсорбента в комбинации со способом с введением метана на первоначальном этапе, С показывает результат способа только с нагревом адсорбента, и D показывает результат только адсорбции активированным углем. Как показано на фиг.8, согласно способу с формированием единой температуры оборудования, даже когда концентрация бутана превышает 60%, все же может поддерживаться вероятность успешного заполнения, составляющая 80% или более. Кроме того, использованный в этом случае бутан является смесью нормального бутана и изобутана в соотношении 50%:50%.

Пример 3

Данный пример относится к усовершенствованию адсорбционных характеристик адсорбента. Настоящие заявители исследовали разные адсорбенты с точки зрения плотности хранения при адсорбировании реально используемого природного газа 13А и вероятности успешного заполнения, описанных во втором примере. Результаты этих исследований показаны на фиг.9. На фиг.9 плотность хранения (V/V₀) показана по оси абсцисс, и вероятность успешного заполнения показана по оси ординат. Как показано на фиг.9, когда использовались структура с прослойкой на угольной основе с пиком диаметра пор, составляющим от 8 до 10 ангстрем, и мезопористый материал (FSM) на основе диоксида кремния с пиком диаметра пор, составляющим 20-30 ангстрем, были получены благоприятные результаты как относительно плотности хранения V/V₀, так и вероятности успешного заполнения. С другой стороны, когда использовался цеолит с пиком диаметра пор, составляющим от 5 до 8 ангстрем, плотность хранения V/V₀ не могла бы увеличиваться в достаточной степени. Когда использовался активированный уголь, широта плотности хранения V/V₀ распределялась в обширном диапазоне и вероятность успешного заполнения не могла бы повышаться в достаточной степени.

Исходя из приведенных выше данных, будет понятно, что структура с прослойкой и мезопористый материал (FSM) предпочтительны среди существующих адсорбентов. Однако поскольку эти материалы дороги, с точки зрения уменьшения затрат было бы предпочтительно повысить адсорбционность активированного угля. Настоящие заявители, таким образом, исследовали способ активирующей обработки для усиления адсорбционности активированного угля.

Варианты активирующей обработки для производства активированного угля включают газовую активацию с использованием водяного пара и химический способ активации посредством добавления химиката в сырье, нагрева материала в среде из инертного газа и осуществление карбонизации и активирования одновременно. Примеры химикатов для использования в этом процессе химической активации включают хлорид цинка, фосфорную кислоту, сульфид калия, гидроксид калия, тиоцианид калия и т.п. Кроме того, в качестве сырья для производства активированного угля используют, например, кокосовую скорлупу, древесину, угли и т.п.

В активированном угле, изготовленном с использованием известного способа активирующей обработки, в порах существует большое количество функциональных групп, таких как гидроксильные группы, и когда адсорбируется углеводород, функциональная группа химически комбинируется с углеводородом, таким образом генерируя большую теплоту адсорбции. Кроме того, когда количество функциональных групп велико, компоненты с большим числом атомов углерода легко конденсируются в поре, особенно благодаря взаимодействию компонентов с большим числом атомов углерода с поверхностями поры, что вызывает падение плотности хранения при адсорбировании используемого на практике природного газа, включающего компонент с большим числом атомов углерода. Настоящие заявители исследовали процесс активирующей обработки, в котором количество функциональных групп, существующих внутри поры активированного угля, может уменьшаться, и разработали следующий усовершенствованный способ химической активации, рассматриваемый как способ активирующей обработки.

Раствор хлорида цинка с удельным весом, составляющим около 1,8, добавляют в сырье и нагревают до пределов 600-700°С без какого-либо контакта с воздухом. Посредством этой тепловой обработки водород и кислород, содержащиеся в сырье, выпускаются в виде пара дегидрирующим действием хлорида свинца, и формируется уголь с усовершенствованной пористой структурой. Настоящий пример отличается тем, что когда сырье нагревают для осуществления высокотемпературной обработки, как описано выше, одновременно создается вакуум и применяется обработка понижением давления. В этом случае вакуумное вытягивающее давление составляет предпочтительно 10^-1 Торр или менее. Посредством выполнения обработки понижением давления осуществляется содействие отделению водяного пара, содержащегося внутри пор, и в результате этого количество функциональных групп, таких как гидроксильные группы, содержащиеся внутри пор, может уменьшаться.

Затем в обработанный материал, обработанный описанным выше способом, добавляют соляную кислоту, хлорид цинка удаляется, и кислоту и основание удаляют посредством промывки водой. Он осаждается и осушается для формирования активированного угля, соответствующего настоящему примеру.

В качестве описанных выше химикатов могут также использоваться фосфорная кислота, фосфат натрия и фосфат кальция. Когда их используют, температуру высокотемпературной обработки устанавливают на уровне около 400-600°С. Кроме того, когда используют гидроокись калия, гидроокись натрия и т.п., высокотемпературную обработку выполняют при 500°С. Кроме того, могут также использоваться сульфид калия, тиоцианид калия и т.п.

В таблице 3 показаны оценочные результаты, полученные с активированными углями, произведенными химическим способом активации в соответствии с описанным выше примером, обычным химическим способом активации и способом активации водяным паром. Кроме того, в качестве сравнительного примера показан оценочный результат относительно активированного угля, полученного вакуумированием, подобно настоящему примеру, при активации водяным паром и применении обработки понижением давления. Сырьем для получения активированного угля, используемым в этом случае, была кокосовая скорлупа. Высокотемпературная обработка осуществлялась при 700°С, и степень вакуума при обработке понижением давления составляла 10^-1 Торр.

Как можно видеть в таблице 3, для активированного угля, полученного обычным способом активации водяным паром и химическим способом активации, плотность хранения V/V₀ газа 13А при давлении 10 МПа была в пределах 130-145, и это значение не улучшилось, когда со способом активации водяным паром использовался вакуум.

С другой стороны, для активированного угля, полученного способом активации, соответствующим настоящему примеру, плотность хранения газа 13А составила V/V₀=220, что является улучшением этого показателя по сравнению с активированным углем, полученным обычным способом активации.

Кроме того, хотя в таблице 3 также показана теплота адсорбции при адсорбировании бутана, теплота адсорбции генерируется при образовании химической связи функциональной группы и бутана и т.д., как описано выше, и существует тенденция генерирования большей теплоты адсорбции с большим количеством функциональных групп. Как показано в таблице 3, при осуществлении обычного способа активации водяным паром и химического способа активации значения по существу не изменялись, поскольку количества функциональных групп могут рассматриваться как по существу равные. С другой стороны, при осуществлении способа активации, соответствующего настоящему примеру, согласно которому химический способ активации скомбинирован с вакуумной обработкой, теплота адсорбции составила 33 кДж/моль, что составляет около половины или менее от значения с использованием обычного способа.

Таким образом, можно считать, что в активированном угле, полученном способом активации, соответствующим настоящему примеру, количество функциональных групп составляет около половины или менее от того, которое является результатом обычной обработки. Таким образом, конденсация компонента с высоким числом атомов углерода в газе 13А предотвращается, и плотность хранения увеличивается, как описано выше.

В дополнение к описанному выше химическому способу активации, вместо применения обработки понижением давления в ходе высокотемпературной обработки, количество функциональных групп, таких как гидроксильные группы в порах активированного угля, может уменьшаться посредством использования способа, содержащего промывку соляной кислотой и водой, последующее вакуумирование с одновременным осуществлением нагрева и сушки, последующую адсорбцию неводного или гидрофобного органического растворителя, дальнейшее вакуумирование и последующее выполнение прокаливания в среде из инертного газа. В этом случае благодаря дополнительному выполнению описанной выше обработки понижением давления в ходе высокотемпературной обработки могут быть получены улучшенные результаты. Кроме того, в качестве органического растворителя предпочтительно может применяться парафин или ему подобное вещество. Кроме того, поскольку на поверхности активированного угля после обработки в инертной среде с высокой вероятностью существуют радикалы, существует также возможность того, что после долгого использования вновь могут прилипать примеси, такие как гидроксильные группы и карбонильные группы. В этом случае такую же обработку можно осуществлять в водородной среде, при этом могут быть получены подобные результаты.

В таблице 4 показаны оценочные результаты адсорбционных свойств активированных углей, полученных настоящим способом и способом (способ вакуумирования при высокотемпературной обработке) осуществления описанной выше обработки понижением давления при высокотемпературной обработке в дополнение к настоящему способу, когда в качестве сырья использовалась кокосовая скорлупа. В качестве сравнительного примера также показаны оценочные результаты применения активированных углей, полученных обычным химическим способом активации и описанным выше способом вакуумирования при высокотемпературной обработке. В дополнение к этому в рамках настоящего способа, показанного в таблице 4, органическим растворителем, адсорбированным активированным углем, был бутан, и он был введен и адсорбирован при избыточном давлении 0,1 МПа при нормальной температуре. Кроме того, в ходе последующего процесса вакуумирования поддерживался вакуум, составляющий около 1 Торр.

Как можно видеть в таблице 4, даже когда использовался только настоящий способ, значения теплоты адсорбции при адсорбции бутана показывают, что количество функциональных групп было уменьшено до по существу такого же уровня, как при осуществлении химического способа активации, когда использовался вакуум в ходе высокотемпературной обработки. Кроме того, плотность хранения V/V₀ газа 13А при давлении 10 МПа также демонстрирует по существу такое же значение. Когда обработку вакуумом при высокотемпературной обработке использовали в комбинации с настоящим способом, количество функциональных групп дополнительно уменьшилось и плотность хранения V/V₀ газа 13А повысилась.

Когда осуществлялось описанное выше вакуумирование при высокотемпературной обработке, создавался глубокий вакуум, составляющий 10^-1 Торр или ниже, при этом нагрузка на вакуумный насос повышалась и становилось трудно выполнять обработку улавливанием воды, выпускавшейся в большом количестве. Когда давление при обработке понижением давления может быть установлено на более высоком уровне, способ получения активированного угля может дополнительно облегчаться.

В результате исследований, проведенных настоящими изобретателями, было обнаружено, что посредством добавления бромида лития или хлорида лития в хлорид цинка и т.п. для использования при химическом активировании может быть получен достаточно большой эффект, даже когда давление вакуума в ходе обработки понижением давления установлено на более высоком уровне. Представляется, что это является результатом того, что бромид лития и хлорид лития имеют влагопоглощающие свойства и, таким образом, удаляют влагу из пор активированного угля. В этом случае предпочтительно добавление дополнительного количества бромида лития или хлорида лития в пределах 10-50 вес.% относительно хлорида цинка.

В таблице 5 показаны оценочные результаты, полученные с активированным углем, изготовленным способом добавления бромида лития или хлорида лития в хлорид цинка в описанной выше пропорции, и оценочные результаты, полученные с активированным углем, изготовленным путем комбинирования настоящего способа и процесса вакуумирования при высокотемпературной обработке, при осуществлении обычной химической активирующей обработки с использованием хлорида цинка, то есть активирующей обработки, в ходе которой не осуществляют обработку понижением давления при высокотемпературной обработке.

Как видно в таблице 5, когда при осуществлении химической активирующей обработки применяют только настоящий способ, не было получено достаточного эффекта уменьшения количества функциональных групп и эффекта повышения плотности хранения V/V₀ газа 13А. Однако когда настоящий способ комбинировался с процессом вакуумирования при высокотемпературной обработке, не было разности адсорбционности полученного активированного угля даже между давлениями вакуума, составлявшими 10^-2 Торр и 10 Торр. Как можно видеть, когда около 10-50 вес.% бромида лития или хлорида лития добавляли в хлорид цинка для использования в ходе химической активирующей обработки, давление вакуума для вакуумирования при высокотемпературной обработке может устанавливаться на более высоком уровне и способ получения активированного угля может облегчаться.

Кроме того, относительно активированного угля, полученного описанными выше обычными способами активации водяным паром или химической активации, существуют проблемы, состоящие в том, что плотность хранения V/V₀ природного газа низка, и в том, что повторение процесса адсорбции/десорбции постепенно понижает плотность хранения V/V₀. С другой стороны, посредством выполнения термической обработки как завершающего процесса в водородной среде при температуре от 200 до 500°С после выполнения активации водяным паром или химической активации пропорция снижения плотности хранения V/V₀ может уменьшаться даже после многократного осуществления адсорбции/десорбции. В таблице 6 показана пропорция снижения плотности хранения V/V₀ после 20-кратного повторения циклов адсорбции/десорбции относительно активированного угля, подвергнутого описанной выше обработке как завершающему процессу способа активации водяным паром и химического способа активации.

Как можно видеть в таблице 6, когда осуществлялся способ, соответствующий настоящему примеру, пропорция снижения плотности хранения была улучшена относительно обоих способов активирования водяным паром и химического активирования.

В дополнение к этому, хотя пропорция снижения плотности хранения после многократной адсорбции/десорбции может уменьшаться посредством термической обработки в водородной среде, как было описано выше, плотность хранения V/V₀ при многократном использовании снижается. Таким образом, после осуществления обработки при температуре 100°С или выше, предпочтительно 200°С или выше в условиях глубокого вакуума, составляющего 10^-3 Торр или более в течение нескольких часов, адсорбируют метан высокой степени чистоты, составляющей 99,9% или более, и затем десорбируют. Для этой десорбции достаточна десорбция до уровня атмосферного давления. Однако когда адсорбцию и десорбцию метана высокой степени чистоты осуществляют три или более раз, первоначальная адсорбционная способность адсорбента может быть по существу восстановлена. Это могло бы происходить благодаря тому, что промывка поверхности адсорбента метаном предотвращает адсорбцию бутана и подобных веществ и, таким образом, конденсацию.

На фиг.10 показаны значения плотности хранения V/V₀ при повторении адсорбции/десорбции, когда осуществлялась или когда не осуществлялась обработка метаном высокой степени чистоты, согласно настоящему примеру, усовершенствованного активированного угля, подвергнутого обработке уменьшением давления в ходе высокотемпературной обработки, дополнительной очистке в органическом растворителе и последующему прокаливанию в среде из инертного газа. Для сравнения также показаны результаты, полученные с обычным активированным углем, не подвергавшимся обработке.

Как показано на фиг.10, плотность хранения V/V₀ снижается при повторении адсорбции/десорбции как в случае с обычным материалом, так и в случае с усовершенствованным активированным углем, относительно которых настоящий пример не применялся. С другой стороны, когда обработка метаном высокой степени чистоты применялась один раз через каждые 20 циклов, может поддерживаться по существу первоначальная адсорбционная способность.

Пример 4

Активированный уголь, полученный способом, соответствующим описанному выше третьему примеру, имеет высокую адсорбционность, и может повышаться плотность хранения V/V₀ природного газа 13А или подобного вещества. Однако когда газ 13А адсорбируют и хранят в активированном угле и впоследствии десорбируют, иногда образуется большой разброс в степени десорбции. Настоящие заявители обнаружили, что углеводороды на основе изопарафина могут уменьшать степень десорбции больше, чем углеводороды на основе нормального парафина.

На фиг.11 показаны степени заполнения активированного угля углеводородами, основанными на разных парафинах. В этом случае, после того как углеводороды, основанные на разных парафинах, разделены на углеводороды нормального типа и углеводороды с боковой цепью (изо-типа) и адсорбированы активированным углем при комнатной температуре, было измерено десорбированное количество, количество внутри поры активированного угля, заполненной разными текучими компонентами, было взято за 100%, и пропорция десорбированного количества использовалась как степень заполнения. Давление в ходе адсорбции было установлено на уровне 0,1 МПа для пропана и бутана и на уровне давления насыщения пара для других компонентов.

Как показано на фиг.11, среди парафинов от бутана до октана обычные парафины показали заметно большую степень заполнения, чем парафины с боковой цепью во всех случаях. Однако относительно молекул большого размера, таких как молекулы нонана и декана, наблюдалась небольшая разница между нормальным типом и типом с боковой цепью.

Представляется, что эта разница в степени заполнения между бутановым и октановым парафинами получена из-за того, что в парафине с боковой цепью (изопарафине) при адсорбировании активированным углем легко возникает сжижение, описанная выше вероятность успешного заполнения снижается и не может быть получена достаточная степень адсорбции. Таким образом, для адсорбирования и хранения природного газа 13А и ему подобного сначала адсорбируются только нормальные парафины от бутана до октана и затем адсорбируется газ 13А так, что неэффективное заполнение из-за сжижения при адсорбции может предотвращаться и может осуществляться устойчивое адсорбирование и хранение. В дополнение к этому пропан, показанный на фиг.11, демонстрирует наивысшую степень заполнения, но удельное количество энергии, содержащейся в парафине, увеличивается с увеличением числа атомов углерода, и парафин с большим числом атомов углерода, таким образом, предпочтителен в качестве нормального парафина, адсорбируемого адсорбентом перед заполнением газом 13А.

Природный газ 13А состоит большей частью из метана, но также содержит этан, пропан, бутан и т.п. Таким образом, описанный выше эффект может быть получен даже посредством отделения/извлечения парафина с боковой цепью (в основном изобутана), содержащегося в газе 13А, и адсорбирования и хранения активированным углем газа 13А, не содержащего парафина с боковой цепью, вместо предварительного адсорбирования описанного выше нормального парафина.

На фиг.12 показан результат по плотности хранения V/V₀, когда газ 13А и газ 13А, из которого извлечен изобутан, адсорбировались и хранились активированным углем усовершенствованного типа, полученным согласно третьему примеру, при комнатной температуре при давлении 20 МПа. Кроме того, в качестве сравнительного примера также показана V/V₀ сжатого природного газа (CNG) 13A. Как видно на фиг.12, газ 13А, из которого извлечен изобутан, может демонстрировать более высокую плотность хранения V/V₀, чем газ 13А, содержащий изобутан, и сжатый природный газ (CNG).

Однако, поскольку изобутан, извлеченный из описанного выше газа 13А, не может эффективно использоваться, предпочтителен способ максимально возможного уменьшения количества используемого газа 13А, из которого извлечен изобутан. Исследования настоящих изобретателей показали, что при адсорбировании и хранении газа 13А, когда в нем на первоначальной стадии присутствует парафин с боковой цепью, то есть на стадии при давлении менее 1 МПа, его присутствие в значительной степени влияет на вероятность успешного заполнения, и в результате плотность хранения V/V₀ понижается, но при давлении 1 МПа и выше не возникает проблем, даже если присутствуют парафины с боковой цепью.

Таким образом, когда газ 13А разделен на первый компонент, не содержащий парафина с боковой цепью, и второй компонент, не исключающий парафин с боковой цепью, то есть содержащий парафин с боковой цепью (обычный газ 13А), первый компонент адсорбируется и хранится при давлении, не достигшем 1 МПа, и затем адсорбируется и хранится обычный газ 13А как второй компонент, может обеспечиваться высокая плотность хранения и изобутан не уходит в отходы. В дополнение к этому в этом случае изобутан, извлеченный для создания первого компонента, можно смешивать со вторым компонентом и адсорбировать и хранить при высоком давлении. Таким образом, состав компонентов, адсорбированных и хранящихся адсорбентом, может быть доведен до состава газа 13А.

Пример 5

На фиг.13 показано внутреннее пространство поры 52 адсорбента 50, соответствующего настоящему изобретению. На фиг.13 малые молекулы 56, такие как молекулы газообразного метана и этана, имеющие меньшие молекулярные размеры, чем у пропана, адсорбируются адсорбентом 50, таким как активированный уголь, в первую очередь, до адсорбирования природного газа. Благодаря тому что малые молекулы 56 адсорбируются в первую очередь малые молекулы 56 могут проникать в глубину поры 52 адсорбента 50. Таким образом, даже когда позже адсорбируется природный газ, малые молекулы 56 уже присутствуют с внутренней стороны от больших молекул 54, таких как молекулы пропана и бутана, содержащихся в газе. Таким образом, при десорбции природного газа большие молекулы 54 выталкиваются наружу малыми молекулами 56, находящимися во внутренней части поры 52, и может предотвращаться скопление больших молекул 54, таких как молекулы пропана и бутана, внутри поры 52. Таким образом, объем поры 52 может использоваться более эффективно.

Как было описано выше, даже когда производят не природный газ, адсорбционная способность адсорбента 50 может не понижаться и может быть получено повышение адсорбционной способности.

В дополнение к этому в следующей таблице 7 показаны компоненты марки природного газа, известной как 13А.

Как показано в таблице 7, пропан и бутан с большими молекулами 54 составляет 6% (молярного объема) природного газа 13А. Извлечение и удаление этих компонентов дорого, и их удаление ликвидирует 6% доступного газа. Однако благодаря использованию описанного выше способа, соответствующего настоящему изобретению, нет необходимости извлекать эти большие молекулы 54 и стоимость газа может снижаться.

Кроме того, когда весь газ, адсорбированный адсорбентом 50, десорбирован в ходе десорбции, необходимо выполнить процесс адсорбирования адсорбентом 50 газообразного метана высокой степени чистоты, имеющего малые молекулы 56, для повторного осуществления заполнения природным газом. Этот процесс является безотходным, когда используют способ, соответствующий настоящему изобретению.

Таким образом, давление при адсорбции малых молекул 56 перед адсорбцией природного газа используют как пороговое значение, при достижении которого десорбция прекращается. Предпочтительно не создавать давление, которое меньше этого значения или равно ему. Таким образом, поскольку малые молекулы 56, такие как молекулы метана и этана, постоянно адсорбируются и удерживаются внутри пор 52 адсорбента 50, нет необходимости в повторении адсорбирования малых молекул 56, даже при повторной адсорбции природного газа и дозаправке.

В этом случае может также быть предпочтительной конструкция, в которой заправочный резервуар снабжен датчиком давления, указанное выше критериальное давление предварительно введено в память, и на основе этого критериального давления пользователю выдается предупредительный сигнал.

Далее будет описан пример, иллюстрирующий описанный выше конкретный вариант осуществления изобретения.

Пример

Два грамма активированного угля из кокосовой скорлупы (марки GA40, производимого компанией Cataler Industry Co.) были помещены в резервуар высокого давления и деаэрированы до вакуума; был введен газ до получения относительного давления, составляющего две атмосферы; и это состояние поддерживалось, пока температура активированного угля не достигла комнатной температуры. После этого газ, содержащийся в резервуаре высокого давления, был извлечен с использованием вакуумного насоса и с замещением водой и результаты были измерены.

На фиг.14 показаны результаты этих измерений. На фиг.14 показаны типы газа, используемые в данном варианте осуществления изобретения. В данном варианте указанное выше измерение выполнялось с тремя типами газов в качестве сравнительных примеров. В частности, ими были 100-процентный метан, метан, смешанный с 5% пропана, и метан, смешанный с 5% бутана. Как показано на фиг.14, использование чистого метана приводит к наибольшей адсорбционной способности и адсорбционная способность снижается соответствующим образом при смешивании метана с пропаном и метана с бутаном.

С другой стороны, согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, сначала адсорбировался чистый метан при давлении в одну атмосферу, затем адсорбировался газ, состоящий из метана, смешанного с пропаном в пропорции 5%, при этом была получена такая же адсорбционная способность, как при адсорбировании чистого метана.

Как описано выше, согласно способу, соответствующему настоящему изобретению, нет необходимости в очистке природного газа для его использования.

Пример 6

Как описано согласно известному уровню техники для адсорбента с малым диаметром пор, при адсорбировании природного газа при низком давлении возникает явление насыщения, адсорбционная способность не может значительно повышаться и природный газ трудно десорбировать из адсорбента. В таком случае в результате исследований адсорбентов, которые могут обеспечить повышение адсорбционной способности для природного газа и могут легко адсорбировать газ, настоящие заявители обнаружили, что когда адсорбция осуществляется порами с большим диаметром, чем у ранее исследовавшегося активированного угля, явление насыщения при адсорбировании природного газа не возникает до высокого давления и десорбирование природного газа облегчается.

В таблице 8 показано соотношение между диаметром пор активированного угля и характеристиками адсорбции/десорбции.

В таблице 8 для активированного угля, использовавшегося раньше для адсорбирования и хранения природного газа, с диаметром поры, составляющим 5 ангстрем или более, и с пиком распределения диаметра поры, составляющим 7-9 ангстрем, то есть максимальным содержащимся диаметром, значения адсорбционной способности V/V₀ (V₀: объем резервуара для хранения, заполненного активированным углем, V: объем адсорбированного и хранящегося газа) для природного газа составили от 100 до 180. Со сжатым природным газом (CNG), когда полученные значения V/V₀ были в пределах 240-280, способность к адсорбции/хранению обычного материала сочтена недостаточной. Кроме того, поскольку давление насыщения при адсорбировании и хранении было в пределах 1-3/5 МПа, даже при повышенном давлении адсорбционная способность не повысилась.

Кроме того, для степени десорбции природного газа из обычного материала, когда газ выпускался в атмосферное давление, пропорция составляла от 50 до 80%, но при выпуске в среду с давлением 0,5 МПа она была лишь в пределах от 20 до 50%.

Затем были подготовлены три типа активированных углей с увеличенными диаметрами пор, и адсорбционные характеристики были измерены подобным образом. Первый усовершенствованный материал А имел диаметр пор, составляющий 10 ангстрем или более, и пик распределения диаметра пор, составляющий 15 ангстрем, но был улучшен по сравнению с обычным материалом как с точки зрения степени адсорбции/хранения, так и степени десорбции. Кроме того, можно видеть, что относительно усовершенствованного материала В (диаметр пор 10 ангстрем или более, пик распределения 20 ангстрем) и усовершенствованного материала С (диаметр пор 15 ангстрем или более, пик распределения 25 ангстрем), которые имеют большие диаметры пор и пики распределения диаметра пор, чем усовершенствованный материал А, при увеличении диаметра пор степень адсорбции/хранения и степень десорбции были улучшены. В частности, усовершенствованный материал С достигает степени адсорбции V/V₀=300, что превышает указанное выше значение для сжатого природного газа. Давление насыщения для усовершенствованного материала С фактически составило такое высокое значение, как 18 МПа. Кроме того, относительно степени десорбции усовершенствованного материала С 95% может десорбироваться даже при выпуске в среду с давлением 0,5 МПа, и эта степень десорбции заметно выше, чем этот показатель обычного материала. Таким образом, можно видеть, что адсорбированный и хранящийся природный газ может использоваться в высшей степени легко. Также следует отметить, что значения степени десорбции были даны для состояний, когда активированный уголь не был нагрет.

Как описано выше, усовершенствованный материал С, показанный в таблице 1, демонстрирует наиболее удовлетворительные адсорбционные характеристики, но в усовершенствованном материале С содержание пор с диаметром поры 10 ангстрем или менее предпочтительно установлено на уровне 0,1 см³/г или менее. Когда объем или количество пор с диаметром пор 10 ангстрем или менее возрастает, объем пор, насыщенных при низком давлении, соответственно возрастает. Степень адсорбции не может увеличиваться, и велико падение степени десорбции.

Как описано выше, адсорбционная способность и степень десорбции природного газа были улучшены при дополнительном увеличении диаметра пор активированного угля. Однако также исследовался оптимальный диаметр пор для максимизации адсорбционной способности V/V_о. Адсорбционная способность V/V_о относительно природного газа может быть представлена продуктом с V/VR (VR обозначает объем пор активированного угля), что является адсорбционной способностью для природного газа в порах активированного угля, и VR/V_о означает пропорцию объема, занимаемого порами в адсорбционном резервуаре. Для увеличения V/V_о должны быть максимально возможно увеличены V/VR и VR/V_о.

На фиг. 16 показано соотношение указанных выше V/VR, VR/V_о и V/V_о. Как показано на фиг. 16, когда наблюдалось только внутреннее пространство пор активированного угля, значение V/VR, которое является адсорбционной способностью для природного газа в порах, становится больше для меньших диаметров пор. Эти значения явились результатами измерений при давлении насыщения для каждого диаметра пор. Однако значение пропорции объема пор VR/V₀ возрастает при увеличении диаметра пор. Таким образом, такие значения V/V₀ продукта достигают максимального значения в постоянном диапазоне диаметров пор. Как показано на фиг.16, когда значения V/V₀ составляют 300 или более, таким образом, превышая значение для сжатого природного газа, диапазон диаметров пор составлял порядок от 12 до 35 ангстрем.

В результате указанного выше, представляется, что диаметр пор активированного угля предпочтителен в пределах от 12 до 35 ангстрем, но поскольку давление насыщения также возрастает с увеличением диаметра пор, максимальное значение более предпочтительно на уровне 20 ангстрем из соображений удобства практического использования. Это объясняется тем, что верхний предел давления газа, который хранится в нормальных условиях, составляет 20 МПа в Японии и 25 МПа в Соединенных Штатах и, таким образом, следует выбирать диаметры пор, которые насыщаются при этих давлениях.

Кроме того, при диаметре пор, составляющем 12 ангстрем или менее, пропорция, занимаемая скелетом активированного угля, увеличивается, пропорция объема пор уменьшается, VR/V₀ уменьшается до уровня ниже 70% и в результате адсорбционная способность V/V₀ для природного газа также понижается. Таким образом, значение нижнего предела для диаметров пор активированного угля предпочтительно на уровне 12 ангстрем.

Из указанного выше предполагается, что оптимальный диапазон диаметров пор активированного угля предпочтителен на уровне 12-20 ангстрем. Таким образом, может быть получена способность к адсорбции/хранению природного газа в пределах V/V₀=300-350, что превышает адсорбционную способность V/V₀=240-280 для сжатого природного газа.

Впоследствии было обнаружено, что когда на поверхность пор активированного угля как адсорбента, используемого при адсорбировании и хранении природного газа согласно настоящему изобретению, нанесены некоторые металлы, способность адсорбирования V/VR природного газа внутри пор могла бы дополнительно повышаться. Примеры таких металлов включают Сu, Fe, Аg, Аu, Ir, W и т.п.

В таблице 9 показана адсорбционная способность, когда ионы указанных выше металлов использовались относительно активированного угля, соответствующего усовершенствованному материалу В в таблице 8.

Как показано в таблице 9, когда на поверхность пор активированного угля нанесены Ir, Au, Аg и W каждый в количестве 10%, была получена по существу одинаковая адсорбционная способность при давлении хранения 5 МПа, и при давлении хранения 15 МПа была получена улучшенная адсорбционная способность. Таким образом, нанесение указанных выше металлов на поверхность пор активированного угля показало эффективность в повышении адсорбционной способности при адсорбировании и хранении при высоком давлении. Указанные выше металлы могут наноситься на поверхность пор активированного угля, например, посредством погружения адсорбента в водный раствор хлорида металла и т.п., выпаривания воды при температуре 80-100°С, высушивания адсорбента и последующего прокаливания адсорбента при температуре около 600°С в течение около трех часов. В дополнение к этому, когда количество металла уменьшено до уровня ниже 5%, эффект не производится. Кроме того, когда количество превышает 50 вес.%, объем пор активированного угля снижается. В обоих случаях увеличение адсорбционной способности не выявлено. Таким образом, количество наносимого металла предпочтительно должно быть в пределах от 5 до 50 вес.%.

В вышеописанном в качестве адсорбента для хранения природного газа использовался активированный уголь, но кроме активированного угля могут также использоваться адсорбенты на основе диоксида кремния, такие как цеолит и FSM.

ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Как описано выше, согласно настоящему изобретению, поскольку углеродистые компоненты разделяются и затем адсорбируются и хранятся адсорбентом независимо, может быть получена оптимальная адсорбционная среда в соответствии с количеством атомов углерода, и плотность хранения может быть повышена.

Кроме того, посредством установки малого значения диаметра пор адсорбента для адсорбирования компонента с высоким числом атомов углерода, компонент с высоким числом атомов углерода может легче адсорбироваться и может легко осуществляться отделение/адсорбция компонентов с высоким числом атомов углерода из нормально текущего природного газа.

Кроме того, посредством размещения охлаждающего средства в резервуаре для адсорбции и хранения компонента с высоким числом атомов углерода компонент с высоким числом атомов углерода может конденсироваться и разделение компонентов с высоким и низким числом атомов углерода может ускоряться.

В дополнение к этому благодаря в первую очередь введению природного газа в резервуар для адсорбирования и хранения компонента с высоким числом атомов углерода и затем понижению давления может надежно формироваться конденсированное ядро из компонента с высоким числом атомов углерода.

Кроме того, при десорбции из резервуара для адсорбции и хранения компонента с низким числом атомов углерода отделенные компоненты могут легко смешиваться в резервуаре для адсорбирования и хранения компонента с высоким числом атомов углерода.

Кроме того, благодаря нагреву адсорбента при адсорбировании и хранении природного газа в адсорбенте конденсация компонента с высоким числом атомов углерода может сдерживаться без разделения компонента с низким числом атомов углерода и компонента с высоким числом атомов углерода и, таким образом, может быть повышена плотность хранения.

В дополнение к этому посредством понижения температуры нагрева по ходу адсорбции может сдерживаться понижение адсорбционной способности вследствие повышения температуры.

Кроме того, в ходе адсорбции и хранения природного газа в адсорбенте посредством осуществления адсорбции при пропускании природного газа через промежуток между адсорбентами конденсация компонента с высоким числом атомов углерода может сдерживаться без нагрева адсорбента и плотность хранения может таким образом повышаться.

Кроме того, поскольку молекулы меньшего диаметра с малыми молекулярными размерами адсорбируют в порах в первую очередь и после этого адсорбируют природный газ, молекулы природного газа с большим диаметром располагаются снаружи от меньших частиц и, таким образом, легче десорбируются и их скопление внутри поры предотвращается. Таким образом, адсорбционная способность может поддерживаться, даже если используют менее чистый природный газ.

В дополнение к этому при десорбировании природного газа десорбция может осуществляться в среду с давлением, при котором адсорбировались молекулы малого диаметра. Таким образом, даже когда природный газ дозаправляют, дозаправку малых молекул можно исключить и операция заправки может упрощаться.

Кроме того, когда осуществляют обработку понижением давления в комбинации с высокотемпературной обработкой при выполнении активирующей обработки для изготовления адсорбента, в полученном адсорбенте присутствует меньшее количество гидроксильных групп и предотвращается конденсация компонентов с высоким числом атомов углерода.

Кроме того, благодаря добавлению бромида лития или хлорида лития в химическое вещество для активирующей обработки может быть усилен эффект дегидратации и количество гидроксильных групп внутри пор адсорбента может дополнительно уменьшаться.

В дополнение к этому благодаря промывке активированного угля органическим растворителем и последующему прокаливанию угля в инертной среде или водородной среде количество гидроксильных групп внутри пор адсорбента может быть уменьшено.

Кроме того, посредством адсорбирования адсорбентом сначала нормального парафина до адсорбирования природного газа может повышаться плотность хранения.

Кроме того, посредством адсорбирования адсорбентом только природного газа, из которого удален парафин с боковой цепью, плотность хранения может дополнительно увеличиваться.

В дополнение к этому, когда природный газ, не содержащий парафина с боковой цепью, используют при адсорбции при низком давлении, и затем природный газ, содержащий парафин с боковой цепью, адсорбируют после повышения давления, плотность хранения может также повышаться.

Кроме того, посредством регулирования диаметра пор адсорбента, хранящего природный газ, до получения заданного значения могут обеспечиваться высокие характеристики адсорбции природного газа и удовлетворительные характеристики десорбции.

Формула изобретения

1. Адсорбционный способ хранения природного газа, при котором разделяют природный газ на компонент с низким числом атомов углерода, такой, как метан и этан, и компонент с высоким числом атомов углерода, имеющий большее число атомов углерода, чем этан, и независимо адсорбируют и хранят в адсорбенте компонент с низким числом атомов углерода в первом адсорбционном резервуаре, содержащем адсорбент для адсорбирования и хранения компонента с низким числом атомов углерода при высоком давлении и компонента с высоким числом атомов углерода во втором адсорбционном резервуаре, содержащем адсорбент для адсорбирования и хранения компонента с высоким числом атомов углерода при низком давлении.

2. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.1, при котором диаметр пор адсорбента, содержащегося во втором адсорбционном резервуаре, меньше, чем диаметр пор адсорбента, содержащегося в первом адсорбционном резервуаре, и природный газ подают в первый адсорбционный резервуар через второй адсорбционный резервуар.

3. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.2, при котором второй адсорбционный резервуар имеет охлаждающее средство.

4. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.3, при котором природный газ временно вводят во второй адсорбционный резервуар при понижении давления в резервуаре, и повторно вводят природный газ во второй адсорбционный резервуар.

5. Адсорбционный способ хранения природного газа по любому из пп.2-4, при котором, когда хранящийся природный газ десорбируют и используют, газ, десорбированный из первого адсорбционного резервуара, извлекают через второй адсорбционный резервуар.

6. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.5, при котором десорбируют природный газ из адсорбента при давлении, не превышающем давление, при котором был адсорбирован метан или этан, и повторно адсорбируют природный газ без повторного адсорбирования метана или этана.

7. Адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, подвергнутого обработке понижением давления при высокотемпературной обработке в ходе активирующей обработки, при котором перед адсорбированием природного газа адсорбируют нормальный парафин.

8. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.7, при котором активированный уголь обрабатывают активирующим веществом, содержащим бромид лития или хлорид лития.

9. Адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, подвергнутого обработке понижением давления при высокотемпературной обработке в ходе активирующей обработки, при котором перед адсорбированием природного газа из природного газа отделяют/удаляют парафин с боковой цепью.

10. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.9, при котором активированный уголь обрабатывают активирующим веществом, содержащим бромид лития или хлорид лития.

11. Адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, подвергнутого обработке понижением давления при высокотемпературной обработке в ходе активирующей обработки, при котором перед адсорбированием природного газа природный газ разделяют на первый компонент, не содержащий парафин с боковой цепью, и второй компонент, содержащий парафин с боковой цепью, адсорбируют первый компонент и затем адсорбируют второй компонент.

12. Адсорбционный способ хранения природного газа по п.11, при котором активированный уголь обрабатывают активирующим веществом, содержащим бромид лития или хлорид лития.

13. Адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, промытого органическим растворителем и затем прокаленного в инертной среде или водородной среде в ходе активирующей обработки, при котором перед адсорбированием природного газа осуществляют адсорбирование нормального парафина.

14. Адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, промытого органическим растворителем и затем прокаленного в инертной среде или водородной среде в ходе активирующей обработки, при котором перед адсорбированием природного газа из природного газа отделяют/извлекают парафин с боковой ветвью.

15. Адсорбционный способ хранения природного газа с использованием активированного угля, промытого органическим растворителем и затем прокаленного в инертной среде или водородной среде в ходе активирующей обработки, при котором перед адсорбированием природного газа разделяют этот природный газ на первый компонент, не содержащий парафин с боковой цепью, и второй компонент, содержащий парафин с боковой цепью, адсорбируют первый компонент и затем адсорбируют второй компонент.

16. Адсорбент для использования при адсорбировании и хранении природного газа, в котором пик распределения диаметра пор составляет от 12 до 35 ангстрем.

Приоритет по пунктам:

05.03.1999 - по пп.1-5, 7-15;

03.03.2000 - по п.6;

18.08.1999 - по п.16.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11, Рисунок 12, Рисунок 13, Рисунок 14, Рисунок 15, Рисунок 16