CN1805876A - 将压缩天然气和液化天然气分配到天然气作动力的车辆中的方法和装置 - Google Patents

将压缩天然气和液化天然气分配到天然气作动力的车辆中的方法和装置 Download PDF

Info

Publication number
CN1805876A
CN1805876A CN200480016525.9A CN200480016525A CN1805876A CN 1805876 A CN1805876 A CN 1805876A CN 200480016525 A CN200480016525 A CN 200480016525A CN 1805876 A CN1805876 A CN 1805876A
Authority
CN
China
Prior art keywords
lng
cng
runner
flow
pressure
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
CN200480016525.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN100404375C (zh
Inventor
D·N·宾汉姆
M·L·克拉克
B·M·维尔丁
G·L·帕尔默
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.)
Battelle Energy Alliance LLC
Original Assignee
柏克德Bwxt爱达荷有限责任公司
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 柏克德Bwxt爱达荷有限责任公司 filed Critical 柏克德Bwxt爱达荷有限责任公司
Publication of CN1805876A publication Critical patent/CN1805876A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN100404375C publication Critical patent/CN100404375C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

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
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • 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
    • C10L3/12—Liquefied petroleum gas
    • 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
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • 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
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0139—Fuel stations

Abstract

一用来按照要求分配液化天然气(LNG)和压缩天然气(CNG)或它们两者的加燃料设施和方法。该加燃料设施可包括一诸如低温储存容器的LNG源。一低体积高压力的泵接合到LNG源以产生加压的LNG流。该加压LNG流可以有选择地导向通过一LNG流道或一CNG流道，CNG流道包括一蒸发器，其构造成从加压的LNG中产生CNG。CNG的一部分可从CNG流道中抽取并引导到CNG流道内，以控制流过其间的LNG的温度。同样地，LNG的一部分可从LNG流道中抽取并引导到CNG流道内，以控制流过其间的CNG的温度。

Description

将压缩天然气和液化天然气分配到天然气作动力的车辆中的方法和装置
相关申请
美国政府有权跟踪与美国能源部和Bechtel BWXT Idaho，LLC之间的合同No.DE-AC07-99ID13727相关的发明。
本申请要求对2003年5月9日提交的美国申请S/N 10/435,166的优先权，本文援引其以供参考。
技术领域
本发明一般地涉及对汽车配给天然气的加油站，具体来说，涉及具有顾客要求时提供和分配压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)能力的加油站。
背景技术
天然气是对诸如汽油和柴油之类燃油的一种众所周知的替代品。人们已经化了很大努力来开发天然气作为一种替代的燃料，以便对付汽油和柴油的各种缺点，其中包括生产成本和其使用过程中产生的排放。如本技术领域内所公知的，天然气是比许多其它燃料干净的燃料。此外，由于天然气浮在空气上面并驱散，而不是沉淀下来作其它的燃料，所以，天然气比汽油或柴油更为安全。然而，仍然存在着各种障碍，它们阻碍着人们广泛地去认可天然气作为用于机动车辆的燃料。
为了用作为一种替代的燃料，传统上，天然气转换为压缩天然气(CNG)或液化天然气(LNG)，以便在其使用前便于燃料的储存和运输。除了将天然气转换为CNG或LNG的过程，为了中间储存和最终分配提供给燃烧天然气的机动车辆的天然气，通常还需要附加的设施和处理过程。
与传统的加油设施相比，现有的天然气装料设施的建造和运行费用令人望而却步。例如，据目前估计，传统的LNG装料站建造的成本约为$350,000至$1,000,000，而相当的汽油加油站的成本约为$50,000至$150,000。这种极大的成本差异的原因之一是用于处理/调节和储存LNG所需的专用设备的成本，传统上LNG在大约-130℃至-160℃(-200°F至-250°F)的温度和约25至135每平方英寸磅的绝对压力(psia)下，储存为低温液态甲烷。
阻碍广泛接受天然气用作为机动车辆燃料的另一问题在于，目前，某些已经改装适于燃烧天然气的机动车辆需要CNG，而另一些机动车辆需要LNG，因此，对各种车辆需要不同类型的加燃料设施。例如，LNG设施传统上从储存罐中分配天然气，其中，天然气已经调节和转换为LNG。LNG传统上通常借助于油罐卡车或类似装置供应到储罐中。另一方面，CNG设施通常从管道或类似供应源抽取天然气，调节天然气，然后，将其压缩而生产出理想的CNG最终产品。
已有人作出努力试图从一单一设施中提供LNG和CNG。例如，1996年4月9日发表的授予Barclay的美国专利5,505,232涉及一种一体的装料系统，它产生和供应LNG和CNG。所揭示的系统阐述以小规模进行操作，每天生产大约1000加仑的液化或压缩燃料产品。Barclay专利描述了一天然气供应经受通过一再生精炼装置的通道，以便在加工天然气和生产LNG或CNG之前，除去气体中诸如二氧化碳、水、重质碳氢化合物和有气味物质等的各种构成物。因此，就传统的CNG设施来说，显然，Barclay专利中揭示的系统需要紧靠天然气管道或类似供应源定位。
此外，Barclay专利中揭示的系统要求天然气通过一液化器进行处理，而不管其要求生产LNG还是CNG。一现场的液化器的要求会不必要地增加建造一天然气装料设施的复杂性和成本，因此，应阻止这些设施成为传统汽油加油设施的实际的替代物。
组合的LNG和CNGB装料设施的另一实例揭示在1994年5月31日发表的授予Goode等人的美国专利5,315,831中。Goode专利揭示了一加燃料的设施，其包括储存在一低温储罐内的LNG体积量。LNG从储存的储罐中抽出并分配到需要的车辆中。通过从储存的储罐中抽出体积量的LNG，然后LNG通过一高效的泵和一蒸发器系统，由此产生CNG，该CNG然后分配到需要的车辆中。
尽管Goode和Barclay专利揭示了一体的加气站，其据称提供了分配LNG和/或CNG的能力，但仍需要对这样设施的改进，以便相对于传统的汽油加油设施，在建造和运行的费用方面，使如此的加燃料设施更有效、实用。
鉴于现有技术中存在的缺点，有利的是，提供一体的加燃料系统，其能按照要求分配LNG、CNG或两者，该系统结构简单，提供简单有效的操作，此外在本技术领域的目前状态上作出改进。
发明内容
根据本发明的一个方面，提供一加燃料站。该加燃料站包括至少一个泵，其构造成对供应的液化天然气(LNG)的体积进行加压，其包括至少一个构造成供应加压LNG的加压的输出。至少一个分流阀可操作地接合到至少一个泵的至少一个加压的输出上，其中，至少一个分流阀构造成有选择地分流任何加压的LNG的流动，其从第一流道和第二流道之间的至少一个泵的至少一个加压的输出流出。至少一个LNG分配单元与第一流道流体地连通。一蒸发器与第二流道流体地连通。蒸发器构造成接受和转换加压的LNG为压缩的天然气(CNG)。至少一个CNG分配单元与蒸发器流体地连通。
根据本发明的另一个方面，提供一加燃料站。该加燃料站包括多重泵，其构造成对供应的液化天然气(LNG)的体积进行加压。多重泵包括至少两个活塞，其中，各个活塞具有构造成供应加压LNG的各加压的输出。至少一个LNG分配单元设置成有选择地与多重泵的至少两个活塞的每一个的加压输出流体地连通。一构造成接受和将LNG转换为压缩的天然气(CNG)的蒸发器置于有选择地与多重泵的至少两个活塞的各个加压输出流体地连通。至少一个CNG分配单元与蒸发器流体地连通。
根据本发明的另一个方面，提供一天然气加气设施。该加气设施包括一饱和的液化天然气(LNG)源，诸如含有一体积量的饱和天然气的低温储罐。加气设施还包括至少一个加气站。加气站包括一与饱和LNG源流体地连通的多重泵。多重泵包括至少两个活塞，其中，各个活塞具有构造成供应加压LNG的各加压的输出。至少一个LNG分配单元设置成有选择地与多重泵的至少两个活塞的每一个的加压输出流体地连通。一构造成接受和将LNG转换为压缩的天然气(CNG)的蒸发器置于有选择地与多重泵的至少两个活塞的各个加压输出流体地连通。至少一个CNG分配单元设置成与蒸发器流体地连通。
根据本发明的另一个方面，提供一分配天然气的方法。该方法包括以第一压力对一泵提供饱和的液化天然气(LNG)。饱和的LNG通过一泵而将饱和LNG的压力提高到一第二压力。一第一流道设置在泵和LNG分配单元之间。一第二流道设置在泵和压缩的天然气(CNG)分配单元之间。LNG有选择地通过第一流道、第二流道，或通过第一和第二流道两者。流过第一流道的任何LNG的压力减小到一中间压力，其至少一部分减小压力的LNG在其后通过LNG分配单元进行分配。流过第二流道的任何LNG蒸发而从中产生CNG，该CNG的至少一部分通过CNG分配单元进行分配。
附图说明
阅读以下的详细描述并参照附图，将可明白本发明的上述的和其它的优点，在诸附图中：
图1是根据本发明的一实施例的示范的加燃料设施的立体图；
图2是根据本发明的一实施例的示范的加燃料站的立体图；
图3是图2所示的加燃料站的另一立体图；
图4是根据本发明的一实施例的加燃料站的简化的示意图；
图5是根据本发明的一实施例的加燃料站的过程流程图；
图6A至6E是根据本发明的各种实施例的可能的多重结构的视图。
具体实施方式
参照图1，图中示出一用于按照要求分配LNG、CNG或它们两者的示范的加燃料设施100。该加燃料设施100可包括一个或多个加燃料站102A和102B，其用来将燃料分配到构造成通过天然气燃烧进行操作的机动车辆。一构造成低温储存LNG的储存罐104在大约30psia和饱和状态下将LNG供应到加燃料站102A和102B。应该指出的是，尽管30psia解释为LNG供应的示范压力，但其它的压力也是可接受的，包括低至0.5psia的压力，只要它们能够将从LNG供应(例如，储罐104)中流出的流动提供到泵106，这将在下文中作详细的描述。还应该指出的是，尽管LNG供应在本文中称之为饱和LNG，但这一般地是指一基本上在规定温度和压力条件下处于平衡的液体。具体来说，LNG供应是能够进行泵送的液体状态。
由于加燃料站102A和102B在构造和操作上基本类似，因此，为了方便和简化起见，将只参照第一加燃料站102A的部件。储罐104接合到泵106，该泵根据当前的要求将加压的LNG提供到一LNG分配喷嘴108以便分配到一车辆的燃料箱内，或提供到一蒸发器110，以便通过对其添加热能而将LNG转化为CNG。蒸发器110接合到一CNG出口112，出口112接合到一CNG分配装置(图1中未示出)，以便将其分配到一车辆的燃料箱内。在一实施例中，CNG分配装置可以远离加燃料站(例如，远离几百英尺或更多)设置，并与CNG出口112接合，例如，借助于地下埋管。在另一实施例中，CNG分配装置可以与加燃料站102A一起配置。
继续参照图1，并还参照图2和3，它们示出加燃料站102A的另一立体图(为了简明起见，图中没有蒸发器，仅示出一个LNG分配喷嘴108)，各种管道和相关的部件(它们在图2中表示为113)被包括在加燃料站102A内，并起作互连各种机械的和热力的部件。例如，这样的管道和其它部件113可包括各种类型的阀门、流量计、压力调节器，与加燃料站102A的操作相关的管道或管路的走向，这将在下文中进行详细讨论，许多部件113可以被容纳在一冷盒114内(图1和3)，其构造成热力上将如此的部件与周围环境隔绝。这样一结构可包括将泵106的排出部分定位在冷盒114内，而将产生任何大量热能的泵的部分基本上定位没有冷盒114的界限。
应该指出的是，尽管本发明的示范的实施例示出一容纳各种部件的冷盒114，但这样的部件可以个别地各自与周围环境隔绝，并且代替将这样的部件置于一冷盒114内，或除了这样做法之外，还可彼此进行隔绝。还应该指出的是，与CNG生产相关的各种阀门、管道、管路或其它部件(这样的部件将在下文中详细地进行阐述)也可进行隔绝，视加燃料设施服役中所放置的环境而定。
加燃料站102A和102B可安装在一货盘116上，这样，全部的加燃料设施100可预制，然后，运输到规定的场所。该货盘116可以加工成一单一的单元，或可包括个别的货盘116A和116B，它们各分别地与个别的加燃料站102A和102B相连。在图1所示的示范的实施例中，个别的货盘116A和116B接合在一起，以便形成一围绕储罐104形成的封围的堤板116C。因此，在所示的实施例中，储罐104不必安装在货盘116上，而是相对于个别的货盘116A和116B独立地安装。在制造和组装加燃料站102A和102B中使用货盘116A和116B也可相当不费力地重新定位加燃料的设施100(如果和当这样的重新定位需要时)。
应该指出的是，尽管示范的加燃料的设施100显示为包括两个加燃料站102A和102B，其由一共同的饱和LNG的储罐供应，但也可考虑其它的实施例并为本技术领域内的技术人员所认识到的。例如，附加的加燃料站可与储罐104接合，视储罐104的容量而定。或者，加燃料的设施100可包括一单一的加燃料站(如果这样要求的话)。还应该指出的是，尽管示范的加燃料的设施100的加燃料站102A和102B各显示为包括一单一的LNG分配接管108和一单一CNG出口112，但加燃料站102A和102B可使用多个LNG接管108和/或多个CNG出口112(如果这样要求的话)，以便满足所期望的要求。
现参照图4，图中示出一示范的加燃料站102A的示意图。加燃料站102A借助于输送管道120接合到LNG储罐104。储罐104包含饱和的LNG的体积122和天然气蒸气的体积124，天然气蒸气在储罐104内提供蒸气压头。输送管道120对泵106提供LNG，泵106可理想地构造成一低容积高压力的泵。由于加压的LNG从泵106流出，所以，根据加燃料站102A的加燃料要求，它可流过一LNG流道126或一CNG流道128。
如果起动对于LNG的要求，则加压的LNG从泵106流过一混合器130，其功能将在下文中详细地讨论，还流过一流量计132，并可从一LNG分配喷嘴108对一车辆燃料箱134进行分配。一循环管线136(再循环管线)可将未用过的或多余的LNG从LNG流道126返回到储罐104。
可设置一旁路管线138，例如，在LNG分配喷嘴处在起动对LNG要求而起动泵的过程中，能使LNG体积量从输送管线120围绕泵106分流到LNG流道126。一止回阀140可放置在旁路管线138中，以防止任何加压的LNG通过输送管线120流回到储罐104，所述加压的LNG可存在于LNG流道126内，例如，在泵起动之后从泵106流出的。
如果起动对于CNG的要求，则加压的LNG从泵106流过CNG流道128。该CNG流道128包括一蒸发器110，其将热能传输到天然气以从加压的LNG中产生CNG。CNG流出蒸发器110并通过一混合器142，其功能将在下文中详细地讨论，还流过一流量计144，并通过CNG分配喷嘴112对一CNG车辆燃料箱146进行分配。同时(如果需要的话)，从LNG产生的CNG可放置在一额定压力足够的容器148内，并储存以备将来分配到一CNG车辆的燃料箱146内，本发明的优点在于，对于CNG车辆的加燃料，不需要中间的CNG储存。相反，CNG可根据需要从LNG供应中产生和分配。换句话说，CNG可基本上直接从蒸发器110流到CNG出口112和/或相关的CNG分配单元。应该理解的是，“基本上直接地”是允许从蒸发器110流出的某些CNG分流，以及将一个或多个添加剂引入到从蒸发器110流出的某些CNG内。相反，术语“基本上直接地”是指在由蒸发器110产生的CNG和其分配到一车辆燃料箱之间不需要或不使用中间的储存。
现参照图5，图中详细地示出一加燃料站102A的工艺过程流程图。在描述图1和3所示的加燃料站102A中，各种示范的部件可阐述结合加燃料站102A的示范的实施例一起使用。然而，如本技术领域内的技术人员将会认识到的，也可使用其它合适的部件，本发明的范围决不局限于描述本实施例中所阐述的具体的示范的部件。
如上所述，LNG是通过输送管线120从一储罐104(图3中未示出)中提供的。一关闭阀160定位在输送管线中以控制储罐104和加燃料站102A之间的LNG流动。在一实施例中，一示范的关闭阀可包括一带有螺线管或类似致动器的常闭的2”球阀，其在大约300psia和-240°F的额定条件下工作。其它的部件可接合到输送管线120，用来监视LNG流过其间时LNG的各种特性。例如，一压力传感器162和一温度传感器164可接合到输送管线，以便监视流入的LNG的压力和温度。同样地，一流量计(未示出)可接合到输送管线120，以在一给定的时间段中，确定进入加燃料站102A的LNG的流量和/或确定进入加燃料站102A的LNG的累积体积量。一滤网166也可接合到输送管线120，以便确保由加燃料站102A处理的LNG的质量。
诸如在加燃料站102A起动阶段中(将在下文中详细地讨论)，输送管线120可分流到两个旁路管线138A和138B中的一个(由于在图3所示的本实施例中存在有两个独立的LNG分配喷嘴108A和108B)。输送管线120还通过三个不同供应管线168A、168B和168C中的一个分支将LNG提供到泵106。如图3所示，泵106可包括一高压、低体积的三重型的泵，其构造成这样一泵，在大约5000psia压力下每分钟提供近似24加仑(gpm)(8gpm×3活塞)。这样一泵可从位于得克萨斯州的Houston市的CS&P Cryogenics公司购得。
各个供应管线168A-168C构造成个别地供应三重型泵106的三个活塞170A-170C。同样地，各个活塞170A-170C将加压的LNG泵送到相关的压力管线172A-172C内。此外，个别的通气管线174A-174C与各活塞170A-170C接合并提供一通过合适阀和管线返回到储罐104(未示出)的流道176。该泵也可包括一卸压阀175以防止泵106过压和可能的失效。
压力管线172A-172C将加压的LNG同时地提供到LNG流道126A和126B中的一个或两者，提供到CNG流道128，提供到上述的流道，或者，通过各种阀和流量控制机构(将在下文中阐述)的合适的控制提供到它们的任何的组合。首先考虑加燃料站的LNG侧，加压的LNG可流过分流阀178A-178C，本示范的实施例中的各阀可包括一常开的3/4”的控制阀，其在大约5000psia和-240°F的额定条件下工作。加压的LNG通过分流阀178A-78C的任何的组合(根据要求)。由于缺乏背压，加压的LNG可经历一压降，例如，当它通过分流阀178A-78C时，压力下降到大约300psia。
应该指出的是，泵106不需产生一提高的压力(例如，5000psia)，但相反可提供将LNG供应到一车辆燃料箱所需要的压力下的加压的LNG。因此，例如，泵106可产生大约为300psia压力下的加压的LNG，因此，在它通过分流阀178A-178C时不需经历一压降。然而，泵106仍可将供应到蒸发器110的任何LNG的压力积聚到所要求的压力(例如，5000psia)，同时在一“降低的”压力(与供应到蒸发器110的压力相比)下将LNG供应到LNG流道126A和126B。
在一示范的情形中，泵106可通过加压的输出管线172A-172C在大约300psia的压力下产生LNG。例如，如果分流阀178A和178B打开而分流阀178C关闭，则LNG流过分流阀178A和178B并在近似300psia压力下进入LNG流道126A和126B，同时，LNG被分流阀178C分流到蒸发器而建立所要求的压力(例如，5000psia)。在这样一情形中，在将LNG分配到一车辆燃料箱所需要的压力下泵送LNG，由此储存能量，以便将LNG转化为蒸发器110内的CNG。
返回到加燃料站102A的LNG侧，然后，引导任何流出分流阀178A-178C的LNG通过LNG控制阀180A和180B中的一个或两者。LNG控制阀180A控制通过第一LNG流道126A供应的LNG，而LNG控制阀180B控制通过第二LNG流道126B供应的LNG。因此，通过合适地致动LNG控制阀180A和180B，可引导LNG流过LNG流道126A和126B中规定的一个流道或同时地流过两者。示范的LNG控制阀180A和180B可包括一常闭的1”开/关控制阀，其在大约300psia和-240°F的额定条件下工作。这样的控制阀180A和180B也可起作为分流阀，视加燃料站102A的操作构造而定。
由于LNG流道126A和126B基本上类似，所以，为了描述和图示的方便和简明起见，只是一个流道126A作进一步详细的描述。从控制阀180A流出的LNG可与从供应的CNG管线182A流出的CNG的规定的体积量进行混合，以控制流过LNG流道126A的LNG的温度。然后，热的LNG流过一质量流量计184A，通过另一控制阀186A，它可构造成类似于LNG控制阀180A和180B，并最后通过LNG分配喷嘴108A到达一车辆的LNG燃料箱134(见图2)。一示范的分配喷嘴109A可包括一1”的断开喷嘴组件192A，其在大约-240°F的额定条件下工作。
诸如温度传感器188A和压力传感器190A之类的传感器可放置在靠近LNG分配喷嘴108A的LNG流道，以监视分配的LNG的特性并有助于控制一分配的LNG的生产。例如，可监视LNG流道126A内的LNG的温度以借助于CNG加热管线182A，帮助控制注射到其中的CNG的流量。
LNG流道也可包括一卸压阀194A，以便将LNG流道126A内的压力保持在规定的压力水平或低于该水平。一示范的卸压阀可包括一1”的卸压阀，其在大约300psia和-240°F的额定条件下工作。
一用户接口和显示器单元196A可操作地接合到加燃料站102A，这样，一使用者可起动通过LNG分配喷嘴108A分配LNG的要求，并监视加燃料活动的进程。另一用户接口和显示器单元196B可与从LNG分配喷嘴108B中分配燃料相连接。同样地，尽管在图3中未具体地示出，但一用户接口和显示器单元可与CNG分配喷嘴112相连接(见图1和2)。
回头参照LNG流道126A，就如在诸如当一车辆的LNG燃料箱填满到容量时或当一使用者以其它方式终止车辆加燃料时，可能需要的那样，可使用一循环管线136A将多余的LNG循环回到储罐104(见图4和5)。再者，例如，设置入口插口200A和200B(也可见图3)，以便在加燃料过程中与一车辆的LNG燃料箱接合。如本技术领域内的技术人员所认识到的，插口200A和200B与再循环管线198A和198B接合，以便从一车辆的燃料箱提供一流道回到储罐104(见图1和2)。当车辆不在加燃料时，在此过程中这样的插口200A和200B也可与分配喷嘴108A和108B接合。分配喷嘴108A和108B与入口插口200A和200B的这种接合可提供LNG的再循环，因此，可冷却加燃料站102A的各种部件，以及流过这样部件的LNG。
应该指出的是，加燃料站可以构造成使用各种技术中的一种技术。例如，当不将LNG燃料分配到车辆燃料箱时，泵106可继续产生一加压的输出，且该输出可循环通过诸如上述的LNG流道126A和126B。不管是分配喷嘴108A和108B中的一个还是两者都可与入口插口200A和200B接合，以循环LNG通过相关的再循环管线198A和198B，最后，返回到储罐104。由于LNG大量地连续循环通过分配单元108A和108B和相关的入口插口200A和200B，这可造成LNG喷嘴192A和192B在一段时间之后冻结起来，所以，可使用控制阀186A和186B来停止通过分配单元108A和108B的流道，并将LNG分别循环返回通过循环管线136A和136B。
此外，应该指出的是，加燃料站102A可构造成被动地冷却，这就是说，为了循环LNG通过LNG流道126A和126B，不需操作泵106。例如，LNG供应的提升的压头(例如，在LNG储罐104内)可以足够地致使LNG流过供应管线168A-168C和通过一与泵106的各活塞170A-170C相连的旁路。任何流过泵106的旁路的LNG然后流过LNG流道126A和126B，其后循环通过循环管线136A和136B返回到储罐。因此，本发明可具有这样的优点，即，LNG供应的压头可使加燃料站102A的各种部件得以冷却，而不需在泵106的运行中花费能量。
仍参照图5，诸如温度传感器202A和202B用来确定进入或再循环的LNG的特征的传感器，也可按照要求连接入口插口200A和200B进行设置。此外，可设置止回阀204A和204B来确保已经存在于循环线路136A和136B内的LNG不会意外地流回到车辆的LNG燃料箱内。
应该指出的是，加燃料站102A(具体来说，LNG流道)的结构能使LNG以相对高的压力，例如，近似为300psia的压力，以及相对冷的温度，例如，-240°F温度，提供在车辆的LNG燃料箱。重要的是，这能在将LNG引入其中之前，使形成在车辆LNG燃料箱内的存在的蒸气压头崩溃，而不是需要清除车辆LNG燃料箱内任何的蒸气。
回头参照图旁路管线138A和138B，允许从储罐104中提供的LNG进入到LNG流道126A和126B，提供加燃料站102A起动时的所谓的燃料淹没。该燃料淹没确保在提升的压力(例如，300psia)下泵供应燃料之前，使LNG而不是气体或蒸气存在于LNG流道126A和126B内，否则的话，这可导致形成LNG流道126A和126B的管道内有波动的巨响。
仍参照图5，现考虑加燃料站的CNG侧。从压力管线172A-172C开始，当它们流出泵106时，如果任何的或所有的LNG控制阀178A-178C处于关闭的位置(或至少局部地关闭)，则加压的LNG的至少一部分将流入CNG流道128内。例如，如果控制阀178C处于关闭位置，则与压力管线172C相连的LNG将流入蒸发器110(如LNG分流管线208所示)。因此，加压的LNG(例如，近似为5000psia)可引入到蒸发器110内，蒸发器将热能传递到LNG，以便将LNG转化为CNG。一示范的蒸发器110可包括一周围强迫通风的蒸发器110，其具有这样的能力：允许LNG的流量达24gpm，压力近似为5000psia，以及温度近似为-240°F。蒸发器110可以构造成在周围温度相对提升的温度下，例如，近似为±10°F，压力高达近似为5000psia，以及流量高达近似1600每分钟标准立方英尺(scfm)，将LNG转化为CNG。这样一示范的蒸发器可从马萨诸塞州的Dartmouth市的Thermax Incorporated公司购得。应该指出的是，这样的温度、压力和体积流量的值都是示范值，它们可按比例提高或减小，视泵106的大小和容量以及相关管道的构造而定。
通过一LNG冷却管线210供应的LNG的小量可与离开蒸发器110的CNG混合，以便降低其温度。在一实施例中，例如，多达4gpm可通过冷却管线210供应，以便与CNG混合而控制其温度。诸如温度传感器212和/或压力传感器214之类的传感器可定位在CNG流道128内，以便监视流过其间的CNG特性，并帮助控制与流出蒸发器的CNG混合的LNG的量。与CNG混合的LNG的量可以受一控制阀216控制，例如，一1/2”的常闭控制阀，其在近似5000psia的额定工作条件下工作。
如上所述，CNG的一部分可在分配之前类似地分流到热LNG。在分流CNG的一部分过程中，一先导控制的压力调节阀218可用来在与LNG混合之前降低CNG的压力。一示范的压力调节阀218可以构造成在近似800scfm的流量能力下将CNG的压力从近似5000psia降低到近似300psia。在CNG的一部分引导通过压力调节阀218之后，减小的压力CNG可分为两个热管线182A和182B，以便分别地加热LNG流道126A和126B内的LNG。控制阀220A和220B可用来分布和其它方法控制减小压力的CNG流入到热管线182A和182B。示范的控制阀可包括3/4”常闭的比例控制阀，其在大约300psia压力和-240°F温度的额定条件下工作。
当CNG流过CNG流道128时，各种添加剂也可引入到CNG和与CNG混合。例如，在包含压力调节控制阀218的分支的上游，一气味剂源222可与CNG流道128接合以便引入和与气味剂混合。气味剂可添加到CNG，以帮助探测从车辆的CNG燃料箱、管道、发动机，或某些其它储存容器中可能泄漏的任何CNG。
一润滑剂源224也可与CNG流道128接合，以引入和与润滑剂混合。润滑剂可添加到CNG，以便在燃气处理和燃烧过程中用来润滑各种机动车辆的部件。例如，如本技术领域内的技术人员将会认识到的，可添加润滑剂以对注入装置提供必要的润滑，或对与消耗和燃烧CNG的机动车辆相联系的类似的燃料供应系统提供必要的润滑。
CNG流道128承载CNG到一CNG分配单元226，其可接合到一CNG出口112并构造成用来将CNG燃料分配到车辆的CNG燃料箱内。CNG分配单元226可包括1000或5000系列分配器或5000系列快速分配器，它们可从威斯康星州的Milton市的ANGI Industrial LLC公司购得。这样示范的CNG分配单元可包括一体的过滤器、多重分配软管或管嘴，并具有与其相连的一体的控制器。这样的分配器可构造成适应于一基本上等于或大于蒸发器110输出的流量。
如上所述，尽管对于本发明是不必要的，但如果需要的话CNG也可分配到一储存设施148(见图4)。尽管在图3中未示出，但一用户接口和显示器可以可操作地接合到加燃料站102A，以使一使用者可开始一要求，并监视CNG加燃料活动的进程。
一蒸气放气管线228接合到CNG流道128，还进一步接合到一蒸气返回管线230。蒸气返回管线230构造成接受从CNG分配单元226中放出的任何蒸气，CNG分配单元226可包括从车辆的CNG燃料箱放出并返回通过CNG分配单元的蒸气。从这两个管线22B和230抽取的蒸气可以组合并通过一压力调节器231馈送到一蒸气管理系统，该系统可包括返回到储罐104内的循环(图1和4)。一示范的减压阀231可构造成将蒸气的压力从大约5000psia降低到大约25psia。
例如，合适的蒸气管理系统的其它实例可包括：计量返回到住宅区管网内的气体、使用作为燃料的用于场所取暖的气体、进一步压缩用作为车辆燃料的气体，或按适用的法规所允许地简单地将气体排入到大气。
如上所述，LNG可沿LNG流道126从各点循环回到储罐104(见图1和2)。同样地，CNG可从CNG流道128循环回到储罐104。例如，CNG循环管线232可构造成从压力调节控制阀218的下游位置抽取CNG，并在其与LNG混合之前将CNG循环回到储罐104(见图1和2)，具体来说，如管线234A所示，进入到包含蒸气的体积124内(见图2)，或如管线234B所示，进入到包含LNG的体积122内(见图2)。控制阀236A和236B可用来控制CNG流回到储罐104。示范的控制阀可包括一3/4”常闭的球阀，其在大约300psia压力和大约720scfm流量的额定条件下工作。
尽管图5中阐述的实例说明一多重的结构，其利用一多重泵106和与泵106的各别活塞相连的分流阀178A-178C，但也可利用其它的多重结构。例如，这样的多重结构可包括如图6A至6E所示的各种结构。
首先参照图6A，一单一活塞泵106’(或可能是多重泵的一个别的活塞)可以上述类似的方式接合到一相关的供应管线168’和通气管线174’。由泵106’馈送的压力管线172’可分支到多个个别的压力管线172A’-172C’，它们各与分流阀178A-178C相连。然后，以与参照图5所述相一致的方式，分流阀178A-178C可有选择地将加压的LNG导向到蒸发器110或LNG流道126。
参照图6B，以类似于以上所述方式，一单一活塞泵106’接合到一相关的供应管线168’、压力管线172’以及通气管线174’。压力管线172’可接合到一比例方向分流阀178’，它以控制的方式比例地分流蒸发器110和LNG流道126之间的加压的LNG(见图5)。换句话说，比例方向分流阀178’可递增地控制蒸发器110(图5)和LNG流道126(图5)之间的加压LNG的流动，以使所有加压的LNG可实现沿一方向流动，或沿任何理想的组合流动(例如，70％沿一个方向，30％沿另一方向)。
参照图6C，多重泵106的各个活塞170A-170C分别接合到一对应的供应管线168A-168C、压力管线172A-172C，以及通气管线174A-174C，诸如以上参照图5所阐述的那样。各个别的压力管线172A-172C独立地分别接合到一相关的比例方向分流阀178A’-178C’。因此，以与参照图5所述相一致的方式，分流阀178A’-178C’个别地各自控制由介于蒸发器110和LNG流道126之间的对应的活塞170A-170C加压的LNG的流动。
参照图6D，一单一活塞泵106’接合到一相关的供应管线168’、压力管线172’以及通气管线174’，诸如以上所述的那样。压力管线172’可以分成第一分支260和第二分支264，以使第一分支260流入第一比例控制阀262，而第二分支264流入第二比例控制阀266。第一和第二比例控制阀262和266以与参照图5所述相一致的方式，组合地控制加压的LNG从压力管线172’流到蒸发器110和LNG流道。
参照图6E，多重泵106的各个活塞170A-170C分别接合到一对应的供应管线168A-168C、压力管线172A-172C，以及通气管线174A-174C，诸如以上参照图5所阐述的那样。个别的压力管线172A-172C组合到一公共的压力管线270，其馈送到一比例方向分流阀178’。比例方向分流阀178’以上述的控制方式分流蒸发器110和LNG流道126之间的加压的LNG(见图5)。
对于任何的上述示范实施例，从能够在蒸发器110(和相关的CNG流道128)和LNG流道126之间分流的意义上来讲，加压的LNG流动是多重的，其包括基本上将所有加压的LNG分流到任一目的地的能力，以及在两个目的地之间将加压的LNG流动极少地分成基本上任何要求的组合(例如，70％蒸发器/30％LNG流道；40％蒸发器/60％LNG流道；等)。
相对于传统的现有技术的加燃料站，如图1至6E所示的示范的加燃料站102A的结构提供了各种优点，根据用户的立时的要求，在分配LNG、CNG或分配它们两者中还提供了相当的灵活性。例如，不管是通过多重泵还是通过合适的阀和管道结构来实现，多重性的使用能使加燃料站提供基本上所有的加压LNG的输出，其或从泵到LNG流道126A和126B、到CNG流道128中的任一个，或根据要求在各种流道中划分加压LNG的输出。如果仅希望LNG的话，则加压的LNG可流过压力管线172A-172C，流过分流阀178A-178C，并通过合适地致动控制阀180A和180B，可按要求流入任一LNG流道126A和126B或它们两者。
如果要求基本上同时地分配CNG和LNG两者，则加压的LNG的一部分分流通过LNG分流管线208。例如，可关闭一个或多个分流阀178A-178C，或局部地关闭，以致使加压的LNG流过LNG分流管线208，而不是流入控制阀180A和180B以及对应的LNG流道126A和126B。然后，加压的LNG可通过蒸发器110以便如上所述地产生CNG。
如果仅希望CNG的话，则通过合适地致动分流阀178A-178C而产生一较大体积的CNG，基本上所有加压的LNG可分流通过LNG分流管线208。应该指出的是，短语“基本上所有”是在上文中用来讨论希望分配仅LNG或仅CNG时的加压LNG的流动。应该理解的是，使用术语“基本上所有”要认识到小量的加压LNG可分流以便温度的控制，例如，如果仅要求分配LNG，则小量的加压LNG可分流通过蒸发器110而注入其中并与其混合，LNG通过CNG加热管线182A和182B(如果这样要求的话)。
本发明的加燃料站102A还能以热力的和成本经济的方式来分配天然气燃料。例如，LNG和CNG的一体的分配可将LNG保持在一相对冷的状态中，并有助于避免如传统的加燃料站中所需要的冷却的运行，在传统的加燃料站中，冷的LNG必须在一时间周期内循环通过系统，以便在将燃料分配到车辆燃料箱内之前冷却各种部件。此外，这样一结构提供被动的冷却，使一敞开的LNG供应通过泵106，这可循环回到储罐104内(图1和2)。这样一结构能有效地、瞬时地，或按要求地供应燃料。
此外，已经估计到，与传统的生产、运输、储存和最终分配CNG到机动车辆以便进行燃烧相比，根据本发明生产和分配CNG可提供20比1的节约。
尽管本发明易于作出各种修改和变化的形式，但本文借助于附图中的实例已经示出了具体的实施例，并作了详细的描述。然而，应该理解到，本发明不意图局限于所揭示的特定的形式。相反，本发明包括所有落入由附后的权利要求书所定义的本发明的精神和范围内的各种修改、等价物和替代物。

Claims (70)

1.一种加燃料站，该加燃料站包括：
至少一个泵，构造成对供应的液化天然气(LNG)的体积进行加压，至少一个泵具有构造成供应加压LNG的至少一个加压的输出；
至少一个分流阀，可操作地接合到至少一个泵的至少一个加压的输出上，其中，至少一个分流阀构造成有选择地分流任何加压的LNG的流动，其从第一流道和第二流道之间的至少一个泵的至少一个加压的输出流出；
至少一个LNG分配单元，与第一流道流体地连通；
一蒸发器，与第二流道流体地连通，蒸发器构造成接受和转换加压的LNG为压缩的天然气(CNG)；以及
至少一个CNG分配单元，与蒸发器流体地连通。
2.如权利要求1所述的加燃料站，其特征在于，还包括至少一个减压装置，定位成与至少一个分流阀和至少一个LNG分配单元之间的第一流道流体地连通。
3.如权利要求1所述的加燃料站，其特征在于，至少一个泵包括具有多个活塞的至少一个多重泵，其中，至少一个加压的输出包括与多个活塞的各个活塞相关的一加压输出。
4.如权利要求3所述的加燃料站，其特征在于，至少一个分流阀包括多个分流阀，多个分流阀中的各个分流阀可操作地接合到多个活塞的至少一个活塞的加压输出上。
5.如权利要求1所述的加燃料站，其特征在于，至少一个分流阀包括多个分流阀，各个分流阀可操作地接合到至少一个泵的至少一个加压输出上。
6.如权利要求1所述的加燃料站，其特征在于，至少一个分流阀包括一第一分流阀和第二分流阀，第一分流阀可操作地接合到第一流道，而第二分流阀可操作地接合到第二流道。
7.如权利要求1所述的加燃料站，其特征在于，还包括一热管线，其构造成抽取由蒸发器产生的一部分CNG并将该部分CNG注入到第一流道。
8.如权利要求7所述的加燃料站，其特征在于，还包括一压力调节阀，其可操作地接合到热管线，压力调节阀构造成在该部分CNG注入到第一流道内之前降低该部分CNG的压力。
9.如权利要求8所述的加燃料站，其特征在于，压力调节阀包括一先导控制的压力调节阀。
10.如权利要求8所述的加燃料站，其特征在于，还包括一第一控制阀，其可操作地接合到压力调节阀下游的热管线，并构造成有选择地控制注入到第一流道内的该部分CNG的流量。
11.如权利要求10所述的加燃料站，其特征在于，还包括一冷管线，其构造成从至少一个加压的输出中抽取加压的LNG的一部分，并将该部分加压的LNG注入到蒸发器和CNG分配单元之间的一CNG流道内。
12.如权利要求11所述的加燃料站，其特征在于，还包括一第二控制阀，其可操作地接合到冷管线，并构造成有选择地控制流入到CNG流道内的该部分加压的LNG的流量。
13.如权利要求12所述的加燃料站，其特征在于，还包括一冷盒，其容纳和局部地隔绝至少一个分流阀、第一流道和热管线的至少一部分。
14.如权利要求13所述的加燃料站，其特征在于，包括至少一个加压输出的至少一个泵的第一部分基本上位于冷盒内。
15.如权利要求14所述的加燃料站，其特征在于，还包括一货盘，其中，至少一个泵、蒸发器和冷盒安装在该货盘上。
16.一种加燃料站，该加燃料站包括：
多重泵，构造成对供应的液化天然气(LNG)的体积进行加压，多重泵包括至少两个活塞，其中，各个活塞具有构造成供应加压LNG的各加压的输出；
至少一个LNG分配单元有选择地与多重泵的至少两个活塞的每一个的加压输出流体地连通；
—有选择地与多重泵的至少两个活塞的每一个的加压输出流体地连通的蒸发器，该蒸发器构造成接受和转换加压的LNG为压缩的天然气(CNG)；以及
至少一个CNG分配单元，与蒸发器流体地连通。
17.如权利要求16所述的加燃料站，其特征在于，还包括至少一个分流阀，其可操作地接合到至少两个活塞的至少一个活塞的加压输出上，其中，至少一个分流阀构造成有选择地分流任何加压的LNG的流动，其从至少一个LNG分配单元和蒸发器之间的至少一个活塞的加压输出中流出。
18.如权利要求16所述的加燃料站，其特征在于，还包括至少两个分流阀，至少两个分流阀中的各个分流阀可操作地接合到至少两个活塞的至少一个活塞的加压输出上，其中，各个分流阀构造成有选择地分流任何加压的LNG的流动，其从至少一个LNG分配单元和蒸发器之间的一个相关的活塞的加压输出中流出。
19.如权利要求18所述的加燃料站，其特征在于，至少两个分流阀构造成：至少两个分流阀中的至少一个可以处于一打开状态，而至少一个另一分流阀处于关闭状态。
20.如权利要求19所述的加燃料站，其特征在于，多重泵还包括一三重泵，其中，至少两个活塞包括三个活塞，且其中，至少两个分流阀包括三个分流阀。
21.如权利要求20所述的加燃料站，其特征在于，三重泵构造成将通过其间的LNG体积的压力提高到大约5000psia。
22.如权利要求21所述的加燃料站，其特征在于，蒸发器构造成接受任何流过其间的加压的LNG，其压力高达大约5000psia，并产生高达每分钟1600标准立方英尺(scfm)的流量的CNG。
23.如权利要求19所述的加燃料站，其特征在于，至少两个分流阀构造成将通过其间的任何加压的LNG的压力从高达大约5000psia减小到大约300psia。
24.如权利要求20所述的加燃料站，其特征在于，还包括一CNG热管线，其构造成抽取由蒸发器产生的一部分CNG，并将该部分CNG注入到介于三个分流阀中的至少一个和LNG分配单元之间的一LNG流道内。
25.如权利要求24所述的加燃料站，其特征在于，还包括一压力调节阀，其可操作地接合到CNG热管线。
26.如权利要求25所述的加燃料站，其特征在于，压力调节阀构造成将流过其间的CNG的体积的压力从高达大约5000psia压力减小到大约300psia的压力。
27.如权利要求25所述的加燃料站，其特征在于，压力调节阀还包括一先导控制的压力调节阀。
28.如权利要求25所述的加燃料站，其特征在于，还包括一第一控制阀，其可操作地接合到压力调节阀下游的CNG热管线，并构造成有选择地控制注入到LNG流道内的该部分CNG的流量。
29.如权利要求28所述的加燃料站，其特征在于，还包括一冷管线，其构造成从三个活塞中的至少一个活塞中抽取一部分加压的LNG，并将该部分LNG注入到蒸发器和CNG分配单元之间的一CNG流道内。
30.如权利要求29所述的加燃料站，其特征在于，还包括一第二控制阀，其可操作地接合到冷管线，并构造成有选择地控制注入到CNG流道内的该部分LNG的流量。
31.如权利要求30所述的加燃料站，其特征在于，还包括至少一个与CNG流道流体地连通的添加剂源，并构造成注入添加剂。
32.如权利要求31所述的加燃料站，其特征在于，至少一个添加剂源包括一气味剂源。
33.如权利要求32所述的加燃料站，其特征在于，气味剂源与CNG热管线上游位置处的CNG流道接合。
34.如权利要求31所述的加燃料站，其特征在于，至少一个添加剂源包括一润滑剂源。
35.如权利要求34所述的加燃料站，其特征在于，润滑剂源与CNG热管线下游位置处的CNG流道接合。
36.如权利要求30所述的加燃料站，其特征在于，三重泵与LNG源流体地连通。
37.如权利要求36所述的加燃料站，其特征在于，还包括与LNG流道流体地连通的一LNG循环管线，并构造成有选择地将LNG循环回到LNG源。
38.如权利要求37所述的加燃料站，其特征在于，还包括与CNG流道流体地连通的一CNG循环管线，并构造成有选择地将CNG循环回到LNG源。
39.如权利要求38所述的加燃料站，其特征在于，LNG源包括一LNG体积和一与LNG体积流体地连通的蒸气的体积，其中，CNG循环管线构造成有选择地将CNG循环回到LNG体积，并有选择地将CNG循环回到蒸气体积。
40.如权利要求39所述的加燃料站，其特征在于，还包括一冷盒，其构造成容纳和热力地隔绝三个分流阀、LNG流道、CNG热管线的至少一部分，以及从周围环境循环的LNG循环管线。
41.如权利要求40所述的加燃料站，其特征在于，三重泵的大部分构造成和定位成基本上驻留在冷盒的外面，其中，三重泵的三个活塞具有基本上位于冷盒内的相关的加压的输出。
42.如权利要求41所述的加燃料站，其特征在于，蒸发器、CNG流道，以及至少一个添加剂源位于冷盒的外面。
43.如权利要求42所述的加燃料站，其特征在于，蒸发器构造成一强迫通风的环境蒸发器。
44.如权利要求43所述的加燃料站，其特征在于，还包括一LNG旁路管线，其流体地接合在LNG源和LNG流道之间，并构造成在LNG流道内的任何加压的LNG从三重泵中出现之前将LNG的体积提供到LNG流道。
45.如权利要求44所述的加燃料站，其特征在于，还包括一可操作地与LNG旁路管线接合的止回阀，并构造成防止加压的LNG回流到LNG源。
46.如权利要求45所述的加燃料站，其特征在于，还包括一货盘，其中，至少三重泵、蒸发器和冷盒安装在该货盘上。
47.一种天然气加气设施，该加气设施包括：
一饱和的液化天然气(LNG)源；
至少一个加气站，包括：
一与LNG源流体地连通的多重泵，多重泵包括至少两个活塞，其中，各个活塞具有构造成供应加压LNG的各加压的输出；
至少一个LNG分配单元，有选择地与多重泵的至少两个活塞的每一个的加压输出流体地连通；
一蒸发器，有选择地与多重泵的至少两个活塞的每一个的加压输出流体地连通，该蒸发器构造成接受和转换LNG为压缩的天然气(CNG)；以及
至少一个CNG分配单元，与蒸发器流体地连通。
48.如权利要求47所述的天然气加气设施，其特征在于，LNG源包括一压力容器，其包含LNG的体积和与LNG体积毗邻的蒸气的体积。
49.如权利要求48所述的天然气加气设施，其特征在于，压力容器构造成包含LNG体积和压力高达大约每平方英寸30磅的绝对压力(psia)的蒸气体积。
50.如权利要求48所述的天然气加气设施，其特征在于，还包括一货盘，其中，至少一个加燃料站安装在该货盘上。
51.如权利要求47所述的天然气加气设施，其特征在于，至少一个加燃料站还包括至少一个分流阀，其可操作地接合到至少两个活塞中的至少一个活塞的加压的输出上，其中，至少一个分流阀构造成有选择地分流任何加压的LNG的流动，其从至少一个LNG分配单元和蒸发器之间的至少一个活塞的加压的输出流出。
52.如权利要求47所述的天然气加气设施，其特征在于，至少一个加燃料站还包括至少两个分流阀，至少两个分流阀中的每个分流阀可操作地接合到至少两个活塞中的一个活塞的加压的输出上，其中，各个分流阀构造成有选择地分流任何加压的LNG的流动，其从至少一个LNG分配单元和蒸发器之间的其相关的活塞的加压的输出流出。
53.如权利要求52所述的天然气加气设施，其特征在于，至少两个分流阀构造成：至少两个分流阀中的至少一个可以处于一打开状态，而至少一个另一分流阀处于关闭状态。
54.如权利要求53所述的天然气加气设施，其特征在于，至少一个加燃料站包括两个加燃料站。
55.一种分配天然气燃料的方法，该方法包括：
以第一相对低的压力对一泵提供饱和的液化天然气(LNG)；
LNG通过一泵流动而将LNG的压力提高到一第二相对高的压力；
将第一流道设置在泵和LNG分配单元之间；
将第二流道设置在泵和压缩的天然气(CNG)分配单元之间；
LNG有选择地流动通过第一流道、第二流道，或通过第一和第二流道两者；
将流过第一流道的任何LNG的压力减小到一第三中间压力，其低于第二压力而高于第一压力，并通过LNG分配单元分配其至少一部分；以及
使流过第二流道的任何LNG蒸发而从中产生CNG，通过CNG分配单元分配CNG的至少一部分。
56.如权利要求55所述的方法，其特征在于，还包括从第二流道抽取一部分的CNG，并将其引入到第一流道内。
57.如权利要求56所述的方法，其特征在于，还包括监视流过第一流道的任何LNG的温度，并有选择地控制从第二流道引入到第一流道的该部分CNG的流量。
58.如权利要求57所述的方法，其特征在于，还包括将LNG的体积引入到第二流道内以便冷却流过其间的任何CNG。
59.如权利要求58所述的方法，其特征在于，还包括监视流过第二流道的任何CNG的温度，并控制引入到第二流道内的LNG的体积的流量。
60.如权利要求59所述的方法，其特征在于，还包括将一添加剂引入到第二流道内。
61.如权利要求60所述的方法，其特征在于，将一添加剂引入到第二流道内包括将一气味剂引入到第二流道内。
62.如权利要求60所述的方法，其特征在于，将一添加剂引入到第二流道内包括将一润滑剂引入到第二流道内。
63.如权利要求59所述的方法，其特征在于，还包括在第一流道内的任何LNG的至少一部分流动返回到LNG的供应中。
64.如权利要求63所述的方法，其特征在于，还包括在第二流道内的任何CNG的至少一部分流动返回到LNG的供应中。
65.如权利要求64所述的方法，其特征在于，蒸发沿着第二流道流动的任何LNG以从中产生CNG包括通过一环境的强迫通风的蒸发器流动LNG。
66.如权利要求65所述的方法，其特征在于，还包括将第一流道的至少一部分与周围的温度隔绝。
67.如权利要求66所述的方法，其特征在于，还包括在有选择地流动LNG通过第一流道、通过第二流道或通过第一和第二流道两者之前，将LNG的一部分直接从LNG供应流到第一流道。
68.如权利要求55所述的方法，其特征在于，第一压力大致为每平方英寸30磅绝对压力(psia)，第二压力大致为5000psia，以及第三压力大致为300psia。
69.如权利要求55所述的方法，其特征在于，蒸发流过第二流道的任何LNG以从中产生CNG，通过CNG分配单元分配CNG的至少一部分，还包括将CNG的至少一部分从蒸发器基本上直接地流到CNG分配单元。
70.一种分配天然气燃料的方法，该方法包括：
以第一相对低的压力对一泵提供饱和的液化天然气(LNG)；
LNG通过一泵流动而将LNG的压力提高到一比第一相对低的压力大的第二压力；
将第一流道设置在泵和LNG分配单元之间；
将第二流道设置在泵和压缩的天然气(CNG)分配单元之间；
LNG有选择地流动通过第一流道、第二流道，或通过第一和第二流道两者，其中，LNG有选择地流动通过第一流道包括基本上以第二压力使LNG有选择地流动通过第一流道，而其中，LNG有选择地流动通过第二流道包括使流过第二流道的任何LNG的压力提高到一大于第二压力的第三压力；以及
通过LNG分配单元分配流过第一流道的任何LNG的至少一部分；以及
使流过第二流道的任何LNG蒸发而从中产生CNG，并通过CNG分配单元分配CNG的至少一部分。
CNB2004800165259A 2003-05-09 2004-04-09 将压缩天然气和液化天然气分配到天然气作动力的车辆中的方法和装置 Expired - Fee Related CN100404375C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/435,166 2003-05-09
US10/435,166 US6899146B2 (en) 2003-05-09 2003-05-09 Method and apparatus for dispensing compressed natural gas and liquified natural gas to natural gas powered vehicles

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1805876A true CN1805876A (zh) 2006-07-19
CN100404375C CN100404375C (zh) 2008-07-23

Family

ID=33449693

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB2004800165259A Expired - Fee Related CN100404375C (zh) 2003-05-09 2004-04-09 将压缩天然气和液化天然气分配到天然气作动力的车辆中的方法和装置

Country Status (10)

Country Link
US (2) US6899146B2 (zh)
CN (1) CN100404375C (zh)
AU (1) AU2004239216B2 (zh)
BR (1) BRPI0410346B1 (zh)
CA (1) CA2525368C (zh)
GB (1) GB2417036B (zh)
HK (1) HK1093046A1 (zh)
MX (1) MXPA05012093A (zh)
WO (1) WO2004101714A2 (zh)
ZA (1) ZA200509172B (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107850261A (zh) * 2015-05-15 2018-03-27 克里奥斯塔股份有限公司 用于低温液体的分配站
CN105264281B (zh) * 2013-04-30 2019-06-14 克里奥斯塔股份有限公司 用于补充低温液体尤其是液态天然气供应的方法和装置
CN110857753A (zh) * 2018-08-24 2020-03-03 燃料自动化站有限责任公司 具有气动阀的移动分配站
WO2020098616A1 (en) * 2018-11-16 2020-05-22 China Energy Investment Corporation Limited Fluid bypass method and system for controlling the temperature of a non-petroleum fuel
CN111315966A (zh) * 2017-11-10 2020-06-19 247能源有限公司 紧凑型发电设备
WO2022056994A1 (en) * 2020-09-21 2022-03-24 China Energy Investment Corporation Limited Hybrid refueling station and method for refueling
CN114754285A (zh) * 2020-12-29 2022-07-15 国家能源投资集团有限责任公司 实现加氢站的功率需求最小化的方法

Families Citing this family (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6899146B2 (en) * 2003-05-09 2005-05-31 Battelle Energy Alliance, Llc Method and apparatus for dispensing compressed natural gas and liquified natural gas to natural gas powered vehicles
US7377294B2 (en) * 2005-04-20 2008-05-27 Honda Motor Co., Ltd. Gas cooling methods for high pressure fuel storage tanks on vehicles powered by compressed natural gas or hydrogen
US20080202629A1 (en) * 2005-04-25 2008-08-28 Friedel Michel Two-Step-Process for Filling Gas Containers for Airbag Systems and Gas Filling Device for a Two-Step-Filling Process
US20060260330A1 (en) * 2005-05-19 2006-11-23 Rosetta Martin J Air vaporizor
US20070095077A1 (en) * 2005-11-01 2007-05-03 Chevron U.S.A. Inc. LNG by-pass for open rack vaporizer during LNG regasification
EP1813854A1 (en) * 2006-01-27 2007-08-01 L'AIR LIQUIDE, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Process and arrangement for filling high pressure gas containers using a filling tube
US20090211264A1 (en) * 2006-02-08 2009-08-27 Air Products And Chemicals, Inc. Modular Cryogenic Liquid Storage Systems
US20070181210A1 (en) * 2006-02-08 2007-08-09 Mckitish Stephen J Modular cryogenic liquid storage systems
US7743797B2 (en) * 2006-04-13 2010-06-29 Kiyoshi Handa Gas flow management equipment for high pressure storage tanks
US20080128029A1 (en) * 2006-12-05 2008-06-05 Walter T. Gorman Llc Method, system and computer product for ensuring backup generator fuel availability
US7967036B2 (en) * 2007-02-16 2011-06-28 Clean Energy Fuels Corp. Recipicating compressor with inlet booster for CNG station and refueling motor vehicles
US8839829B2 (en) * 2007-02-16 2014-09-23 Clean Energy Fuels Corp. Reciprocating compressor with inlet booster for CNG station and refueling motor vehicles
US7938150B2 (en) * 2007-06-11 2011-05-10 Honda Motor Co, Ltd Station side cooling for refueling vehicle storage tanks with high pressure fuel
US20110101024A1 (en) * 2007-09-13 2011-05-05 Denis Ding Multi-saturation liquefied natural gas dispenser systems
US20090071565A1 (en) * 2007-09-13 2009-03-19 Denis Ding Modular production design of compressed natural gas compressor and multi-saturation liquefied natural gas dispenser systems
US8210214B2 (en) * 2007-12-27 2012-07-03 Texaco Inc. Apparatus and method for providing hydrogen at a high pressure
US8302639B2 (en) * 2008-06-25 2012-11-06 Jorgensen Roy W Portable blending system
US20100200107A1 (en) * 2009-02-06 2010-08-12 Will Weathers Diesel exhaust fluid storage and dispensing systems
US10180212B2 (en) * 2009-03-30 2019-01-15 Westport Power Inc. Method and system for controlling fluid flow from a storage tank through a supply line to an end user
US8613201B2 (en) * 2009-09-08 2013-12-24 Questar Gas Company Methods and systems for reducing pressure of natural gas and methods and systems of delivering natural gas
US8875750B2 (en) 2010-06-10 2014-11-04 Clean Energy Fuels Corp. Reciprocating compressor with heat exchanger having thermal storage media
US8733590B2 (en) 2010-07-27 2014-05-27 Gilbarco, Inc. Fuel or DEF dispenser having fluid temperature conditioning and control system
US8783307B2 (en) * 2010-12-29 2014-07-22 Clean Energy Fuels Corp. CNG time fill system and method with safe fill technology
JP5865008B2 (ja) * 2011-10-25 2016-02-17 住友精化株式会社 Ｌｎｇサテライト設備
CA2805576C (en) * 2012-05-25 2018-05-01 Encana Corporation Compressed natural gas fueling station
US9316215B2 (en) 2012-08-01 2016-04-19 Gp Strategies Corporation Multiple pump system
EP2909523A4 (en) * 2012-09-19 2016-06-08 Linde Ag INTEGRATED DISTRIBUTION STATION
US9273639B2 (en) 2012-09-24 2016-03-01 Elwha Llc System and method for storing and dispensing fuel and ballast fluid
WO2014077858A2 (en) * 2012-11-16 2014-05-22 Clean Energy Fuels Corp. Reciprocating compressor with heat exchanger having thermal storage media
US20140261865A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Compressed Energy Systems Methods and apparatuses for recovering, storing, transporting and using compressed gas
US20140261866A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Compressed Energy Systems Methods and apparatuses for recovering, storing, transporting and using compressed gas
US9657901B2 (en) * 2013-05-14 2017-05-23 Holystone Usa, Inc. Compressed and liquified natural gas storage and dispensing system
KR101537443B1 (ko) * 2013-07-24 2015-07-16 한국가스공사 Lng 탱크 컨테이너를 이용한 lng 충전 스테이션 및 lng 충전 방법
US9482388B2 (en) 2013-11-08 2016-11-01 Clean Energy Skid-mounted compressed gas dispensing systems, kits, and methods for using same
US10145514B2 (en) * 2013-11-18 2018-12-04 Man Energy Solutions Se Cold-box system and method for power management aboard ships
WO2015152238A1 (ja) * 2014-04-04 2015-10-08 株式会社タツノ 液化天然ガス充填装置
CN104315336B (zh) * 2014-10-09 2015-09-09 鲁西新能源装备集团有限公司 一种lng一体式供气设备
CN104778515B (zh) * 2015-04-20 2018-01-02 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 Lng加气站设备选型方法
CN104776312B (zh) * 2015-04-20 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 L‑cng加气站设备选型方法
JP6778216B2 (ja) 2015-06-15 2020-10-28 アザー ラブ リミテッド ライアビリティ カンパニー 形状適合型圧力容器のためのシステムおよび方法
US11000988B2 (en) 2015-12-02 2021-05-11 Other Lab, Llc Systems and methods for liner braiding and resin application
US10151428B2 (en) * 2015-12-27 2018-12-11 GE Oil & Gas, LLC Reducing pressure of compressed gas from a storage tank
ES1162408Y (es) * 2016-07-08 2016-10-31 Herrera Luis Javier Ruiz Miniplanta o planta modular de GNL en SKIDs
CN106287202B (zh) * 2016-08-10 2018-09-18 日照海达尔加气设备有限公司 一种储罐回收bog无排放lng加气装置及方法
CN106247160B (zh) * 2016-08-10 2018-09-18 日照海达尔加气设备有限公司 一种带有高压加气罐的无排放lng加气装置及方法
US10851925B2 (en) 2016-10-24 2020-12-01 Other Lab, Llc Fittings for compressed gas storage vessels
US10190556B2 (en) 2017-01-09 2019-01-29 Caterpillar Inc. System and method for lubricating a cryogenic pump
ES2684613B1 (es) * 2017-03-30 2019-07-29 Herrera Luis Javier Ruiz Miniplanta o planta modular de GNL en skids mejorada
WO2018183767A1 (en) 2017-03-31 2018-10-04 Other Lab, Llc Tank filling system and method
US10495257B2 (en) 2017-05-08 2019-12-03 Honda Motor Co., Ltd. Heat load reduction on hydrogen filling station
US11499678B2 (en) 2017-08-01 2022-11-15 Bnsf Railway Company System, method and apparatus for modular, mobile rail fueling
KR102207454B1 (ko) * 2019-05-20 2021-01-26 하이리움산업㈜ 이동식 기체 및 액체 수소 충전 장치
KR102493752B1 (ko) * 2021-03-18 2023-01-30 주식회사 한국가스기술공사 Lng 공급시스템의 bog 운전 제어방법
CN114542331B (zh) * 2022-01-28 2023-06-09 无锡威孚高科技集团股份有限公司 双燃料喷射系统及车辆控制系统
CN216617683U (zh) * 2022-02-16 2022-05-27 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 涡轮发动机进气冷却系统以及涡轮发动机设备

Family Cites Families (73)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2732103A (en) 1956-01-24 Liquid fuel dispensing apparatus
US1419880A (en) 1922-06-13 Out of contact with the air
US2028119A (en) 1934-05-29 1936-01-14 Linde Air Prod Co Method and apparatus for dispensing gas material
US2252830A (en) 1939-05-24 1941-08-19 Linde Air Prod Co Method and apparatus for dispensing gas material
US2286050A (en) 1940-10-15 1942-06-09 Baker Robin Butane system
US2443724A (en) 1944-02-08 1948-06-22 Cibulka Alois Apparatus for converting liquids into gases and for dispensing the gases
US2551501A (en) 1946-12-19 1951-05-01 Mitchell Co John E Vaporizer for fuel gases
GB808535A (en) 1956-09-19 1959-02-04 British Oxygen Co Ltd Evaporation of liquefied gases with simultaneous production of mechanical energy
US2970452A (en) 1959-04-01 1961-02-07 Union Carbide Corp Method and apparatus for supplying liquefied gas
US3272238A (en) 1963-10-24 1966-09-13 Chemetron Corp Method and apparatus for filling vessels
US3407616A (en) 1966-10-17 1968-10-29 Mitchell Co John E Vaporizer for fuel gases
US3479832A (en) 1967-11-17 1969-11-25 Exxon Research Engineering Co Process for vaporizing liquefied natural gas
US3578753A (en) 1969-02-28 1971-05-18 Mitchell Co John E Liquefied petroleum vaporizer with automatic vaporizer bypass
US3720057A (en) 1971-04-15 1973-03-13 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
FR2220743B2 (zh) 1972-06-01 1977-02-11 Gurtner Sa
US3837172A (en) 1972-06-19 1974-09-24 Synergistic Services Inc Processing liquefied natural gas to deliver methane-enriched gas at high pressure
US3962882A (en) 1974-09-11 1976-06-15 Shell Oil Company Method and apparatus for transfer of liquefied gas
US3986340A (en) 1975-03-10 1976-10-19 Bivins Jr Henry W Method and apparatus for providing superheated gaseous fluid from a low temperature liquid supply
US4055050A (en) 1976-02-11 1977-10-25 Vladimir Borisovich Kozlov Apparatus for and method of regasifying liquefied natural gas
JPS55142198A (en) 1979-04-21 1980-11-06 Chiyoda Chem Eng & Constr Co Ltd Method of evaporating liquefied light hydrocarbon gas
JPS586117B2 (ja) 1979-06-28 1983-02-03 株式会社神戸製鋼所 常温液化ガスの蒸発装置
JPS56116996A (en) 1980-02-20 1981-09-14 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd Drive method for bog compressor in regasification process of liquefied natural gas
JPS56120895A (en) 1980-02-25 1981-09-22 Kobe Steel Ltd Regasification for liquid natural gas
US4376376A (en) 1980-05-12 1983-03-15 Virginia M. Gregory Cryogenic device operable in single or dual phase with a range of nozzle sizes and method of using the same
US4299091A (en) 1980-10-08 1981-11-10 Union Carbide Corporation Portable cryogenic liquid storage-gas supply system
JPS5765792A (en) 1980-10-11 1982-04-21 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd Apparatus for re-liquefying liquefied natural gas
JPS57149699A (en) 1981-10-12 1982-09-16 Osaka Gas Co Ltd Vaporizing method for liquefied natural gas
US4406129A (en) 1981-12-11 1983-09-27 Beech Aircraft Corporation Saturated cryogenic fuel system
US4494415A (en) 1982-03-25 1985-01-22 Hydra-Rig, Incorporated Liquid nitrogen pump
SU1095012A1 (ru) 1982-12-23 1984-05-30 Предприятие П/Я А-1701 Система производства сжатого газа
US4646940A (en) 1984-05-16 1987-03-03 Northern Indiana Public Service Company Method and apparatus for accurately measuring volume of gas flowing as a result of differential pressure
JPS6116991A (ja) 1984-07-02 1986-01-24 Kawasaki Heavy Ind Ltd 液化天然ガスより圧縮天然ガスを製造する方法
CA1241890A (en) 1985-03-05 1988-09-13 Colin G. Young Automatic fuel tank anti b.l.e.v.e. safety apparatus and system
FR2594209B1 (fr) 1986-02-07 1988-05-13 Carboxyque Francaise Procede et installation pour fournir de l'anhydride carbonique sous haute pression
US4710212A (en) 1986-09-24 1987-12-01 Union Carbide Corporation Process to produce high pressure methane gas
US4749384A (en) 1987-04-24 1988-06-07 Union Carbide Corporation Method and apparatus for quick filling gas cylinders
US4738115A (en) 1987-06-17 1988-04-19 Hydra Rig, Incorporated Liquified gas pumping and vaporization system
JP2581705B2 (ja) 1987-10-01 1997-02-12 富士通株式会社 直列デ−タ転送システム
EP0335058B1 (en) 1988-04-01 1992-07-29 SIM-BRUNT S.p.A. Device for metering the mass of natural gas for fueling motor vehicles
US4838034A (en) 1988-07-22 1989-06-13 International Cryogenics, Inc. Compressed-gas power source for portable gas-driven tools
SE464529B (sv) 1988-10-31 1991-05-06 Gunnar Haeggstroem Drivanordning foer motorfordon, saerskilt bussar
US5409046A (en) 1989-10-02 1995-04-25 Swenson; Paul F. System for fast-filling compressed natural gas powered vehicles
US5107906A (en) 1989-10-02 1992-04-28 Swenson Paul F System for fast-filling compressed natural gas powered vehicles
US4987932A (en) 1989-10-02 1991-01-29 Pierson Robert M Process and apparatus for rapidly filling a pressure vessel with gas
JPH04316795A (ja) 1991-04-16 1992-11-09 Tokyo Gas Co Ltd 天然ガスの貯蔵システム
US5127230A (en) 1991-05-17 1992-07-07 Minnesota Valley Engineering, Inc. LNG delivery system for gas powered vehicles
US5121609A (en) 1991-05-17 1992-06-16 Minnesota Valley Engineering No loss fueling station for liquid natural gas vehicles
NZ242143A (en) 1991-05-30 1994-03-25 Sulzer Ag Apparatus for refuelling gas fuel tank; part of pressurised gas tank is load-bearing part for compressor housing
US5309990A (en) 1991-07-26 1994-05-10 Hydra-Rig, Incorporated Coiled tubing injector
US5551448A (en) * 1991-10-18 1996-09-03 United States Surgical Corporation Endoscopic surgical instrument for aspiration and irrigation
US5228295A (en) 1991-12-05 1993-07-20 Minnesota Valley Engineering No loss fueling station for liquid natural gas vehicles
US5163409A (en) 1992-02-18 1992-11-17 Minnesota Valley Engineering, Inc. Vehicle mounted LNG delivery system
US5301723A (en) 1992-11-06 1994-04-12 Hydra Rig, Inc. Apparatus and method of preventing ice accumulation on coupling valves for cryogenic fluids
US5360139A (en) 1993-01-22 1994-11-01 Hydra Rig, Inc. Liquified natural gas fueling facility
US5315831A (en) 1993-01-22 1994-05-31 Hydra-Rig, Incorporated Liquid natural gas and compressed natural gas total fueling system
US5411374A (en) 1993-03-30 1995-05-02 Process Systems International, Inc. Cryogenic fluid pump system and method of pumping cryogenic fluid
US5373702A (en) 1993-07-12 1994-12-20 Minnesota Valley Engineering, Inc. LNG delivery system
US5385176A (en) 1993-07-19 1995-01-31 Price Compressor Company, Inc. Natural gas dispensing
US5370159A (en) 1993-07-19 1994-12-06 Price Compressor Company, Inc. Apparatus and process for fast filling with natural gas
US5505232A (en) 1993-10-20 1996-04-09 Cryofuel Systems, Inc. Integrated refueling system for vehicles
US5441234A (en) 1993-11-26 1995-08-15 White; George W. Fuel systems
US5566712A (en) 1993-11-26 1996-10-22 White; George W. Fueling systems
US5549142A (en) 1994-05-27 1996-08-27 Jeffrey P. Beale Dispensing system for refueling transport containers with cryogenic liquids
US5512787A (en) 1994-10-19 1996-04-30 Dederick; Robert Facility for refueling of clean air vehicles/marine craft and power generation
US5641005A (en) 1994-12-02 1997-06-24 Gas Research Institute System and method for charging a container with pressurized gas
US5699839A (en) 1995-07-14 1997-12-23 Acurex Environmental Corporation Zero-vent liquid natural gas fueling station
US5682750A (en) 1996-03-29 1997-11-04 Mve Inc. Self-contained liquid natural gas filling station
JPH10274395A (ja) 1997-03-27 1998-10-13 Tonen Corp 天然ガス地域供給システム
TW444109B (en) 1997-06-20 2001-07-01 Exxon Production Research Co LNG fuel storage and delivery systems for natural gas powered vehicles
US5884488A (en) 1997-11-07 1999-03-23 Westport Research Inc. High pressure fuel supply system for natural gas vehicles
US6474101B1 (en) * 2001-05-21 2002-11-05 Northstar Industries, Inc. Natural gas handling system
CN1332327A (zh) * 2001-07-18 2002-01-23 青岛化工设计院 液化天然气气化供气装置
US6899146B2 (en) * 2003-05-09 2005-05-31 Battelle Energy Alliance, Llc Method and apparatus for dispensing compressed natural gas and liquified natural gas to natural gas powered vehicles

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105264281B (zh) * 2013-04-30 2019-06-14 克里奥斯塔股份有限公司 用于补充低温液体尤其是液态天然气供应的方法和装置
CN107850261A (zh) * 2015-05-15 2018-03-27 克里奥斯塔股份有限公司 用于低温液体的分配站
CN107850261B (zh) * 2015-05-15 2020-08-04 克里奥斯塔股份有限公司 用于低温液体的分配站
CN111315966A (zh) * 2017-11-10 2020-06-19 247能源有限公司 紧凑型发电设备
CN111315966B (zh) * 2017-11-10 2021-12-14 247能源有限公司 紧凑型发电设备
US11402068B2 (en) 2017-11-10 2022-08-02 247 Energy Bvba Compact power plant
CN110857753A (zh) * 2018-08-24 2020-03-03 燃料自动化站有限责任公司 具有气动阀的移动分配站
WO2020098616A1 (en) * 2018-11-16 2020-05-22 China Energy Investment Corporation Limited Fluid bypass method and system for controlling the temperature of a non-petroleum fuel
US10961109B2 (en) 2018-11-16 2021-03-30 China Energy Investment Corporation Limited Fluid bypass method and system for controlling the temperature of a non-petroleum fuel
WO2022056994A1 (en) * 2020-09-21 2022-03-24 China Energy Investment Corporation Limited Hybrid refueling station and method for refueling
CN114754285A (zh) * 2020-12-29 2022-07-15 国家能源投资集团有限责任公司 实现加氢站的功率需求最小化的方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20040250871A1 (en) 2004-12-16
US7222647B2 (en) 2007-05-29
GB0523356D0 (en) 2005-12-28
CA2525368C (en) 2010-01-12
GB2417036A (en) 2006-02-15
AU2004239216A1 (en) 2004-11-25
MXPA05012093A (es) 2006-02-10
BRPI0410346B1 (pt) 2019-05-07
US6899146B2 (en) 2005-05-31
US20060169352A1 (en) 2006-08-03
BRPI0410346A (pt) 2006-05-30
WO2004101714A2 (en) 2004-11-25
ZA200509172B (en) 2006-11-29
CN100404375C (zh) 2008-07-23
HK1093046A1 (en) 2007-02-23
GB2417036B (en) 2008-02-13
WO2004101714A3 (en) 2005-12-22
CA2525368A1 (en) 2004-11-25
AU2004239216B2 (en) 2008-01-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1805876A (zh) 将压缩天然气和液化天然气分配到天然气作动力的车辆中的方法和装置
JP7370383B2 (ja) 液化ガスを分配する方法及びシステム
US7284575B2 (en) Combined liquefied gas and compressed gas re-fueling station and method of operating same
CN107420738B (zh) 压缩气体分配
US7069730B2 (en) Liquid and compressed natural gas dispensing system
CA2517113C (en) Lpg vehicular liquid transfer system
EP3077653B1 (en) Multimode gas delivery for rail tender
US7617848B2 (en) Method and device for filling a container with liquid gas from a storage tank
US5421162A (en) LNG delivery system
CN101855130A (zh) 操作以lng作燃料的船舶的方法
CN105318195A (zh) 具有饱和燃料储备的液化天然气运输系统
KR20110090038A (ko) 연료가스 공급장치
CN102472430A (zh) 尤其是用于商用船舶的燃烧气体系统
KR102560637B1 (ko) 극저온 유체를 이송하기 위한 방법 및 그러한 방법을 구현하기 위한 이송 시스템
GB2437446A (en) Method of dispensing compressed natural gas and liquified natural gas to natural gas powered vehicles
JP2007009981A (ja) 液化ガス供給設備及び液化ガス供給方法
JP5997122B2 (ja) 低温液化ガスの供給装置と供給方法
US20210404604A1 (en) Cryogenic Fluid Dispensing System and Method
JPH11505007A (ja) 高圧ガス供給法
CN100416078C (zh) 用于柴油机的液化气燃料供给系统
US20230383911A1 (en) Cryogenic Fluid Dispensing System and Method
GB2437010A (en) Apparatus for dispensing compressed natural gas and liquified natural gas to natural gas powered vehicles
US20230160534A1 (en) Method for transferring cryogenic fluid using a device for transferring cryogenic fluid
KR102624377B1 (ko) 압축 가스를 형성 및 분배하기 위한 방법 및 시스템
CN212776778U (zh) Lng加气站

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: DE

Ref document number: 1093046

Country of ref document: HK

ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: BUTLER ENERGY ALLIANCE CO., LTD.

Free format text: FORMER OWNER: BECHTEL BWXT IDAHO LLC

Effective date: 20070309

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20070309

Address after: Idaho

Applicant after: Battelle Energy Alliance, LLC

Address before: Idaho

Applicant before: Bechtel Bwxt Idaho LLC

C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: GR

Ref document number: 1093046

Country of ref document: HK

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20080723

Termination date: 20210409

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee