本發(fā)明涉及一種用于常溫天然氣引射液化天然氣低溫蒸發(fā)氣的引射器，屬于天然氣存儲技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

LNG(Liquefied Natural Gas,液化天然氣)接收站一般承擔(dān)著LNG的接收、存儲及氣化外輸功能。由于LNG是低溫流體，盡管LNG設(shè)備有良好的絕熱措施，但在生產(chǎn)運(yùn)行過程中不可避免的會產(chǎn)生一定量的BOG(Boiled Off Gas，蒸發(fā)氣)，隨著BOG數(shù)量的增加，LNG存儲系統(tǒng)內(nèi)的溫度和壓力會升高。如果LNG儲罐內(nèi)部壓力高于系統(tǒng)設(shè)定的安全泄放壓力，則會導(dǎo)致罐頂安全閥開啟，直接泄放BOG到火炬系統(tǒng)燃燒，以穩(wěn)定系統(tǒng)的壓力。這種大量排放BOG的降壓方式會造成天然氣的巨大浪費(fèi)。

因此，BOG處理系統(tǒng)是LNG接收站設(shè)計(jì)階段中必須重點(diǎn)考慮的關(guān)鍵問題之一。目前LNG接收站處理BOG的方式主要有以下兩種：1、BOG再冷凝技術(shù)，將BOG冷凝成LNG進(jìn)行回收，這需要LNG接收站保持較高的外輸流量需求；2、直接壓縮技術(shù)，LNG儲罐內(nèi)的BOG經(jīng)過低壓壓縮機(jī)和高壓壓縮機(jī)依次加壓到管網(wǎng)傳輸所需的壓力后，直接進(jìn)入外輸管道送至下游用戶。此外，越來越多LNG接收站除了需向高壓長輸管網(wǎng)供氣外，還需向中短距離的中壓用戶直接供氣，因此一些LNG接收站將外輸天然氣分為高壓(約9MPa)和中壓(約4.0MPa)進(jìn)行輸送。中壓天然氣往往需由高壓調(diào)至所需的壓力后方能輸送。

現(xiàn)有技術(shù)中，為回收BOG，LNG接收站通常設(shè)置中壓、高壓壓縮機(jī)、再冷凝器，以及調(diào)壓閥等設(shè)備，既需要能量以壓縮BOG，又需要能量將天然氣由高壓調(diào)至中壓，造成了設(shè)備投資高、能耗高、操作繁瑣、工藝復(fù)雜等問題，且還存在工況需求的應(yīng)用限制。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

針對上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種能夠使蒸發(fā)氣再冷凝且結(jié)構(gòu)簡潔、工藝簡單的用于常溫天然氣引射低溫蒸發(fā)氣的引射器。

為實(shí)現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用以下技術(shù)方案：一種用于常溫天然氣引射液化天然氣低溫蒸發(fā)氣的引射器，其特征在于：包括一噴管，所述噴管的一端為進(jìn)口端，另一端為出口端，所述噴管由進(jìn)口端到出口端順次設(shè)置一吸入室、一混合室和一擴(kuò)壓室，所述混合室為一平直管段，所述擴(kuò)壓室為一擴(kuò)張管道，所述吸入室與混合室的連接處為一收縮管段；在所述噴管的進(jìn)口端設(shè)置一向吸入室延伸的噴嘴，所述噴嘴由噴嘴入口到噴嘴出口順次設(shè)置一收縮段和一擴(kuò)張段；在所述吸入室的一側(cè)設(shè)置一引射管。

所述混合室和收縮管段的總長度為1080mm，所述混合室的直徑為110mm，所述擴(kuò)壓室的長度為1910mm，所述擴(kuò)壓室的出口直徑為380mm，所述噴嘴的長度為820mm，所述噴嘴的最小截面的直徑為30mm，所述噴嘴的出口直徑為110mm。

本發(fā)明由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點(diǎn)：本發(fā)明在使用時(shí)，LNG接收站內(nèi)的氣化天然氣進(jìn)入引射器內(nèi)的噴嘴，經(jīng)過噴嘴的收縮段和擴(kuò)張段后噴出至引射器的吸入室，天然氣在吸入室內(nèi)形成低壓，從而使BOG經(jīng)過引射管被引射進(jìn)入吸入室，天然氣和BOG的混合流體在混合室和擴(kuò)壓室內(nèi)進(jìn)行充分混合，在擴(kuò)壓室內(nèi)氣體的壓力可得到回升，將整個(gè)裝置的壓力損失控制在可接收的范圍之內(nèi)；本發(fā)明能夠?qū)崿F(xiàn)BOG的再冷凝，無需設(shè)置再冷凝器、調(diào)壓閥等設(shè)備，工藝過程簡單、經(jīng)濟(jì)性突出。

附圖說明

圖1是本發(fā)明的整體結(jié)構(gòu)示意圖；

圖2是本發(fā)明的尺寸設(shè)置示意圖；

圖3是本發(fā)明內(nèi)部壓力場分布云圖。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合附圖和實(shí)施例對本發(fā)明進(jìn)行詳細(xì)的描述。

如圖1、圖2所示，本發(fā)明包括一噴管1，噴管1的一端為進(jìn)口端，另一端為出口端，噴管1由進(jìn)口端到出口端順次設(shè)置一吸入室2、一混合室3和一擴(kuò)壓室4，其中，混合室3為一平直管段，擴(kuò)壓室4為一擴(kuò)張管道，吸入室2與混合室3的連接處為一收縮管段。在噴管1的進(jìn)口端設(shè)置一向吸入室2延伸的噴嘴5，噴嘴5由噴嘴入口到噴嘴出口順次設(shè)置一收縮段51和一擴(kuò)張段52。在吸入室2的一側(cè)設(shè)置一引射管6。

在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施例中，混合室3和收縮管段的總長度為1080mm，混合室3的直徑為110mm，擴(kuò)壓室4的長度為1910mm，擴(kuò)壓室4的出口直徑為380mm，噴嘴5的長度為820mm，噴嘴5的最小截面的直徑為30mm，噴嘴5的出口直徑為110mm。上述尺寸設(shè)置能夠?qū)崿F(xiàn)天然氣引射BOG的典型工況的技術(shù)要求。

本發(fā)明的工作過程及原理如下：本發(fā)明基于拉法爾管的一般原理，通過數(shù)值模擬優(yōu)化并形成一種適用于常溫天然氣引射低溫蒸發(fā)器的引射器，在兩種流體對應(yīng)的壓力和流量范圍內(nèi)可以達(dá)到最佳的引射率和液化率，具有較高的工廠應(yīng)用價(jià)值。本發(fā)明在使用時(shí)，LNG接收站內(nèi)的氣化天然氣進(jìn)入引射器內(nèi)的噴嘴5，經(jīng)過噴嘴5的收縮段51和擴(kuò)張段52后噴出至引射器的吸入室2，經(jīng)過特殊設(shè)計(jì)的噴嘴5的尺寸可以使天然氣在吸入室2內(nèi)形成低壓，從而使BOG經(jīng)過引射管6被引射進(jìn)入吸入室2。天然氣和BOG的混合流體在混合室3和擴(kuò)壓室4內(nèi)進(jìn)行充分混合，在擴(kuò)壓室4內(nèi)氣體的壓力可得到回升，將整個(gè)裝置的壓力損失控制在可接收的范圍之內(nèi)。本發(fā)明能夠?qū)崿F(xiàn)BOG的再冷凝，無需設(shè)置再冷凝器、調(diào)壓閥等設(shè)備，工藝過程簡單、經(jīng)濟(jì)性突出。

下面以一具體實(shí)例說明本發(fā)明的效果：

某LNG接收站的LNG氣化天然氣來料壓力為2.0MPaG，溫度為10℃；LNG接收站BOG系統(tǒng)的BOG經(jīng)壓縮后的壓力達(dá)到0.8MPaG，溫度為-140℃，BOG連接引射器的引射管6。隨著天然氣進(jìn)入引射器，BOG氣體被吸入引射器并與天然氣充分混合外輸。該裝置的引射系數(shù)，即被引射流體BOG的質(zhì)量流量與引射流體天然氣質(zhì)量流量的比值，為69.3％，該接收站BOG的最大小時(shí)產(chǎn)生量112t/h，控制LNG的流量為177t/h時(shí)即可將接收站BOG最大小時(shí)產(chǎn)生量處理完畢。混合外輸天然氣壓力為1MPa。

本發(fā)明僅以上述實(shí)施例進(jìn)行說明，各部件的結(jié)構(gòu)、設(shè)置位置及其連接都是可以有所變化的，在本發(fā)明技術(shù)方案的基礎(chǔ)上，凡根據(jù)本發(fā)明原理對個(gè)別部件進(jìn)行的改進(jìn)和等同變換，均不應(yīng)排除在本發(fā)明的保護(hù)范圍之外。