为保障湿蒸汽发生器安全操作和运行，特制定本标准。
本标准等效采用了APIRP11T《湿蒸汽发生器的安装与操作推荐作法》（1994年版）。
本标准的附录A、附录B、附录C都是提示的附录。
本标准由中国石油天然气集团总公司提出。
本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：胜利石油管理局安全环保处。
本标准主要起草人：崔伟珍、陈建设、张勇、杨洪旭、李俊荣、张亚南、高圣新
1 范围
1.1 引言
1.1.1 用于提高原油采收率的湿蒸汽发生器是一种强制循环的直流式设计。它还有其他常见的名称，如热采油加热器、油田加热器等。直流式设计可以使用基本上没有硬度和悬浮固体而溶解物质相对较高的水。该装置通常使用带有一定调节能力的给水系统，以降低输出。该装置并不装设通常装在固定式锅炉上的汽包和水位控制装置。
1.1.2 对于最通用规格的湿蒸汽发生器，现场的安装工作量很小。大部分的组件都预装在橇座上，可以用火车、卡车或轮船运输。湿蒸汽发生器装备有必要的控制装置和仪表来检测其运行的压力、流量、温度等，以保护操作人员和设备的安全。
1.2 额定功率
1.2.1 湿蒸汽发生器的额定功率用每小时吸收的热量（kj）来表示的，也可以用每小时的蒸汽量（kg）、燃烧器热释放速率来表示。
1.3 组件
基本组件如下。
1.3.1. 给水系统
给水系统包括给水泵及可以保证向湿蒸汽发生器提供稳定水量的控制装置。
1.3.2 给水预热系统
给水预热系统通常是一个套管换热器。换热器的热源通常来自对流段的出口。其目的是把入口水温提高到高于烟道气的露点，以防止酸性气体腐蚀碳素钢。
1.3.3 对流段
湿蒸汽发生器的对流段是暴露在烟道气中最后的热交换区。对流段盘管占发生器加热表面的绝大部分。对流段暴露在烟道气中前端的管子是光管，其目的是使烟道气在进入翅片管部分之前降低温度，并避免光辐射到翅片管上。对流段一般是一种逆流式换热器。
1.3.4 辐射段
辐射段最常用的结构是由带有蛇型辐射盘管的燃烧室组成。达到质量要求的蒸汽由此产生。
1.3.5 燃料系统
湿蒸汽发生器可以燃烧不同的燃烧，最常见的是原油和天燃气。燃气系统设计有安全闭阀和压力调节器。燃油系统通常包括：安全关闭阀、滤网、蒸汽（油）换热器、油电加热器、压力调节器、旁路系统、空气和蒸汽雾化系统。通过设计燃烧器来获得要求的热输人量、燃料和适当的火焰形状。
1.3.6 安全装置
安全装置包括泄压阀和安全阀、熄火保护装置及为了设备的安全操作而设计的湿度、压力和流量监测系统。
2 技术条件
2.1 概述
本节建立了用户所需了解的最基本的资料，以便建立最基本的设计、安全和环境要求。
2.2 额定功率和效率
2.2.1 湿蒸汽发生器应在要求的出口压力和蒸汽干度条件下以每小时吸收的（kJ/h）来表示。
用户还可以要求制造商在指定的给水温度和要求的蒸汽质量条件下以每小时产生多少kj的蒸汽来表示。
2.2.2 湿蒸汽发生器的热效率应在拟用燃料的高位发热量（HHV）1）、指定的排烟温度和烟道气中含有过剩氧或过剩空气的条件下测定。
2.2.3 湿蒸汽发生器的热效率也可以在拟用燃料的低位发热量（LHV）2）、指定的排烟温度等烟道气中含有过剩氧或过剩空气的条件下测定。
2.3 特殊条件
因为每个发生器的现场条件是不同的，用户应在技术条件中向制造商提供以下资料。
2.3.1 燃料油分析（见表1）
表1 燃料油分析
1） 燃料的高位发热量是指燃料在化学当量条件下燃烧，燃烧产物被冷却到16℃（60°F），所产生的水蒸气在该温度下完全冷凝成液体，使用恒压热量计量得到的数据。发热量对于气体燃料用kJ/m3表示，液体燃料用kJ/kg表示，固体燃料用kJ/kg表示。
2） 燃料的低位发热量是指高位发热量减去燃料中的氢燃烧形成的水的汽化潜热。对于无氢燃料，其高位发热量和低位发热量是一样的。
2.3.2 燃料气分析（见表2）。
表2 燃料气分析
2.3.3 其他燃料分析。
2.3.4 供水分析（见表3）
表3 供水分析
注：*最基本的数据。
2.3.5 其他可利用的公共设施：
a）电源： V， kW， Hz。
b）压缩空气： m3/min， kPa（表压）， 露点。
c) 引燃燃料： 类型， m3/min， kPa。
2.3.6 现场条件：
a）环境气温，℃：最高 ，最低 ，设计 。
b）风速，kg/h：最大 ，最小 ，设计 。
c）海拔高度（平均海平面）： m。
d）地震区： 。
e）降雨量： mm/a（平均）。
f）湿度，%：最大 ，最小 ，设计 。
g）大气条件：列出不正常的情况，如硫化氢、沙、尘、盐、空气等。
2.3.7 环境保护要求：
a） SO2排放限定指标：
mg/m3：当前 ，将来 。
kg/h：当前 ，将来 。
b） NOx排放限定指标：
mg/m3：当前 ，将来 。
kg/h：当前 ，将来 。
c） 颗粒物质排放限定指标：
mg/m3：当前 ，将来 。
kg/h：当前 ，将来 。
d） 废液排放限定指标。
2.3.8 运输
列出非正常的运输限制，例如隧道、狭窄路面或低承载能力的桥梁及公路运输限制等。
2.4 安全装置
全自动、无人值守的操作应使用下述的安全仪表和安全限位，以最大程度地保护人员和设备的安全。
2.4.1 安全仪表及装置
a) 符合规范要求的安全阀；
b) 电子火焰监测装置和燃烧控制器包括：前吹扫、引火指示、主火焰指示及停炉后吹扫等；
c) 蒸汽压力控制器；
d) 给水流量变送器和控制器；
e) 给水泵释放阀；
f) 燃烧器燃烧率控制器；
g) 适当的压力及温度指示装置。
2.4.2 安全操作极限
下述安全极限装置是推荐使用的，每一极限都可以关掉燃烧器的燃料阀，故障之后需手动重启动。
a) 熄火；
b) 蒸汽超压；
c) 蒸汽超温；
d) 炉管超温；
e) 排烟超温；
f) 燃烧器喉部超温（仅限燃油型）；
g) 燃烧器喉部开关（仅限转动型燃烧器）；
h) 雾化压力过高/过低（仅限燃油型）；
i) 燃料气超压（仅限燃气型）；
j) 燃料油压力过低（仅限燃油型）；
k) 燃料油温度过低（仅限燃油型）；
l) 给水流率过低；
m) 燃烧空气压力过低；
n) 仪表风压力过低；
o) 蒸汽压力过低；
p) 断电。
2.5 人文环境
对湿蒸汽发生器的安装场所应予以专门的考虑，这主要包括以下的内容：
a) 装置安置；
b) 装置彩色线路；
c) 噪音水平；
d) 可见的和有毒的排放物；
e) 其他。
2.6 连接
如果对设计有特殊的连接要求的话，用户应详细说明以下各项内容的安装、规格、功率及位置：
a) 给水入口；
b) 蒸汽出口；
c) 燃料输入口；
d) 电气连接；
e) 其他。
3 安装
3.1 运输损坏检查
3.1.1 在到货后，对湿蒸汽发生器应立即直观地检查运输损坏及有无部件丢失情况。
3.1.2 应对湿蒸汽发生器的耐火材料的破损情况进行内部检查。
3.1.3 所有的运输损坏情况都应立即向承运人报告。
3.2 基础
3.2.1 湿蒸汽发生器的橇座基础应保持水平，并且有足够的承载能力。基础的最大荷载一般在对流段下面。
3.2.2 应为湿蒸汽发生器留出安装和保养的空间。这一空间应能更换对流段或辐射段的炉管，并能移走整个组件。
3.3 起重装置
起吊方法应遵照制造商的建议进行。
3.4 去掉运输吊带和保护套
为防止在运输中盘管移动而装设的材料及为了运输而装设的保护套应去掉。
3.5 水及蒸汽管线连接
连接规格尺寸参照制造商的图纸。所有的外接管路规格应与湿蒸汽发生器一样或稍大。
3.6 燃料管线连接
3.6.1 向燃气装置提供的天然气应是干净的并在规定压力下无液体。在安全关闭阀的上游及供气减压调节器入口处应有足够的容积以保持缓冲效应并减少压力冲击。如果供气压力可能超过安全工作压力或湿蒸汽发生器燃料气系统部件所承受的压力，供气入口管道上应安装一个泄压阀。
3.6.2 液体燃料应是质量稳定且无水、气和砂子。重油燃烧器可以在带有少量乳化水的情况下良好地运行。燃料油的入口压力、温度和流量要求可以参照制造商的说明书。为了燃料油的循环，应是湿蒸汽发生器与储油罐之间装一根回油管。
3.7 废物排放管线连接
湿蒸汽发生器可以采用单独的排污接口或者是由一个中央排污系统来与相应的排放系统连接。
3.8 吹扫管线连接
湿蒸汽发生器可以在出口切断阀的上游装一个排污阀。吹扫管的终端应固定牢固，以便将废液排放到指定的地方。
3.9 引火燃料管线连接
3.9.1 湿蒸汽发生器要求有一个点火燃烧器或其他的点火器去点燃主燃烧器。点火燃烧器的燃料一般是天然气或液化石油气。对于燃料气的供应应符合制造商说明书中的要求。
3.9.2 检查点火燃气供应系统，调节调节器以降低点火燃气到指定的压力。
3.9.3 特殊情况下也可以使用轻油点火燃烧器。
3.10 电气连接
3.10.1 湿蒸汽发生器一般采用单电源连接。满负荷电力供应要求可查阅制造商的说明书。
3.10.2 制造商一般在装运前完成并测试所有的电路。橇座和为运输而拆下的电气组件之间的接线应符合制造商的说明书和所有有关标准。
3.10.3 所有采用接地的装置和电气系统之间应根据制造商的说明书和有关规范进行接地。
3.10.4 应核查制造商关于湿蒸汽发生器控制盘与相关设备之间控制线路的图纸和说明书。
3.11 空气供应管线连接
空气压缩机、仪表和雾化空气的过滤器一般应同单独安装使用的湿蒸汽发生器一并供应。没有空气压缩机的中央湿蒸汽发生器应与仪表和雾化空气供应系统连接。压力、供气量和最大含水量的要求可查阅制造商的说明书。
3.12 制造商提供的数据
制造商应向用户提供热平衡运行表（见图1）和机械设计数据表（见表4）
图1 热平衡运行数据表
表4 机械设计数据样表
4 试运
4.1 概述
本章主要规定在初次启动一台新的或改造的或长时间停机的湿蒸汽发生器时，用户所需遵守的最基本的程序。对初次启动和试车的程序应遵守制造商的建议。
4.2 润滑油油面
检查给水泵和空气压缩机曲柄箱的润滑油油位。如果有的话，装满盘根盒或拉杆润滑器的储油器。遵守制造商的建议使用特种润滑油是必要的。
4.3 脉冲阻尼器充气
根据制造商的建议检查脉冲阻尼器的充气装置，为增大充气压力需要使用氮气充气系统。
4.4 电动机
保持所有的电动机清洁、干燥和处于可操作状态。应根据制造商的说明书去检查其转动情况。
4.5 压缩机
4.5.1 让空气压缩机的压力增高到截止点，如有必要的话可设置截止开关。泄放压力，并检查压缩机开始工作的设定点。根据制造商的建议，为了达到适当的润滑目的，必须让压缩机运行足够长的时间。
4.5.2 放空所有过滤器排放口处的气动空气管道，检查调节器的工作情况。
4.6 水一蒸汽管道系统
4.6.1 打开给水系统的入口，关上蒸汽的出口阀，用来自给水系统的水充满管道进行低压渗漏检查。在管道的高点打开所有的放空阀或塞子放出空气。
4.6.2 打开放空阀或蒸汽排放阀，启动给水泵，观察泵在低压下运行情况。
4.6.3 根据制造商建议的程序对整个系统进行渗漏检查，直到达到工作压力。
4.7 燃料油系统
4.7.1 根据制造商的建议启动独立的燃料油泵送和预热单元（如果提供的话）。燃料油泵送和预热单元应在给定的温度、压力和体积下向湿蒸汽发生器供油。
4.7.2 调节燃料油电加热器的自动调温器到能使燃料很好地雾化所要求的温度。关掉到热水或蒸汽加热的燃料油换热器上的热水或蒸汽阀。
4.7.3 打开湿蒸汽发生器上的手动燃料旁通，开始循环。关掉手动旁通，并调节燃料的背压调节器。
4.7.4 如果燃料可以返回供油调节器的下游的话，调节燃烧器燃料压力调节器。
4.7.5 当湿蒸汽发生器在温度足以加热燃料油到适当的雾化温度情况下运行时，调节热水或蒸汽燃料油换热器的控制开关，以得到预期的燃料油温度。在热水或蒸汽燃料油换热器运行后，调节燃料油加热器的自动电调温器稍低于要求的燃油雾化温度。 4.7.6 重燃料油的泵送和加热系统一般总是处于运行中。当湿蒸汽发生器熄火时，轻燃料油系统可以停运。
4.8 燃料气系统
4.8.1 关闭湿蒸汽发生器入口的手动燃料气阀，打开燃料气供应系统并按照制造商的规定核对供应压力情况。
4.8.2 根据提供的燃烧器类型不同，制造商提供的燃烧器燃气压力调节器可能在燃料气安全阀的上游，也可能在安全阀的下游。如果燃烧器的压力调节阀在安全阀的上游，打开进气口旋塞阀，并根据制造商的建议调节压力调节器。如果燃烧器的压力调节阀在安全阀的下游，则按4.9.9所述进行调节。
4.8.3 检查引燃气体供应系统调节器的情况，并调节每个调节器至给定的压力。
4.9 初次点火
4.9.1 检查所有的阀门以确认其处于适当的位置，使给水通过湿蒸汽发生器。
4.9.2 用手动控制操作给水泵，确保供水系统充满水且能流过湿蒸汽发生器。
4.9.3 检查转动型燃烧器是否安全，检查燃烧室入孔是否安全。
4.9.4 用手动控制操作燃烧空气鼓风机，最好是使风门处于开的位置，以保证彻底地吹扫燃烧室。
4.9.5 如果有要求的话开动燃料供应系统。
4.9.6 为湿蒸汽发生器的初次点火，应根据制造商的建议对安全限定装置进行初步设定。
4.9.7 初次启动应使用引燃气体，且主燃烧器的手动燃料阀应关闭。一般地，电气控制开关应转到自动的位置，且复位型启动开关被启动以开始程序化点火。湿蒸汽发生器应通过程序控制启动。如果引火燃料阀门关闭，燃烧控制系统会因为没有点火火焰而被锁定。
4.9.8 重新调节燃烧控制系统，打开点火器供气开关，将燃烧器控制于小火状态，在主燃烧器手动燃料阀关闭的情况下重新启动引火系统。燃烧器引火系统应点火，燃烧控制系统应显示引火火焰，并允许燃料安全阀打开。当引火火焰出现数次，而主燃烧器因为燃料阀关闭而不能点火时，应显示引火失败。应根据制造商的说明书调节引火燃烧器。
4.9.9 重新调节燃烧控制系统，打开点火器和主燃烧器的手动燃料阀，将燃烧器控制于小火位置重新启动引火系统。按照制造商的说明书，边观察火焰边调节燃烧器和燃料压力调节器进行小火操作。
4.9.10 炉膛耐火材料的烘干
如果采用的话，在最初启动时应根据制造商的建议，对耐火材料进行烘干。最初的耐火材料的烘干一般是在低燃料和高过剩空气率下进行，以减少烟道气在小火速下的凝结。
4.11 高速燃烧器的调节
4.11.1 燃烧器风门一般由燃烧器操作装置控制。燃料流量控制一般是通过附加在风门上的可调连杆机构或者在特殊情况下由单独的操作来进行。当火焰加大时，差压调节器经常用以增加燃料或者是雾化空气蒸气的压力。
4.11.2 湿蒸汽发生器应在额定的能力下运行，在最大火量下调节风门和燃料阀。调节连杆机构，在最大火量下燃烧器的燃料控制阀和风门允许燃烧器的执行机构和定位器有最大的调节范围。在调节燃烧器定位器时，燃油机组的燃料速率和气体燃烧机组的气体燃烧器火嘴压力应记录下来，以备将来参考。
4.11.3 在高火速下设定适当的空气----燃料比后，燃烧器应逐级降低到小火速，并复核空气----燃料比。为适应不同的火速范围，可能需要调整以提供适当的空气----燃料比。
4.12 燃烧器定位器
4.12.1 燃烧器定位器确定了燃烧的调节范围和火量与燃烧器控制信号间的关系。与给水量有关的燃烧器控制信号，根据控制系统设计不同，可能是人工控制或者是自动调整的。偏压调节器可以用来对给水流率信号增大或减小一个恒定的控制信号，从而提供一个调节燃烧器的控制信号。
4.12.2 可调型燃烧器定位器应进行调节，以在最大给水和燃烧率下能够提供最高质量要求的蒸汽。
4.12.3 出口蒸汽质量应被用来调节和校核给水流率与燃烧器火速间的关系。
4.13 安全停机装置
为湿蒸汽发生器在无人值守操作条件下的机械运行和电气停机，所有的安全限制装置都应进行调节和检查。
4.14 流量一压力燃烧器控制
如有必要的话，湿蒸汽发生器在进行无人值守操作之前，应调节给水流率控制系统、蒸汽出口压力控制系统及燃烧器微调系统，达到所要求的操作参数。
4.15 效率核定
热平衡运行数据表（见图1）在第一次启动之后即可收集并计算出效率来，并可按需要定期地进行此项工作。
5 操作
5.1 概述
本部分内容确定了在用湿蒸汽发生器启动、投产调节及停机的基本程序。
5.2 启动程序
5.2.1 启动程序可能会因为湿蒸汽发生器的类型、控制系统、操作公司的基本要求和习惯不同而不同。如果所有的限定条件是安全的，根据预设的程序，控制系统将根据预设程序进行燃烧器点火；如果有不安全的情况存在的话，要防止主燃烧器的阀门打开。
5.2.2 调节燃烧器鼓风机控制器到强吹扫位置，清扫湿蒸汽发生器内的可燃气体，并让炉管充满水，随着控制系统即可开始执行启动程序。经过一段预定的时间，湿蒸汽发生器的送风机应调整到小火位置。如果所有的安全限定指标不能满足，引火系统即可点火；经紫外线火焰扫描仪证实到有火焰后，主燃烧器即可点火。绝对不能无视手册程序或超过安全限定指标。
5.2.3 启动前检查项目
在湿蒸汽发生器启动以前，预先检查以下各项内容并重温制造商的启动说明书。如果装置已长时间放置不用，应按第4章所述试运程序运行。
a) 检查所有人员是否都了解自己的职责，所有的检查孔都已正确地关闭，湿蒸汽发生器内部已无剩余燃料和垃圾。
b) 所有的控制开关都置于关的位置。开启主电源开关，并遵照制造商的启动程序操作。
c) 检查湿蒸汽发生器的如下公用设施是否具备：电、经过处理的供给水、燃料气或加热的燃料油、引火气体、仪表风及雾化空气或雾化蒸汽。
d) 检查水和蒸汽的阀门是否开着，以使通过湿蒸汽发生器的管道是畅通的。
e) 检查排放阀（如果有的话），以便引导水----蒸汽流向排放区。
f) 检查确认有一根开通的管道通到注水井，并且没有人正在该管系或井上工作。
g) 检查燃烧器的燃料油（如果是燃油型的话）是否处在正确的操作温度和压力下。
h) 用手动方式操作给水系统直至满水流，使之通过湿蒸汽发生器。
5.2.4 启动
在确认以上各项和其他的必要步骤正确地完成之后，即可准备启动湿蒸汽发生器。打开控制电源，并使有关的开关处在开/自动的位置，重新启动燃烧器控制系统。对于大多数控制系统，将会出现下列情况；
a) 给水流率可满足低水流的限制要求；
b) 主鼓风机启动可满足低燃烧空气的限定要求；
c) 机组会循环到强吹扫位置，可提供至少4倍于燃烧室体积的排气量；
d) 燃烧器会回到小火位置，燃烧器小火联锁装置必须保证点火程序继续；
e) 点火器逐步加强，点火燃料阀打开；
f) 紫外线火焰扫描仪必须证实有点火火焰存在；
g) 火焰证实后，安全燃料阀即可打开；安全燃料阀可以设计成手动或者自动的；
h) 火焰扫描仪必须证实有主火焰显示；
i) 控制系统应按程序处于正常的火速位置，并使燃烧器火速可以手动或自动地控制；
j) 当合适的雾化蒸汽可得到时，雾化即应切换到蒸汽；
k) 当达到所要求的操作条件后，排放蒸汽系统即可向注汽系统打开，然后关上排放阀。
5.2.5 如果超过限定条件，燃料安全阀将关闭，控制系统将启动停炉吹扫程序。
5.3 湿蒸汽发生器无人值守操作的调节
5.3.1 为了湿蒸汽发生器能够在无人值守的情况下安全、稳定和有效的运行，必须进行正确的调节。
5.3.2 火焰状况
应对火焰进行调节，以减少对炉管和管架的冲击而导致局部过热。干净的燃料喷嘴、辐射段内压力和空气----燃料比均对得到一个好的火焰形状产生影响。对燃油型燃烧器来讲，合适的燃料压力和粘度、合适的雾化蒸汽一空气压力和干度也是非常重要的因素。
5.3.3 操作压力
如果湿蒸汽发生器的最大输出蒸汽量大于注汽井的容量，应降低排放量，以不超过最大的压力。给水量和燃烧速度都必须降低。
5.3.4 给水与燃料比例
蒸汽的干度取决于水与燃料的比例，这个比例必须足够大以防止液相中的可溶性固体浓度过高而导致炉管壁结垢[参见附录A（提示的附录）中A2.2]；同时这一比例又必须足够的低，以使蒸汽有足够的焓离开湿蒸汽发生器。最普遍的作法是限制蒸汽干度达到80％。运行中的水----燃料比例或蒸汽质量应由操作人员定期检查和调节。
5.3.5 对流段水温
对流段入口的水温应足够的高，以免烟道气凝结腐蚀对流段。
5.3.6 热效率
热效率取决于设计和操作。控制过剩氧气在低值上并定期地对对流段进行清洁以保持最低的烟囱出口处温度，从而保持较高的热效率。通过每天的辐射段压力记录或烟道气温度增高可能表示对流段积灰。
5.3.7 安全检查
安全停机装置应保持在可操作状态，并应根据有关部门规定及制造商的建议定期地进行检查。安全限定是为了在超过安全限定的情况下，关掉燃料安全阀并导致湿蒸汽发生器停机而设计的；它也有当出现不安全情况时防止引火燃烧器或主燃烧器点火的功能。安全限制可以调节到接近于操作点。一般是调节在既不会导致频繁的误停机，又能保证在最高的限制条件下安全操作的最接近操作点的位置。
5.4 停机程序
5.4.1 正常停机
如果湿蒸汽发生器需要停机的话，可以使用燃烧器上的开/关按钮实现停机。但是，更好的方法是触发一个不会干扰后吹扫的安全限制，那样就不会干扰后面的清扫循环。无人值守的停机可以通过限制开关的设定点或操作参数变化来实现，这样可以对安全限制停机的正确操作、紧急停机及停炉吹扫鼓风机和给水泵定时器进行核查。
5.4.2 紧急停机
应在控制盘上设置一个显著的开关，如必要的话，在湿蒸汽发生器与切断操作主电动机启动器的控制电源之间留出一段安全距离，高压主开关空载情况下即可断开。这些程序只有当正常的停机不能安全地予以控制时才能使用。如果发生火灾，应有专门的设施遥控切断燃料供应，也应提供可以切断燃料供应的火警探测系统。
5.4.3 长期停机
如果湿蒸汽发生器要停机很长一段时间，为了保护设备应采取以下基本的操作步骤：
a) 排出炉管中的水，关上阀门以免空气进入。
b) 排空清扫所有可能含有潮气的系统。
c) 如果是燃烧重油的湿蒸汽发生器应由轻油替换出燃料系统中的重油。
d) 保护气动和电气仪表免受风雨的损害。
e) 拆去主供电保险丝或断电器，并采取措施防止擅自违章操作。
f) 在烟囱口加装一个盖子，以保护内部构件免受风雨的损害。鼓风机入口也要加装一个盖子。
g) 重温制造商关于长期停机和放置的建议。
6 维护
6.1 建议维护和检查程序要按日、按月和按年进行。所有的维护和修理都应记录下来。制造商的建议应是维护和检查的一个部分，并应按各自的要求设计好表格（图1、图2和表4、表5、表6、表7就是为了记录各种事项作为指南而提供的）。注意湿蒸汽发生器运行的环境条件，恶劣的环境条件可以要求特殊的维护和检查。
6.2 每日维护和检查
6.2.1 建议进行所有仪表读数的最基本的日常例行检查和记录。下列是应记录的最基本的内容（见表5）：
a) 给水泵出口压力；
b) 给水量；
c) 蒸汽出口压力；
d) 蒸汽出口温度；
e) 给水进口温度；
f) 辐射管表面温度；
g) 燃料油（气）喷嘴压力；
h) 排烟温度；
i) 辐射段压力；
j) 燃料流量；
k) 过剩空气或氧气。
图2 湿蒸汽发生器流程图范例（年度维护和检查）
表5 湿蒸汽发生器日检纪录
6.2.2 另外，对需要进行试验、计算或判断的其他一些参数，也应监测和记录。下列是建议：
a) 给水的质量[见附录A（提示的附录）]；
b) 蒸汽干度；
c) 火焰形状；
d) 内外部肉眼检查；
e) 给水泵动力端的润滑油油位面；
f) 空气压缩机的润滑油油位面；
g) 过滤器和滤网效能；
6.3 月度维修和检查（见表6）
表6 湿蒸汽发生器月度维修检查清淡样表
6.3.1 应检查给水泵、液力端和动力端及驱动系统。应遵守制造商建议的维护程序，检查曲柄箱用油，并按照制造商的说明进行更换。
6.3.2 所有的电动机都应按制造商的说明予以检查和润滑。
6.3.3 燃料、水和空气的滤网和过滤器应按要求进行清洁和维护。
6.3.4 如果湿蒸汽发生器停机，应记录对流段和辐射段炉管的状况，并注意翅片损坏或污物堵塞的情况并作好记录。
6.3.5 如果湿蒸汽发生器停机，用于燃烧重油的燃烧器火焰稳定器/扩散器及喷嘴应按要求进行检查和清洁。
6.4 安全检查(见表7)
表7 湿蒸汽发生器安全检查表
6.4.1 所有的安全装置建议至少每69d就应测试一次。
6.4.2 有些规定要求至少对以下5种安全停车装置处于可反应状态：
a) 蒸汽超压；
b) 炉管超温；
c) 熄火；
d) 小火；
e) 给水流量低。
6.4.3 大多数的制造商和采购公司有更多的安全要求，当地规范可能有其他的要求。任何其他附加的安全要求都应进行测试并记录测试结果。
6.4.4 只要有可能，任何安全装置的电气和传感部分都应进行测试。
6.4.5 任何不起作用的安全装置都应进行更换或修理。
6.4.6 下列是每隔60d就应测试一次的安全装置；
a) 熄火；
b) 蒸汽超温；
c) 蒸汽超压；
d) 炉管温度高；
e) 排烟温度高；
f) 燃烧器喉部温度高（仅限燃油型）；
g) 转动型燃烧器开关；
h) 雾化压力过高/低（仅限燃油型）；
i) 燃气超压；
j) 燃料压力低；
k) 燃料油温度低；
l) 给水流量低；
m) 燃烧空气压力低
n) 蒸汽压力过低。
6.5 年度维修检查（见6.4部分内容及表8）
表8 湿蒸汽发生器年度检查项目
6.5.1 对每台湿蒸汽发生器的永久性记录和累积记录应予以保存。建议记录应包括下列的文件和资料：
a) 所有制造商数据报告。
b) 表明已检查的位置及厚度或关键性的检查位置的图纸。
c) 如果在管道系统中发现了材料的损耗，湿蒸汽发生器的最大允许工作压力和温度应由有资格的人员重新计算，并相应地降低其额定值或进行修理。所有的计算书应成为年度记录的一部分。所有的铭牌、许可证等都必须反映这些变化。另外，铭牌的擦伤也应包括在记录中。
d) 检查时应对从给水泵出口到蒸汽出口的蒸汽管道进行水压试验。如有必要，记录水压试验压力。
e) 排定下次检查的日期。
f) 操作条件有重大改变时的日期。
g) 完整的减压装置的有关信息。包括安全泄压阀弹簧数据及上次和下次检查的日期。
h) 建议完成运行数据表（图1），这些数据对检查/维修是非常有用的。
i) 应完成湿蒸汽发生器设计数据样表（表4），其应成为原始记录的一部分。每年应进行核实和更新，以反映发生的任何变化。
6.5.2 安全检查应与年度维护程序结合起来，除了每天每月都要进行检查的项目外，年度检查应检查下列各项内容：
a) 外部检查。任何蒸汽或给水管的渗漏迹象都要进行研究。来自保温、覆盖或支架里面的渗漏应进行研究并采取相应的措施。
1） 所有的压力和温度仪表应按要求进行校正和更换。
2） 安全泄压阀每次检查都应仔细地进行试验。阀体内应无铁锈、积垢和其他的杂物的积聚，这些都会影响阀门的正常操作。建议每年将安全阀从装置上拆下来交由有资格的安全阀检测机构或制造商进行测试和重新设定。
3） 电气，应对所有的电气组件的连续性和状况进行检查。
b) 内部检查。无论何处只要发现保温或耐火材料损坏，都应进行修理或者更换。
1） 应仔细检查所有炉管的表面是否有腐蚀、磨损、变形、膨胀、凹曲、裂纹或焊接缺陷。辐射段盘管或炉管和对流段的壁厚应用无损探伤进行逐点检查。如果湿蒸汽发生器的编号部件进行过修理。必须作维修记录。关于已使用管道或材料表格可以作为维修记录表格使用（见表9）。
2） 应对炉管挂钩、管架和挂钩螺栓是否变薄、裂缝、应力或变形进行检查。
3） 水压试验的压力应为最大工作压力的1.5倍，并且必须按照操作规程进行。
表9 焊接维修纪录
附录A
（提示的附录）
湿蒸汽发生器给水的质量
A1 给水的质量是关系到湿蒸汽发生器能否良好运行的一个关键因素。质量差的给水可导致炉管的损坏。因水质差而导致的问题可分为以下几类。
A1.1 结垢
附着的固体沉淀物可以引起腐蚀并导致局部过热及热传导不良。
A1.2 固体
悬浮固体的产物作为固体夹带是不希望有的。
A1.3 腐蚀
化学腐蚀导致与给水接触的金属表面发生氧化。
A2 给水处理时应考虑的因素如下：
A2.1 总硬度
为了避免出现操作问题，有必要将湿蒸汽发生器给水软化，使总硬度降低到1×10-6（1ppm）。钙、镁、铁离子是导致湿蒸汽发生器结垢的最常见意见。为防止结垢，铁离子的浓度应控制在0.1×10-6 （0.1ppm）以下。如果在给水中有高浓度的二氧化硅存在的话，铁离子浓度则应更低，以避免过早的结垢。
A2.2 溶解固体总量（TDS）
湿蒸汽发生器操作中溶解固体总量（TDS）的水平只是在液相浓度接近溶解度极限的时候才会成为问题，因此一个产生干度为80％的蒸汽机组允许的给水溶解固体浓度几乎可以达到其溶解度极限的20％。例如，氯化纳的水平可以达到60000×10-6（60000ppm）。在极高的溶解固体总量（TDS）水平下，产生腐蚀的氧化剂和形成水锈的物质的控制（如总硬度）成为关键性因素。
对溶解固体总量（TDS）实际的限制一般取决于水软化剂的操作限制。由于其可靠性和操作简便，所以大多数软化过程使用阳离子树脂交换系统。大多数的软化剂是使用盐再生的碘酸盐（强酸）树脂，但由于它们的硬度漏失性限制了它们的操作仅能达到7000×10-6（7000ppm）溶解固体总量（TDS）。近期开发的弱酸树脂能将溶解固体总量（TDS）的水平提高到3000×10-6（3000ppm），但是这些树脂的投资和生产成本是强酸树脂的几倍。
A2.3 悬浮固体
悬浮固体促成软化剂积垢和淤泥生成。建议对给水进行过滤以降低悬浮固体水平到5×10-6（5ppm）以下，最好是降到1×10-6（1ppm）以下。
A2.4油
油促成水垢的粘附、膜沸腾及结焦。离子交换树脂是极易于生成油积垢的，为了保持树脂的活性，应尽可能的清除给水中的油。建议将悬浮油的含量降到1×10-6（1ppm）以下。
A2.5氧
氧是腐蚀的加速剂。除氧、脱气和化学去除办法可将氧含量尽可能降到最低。建议最大的氧残余量应低于0.01×10-6（0.01ppm），最好为0.0×10-6（0.0ppm）。实际上化学去除物质常常会有残留。
A2.6 碱性物质
碱性物质的存在主要是因为供给水中的碳酸盐，也可能是由于别的氢氧化合物或硫化物存在的结果。尽管过量的氢氧类碱性物质会促成碱性致脆，但是合适的碱性物质水平将有助于减小腐蚀和维持二氧化硅的可溶性。为防止形成过多的氢氧类碱性物质，重碳酸盐类碱性物质的水平应避免超过2000×10-6（2000ppm）。
A2.7 二氧化硅
控制湿蒸汽发生器的二氧化硅主要是维持它的可溶性，其可溶性受碱性物质的影响很大。碱性物质的水平至少应保持二氧化硅含量的3倍。在无结垢离子的情况下，二氧化硅含量达到150×10-6（150ppm）也可以达到满意的运行效果。
A2.8 pH值
给水的pH值与潜在的酸性腐蚀和碱有关。pH值为7~12时，可以得到较好的运行。pH值太低表明可能有酸性腐蚀；等于或大于13，则表明可能有过多的能够引起碱性腐蚀性致脆的氢氧类碱性物质存在。
附录B
（提示的附录）
湿蒸汽发生器排放物控制
B1 烟道气排放物
出于燃烧设备排放物对环境影响的考虑，湿蒸汽发生器在设计时针对排放物的控制做了一些改进，重点是粉尘、二氧化硫和氮的氧化物控制。
B2 粉尘控制
一些控制的方法是：
B2.1 湿静电集尘器。
B2.2 干静电集尘器。
B2.3 水与洗塔连接的文氏管。
B2.4 袋式气体过滤器。
B3 SO2控制
一些控制的方法是：
B3.1 使用低硫分燃料。
B3.2 对高硫燃料进行处理以降低其硫含量。
B3.3 水洗烟道气以除燃烧过程中形成的SO2一些水洗系统为：
a) 单碱工艺：
1） 碱性清洗；
2） 苏打灰清洗。
b）双碱工艺。
B4 氮氧化物控制
一些物理和化学的控制办法如下：
B4.1 过剩空气控制。
B4.2 使用氮氧化物氮燃烧器（低NOx燃烧器）
B4.3 烟道气再循环。
B4.4 注入氨。
B4.5 催化转换。
附录C
（提示的附录）
湿蒸汽发生器燃料油
C1 大多数用于湿蒸汽发生器的燃料油应在其燃烧器处的粘度不超过100~150SSU的情况下才能使用。如果燃料油必须要加热的话，一般使用电或蒸汽----水加热器。应参考制造商建议的操作粘度确定值。
（仅供学习参考）
