油田注汽锅炉a

油田注汽锅炉－MFA无模型自适应控制及优化

采用MFA控制技术收益

? 利用CyboMax的软测量技术，检测蒸汽干度，并以此控制蒸汽的质量。? 对炉内蒸汽干度的在线监测，可确保蒸汽质量的稳定，进一步提高原油的产量。

? 采用MFA控制蒸汽的干度，温度和压力，并按照最佳的空燃比控制燃烧。? 在提高蒸汽产量和原油产量的同时提高了炉子的燃烧效率。

? 安装和投运简单。? 通过节能，可在一年内收回成本（还可以提高产量）。

油田注汽锅炉MFA控制和优化案例

过程：黏度较低的原油可以利用天然压力比较方便地获得。然而，黏度较大的原油就需要用用特殊工艺如

注汽提取法来提取。将高压蒸汽注入原油池中后，蒸汽和产生的热水可降低原油的粘度并使其流入原油池中，随后被泵抽到地面。

控制难点：高压蒸汽是由特制的蒸汽锅炉产生的。监测和控制蒸汽的质量指标—蒸汽干度，有一定的难度。适合提取原油的最佳蒸汽干度是72%。如果过高会浪费能量；过低则蒸汽就没有足够的能量来化解原油。

蒸汽干度：通常，蒸汽干度是通过人工化验锅炉进水和冷凝水的耗酸值得到的。由于人工测量的不一致性

和不确定性，导致注汽干度的管理非常粗放，并由此产生能源的浪费和注汽质量的不稳定。况且，不连续

的人工测量无法为自动控制蒸汽干度提供实时数据。

目标：为了有效地获得最大的原油产量，所以希望实现蒸汽干度的自动检测和控制。

方案：CyboSoft为蒸汽干度的测量和控制制定了一个严密的方案。用我们独特的软测量技术，可以计算出

实时蒸汽干度。采用无模型自适应（MFA）控制器自动控制蒸汽压力、温度、干度和给水流量。可以确保

锅炉的有效、稳定运行。

MFA控制：为了控制干度和重要的过程变量，采用了一个多变量MFA控制系统，自动调整空气和燃料的

比例，提高了燃烧效率。

应用实例：中石油已经在辽河油田的注汽锅炉上安装了多变量MFA控制和优化系统。并已通过鉴定确认了

以下成果：

? 锅炉的燃烧效率提高了3-4%。

? 省电17.6%。

? 蒸汽干度测量精度达到±1%。

? 在所有的工况中，蒸汽干度被控制在设定值的±3%以内。

? 提高了生产的安全性和产量。

产品鉴定会旋风流渣式燃烧器系统

一、概述

旋风流渣式燃烧器系统是我公司的专利产品，也是以煤为能源的高效、节能、环保产品，在众多以煤代油的燃烧器改造项目中是首选产品。由于煤的热值是油的二分之一，而煤的价格仅是油的四分之一到五分之一，所以采用煤作为能源，将大大地降低生产成本，增加企业经济效益。

另外国际风云变化莫测，海湾局势动荡不安，国际石油价格又频频见长，"以煤代油"的要求更显迫切。

虽然燃煤加热符合我国能源政策，生产费用又低，但由于燃煤工作环境差，劳动强度大，自动化水平低，调节性能差等原因，近年来燃煤加热方式，属于逐步淘汰之列。但随着科学技术的发展，自动化水平的不断提高，以上问题都能得到彻底解决。

我公司生产的旋风流渣式燃烧器系统不仅圆满解决了以上问题，而且经过实践证实自动化程度高，可控性好，操作简单，不仅满足用户的使用性能及环保要求，并且具有明显的节能优势。

排放烟气燃烧器内的燃烧情况

二、基本原理

为了解决上煤的环境污染问题，本系统采用全密封式上煤方式。首先原煤经上煤、磁选装置送入一次破碎机，破碎成10mm以下的粒煤，再经输煤机构送入煤仓。以上装置与其它设施隔离，且严格密闭。

粉煤机本体具有密封功能，它的入口与煤仓相连，出口经煤粉管与燃烧器相连。粉煤机将粒煤粉碎成140-200目的煤粉，并在与一次空气混合，直接吹入燃烧器。

旋风流渣式燃烧器是本系统的核心设备，煤粉由粉煤机吹入燃烧器后，同强烈旋转的二次空气相混合，在适当的空气消耗系数下进行燃烧和气化，煤中的灰分在高温下熔化成液态渣，在空气动力和重力的作用下，被甩到燃烧器的壁面上，并通过倾斜的燃烧器壁面流入集渣槽内排出，捕渣率达75-85%。

燃烧的烟气经空气换热器预热二次空气，大大提高了锅炉的热效率。余热回收后的烟气经除尘系统后排放，其含尘量低于200mg/m3,符合环保要求。

多功能粉煤机电控柜

三、性能特点

1．节能降耗：

与燃煤燃烧器相比，旋风流渣式燃烧器系统煤的燃尽率可达99.8%，灰渣碳含量小于

0.04%，燃烧强度可达（3∽5）×106Kcal/m2.h，升温速度快（以铸钢台车式热处理炉为例，原生产能力为20T的退火窑，生产周期为7小时，每吨铸件耗煤量300kg,采用旋风流渣式燃烧器以后，30吨退火窑，生产周期为5小时，每吨铸件耗煤量130kg,按年产量6000吨计算，年节约煤1020吨）；与燃油燃烧器相比，按市场价每吨煤400元，每吨油1400元计，一台20吨注汽锅炉每天可节省燃料费21600元，每年可节省开支648万元。由此可见其效益相当可观。

以铸钢退火窑为例：采用旋风燃烧器，改造后较改造前工作环境大为改观，基本消除了煤炭黑烟及粉尘，现场整洁干净，改造前后的数据对比如下：

由上述数据可知，退火窑使用旋风燃烧器后生产效率大幅度提高，耗煤量大大减少，吨铸件耗煤可节省170Kg，而耗电量每吨工件仅仅多耗1.46度，生产成本显著降低，经济效益可观。

2．解决炉膛内结焦及积灰问题：

以油田注汽锅炉为例，注汽锅炉是油田注汽采油专用锅炉，因不允许在炉膛内结焦和形成大量积灰，在此之前的"以煤代油"燃烧系统，一直不能通过鉴定，就是因为无法解决炉膛内结焦这一难题，而我公司生产的旋风流渣式燃烧器本体捕渣率已达75%∽85%，加特殊装置后可达95%∽97%，可有效解决以上难题。

3．满足环保要求：

本系统采用完全密闭的上煤方式，且上煤通廊与其他设施隔离，无粉尘污染；不加任何除硫装置，本系统排烟的二氧化硫含量已小于0.15mg/Nm3；排烟黑度小于林格曼黑度一级，烟尘浓度小于200mg/Nm3，均能满足环保要求

4．自动化程度高，可控性好：

本系统采用一台嵌入式工业计算机和一套ADAM系列模块，由控制器和监视器组成，结合现场温度、压力等一次仪表实现对锅炉、炉窑技术指标的控制。监控系统具有实时数据浏览、曲线分析等功能。本控制系统可实现手动、自动在线切换，风、煤、水采用变频控制，且随锅炉及炉窑性能指标的变化联动，温度控制范围可达±3℃，操作简单，可控性好，完全满足用户的技术要求，并可根据用户要求进行设计。

产品应用现场

四、适用范围

本系统已进行工业化生产，可以广泛适用于钢铁、有色冶金、电力、石化、水泥、环保及市政等行业的炉窑上，如油田注汽锅炉、工业企业中的退火窑、锻造加热炉、钢铁厂轧钢均热炉都已经投入使用，节能、环保效果良好。

旋风燃烧器在工业窑炉上的应用

SY/T6461-2000

国家石油和化学工业局2000－03－31批准2000－10－01实施

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然气。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入量、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：

排放限定指标：

a） SO

2

mg/m3：当前，将来。

kg/h：当前，将来。

b） NO

排放限定指标：

x

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