锅炉蒸汽吹管调试方案上传

1、目 次1 设备概况22 方案编写依据23 吹管目的34 调试前必须具备的条件35 调试项目及调试工艺46 质量标准87 危险点分析和预控88 调试仪器仪表99 调试组织分工9附录1 广东粤电湛江生物质发电*项目工程分系统调试前检查清单11附录2 广东粤电湛江生物质发电*项目工程安全技术交底记录表12附录3 广东粤电湛江生物质发电*项目工程系统吹管参数记录114附录4 广东粤电湛江生物质发电*项目工程吹管参数记录表215附录5 广东粤电湛江生物质发电*项目工程试运质量评定表16附录6 广东粤电湛江生物质发电*项目工程分部试运后签证卡18附录7 广东粤电湛江生物质发电*项目工程（2×50

2、MW）机组调试工程调试蒸汽吹管系统图19广东粤电湛江生物质发电*项目工程（2×50MW）机组调试工程锅炉蒸汽吹管调试方案1 设备概况广东粤电湛江生物质发电*项目工程（2×50MW）机组为华西能源工业股份有限公司生产的循环流化床锅炉。锅炉型号为HX220/9.8-1。锅炉为高温高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、钢架双排柱悬吊结构、固态排渣循环流化床锅炉。本期工程建2台循环流化床锅炉。该锅炉主要性能参数表如表1。表1 锅炉主要性能表序号项 目单 位BMCR1过热蒸汽流量t/h2202过热蒸汽出口压力MPa(g)9.803过热蒸汽出口温度5404给水温度2245排烟

3、温度1406锅炉实际燃料量t/h49.307锅炉计算燃料量t/h48.718空预器一、二次风进风温度°C22.99空预器一次风出口温度°C13010空预器二次风出口温度°C17211进入炉膛一次风总量Nm³/h11393512进入炉膛二次风总量Nm³/h9321913空预器出口总烟气量m³/h42201114引风机进口总烟气量m³/h43264815引风机进口烟气温度°C135.216锅炉保证效率%90.672 方案编写依据2.1 电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)（管道篇）。2.2 火力发电厂基本建设工程启

4、动及竣工验收规程（1996年版）。2.3 火电工程启动调试工作规定。2.4 电力建设安全健康与环境管理工作规定（2002年版）。2.5 火电机组达标投产考核标准(2001年版)及相关规定。2.6 国家及行业颁布的有关技术规程、标准。2.7 制造厂家相关资料。2.8 火电机组启动蒸汽吹管导则2.9 广东粤电湛江生物质发电*项目工程（2×50MW）机组调试合同3 吹管目的锅炉过热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、储存、安装过程中留在过热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组运行中过热器爆管和汽机通流部分

5、损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。应强调指出，首先应从制造安装工艺上消除杂物的积存，吹管作为进一步清除的手段。本锅炉蒸汽的吹管是采用蒸汽蓄能降压法。4 调试前必须具备的条件4.1 锅炉水压试验结束(试验范围为过热器系统到临冲门前，试验压力7Mpa)，并经验收合格，系统恢复正常。水压试验前，汽水管道支吊架销钉先不拆除，试验结束后拆除。4.2 锅炉风烟系统辅机分系统试转、冷态通风试验结束，并经验收合格，系统恢复正常。4.3 锅炉酸洗工作结束，并经验收合格，系统恢复正常。4.4 吹管临时管路安装结束，并且靶板器前临时管道的焊接用亚弧焊打底，焊缝应进行探伤，临时系统保温完整、支

6、撑稳固、膨胀自由，并经验收合格。4.5 吹管系统的阀门经验收合格。其中临冲门控制开关接至控制室，启闭时间符合吹管要求60秒(临冲门及靶板装置布置于汽机房运转层)。4.6 排汽口（消音器）周围用红围带设警戒区，落实保卫部门专人看守(排汽口布置要求排汽不对周围建筑、设备造成影响，若有影响应该采取相应措施)。4.7 蒸汽吹管用铝质抛光靶板已经全部备齐（60块），并经过验收单位确认。靶板长度纵贯管道内径，靶板宽度管子内径的8%。4.8 给水系统及锅炉水冲洗合格。4.9 减温水管道上流量孔板及调节阀、逆止门不装并接临时排放口。4.10 燃油系统验收合格，油循环正常，油枪经试点火后具备点火投运条件。4.1

7、2 吹管系统疏放水畅通。4.13 吹管系统命名挂牌结束（包括临时系统）。4.15 电视水位计调试完好具备投运条件、。4.16 炉膛出口烟温探针、吹扫风具备投用条件，且能自动退出。4.17 凝结水泵试转结束，经验收合格，凝结水系统具备投用条件；补水系统(包括凝补水箱，补水泵及系统)也要具备投用条件。4.18 电动给泵试转结束，经验收合格，除氧给水系统具备投用条件。4.19 真空泵试转结束，经验收合格，真空系统具备投用条件。4.20 汽机油系统正常盘车试转合格，盘车具备投用条件。投盘车前，要求润滑油质合格。4.21 化学加药、取样、制水系统具备投用条件。4.22 汽包就地水位计、DCS水位计具备投

8、用条件，但汽包水位高、低保护经批准后解除。4.23 吹管用测点、表计安装调试结束，能投入使用。4.24 吹管期间运行的辅机及系统可在DCS系统内操作。4.25 下列吹管相关系统的保护投入。4.25.1 风烟系统一次风机、引风机、一二次风机及其系统联锁保护投入。4.25.2 锅炉保护除汽包水位保护不投入外，其它保护如无异常都要投入。4.25.3 给水系统给泵、凝泵、循泵、盘车、真空泵、闭式泵系统保护。4.26 锅炉PCV阀可正常投用。4.27 DCS控制系统具备冲管系统数据采集，打印机可正常工作。4.28 公用系统投入运行（包括仪用压缩空气系统，闭冷水系统，循环水系统，消防水系统）。4.29 准

9、备柴油1000t。4.30 布袋除尘系统调试结束。4.31 锅炉进水前，安装单位要将锅炉各膨胀指示器归零，上水和升压过程中，由施工单位、运行人员定期检查记录锅炉膨胀指器的指示值。4.32 事故保安电源具备投用条件。4.33 上料系统、给料系统、除灰系统、除渣系统、吹灰系统、燃油系统的试运转及系统的保护试验工作结束，并经验收合格，具备投用条件。5 调试项目及调试工艺锅炉采用过热蒸汽系统蓄能降压吹管。5.1 蒸汽吹洗的范围锅炉各受热面管束及其联络管道；主蒸汽管道；减温水管道；吹灰蒸汽管道。5.2 主要吹洗流程5.2.1 过热蒸汽系统吹管流程汽包导汽管道包墙过热器低温过热器一级减温器中温屏式过热器

10、二级减温器高温过热器主蒸汽管临时管临冲门临时管靶板排大气。5.2.2 过热器减温水管过热器减温水管采用稳压反冲洗的方法。其流程是：减温水喷口减温水联箱临时管排大气；从给水泵出口到过热器减温水总联箱之间的管道采用水侧冲洗。为了保护过热器减温水调节门以及流量孔板，过热器减温水调节门以及流量孔板、逆止门在该系统冲管结束后再安装。5.2.3 吹灰系统的管道冲洗本体汽源的管道在各吹灰器接入口处开口，单独吹本体汽源部分的管道，减压站不装，用临时管连接。炉本体吹灰系统冲管应用自身蒸汽，调门不装，用短管短接，排放口在各吹灰器的蒸汽进口法兰处断开排放。5.3 吹管临时系统说明5.3.1 临时连接管汽机侧主汽管不

11、专门断开，从主汽门加设堵板后旁路引出。临时系统管路示意图见附图。过热器减温水管的流量孔板、逆止门拆下，用一段临时管代替；在过热器减温水集箱上各新安装一临时管通向大气，通过该临时管进行减温水管的反冲洗。为了保护减温水调门，在冲管前调门不安装。吹管控制主汽压力不超过6.5Mpa，温度不超过420，正常在5.05.5Mpa左右，温度360400，临时控制门前后的临时连接管，管材选择要以强度计算为依据，且应留有较大的安全裕量，内径应大于或等于主蒸汽管内径；临时排汽管的内径应大于或等于过热蒸汽母管的内径，设计压力应不小于1.0MPa、温度为400，管材选择以强度计算为依据，且应留有较大的安全裕量（由安装

12、公司进行强度计算）。临时管道的焊接必须用氩弧打底，并由高压合格焊工完成。靶板前的临时管段必须经过除垢处理，且经质检部门的严格检查，其内部不存在任何杂物后，方可进行焊接，以免影响打靶的质量，增加吹管的次数。所有临时连接管均需敷设保温层。临时连接管的布置位置根据现场情况确定。所有至凝汽器的蒸汽管道疏水管断开，接至大气，要求不影响人身及设备的安全，吹管完毕后才复装。所有临时管道必须根据现场管道走向设置足够的地点疏水。5.3.2 临时支架为保证临时管道系统能自由膨胀，在垂直管段上应装设强有力的固定支架，在水平段上装设有稳定滑动支架。临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，能承受吹管时产生的冲击力与反

13、作用力，防止临时管在吹管时摇动。5.3.3 临时控制门系统的过热器蒸汽吹洗工作需要两只，分别与主蒸汽管管道通径相匹配的临时控制电动门，且工作压力与温度满足吹管参数要求，一般公称压力16Mpa，温度450。所有临冲门要求带中停功能。所有临时控制门的操作开关应安装在集控室内,并有开关状态指示灯，主汽临时控制门开、关行程小于60秒。在临时控制门处加装旁路管，并装设手动截止阀，公称直径不小于56mm，用以控制升压速度及系统暖管，工作压力和温度满足吹管参数要求，（公称压力10Mpa，温度450）阀门型号由安装公司确定。5.3.4 汽机侧各电动、调节门的临时处理高压主汽门不进入冲管系统，予以旁路。5.3.

14、5 靶板两靶板装在过热蒸汽母管之后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有510倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。靶板距排汽口距离至少应在10米以上，靶板采用铝质板制成，其宽度约为临时管内径8%，长度纵贯管子内径。5.3.6 集粒器集粒器应符合以下要求：阻力小于0.1MPa；强度满足蒸汽参数，设计压力不小于3Mpa，温度450；收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。5.3.7 消音器为减小吹管期间的噪音，在排汽口必须安装消音器。消音器所需减温水在冲管前应及时打开。5.3.8 临时管上仪表临时汽管近排汽口处安装量程为0.6MPa的压力表和量程为50

15、0的温度计各一只。5.4 吹管工作程序根据试运行规程和首次点火升压试运行措施进行锅炉的启动操作。5.4.1 启动引风机、一次风机、二次风机、罗茨风机（返料风机），投入相关表计。5.4.2 锅炉进水前、后及汽包压力每升高1MPa各抄录、检查锅炉膨胀指示一次。5.4.3 锅炉进水。5.4.4 同时可冲洗过热器减温水水侧至合格。5.4.5 锅炉点火升压。5.4.6 在点火的初期，应该对各油枪进行轮换。5.4.7 汽包压力至0.1MPa，冲洗汽包就地水位计。5.4.8 当压力达0.2MPa，温度为150左右时，关闭点火排汽门，同时开启主蒸汽管道疏水门及临冲门旁路阀，进行主蒸汽管系统的暖管，应同时开启汽

16、机相关疏水阀，防止积水。5.4.9 汽包压力至0.5MPa，热紧汽包就地水位计及汽包人孔门等处的螺栓螺栓，检查系统膨胀；关闭顶棚进口集箱疏水；冲洗仪表管道，投用汽水系统相关表计；升压暖管期间，检查临时管路的膨胀及固定支撑情况。5.4.10 升压至3.5MPa，全开临冲门降压试吹管路一次。当汽包压力降至2.2MPa时，开始关闭临冲门，要求临冲门完全关闭时，压力不低1.9MPa。5.4.11 检查临时管道的膨胀、支撑及固定情况，无异常则继续升压进行吹管，如果有异常则处理完才能继续进行。5.4.12 在压力为4.0 MPa下，冲洗过热器减温水系统。5.4.13 当汽包压力达到5.0Mpa左右，主蒸汽

17、温度不超过420时，全开临冲门进行降压吹管，当汽包压力降至3.5MPa左右时，开始关闭临冲门，要求临冲门完全关闭后，汽压不低于3.0MPa。然后再次检查临时管路情况，作好进行下次吹管的准备。5.4.14 维持锅炉稳定燃烧，重复上面吹管过程，至靶板基本合格。5.4.15 降低汽包压力至4.0MPa，吹扫减温水管道（汽侧）、本体吹灰管道。5.4.16 停炉一次，冷却12小时，（期间根据炉水品质进行锅炉热炉放水或换水）, 在这期间恢复减温水系统。5.4.17 再次启动点火吹管，在5Mpa压力下进行吹管，直至靶板合格。5.4.18 吹管结束后按照规程停炉。5.4.19 停炉冷却后，对过热器的汇集联箱和

18、进口联箱进行割管、割封头检查和清理。对高温过热器进口联箱和其它联箱进行抽查。（具体位置和抽查比例由相关会议及抽查情况确定。）5.5 吹管操作要点及注意事项。5.5.1 汽包水位及给水量控制。5.5.1.1 吹管阶段汽包水位保护解除，吹管阶段设专人监视汽包水位。5.5.1.2 第一次降压吹管，临冲门开启前控制汽包水位在正常水位（指示表）以下约50mm，并停止进水，汽包压力4.55.5MPa、过热器出口温度约360400，开启临冲门，约15秒，向锅炉进水，并快速增加给水量，至汽包压力4.03.5MPa，逐渐关闭临冲门，当汽包水位至可见水位时，逐渐减小给水，维持汽包正常水位。5.5.1.3 第二次降

19、压吹管时：首先视第一次降压吹管主汽温度，若主汽温度下降至饱和温度，应延长吹管前暖管时间，以提高过热器出口温度，其次，视第一次降压吹管临冲门关闭后，锅炉低水位持续时间，若低水位持续时间较长，应适当增加锅炉进水流量，或缩短临冲门开启后的稳定时间。5.5.1.4 当摸索到一定的规律后方可以正式进行吹管。操作人员必须注意的是：打开临冲门之后，汽包水位会骤然上升，这是虚假水位，这时不必将给水调门关小，相反要增加给水量，以保证临冲门关闭后汽包水位正常。5.5.1.5 锅炉吹管停炉间隙期间再次对集粒器进行清理。5.5.2 汽包压力及燃料量控制。5.5.2.1 按照每小时冲管次数不大于4次来决定燃料量。5.5

20、.2.2 点火期间通过控制燃料量来控制温升率，点火初期控制温升率不大于1/min。当汽包压力大于3.43MPa以后阶段允许汽包温升率不大于3/min。5.5.2.3 锅炉点火及熄火操作时，注意对空气预热器进行吹灰，锅炉吹管期间应连续对空气预热器进行吹灰，防止尾部受热面发生二次燃烧。5.5.2.4 点火任何阶段，炉膛出口烟温不得大于540，否则应减少燃料的投用。5.5.3 吹管期间为防止蒸汽漏入汽缸，对汽机系统做如下要求。5.5.3.1 锅炉点火吹管前，投入汽机真空、盘车系统。5.5.3.2 所有疏水管道不进凝汽器，设一根临时疏水母管排至厂房外。5.5.3.3 吹管期间主汽门各门杆漏汽阀关闭严密

21、，各抽汽电动门关闭严密。6 质量标准序号系统名称控制参数验收标准（合格）备注1.过热蒸汽系统P包3.5MPaT过350临时系统膨胀、支撑良好12次2.过热蒸汽系统降压吹管（第一阶段）P包5.0MPaT过360400连续两次检查，靶板斑痕粒度0.8mm。靶板肉眼可见斑痕数量8个。吹管系数1。靶板基本合格3.过热蒸汽系统降压吹管（第二阶段）P包5.0 MPaT过360400靶板合格4.过热汽减温水汽侧P包4.0 MPaT过350目测排汽清晰46次5.过热汽减温水水侧P一次5.0MPaP二次3.0MPa排水口水质目测澄清46次7 危险点分析和预控7.1 加强巡视检查燃油系统及燃烧情况，防止熄火及漏油

22、事故。7.2 吹管期间应有专人监视汽包水位，并经常进行水位计校对，防止汽包虚假水位。7.3 严禁吹管系统超压、超温（临冲门前压力不大于6.0MPa、温度不大于420）。7.4 升压过程中，注意切换炉水泵的冷却水，同时要注意汽包水位较低时炉水泵振动。7.5 临时管道、消声器、临冲门等临时系统的支撑、悬吊，必须考虑到管道的膨胀及反冲力。7.6 所有不参加蒸汽吹管工作的人员不得进入吹扫区域，特别是排汽口区域，临时管道、消声器、临冲门等临时系统应采取保温措施及防烫标志，跨越临时管道处必须搭设临时过桥，排放设安全区，以防烫伤和击伤事故发生。7.7 拆换靶板应采用工作票制度，以保证工作人员的安全。7.8

23、吹管期间，保证空气预热器吹灰投入，并定期进行吹灰；吹管结束后，对空气预热器，除尘器及其冷灰斗进行一次检查。7.9 当发生水位太低造成炉水循环不良或水位太高过热器蒸汽带水造成过热器温度突降等异常情况时，采取紧急停炉的措施。7.10吹管排放口加装消声器，减少排放噪音。7.11吹管系统的疏放水集中排放至机组排水槽。7.12张贴安民告示。7.13安排加强吹管沿线关键点的保卫工作，防止到处干扰，各岗位需保持通讯畅通。7.14锅炉房、汽机房的消防系统已正常投入。7.15电动给水泵勺管调整失灵，采取紧急停给水泵及紧急停炉的措施。7.16 临冲门开启失灵。7.16.1 停止锅炉升压，用锅炉向空排气门调节锅炉汽

24、包压力。7.16.2 检明临冲门开启失灵原因,及时处理。7.16.3 如短期内无法处理，采取锅炉降压，停炉。7.17 临冲门关闭失灵，采取紧急停炉的措施。7.18 膨胀超过允许值时，采取停炉消缺。8 调试仪器仪表通过DAS监视系统。给水温度、压力、流量，汽包压力、壁温，过热器出口压力、温度，风烟系统风压、风温、风量、电流开度，燃烧系统油压、油量，差压，及各系统的状态反馈等均应准确投入。9 调试组织分工按照原部颁新启规和已批准的调试大纲的规定，各方职责如下： 9.1 安装单位 9.1.1 负责设备的安装，维护，检修及消缺工作； 9.1.2 负责试运现场的安全、保卫、消防及现场监控工作；9.1.3

25、 负责临时管道的安装和拆除；9.1.4 配合分系统调试工作，负责靶板的安装； 9.1.5 负责临时系统的命名、挂牌；9.1.6 参加验收签证。9.2 生产单位9.2.1 负责设备运行和巡视和正式系统的挂牌；9.2.2 负责临冲门的操作；9.2.3 准备运行的规程、工具、运行操作票； 9.2.4 负责启停操作、运行调整、事故处理、例行检查和文明生产，对运行中发现的各种问题及时向调试人员汇报；9.2.5 参加系统的全面检查工作；9.2.6 参加验收签证。9.3 调试单位 9.3.1 负责本调试方案的编制工作，并进行技术交底； 9.3.2 负责准备有关测试仪器仪表、通讯工具； 9.3.3 在调试过程

26、中担任技术总负责，提出解决启动试运中重大技术问题的方案或建议； 9.3.4 负责试验数据记录和整理；9.3.5 负责填写试运后的验收签证表； 9.3.6 负责完成调试报告和调试工作总结； 9.3.7 按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作。9.4 监理单位职责9.4.1 负责本专业监理工作的具体实施； 9.4.2 负责本方案的审查工作； 9.4.3 监督本方案的实施，负责设备及系统验收，参加试运工作并验收签证； 9.4.4 负责试运过程的监理，发现问题及时指出。 附录1 广东粤电湛江生物质发电*项目工程分系统调试前检查清单机组：1、2号机组 专业：锅炉系统：蒸汽冲管 类别检查内容要求结

27、果机务水压试验完成、验收合格冷态通风试验、酸洗完成、验收合格、系统恢复临时管路系统安装结束，保温完整、支撑稳固、膨胀自由，验收合格临冲门验收合格。启闭时间60秒靶板备齐，满足要求，验收合格燃油系统试运合格，油循环正常，可用疏放水系统畅通，接至安全区域设备系统命名、挂牌完成，正确无误汽机各系统具备投运条件公用系统及辅助系统具备投运条件空预器吹灰系统具备投运条件，可程控生产准备人员完整，油、水、汽等已备妥电气热控仪控设备、仪表安装调试完成、具备远程操作、监视条件，测点信号正确无误相关联锁保护正确无误，可投入各项静态试验完成，正确无误电气设备调试结束，具备投入条件电机绝缘符合要求有关试验结束， 记录

28、完整设备铭牌可靠固定其他平台楼梯栏杆完整牢固无孔洞照明充足、足够消防系统投入运行，备有足够消防器材检查人： 专业负责人： 日期： 附录2 广东粤电湛江生物质发电*项目工程安全技术交底记录表机组：1、2号机组 专业：锅炉系统：蒸汽吹管 系统名称：蒸汽吹管 调试负责人： 交底时间、地点： 交底人： 参加人员签名： 安全、技术交底内容： 1 试运要具备的条件1.1 机务条件； 1.2 热控电气条件； 1.3 其它条件。2 试运内容及步骤2.1 主汽串联吹管；2.2 过热器、再热器减温水管稳压反冲洗；2.3 吹灰系统的管道冲洗；2.4 高压旁路系统冲洗；2.5 小机高压蒸汽管道冲洗；3 安健环管理3.

29、1 要做到人身安全及设备安全为第一原则，如果将要产生危及人身和设备安全的情况，应立即停止试运工作。3.2 风险点3.2.1 超温、超压3.2.2 虚假水位3.2.3 临冲门失灵3.2.4 人员伤亡3.3 风险点预控措施3.3.1严禁吹管系统超压、超温（临冲门前压力不大于6.0MPa、温度不大于420）。3.3.2有关吹扫、冲洗临时系统管道都应大于或等于上游管道通径，能承受相应压力和温度，并注意支承可靠。临时管道、消声器、集粒器、临冲门等临时系统的支撑、悬吊，必须考虑到管道的膨胀及反冲力。3.3.3临时系统的排汽口应朝向安全方向，远离行人和设备，吹扫前应对吹扫系统管路进行充分暖管。3.3.4严密

30、监视炉膛出口温度不得大于540（暂定），防止再热器超温。3.3.5膨胀超过允许值时，采取停炉消缺。3.3.6加强巡视检查燃油系统及燃烧情况，防止熄火及漏油事故。3.3.7吹管期间应有专人监视汽包水位，并经常进行水位计校对，防止汽包虚假水位。3.3.8当发生水位太低造成炉水循环不良，或水位太高过热器蒸汽带水造成过热器温度突降等异常情况时，采取紧急停炉的措施。3.3.9所有不参加蒸汽吹管工作的人员不得进入吹扫区域，特别是排汽口区域，临时管道、消声器、集粒器、临冲门等临时系统应采取保温措施及防烫标志，跨越临时管道处必须搭设临时过桥，排放设安全区，以防烫伤和击伤事故发生。3.3.10 拆换靶板应采用工

31、作票制度，以保证工作人员的安全。3.3.11吹管期间，保证空气预热器吹灰投入，并定期进行吹灰；吹管结束后，对空气预热器，电除尘及其冷灰斗进行一次检查。3.3.12吹管排放口加装消声器，减少排放噪音。3.3.13 吹管系统的疏放水集中排放至机组排水槽。3.3.14 张贴安民告示。3.3.15安排加强吹管沿线关键点的保卫工作，防止到处干扰，各岗位需保持通讯畅通。3.3.16锅炉房、汽机房的消防系统已正常投入。3.3.17临冲门开启失灵时，停止锅炉升压，用锅炉向空排气门调节锅炉汽包压力。检明临冲门开启失灵原因，及时处理。如短期内无法处理，采取锅炉降压，停炉。3.3.18临冲门关闭失灵，应立即采取紧急

32、停炉的措施。3.3.19电动给水泵勺管调整失灵，采取紧急停给水泵及紧急停炉的措施。3.4健康与环境3.4.1现场做好安全保卫工作，无关人员不得进入试运现场；3.4.2无妨碍试转的障碍物，有碍试转工作的脚手架全部拆除；3.4.3现场应场地环境清洁，照明良好，通信畅通，现场无易燃易爆物品；3.4.4现场消防设施齐全，消防水系统投入运行，放置足够的灭火器和消防沙；3.4.5试运范围内的扶梯、栏杆要完好，地沟、孔洞要盖好；3.4.6废油、废水、废汽的排放应考虑环境的要求，应有专用的排放场地；3.4.7现场工作人员要佩戴好个人防护用品。附录3 广东粤电湛江生物质发电*项目工程系统吹管参数记录1机组：1、

33、2号机组 专业：锅炉系统：蒸汽吹管 吹管次数开门时间开门时汽包压力MPa开门时过热汽压力MPa开门时过热汽温度关门时间关门时汽包压力MPa关门时过热汽压力MPa关门时过热汽温度再热汽温再热汽压MPa吹管系数是否加靶板12345678910111213141516171819202122记录人： 校核人： 日期：附录4 广东粤电湛江生物质发电*项目工程吹管参数记录表2机组：1、2号机组 专业：锅炉系统：蒸汽吹管序号项 目单位工况1工况2工况3工况4工况5工况61一次风风量（A/B）kNm3/h2二次风风量（A/B）kNm3/h3流化风量（A/B）kNm3/h4床层压力（A/B）kPa5引风机电流（A/B）A6一次风机电流（A/B）A7二次风机电流（A/B）A8高压流化风机电流（A/B/C）A9引风机静叶开度（A/B）%10一次风机挡板开度（A/B）%11二次风机挡板开度（A/B）%12床上油枪流量t/h13床上油枪