锅炉吹管方案串吹无旁路吹扫讨论稿讲解.docx
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锅炉吹管方案串吹无旁路吹扫讨论稿讲解
NEPRI
编号：
NEPRI-MARIVELES-FA-GL-002
密级：
菲律宾MARIVELES2X300MW
燃煤机组电站工程项目
锅炉吹管方案
（讨论稿）
中国电力工程有限公司
辽宁东科电力有限公司（东北电力科学研究院有限公司）
2011年12月
菲律宾MARIVELES2X300MW
燃煤机组电站工程项目
锅炉吹管方案
批准人：
审核人：
编制人：
编制单位：
辽宁东科电力有限公司
菲律宾马力万斯工程项目部
编制日期：
2011年12月
锅炉蒸汽吹管方案
1设备及系统概述
菲律宾马利万斯2×300MW燃煤电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的亚临界压力一次中间再热汽包炉，锅炉采用“п”型布置，四角切向燃烧，平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架，悬吊结构。
制粉系统为正压直吹式制粉系统，配置6台沈阳施道克电力设备有限公司生产的称重式给煤机，6台由长春发电设备总厂产的中速磨煤机，每台磨的出口由四根煤粉管接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴。
根据本工程锅炉的实际情况，设计将原A层4台煤粉燃烧器改造为兼有微油点火功能的微油燃烧器。
锅炉容量和主要参数
锅炉最大连续蒸发量
1097
t/h
过热器出口蒸汽压力
17.50
MPa
过热器出口蒸汽温度
541
℃
再热蒸汽流量
913.1
t/h
再热器进口蒸汽压力
3.779
MPa
再热器出口蒸汽压力
3.579
MPa
再热器进口蒸汽温度
333.1
℃
再热器出口蒸汽温度
541
℃
省煤器进口给水温度
279.1
℃
煤质特性分析表
名称
符号
单位
设计煤种
校核煤种
最小
典型
最大
最小
典型
最大
发热量
高位发热量（HHV）
Qgar
kcal/kg
3,800
4,000
4,200
3,900
4,100
4,400
低位发热量（LHV）
Qnet,ar
kcal/kg
3,415
3,615
3,815
3,600
3,750
4,100
哈氏可磨系数
HGI
55
60
70
43
50
70
密度
Ton/m3
0.80
0.85
0.90
0.80
0.85
0.90
工
业
分
析
收到基水分
Mar
%
38.0
40.0
43.0
23
35
42
空气干燥机水分
Mad
%
25.0
27.0
30.0
16
23
28
收到基灰分
Aar
%
1.5
2.0
3.0
2
4
10
空气干燥机灰分
Aad
%
n/a
n/a
n/a
3
4.6
12
空气干燥机硫
Sad
%
0.1
0.15
0.3
0.08
0.18
0.35
空气干燥基挥发份
Vad
%
35.0
37.0
45.0
35
41.75
45
空气干燥基固定碳
FCad
%
28.0
34.0
39.0
28
35.75
40
元素分析
干燥基碳
Cd
%
68.0
71.5
75.0
61.8
70.2
72.7
干燥基氢
Hd
%
4.0
5.0
6.0
4
4.78
8
2编制依据
2.1电力行业标准DL/T5437-2009《火力发电厂建设工程启动试运及验收规程》
2.2电力部建设协调司建质[1996]40号《火电工程启动调试工作规定》
2.3电力部建设协调司建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
2.4电力行业标准DL5009.1-2002《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》
2.5国家建设部建标[2006]102号《中华人民共和国工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》
2.6国家电网生[2007]883号《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》
2.7国家电网生技[2005]400号《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）
2.8电力部电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》
2.9电力部电综[1998]179号《火电机组启动蒸汽吹管导则》
2.10中电建协工[2006]6号《电力工程达标投产管理办法》
2.11国家电力公司国电电源[2002]49号《电力建设安全健康与环境管理工作规定》
2.12《东北电力科学研究院有限公司质量管理标准》
2.13哈尔滨锅炉厂有限责任公司技术参考资料及锅炉相关设备厂家资料
3调试目的及范围
锅炉蒸汽管路吹洗的目的在于利用蒸汽产生的动能，清除在制造、运输、保管、安装过程中清理不善残留在锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物（沙粒、石块、铁屑、焊渣、氧化铁皮及其它杂物等），防止机组运行中过再热器爆管和汽机通流部分损伤，改善机组启动后汽水品质，提高机组的安全性和经济性。
3.1蒸汽吹管包括如下系统：
过热器及主蒸汽管道；再热器及再热器冷段和热段管道。
3.2以下部位管道不进行吹管，由安装公司采用机械方法进行清理：
自动主汽门后调速汽门前的导管；高排逆止门前的高缸排汽管道；高压旁路管道；低压旁路管道。
4调试程序与工艺
4.1吹管的方式
采用降压吹管方式进行吹管。
4.2吹管参数选择
吹管系数计算公式如下：
或
式中
—冲管时该区段的压降，MPa
—额定工况时该区段压降，MPa
—冲管参数对应流量，kg/s
—冲管参数对应蒸汽比容，m3/kg
—冲管参数对应流速，m/s
—额定参数对应流量，kg/s
—额定参数对应蒸汽比容，m3/kg
—额定参数对应流速，m/s
根据相关规范推荐数据，为保证吹管系数大于1.0的要求，通过计算选取主系统的吹管压力为6.0MPa（汽包压力），吹扫蒸汽温度为300～400℃。
4.3蒸汽吹管的流程
本次锅炉吹管采用一阶段吹洗，吹洗流程如下：
过热器→主蒸汽管道→机高压主汽门→临时管道→吹管临时控制门→临时管道→集粒器→再热冷段管道→再热器→再热热段管道→机中压主汽门→临时管道→靶板→消音器→排大气；
4.4吹管前的必备条件
4.4.1锅炉专业必备条件：
4.4.1.1厂区燃油系统、炉前燃油系统可正常投入；
4.4.1.2上煤系统具备供煤条件；
4.4.1.3除尘器、捞渣机及除灰、除渣系统具备投入条件；
4.4.1.4锅炉化学清洗工作结束，临时系统恢复完毕；
4.4.1.5烟温探针、汽包水位、炉膛火焰电视调试完毕，可以投入；
4.4.1.6PCV阀操作试验完毕；
4.4.1.7锅炉冷态通风试验完毕；
4.4.1.8汽水阀门、烟风挡板检查确认完毕，开关灵活；
4.4.1.9空预器吹灰系统具备以辅汽方式吹扫投用的条件，转子监视系统好用，消防、冲洗水系统具备投入条件；
4.4.1.10燃烧器摆动试验、油枪及点火枪操作试验合格；
4.4.1.11微油系统调试完毕，具备投入条件；
4.4.1.12一次、送、引风机及其油站的联锁保护试验完毕，试验合格；
4.4.1.13有1～3套制粉设备具备投入运行条件；
4.4.1.14炉本体及各系统保温工作完毕，各人孔、看火孔、检查门完整；
4.4.1.15膨胀指示器安装正确，所有炉本体吹灰器在退出位置；
4.4.1.16主、再热汽减温水系统及锅炉疏水排放系统调试完毕，可随时投入；
4.4.1.17锅炉MFT联锁保护试验结束，试验合格；
4.4.1.18吹管临时系统通过联合检查合格，整改项目完成，临控门操作试验完成；
4.4.1.19脱硫系统已隔离且其旁路挡板已开；
4.4.2汽机专业必备条件
4.4.2.1吹管临时系统安装完成，通过联合检查合格，整改项目完成；
4.4.2.2吹管系统中涉及隐蔽工程项目检验、签证手续齐全；
4.4.2.3电动给水泵（最好汽动给水泵具备投入条件）试转正常，最大流量试验结束，能满足锅炉连续供水要求；
4.4.2.4给水系统、凝结水系统、真空系统及设备联锁保护试验完成，具备投入条件；
4.4.2.5汽机油质合格，润滑油、EH油系统、顶轴盘车系统能投入运行，直流备用泵试验好用；
4.4.2.6机侧疏水系统形成并具备投入条件，临时疏水管道形成并确保畅通、安全。
4.4.2.7除氧器加热具备投入条件；
4.4.2.8低压缸喷水具备投入条件；
4.4.2.9汽机缸温测点具备投入条件，汽机转速可以远方监视；
4.4.2.10各抽汽电动截止阀关闭且严密；
4.4.2.11汽机本体与主、再蒸汽系统相连的暖机管道要认真检查与吹管系统的隔离措施，防止窜汽进入汽缸；
4.4.2.12准备好足够合格的靶板；
4.4.3热工专业必备条件：
4.4.3.1CRT上设备运行监视参数如：
压力、流量和温度等测点正常投入，指示正确；
4.4.3.2FSSS功能调试完毕，可以投入；
4.4.3.3炉膛压力、燃油压力、除氧器水位、凝汽器水位自动控制等可以投入；
4.4.3.4DCS报警功能调试结束，可以投用；
4.4.3.5汽包水位高低MFT保护解除，其他MFT保护已投入；
4.4.3.6用于吹管排汽管上的临时表计均经校验安装完毕，能随时投入，指示正确；
4.4.3.7在控制室内远方操作吹管临控门开关，且具备中停功能；
4.4.3.8DEH、TSI系统具备监视汽机转速、缸体温度的条件；
4.4.4公用系统必具条件：
4.4.4.1厂用电系统（动力电源、事故电源、照明电源）分部试运转结束并已投运；
4.4.4.2循环水、开、闭式水、工业水系统分部试运转结束并已投运；
4.4.4.3化学补给水系统投运正常，取样（炉水、给水、凝结水）、加药、凝结水精处理系统具备投运条件；
4.4.4.4压缩空气系统分部试运转结束并已投运；
4.4.4.5辅助蒸汽系统分部试运转结束并已投运；
4.4.4.6消防系统分部试运转结束并已投运；
4.5吹管临时系统要求
4.5.1吹管临时控制门应选择2台，公称压力不小于16MPa、承受温度不小于450℃、公称直径与主汽管通径相配的电动闸阀，阀门全开、全关时间应在60秒以内；
4.5.2主系统吹管旁路门应选择2台公称压力不小于10MPa、承受温度不小于450℃、公称直径不小于28mm的手动阀；
4.5.3临时控制门应水平安装，并搭设操作平台，应在主控制室内进行远方操作。
控制电源安全可靠，电缆与管道充分隔离，防止受热烫损；
4.5.4汽机高压自动主汽门前及中压自动主汽门前滤网应摘掉，利用汽机厂供吹管阀套进行阀门改装，与临时管道、临控门等连接形成吹管系统；
4.5.5吹管临时系统安装在装设靶板位置前所有临时管道的焊接用亚弧焊打底，所有临时系统必须经过100%探伤合格；
4.5.6临时控制门前的临时连接管，材质为合金钢管，设计压力应不小于9.8MPa,温度应不小于450℃，管径与主蒸汽管相同。
临时排气管的内径宜大于或等于被吹洗管的内径，在选择与热段管径等径有困难的时，可选用总截面积大于热段管截面积2/3的临时排气管，材质可选用碳钢管20G。
临时控制门后管道可采用优质碳素钢；
4.5.7集粒器安装前须进行必要的清扫，设计压力不小于6MPa、温度450℃，阻力小于0.1MPa，强度满足蒸汽参数要求，并且集粒器收集性能良好，滤网孔径不大于12mm，且主汽流不能直吹网孔，并有足够大的收集杂物的空间。
4.5.8集粒器宜水平安装，安装时应注意汽流方向，并设置操作平台，集粒器前后应安装压力表或差压表，以监视其阻力,并设立排杂质点。
集粒器安装前必须进行认真、细致的检查，确保使用的安全。
第一阶段吹管结束后将集粒器拆除。
4.5.9高排逆止门暂时不装，临时管与再热器冷段管道间用弯头连接，逆止门前的高压缸排汽管道安装前采用机械方法清除干净，防止焊渣等杂物残留。
高旁及低压旁路入口加盲板封堵，吹管后打开清理，采用机械方法清除干净，封闭前必须经过各方单位联合检查并办理签证。
4.5.10主蒸汽、冷再、热再、高低旁及其它进入本体疏扩、事故疏扩的管道疏水系统阀门可以投入，为保证汽机本体与蒸汽的隔绝，在疏水进入疏扩、凝汽器前断开管道接临时管道引至其它安全点排放；
4.5.11再热器冷段管道、热段管道、高压旁路及吹管用的临时管道在安装对口前必须经过严格检查，其内部不允许存在任何杂物；
4.5.12吹管临时管道的支撑应有足够的强度，承受反力支架的强度应大于吹管瞬间排汽管反推力4倍，排汽管设置支撑和滑动支架，保证左右不摆动和并保证前后方向的膨胀量。
4.5.13临时系统保温完整、支撑稳固、膨胀方向已确定，并预留足够的膨胀间隙，经验收合格。
消声器与临时管以焊接方式连接完成，左右限位及前后滑动导向槽均按设计院校核要求焊接完成，防爆裂措施完善；
4.5.14蒸汽吹管用铝质抛光靶板全部备齐，并经过验收单位确认加工质量符合要求，靶板长度纵贯管道内径，厚度3～5mm，靶板宽度≥管道内径的8%；
4.5.15排汽口方向不得正对建筑物和开关场，应朝向安全方向；
4.6吹管操作步骤
4.6.1确认吹管流程、各阀门、堵板状态正确；
4.6.2检查所有永久性和临时性支吊架（包括所有弹簧和恒力支架）外观、荷载正常，管道连接正确，保温良好；
4.6.3启动凝结水输送泵、凝结水泵，投入热井、除氧器水位自动，投入除氧器加热；
4.6.4启动电动给水泵，并循环加热至50～90℃；
4.6.5锅炉进水前、后检查并记录锅炉膨胀指示器读数各一次；
4.6.6锅炉上水至正常水位；
4.6.7投入炉底水封，启动锅炉风烟系统各辅机，投入炉膛压力（-100Pa）自动；
4.6.8建立炉前油循环，建立炉前燃油压力；
4.6.9起动火检冷却风机，维持母管压力；
4.6.10投入炉膛烟温探针；
4.6.11汽机侧投入盘车装置；
4.6.12进行油枪试点火，完成后将炉前油系统置于热备用状态；
4.6.13启动一次风机；
4.6.14投入微油系统；
4.6.15启动A制粉系统，点火成功后根据燃烧情况调节煤量；
4.6.16锅炉开始升温升压；
4.6.17锅炉汽包压力每升高1MPa各抄录、检查锅炉膨胀指示一次；
4.6.18汽包压力至0.2MPa，关闭各级空气门；
4.6.19汽包压力至0.2～0.5MPa，冲洗汽包水位计；
4.6.20汽包压力至0.5MPa，热紧汽包倒门螺栓，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；利用吹管旁路或微开吹管临时控制门进行吹管系统管道暖管；
4.6.21暖管期间检查临时管路的膨胀及固定和支撑情况。
在整个升压过程中对锅炉的膨胀也应设专人进行检查，发现异常情况及时处理；
4.6.22当管道内存水疏净，排汽口壁温达90～100℃以上时，可结束暖管；
4.6.23汽包压力至1.0～1.5MPa，进行第一次稳压试吹管，检查吹管系统的膨胀、支撑及排汽口安全情况，随后继续升压；
4.6.24当汽包压力升至3.0MPa、4.0MPa时，各进行一次试吹。
第一次试吹时控制门全开后迅速关闭。
然后检查临时管路的膨胀、支撑和固定情况，无异常则开始升压进行第二次试吹。
此次控制门全开后，当汽包压力降至2.0MPa时，全关控制门，再进行一次全面检查；
4.6.25增加燃烧率，进行升温升压，汽包压力升至6.0MPa左右，主汽温度约300～400℃，开启临冲门吹管，汽包压力降至4.5MPa左右，关闭临冲门，重新升温升压，进行下一次吹管。
维持锅炉稳定燃烧，若有更换靶板工作，则尽量将吹管结束压力降得低一点再关闭临冲门，争取换靶时间。
重复以上吹管过程，至靶板基本合格，第一阶段吹管结束，以正常方式停炉。
4.6.26停炉冷却12小时以上，期间视汽包壁温情况，小量不断换水，改善水质。
4.6.27检查一阶段吹管系统完好后，再次点火，按上述第一阶段点火升压步序，进行升温升压，达到参数进行吹管，直至靶板合格；
4.6.28第二阶段末期连续进行靶板检查，经各方专家鉴定、认可达到吹管质量验收技术规定要求，吹管结束；
4.7吹管过程技术措施
4.7.1吹管安全技术措施
4.7.1.1每次吹管前及吹管期间安装公司都必须对临时管道、临时支架、临控门、靶板器、消音器等临时系统进行巡视检查，尤其在试吹阶段、吹管初期及每次安装靶板时，更要加强巡视检查，确保吹管临时系统无任何异常及与试验无关人员禁止接近吹管现场；
4.7.1.2投入汽机盘车系统，暖管疏水要充分，严防水击；
4.7.1.3临时系统支架因强度不够发生大幅度晃动等异常情况停止吹管；
4.7.1.4因消音器、集粒器强度不足出现异常停止吹管；
4.7.1.5临冲门开启失灵：
停止锅炉升压，用锅炉PCV阀调节锅炉汽包压力；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。
4.7.1.6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；
4.7.1.7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；
4.7.1.8若发生厂用电跳闸，及时检查或恢复空预器转动正常、汽机盘车正常、观察注意汽包压力和水位的变化情况；
4.7.1.9安排专人检查蒸汽管道的膨胀和支吊架受力情况以及集粒器前后压力，特别在吹洗初期，应加强集粒器内部的检查及清理工作。
另一方面，对于承受压力的临时管与正式管过渡处更要注意检查膨胀，发现异常问题（如受阻、变形等）立即停止吹管。
4.7.1.10吹管临时控制电动门、靶板的拆装应设专人负责，上述人员必须听从调试人员统一指挥。
建立令旗制度，无令旗任何人不准擅自开吹管临控门或换装靶板。
排汽口附近应设置警戒线，排汽口设专人监视，并要与指挥中心保持密切联系；
4.7.2汽包水位及给水量控制措施
4.7.2.1吹管阶段汽包水位保护解除，设专人监视汽包水位；
4.7.2.2降压吹管时，临冲门开启前控制汽包水位在正常水位（指示表）以下约50～100mm，当蒸汽参数达到吹管要求开启临冲门吹管时，开临冲门的同时可向锅炉少量进水，至汽包压力4.0MPa左右关闭临冲门时，快速增加给水量，以200～400t/h流量向汽包上水，当汽包水位至可见水位时，逐渐减小给水，维持汽温不变，汽包水位维持正常水位；
4.7.2.3在试吹及前几次吹管过程中摸索规律积累经验，操作人员必须注意的是：
打开临冲门之后，汽包水位会聚然上升，这是虚假水位，此时不必减少给水量，以保证临冲门关闭后汽包水位不至于下降得太低；
4.7.3微油点火安全措施
4.7.3.1微油点火后要防止爆燃和二次燃烧。
要派专人在燃烧器喷口观察煤粉着火情况：
若煤粉未点燃，则立即停炉进行全炉膛吹扫，不可投油；若煤粉已着火但燃烧不稳定，炉膛负压波动大，则要立即燃烧调整；在煤粉投入后，要及时将空预器吹灰投入自动，吹灰时要注意吹灰参数满足要求，注意空预器进、出口烟温；煤粉点着后，要根据燃烧情况及时调节一次风速和二次风门开度，确保煤粉尽量燃烧完全，控制飞灰含碳量；
4.7.3.2微油点火后要严格控制升温、升压速率符合制造厂和运行规程要求。
在微油燃烧器投入运行的初期，应注意进行二次风的调整，为控制温升，上部二次风门要适当开大，注意观察、记录烟温探针的温度，防止温升过快；
4.7.3.3运行人员密切注意过热汽温、再热汽温、排烟温度，尤其是过热器出口汽温，发现不能控制时候要立即停运制粉系统；
4.7.4吹管过程中再热器保护燃烧控制措施
4.7.4.1在吹管过程中主要以烧煤为主，在保证再热器不超温的情况下适当提高锅炉的燃烧率，以尽可能地保持压力。
全关电动控制门后，重新调整燃烧率，进行升温升压；
4.7.4.2吹管期间再热器始终与通大气的排汽管相连，不存在超压危险。
重点控制再热器温度不超过上限；
4.7.4.3布置于炉膛出口高温再热器区域的烟温探针吹管期间应当投入，确保炉膛出口烟温不超过537℃；
4.7.4.4投入并校准高温再热器出口管屏及低温再热器出口管屏各点温度，按锅炉厂《运行说明书》的要求，在吹管时较低的再热器压力下，管壁温度应控制在正常范围内；
4.7.4.5在保持再热器足够过汽情况下投入再热器减温水，把汽温控制在正常范围内；
4.7.4.6在满足正常吹管的前提下，尽量投入中下层燃烧器运行以控制再热汽温；
4.7.4.7吹管期间全烧煤，按照每小时吹管次数不大于4次来决定投用燃料的数量；或者，锅炉吹管各个阶段，炉膛出口烟温应控制在不得大于540℃，否则应尽量减少燃料的投用；
4.7.5吹管期间空预器安全措施
4.7.5.1投入空气预热器火灾报警系统，实时跟踪各热点温度；
4.7.5.2保证辅汽吹灰汽压，空气预热器进行连续吹灰或增加空预器蒸汽吹灰的次数；
4.7.5.3空预器消防水、冲洗水处于备用状态；
4.7.5.4省煤器灰斗、电除尘灰斗要加强排灰，保证畅通；
4.7.5.5投入炉底水封，控制炉膛各部位漏风量；
4.7.6吹管过程水质控制措施
4.7.6.1在吹管期间安排一次停炉冷却，冷却时间大于12小时，期间视汽包壁温情况小量不间断地上水加排放进行炉水换水。
当水质特别不好时，在停炉冷却期间可进行整炉换水；
4.7.6.2吹管期间，锅炉给水、炉水每2小时化验一次，给水、炉水品质监督应按《电力基本建设热力设备化学监督导则》的规定执行；
4.7.6.3在条件允许情况下，尽早投入凝结水精处理系统；
5控制标准、调试质量检验标准
5.1吹管质量检验标准：
吹管依据《电力建设施工与验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T5047-95中规定的吹管标准为：
过热器、再热器及其管道各段的吹管系数大于1；在被吹洗管道末端的临时排汽管内（或排汽口处）装设靶板，靶板采用铝板或铜板，其宽度为管道直径的8％，长度≥临时管直径，连续二次吹管合格，靶板上冲击斑痕粒度不大于0.8mm，且斑痕数量不多于8点即认为吹洗合格。
6职业健康安全和环境管理
6.1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，周围拉设红白危险隔离带，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。
消声器顶端不得对准建筑物，在消声器周围20米范围设置危险隔离带，禁止任何人工作、行走及停留；
6.2吹管范围内照明充足，场地平整，交通及人行横道畅通，沟道孔洞盖板齐全。
拆除所有影响锅炉和管道膨胀以及容易引起着火的脚手架、跳板，尤其锅炉本体通道，必须畅通无堆物，所有临时管道均敷设保温层，以免烫伤工作人员；
6.3吹管前应发布安民告示、调整施工作业范围，不宜进行炉顶作业，吹管时应尽量避开夜间吹管，以减少对周围居民的影响；
6.4安全警卫、消防、医护及设备检修人员到现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品；
6.5运行人员必须熟悉机组的运行操作，具有一定的运行经验，必须熟悉蒸汽吹管的过程步骤，认真操作、加强监视；
6.6严格执行《吹管过程技术措施》的相关内容，加强树立参与吹管操作、维护人员的“人身安全第一”的意识；
6.7吹管期间要保证空气预热器吹灰的投入，并定期进行吹
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