高温热风机在锅炉中使用是非常广泛的。锅炉的正常运转是离不开高温热风机的。但是有的时候我们会发现，在进行锅炉安装的时候，高温热风机的逻辑可能会出现不完善的情况。这就使得高温热风机的使用严重受到影响。那么应该如何解决呢?下面就是一个案例，能让我们了解。

　　一、事故前工况

　　1、时间16：02负荷300MW，DEB模式，ADS投入。

　　2、主汽压力16.4Mpa，再热汽压力3.4Mpa，汽包水位5.3mm，煤量126.3t/h，主汽流量866.8t/h,手动参考值87.2%，炉侧主汽温度537.8℃,炉侧再热汽温539.8℃。

　　3、炉膛负压-112pa，二次风量883t/h,总风量985t/h，31送风机风量446t/h，32送风机风量432t/h，31，32送风机动叶开度均为66.7%，电流均为52.6A，氧量为1.84%，31，32引风机入口调节挡板开度均为37.2%。

　　二、事故经过

　　1、时间16：03 32送风机风量由439t/h突降至352t/h，31送风机风量由453t/h升至516t/h，总二次风量由894t/h降至841t/h，32送风机电流由53.6A降至47A，31送风机电流由53.6A升至55.7A，见下图

　　32送风机风量由439t/h突降至352t/h，31送风机风量由453t/h升至516t/h

　　2、时间16：03分41秒31 ，32送风机动叶开度90%，此时32送风机风量降至0t/h(一台送风机出现问题，未能及时处理)，31送风机风量升至681t/h,总二次风量657t/h,31送风机电流升至84A(额定电流为66.5A)期间电流有波动最高至101A，32送风机电流降至43A，期间32送风机电流也有波动最低26A最高63.9A，炉膛负压一直降至-575pa，两台引风机入口调节挡板均关至32.7%，此时负荷为300MW。见下图

　　32送风机风量降至0t/h

　　3、时间16：03分58秒，操作员手动将32送风机动叶由90%关至10%，在此过程中动叶指令在65%位置有短暂停顿，两台引风机入口调节挡板反馈均为30%，当时炉膛负压为-172pa，负压已基本稳定，当32送风机动叶指令到10%时，两台引风机入口调节挡板指令直接从30.2%降至8%，在32送风机动叶指令为65%时，两台引风机入口调节挡板指令为22%，此时负压调节仍为自动(这样情况下人工智能也不能调整过来，早点手动，过大调整会MFT)，31送风机电流为84A功率300MW。见下图

　　32送风机动叶由90%关至10%

　　4、自两台引风机入口调节挡板关至8%后(两台引风机耦合器开度一直未变65%，因煤量未变)负压开始上涨，由于负压上涨速度较快，且两台引风机入口调节挡板和耦合器开度一直未变，导致31送风机风量也开始下降，电流也随之下降，负压为1637pa时31送风机风量降至354t/h,动叶开度为90%未变。

　　5、时间16：04分9秒炉膛负压高高1和负压高高3开关动作，此时炉膛出口负压4最高为2239pa，其余3点为1177pa，1177pa，1126pa，16：04分12秒(负压高高三取二动作延时3秒MFT)MFT动作，动作前负荷300MW。见下图。

　　MFT动作

　　三、MFT动作后处理过程

　　1、时间16：04分11秒，MFT动作前各参数：主汽压力16.35MPA，再热汽压力3.4MPA，主汽温度540℃，再热汽温度540℃，给煤量126.5t/h，31汽泵流量517t/h,32汽泵流量498t/h,汽包水位—8.9mm，主汽流量862.3t/h,手动参考值86.9%，负荷300MW.

　　2、MFT动作后所有燃料切除，两台一次风机跳闸，汽机未跳闸，16：04分50秒汽包水位降至最低点-210.17mm，水位开始上涨时31汽泵流量563t/h，32汽泵流量558t/h(水位调节为自动)而主汽流量只为808t/h，正在减少，16：05分10秒辅汽去32汽泵电动门开始开，16：06分51秒至全开，过程中32汽泵转速最高至6038rpm，16：05分30秒汽包水位升至-162mm，31，32汽泵流量分别为622t/h644t/h此时主汽流量为506t/h,给水调节仍为自动，16：07分14秒31汽泵退出，32汽泵流量为644t/h汽包水位-14mm并以快速度上升，此时主汽流量仅为41t/h，给水旁路未切换， 16：08分10秒汽包水位满量程317mm，给水流量609t/h,主汽流量37t/h。见下图

　　MFT后水位最低点-210mm,同时开始关汽机调门

　　水位上至最高317mm汽机调门关至5.48%

　　3、MFT动作后汽机开始关调门，16：04分50秒开始关(87%见上图)16：06分22秒6KV31段厂用电切换完毕，负荷104MW,16:06分51秒6KV32段厂用电切换完毕负荷28MW，16：07分5秒汽机调门关至5.68%负荷由280MW降至17MW。汽压力由16.3MPA降至13.85MPA后开始上涨，当时汽机调门11%负荷42MW，主汽温度由537℃降至520℃，再热汽温由540℃降至494℃，功率最低降至2.97MW，期间除主汽管疏水，其余疏水均打开，16：10分35秒汽压14.6MPA，炉侧主汽温度522℃，炉侧再热汽温494℃，吹扫强制完成，在MFT动作到吹扫完成共用6分钟，二次风量696t/h。16：15分25秒MFT复位，此时压力为13.38MPA,炉侧主汽温度507℃，炉侧再热汽温476℃。见下图

　　吹扫完成，MFT复位

　　4、时间：16：16分56秒DE3角点火，16：17分AB3角点火后点火失败，16：17分04秒DE1角点火，16：17分20秒AB1角点火，16：17分38秒AB2角点火，16：18分07秒AB4角点火，16：18分47秒BC3角点火，16：19分16秒BC1角点火，在16：18分28秒时主汽压力开始上涨，此时压力为12.5MPA，16：20分BC2角点火，此时压力已涨至13.3MPA，16：20分17秒BC4角点火后点火失败，16：21分17秒DE2角点火，16：21分26秒DE4角点火，此时主汽压力为14.6MPA，到16：21分26秒共投入十根油枪，油量为20t/h，在投油过程中主汽温度最低降至487℃，再热汽温度最低降至462℃，(见下图)到16：23分10秒主汽压力升至16.8MPA时开始开大汽机调门涨负荷，在开调门的同时机侧主汽温度开始下降，同时水位开始降低(当时水位317mm)，(见下图)16：24分30秒PCV动作主汽压力为17.8MPA，16：26分32秒31磨煤机启动，煤量为9.5t/h,油量为15t/h，此时主汽压力涨至18.3MPA，手动参考值为36%，负荷为136MW，机侧主汽温度降至492℃，炉侧主汽温度降至482℃已经开始回升，水位-287mm给水流量95t/h，主汽流量395t/h，(由于汽包压力较高上水很困难)，16：26分46秒DE3角停火，16：27分DE4角停火当时主汽压力18.33MPA，16：28分22秒手动参考值已加至50%负荷194MW，主汽压力仍很高18.22MPA，主汽温度497℃，再热汽温515℃，油量减少至11t/h，16：28分42秒DE2角及DE1角停火，此时剩5根油枪，16：29分12秒燃油压力由1.98MPA降至1.74MPA,油量由11t/h降至4t/h相当于退出3根枪，(见下图)16：30分由于燃量减少太多，负荷仍为190MW炉侧主汽温度开始下降，同时主汽压力也开始下降，负荷及手动参考值逐渐下降，16：32分燃量恢复12t/h油量，煤量9t/h，但主汽温度仍在下降，直到16：37分22秒主汽温度最低降至445℃，再热汽温最低降至 463℃，在此期间高排温度最低降至218℃，对应高排压力1.25MPA，过热度为50℃，16：37分30秒主再热汽温开始回升，此时油量15t/h,煤量9t/h,功率61MW,主汽压力17MPA，汽包水位已降至-423mm，之后主再热汽温逐渐上升，压力逐渐降低，稳定后启动32磨煤机逐个退出油枪，汽包水位随着压力的降低逐渐恢复正常，整个事故过程及处理过程结束。

　　综上所述，通过这篇文章的介绍，我们了解了高温热风机逻辑不完善的解决方案。不要小瞧了高温热风机逻辑不完善这个问题，这可是对高温热风机的性能会造成极大影响的。所以对于这个问题我们应该要提起足够的重视。