王雷

摘要： 詳細(xì)介紹了華能營(yíng)口電廠 1 號(hào)、2 號(hào)俄供 320 MW 火電機(jī)組汽輪機(jī)通流部分改造前在經(jīng)濟(jì)性、安全性方面存在的問 題，簡(jiǎn)述了汽輪機(jī)通流部分改造的具體內(nèi)容，通過對(duì)比改造前、后機(jī)組主要技術(shù)參數(shù)及數(shù)據(jù)，可見改造后汽輪機(jī)工作效率 大大提高，達(dá)到了節(jié)能、減排、降耗和提高機(jī)組效率的目的，為同類型機(jī)組的改造提供了借鑒。

關(guān)鍵詞： 汽輪機(jī); 通流部分改造; 葉片; 效率; 汽缸

一、引言

為了 貫 徹 落 實(shí) 國(guó) 務(wù) 院《大氣污染防治行動(dòng)計(jì) 劃》， 環(huán)境保護(hù)部通過制定、 修訂重點(diǎn)行業(yè)排放標(biāo) 準(zhǔn)倒逼產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級(jí)， 減少污染物排放， 改善環(huán) 境質(zhì)量。 火電廠作為一次能源消耗大戶， 降低火 電廠供電煤耗對(duì)實(shí)現(xiàn) “十一五” 節(jié)能減排目標(biāo)非 常重要， 但受當(dāng)時(shí)汽輪機(jī)機(jī)組設(shè)計(jì)水平及制造工 藝的限制， 以及機(jī)組服役時(shí)間較長(zhǎng)、 設(shè)備老化嚴(yán) 重等因素， 使得汽輪機(jī)內(nèi)效率降低、 熱耗率升高， 造成很大的能源浪費(fèi)。

隨著科技的進(jìn)步， 對(duì)老機(jī) 組進(jìn)行現(xiàn)代化技術(shù)改造， 已被證實(shí)是提高機(jī)組效 率 的 有 效 途 徑， 不僅可以提高效率、 增 加 出 力， 同時(shí)可以大大節(jié)省基建投資。 目前機(jī)組通流改造 可分為 4 類： （1）全通流部分的改造， 利用現(xiàn)代化 的技術(shù)對(duì)整個(gè)汽輪機(jī)通流部分進(jìn)行更換， 包括整 個(gè)轉(zhuǎn)子及內(nèi)缸， 主要針對(duì)運(yùn)行時(shí)間較長(zhǎng)， 超過 20 年且經(jīng)濟(jì)性較差的機(jī)組， 如華能上安電廠 1 號(hào)、 2 號(hào)機(jī)組通流改造; （2）對(duì)通流部分進(jìn)行局部改造， 僅改造汽封系統(tǒng)， 針對(duì)運(yùn)行投產(chǎn)時(shí)間不長(zhǎng)的機(jī)組 節(jié)能降耗， 如天津華能楊柳青熱電廠 8 號(hào)機(jī)組 A 修; （3）對(duì)高中壓缸進(jìn)行汽封系統(tǒng)改造， 對(duì)局部設(shè) 備進(jìn)行更換， 例如僅對(duì)低壓缸部分進(jìn)行改造， 重 新設(shè)計(jì)更換整個(gè)低壓轉(zhuǎn)子及內(nèi)缸， 如華能岳陽(yáng)電 廠 1 號(hào)機(jī)組通流改造; （4）對(duì)機(jī)組進(jìn)行增容改造， 如國(guó)電石嘴山第一發(fā)電有限公司 1 號(hào)機(jī)組通流改 造， 機(jī) 組 銘 牌 出 力 由 330 MW 改為 350 MW。 近 年來， 隨著汽輪機(jī)新技術(shù)的不斷發(fā)展以及設(shè)備加工能力的日益提高， 國(guó)內(nèi)三大汽輪機(jī)廠家利用最 新成果， 對(duì) 300～600 MW 等級(jí)汽輪機(jī)進(jìn)行現(xiàn)代化 的全通流改造及優(yōu)化升級(jí)， 在額定負(fù)荷工況時(shí)改 造后汽輪機(jī)的經(jīng)濟(jì)性較改造前提高 4%～5%， 經(jīng)濟(jì) 效益非常顯著;

又如哈爾濱汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公 司（簡(jiǎn) 稱 哈 汽）改造的綏中電廠進(jìn)口俄制機(jī)組（型 號(hào)： K-800-240-5， 超臨界、 單軸、 五缸六排汽、 一次中間再熱、 沖動(dòng)凝汽式、 雙背壓汽輪機(jī)）， 限 于當(dāng)時(shí)的設(shè)計(jì)理念和技術(shù)手段以及落后的加工能 力， 雖然經(jīng)歷多次優(yōu)化， 機(jī)組仍然存在諸如高中 壓葉頂汽封脫落、 末級(jí)葉片斷裂、 滑銷系統(tǒng)卡澀、 中低壓轉(zhuǎn)子彎曲、 機(jī)組振動(dòng)較大等問題， 嚴(yán)重影 響機(jī)組的安全性和經(jīng)濟(jì)性， 電廠對(duì)整個(gè)熱力系統(tǒng) 進(jìn)行了全面的升級(jí)改造。 哈汽主要改造汽輪機(jī)主 機(jī)部分， 對(duì)該機(jī)組的整個(gè)高中低壓轉(zhuǎn)子、 內(nèi)缸及 支撐系統(tǒng)進(jìn)行了重新設(shè)計(jì)和更換處理。 采用最新 技術(shù)優(yōu)化通流級(jí)數(shù)， 采取了以下主要措施： 高中 壓模塊除調(diào)節(jié)級(jí)外， 其余全部改為反動(dòng)式壓力級(jí)， 高壓模塊由 I+5+6 級(jí)改為 I+9+8 級(jí)、 中壓模塊 由 2×9 改為 2×12、 高中壓進(jìn)汽結(jié)構(gòu)由活塞環(huán)改為碟 片密封結(jié)構(gòu)、 全部轉(zhuǎn)子采用液壓螺栓連接、 低壓 模 塊 仍 維 持 2×5 結(jié)構(gòu)， 低壓末級(jí)葉片采用 1 029 模塊（原為 960 mm）。 通過此次整個(gè)系統(tǒng)改造機(jī)組 額 定 出 力 由 800 MW 變 為 880 MW， 出 力 增 加 10%、 供電煤耗降低 39.68 g/（kW·h）（2 號(hào)機(jī)組）。 該機(jī)組也是目前國(guó)內(nèi)改造軸系最長(zhǎng)、 單機(jī)容量最 大的火電供熱機(jī)組， 軸系總長(zhǎng)約 59.5 m， 改造后 機(jī)組的振動(dòng)水平良好。 但機(jī)組通流改造也存在一些不容忽視的問題， 詳見下文分析。

二、問題的提出

某項(xiàng)目機(jī)組通流改造后性能試驗(yàn)過程中， 據(jù) 電廠運(yùn)行人員反映在部分負(fù)荷階段， 感覺機(jī)組改 造前、 后， 一些主要參數(shù)如主蒸汽流量、 鍋爐給 煤量等， 改造前后變化不大， 作者針對(duì)此問題進(jìn) 行分析， 發(fā)現(xiàn)該廠汽輪機(jī)在部分負(fù)荷階段， 改造 前、 后經(jīng)濟(jì)性變化不明顯; 同時(shí)在某廠進(jìn)行性能 試驗(yàn)過程中， 另一廠機(jī)組性能指標(biāo)很好， 而電廠 的經(jīng)濟(jì)效益排名靠后， 針對(duì)這些疑問， 筆者對(duì)改 造后機(jī)組的性能進(jìn)行分析， 發(fā)現(xiàn)在額定負(fù)荷及以 上工況時(shí)改造前后汽輪機(jī)的經(jīng)濟(jì)性提高 4%～5%， 經(jīng)濟(jì)效益非常顯著， 而在部分負(fù)荷階段， 這種改 造效果大打折扣， 這種情況在 300 MW 等級(jí)機(jī)組上 尤為突出。

本文以國(guó)內(nèi)三大汽輪機(jī)廠改造的 300 MW 機(jī)組為例進(jìn)行分析， 主要數(shù)據(jù)如表 1 所示[1-3]。

1.1 機(jī)組通流能力偏大

從表 1 的數(shù) 據(jù) 分 析 ， 在 閥 點(diǎn) 工 況 （3VWO 或 5VWO）修正后的主蒸汽流量與額定設(shè)計(jì)主蒸汽流 量的比值： A 電廠高出設(shè)計(jì)值約 5.52%， B 電廠高 出設(shè)計(jì)值約 5.92%， C 電廠高出設(shè)計(jì)值約 6.02%， 3 個(gè)電廠的平均值為 5.82%左右， 說明機(jī)組的通流 能力在額定工況較設(shè)計(jì)工況偏大約 5.82%。 以實(shí) 際閥全開（VWO）工況， 修正后主蒸汽流量是設(shè)計(jì) 閥點(diǎn)工況的主蒸汽流量的 1.12～1.19 倍， 遠(yuǎn)大于設(shè) 計(jì)值 VWO 和設(shè)計(jì)閥點(diǎn)工況的比例 1.08 左右。

1.2 主、 再熱蒸汽參數(shù)偏低

從表 1 的數(shù)據(jù)來分析， 在閥點(diǎn)工況， 不考 慮 低壓缸排汽壓力偏離設(shè)計(jì)值較多的因素， 在額定 負(fù)荷工況附近， 主蒸汽壓力低于設(shè)計(jì)值 3%～4%， 若考慮帶同樣的負(fù)荷， 低壓缸排汽壓力在設(shè)計(jì)值 附 近 時(shí)， 主蒸汽壓力將至少偏離設(shè)計(jì)值 5%～8% （0.8～1.3 MPa）， 一般大容量的再熱機(jī)組， 額定工 況下主蒸汽壓力每下降 0.1 MPa， 熱耗率上升 3～5 kJ/（kW·h）[4] ， 僅主蒸汽壓力偏離設(shè)計(jì)值將使機(jī)組 煤耗增加近 2 g/（kW·h）， 而主蒸汽、 再熱蒸汽溫 度 每 下 降 1 ℃ ， 則 熱 耗 率 上 升 2 kJ/（kW·h）以 上[4] ， B 廠的主蒸汽溫度偏離設(shè)計(jì)值 10.0 ℃左右， 將使得機(jī)組煤耗升高約 0.8 g/（kW·h）， 再熱蒸汽 溫度偏離設(shè)計(jì)值 7.0 ℃左右 （某 廠 在 額 定 負(fù) 荷 附 近， 再熱蒸汽溫度僅為 512 ℃， 在低負(fù)荷段再熱 蒸汽溫度在 503～510 ℃）， 將使得機(jī)組煤耗升高約 0.5 g/（kW·h）以上; 以 B 廠為 例， 在 額 定 負(fù) 荷 工 況， 僅從主蒸汽壓力、 主再熱蒸汽溫度偏離設(shè)計(jì) 值來分析， 將使得機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行煤耗升高 3.3 g/ （kW·h）以上， 這還不考慮機(jī)組在閥點(diǎn)工況和順序 閥工況閥門節(jié)流影響的熱耗率的偏差， 見 1.3 節(jié)， 而這種情況在部分負(fù)荷階段將更加顯著。

1.3 缸效率偏低

國(guó)產(chǎn) 300 MW 等級(jí)汽輪機(jī)一般配有 4 個(gè)（也有 6 個(gè)）主汽調(diào)節(jié)閥， 機(jī)組通過通流改造， 在 3VWO （或 5VWO）工況， 由于無(wú)節(jié)流損失， 機(jī)組 能 帶 到 額定功率、 高壓缸效率普遍接近設(shè)計(jì)值。 因汽輪 機(jī)通流能力偏大， 實(shí)際運(yùn)行時(shí)， 機(jī)組采用順序閥 運(yùn)行方式， 考慮安全因素， 閥門會(huì)有重疊度， 在 額定工況時(shí)， 由于存在閥門節(jié)流損失， 實(shí)際高壓 缸效率較設(shè)計(jì)值會(huì)低 1.32%～1.86%[5] 。 表 2給出了 幾臺(tái)機(jī)組具體試驗(yàn)數(shù)據(jù)[5] 。

1.4 抽汽參數(shù)及最終給水溫度偏低

由于主、 再熱蒸汽參數(shù)偏離設(shè)計(jì)值較多， 以 及汽輪機(jī)壓力級(jí)通流部分能力偏大， 使得機(jī)組各 級(jí)抽汽口處的壓力及溫度變化很大， 如某廠主蒸 汽溫度低于設(shè)計(jì)值 3.7 ℃， 而一段抽汽溫度低于 設(shè) 計(jì) 值 26.9 ℃左右， 二段抽汽溫度低于設(shè)計(jì)值 5.5 ℃， 在抽汽管道內(nèi)徑不變的情況下， 使得進(jìn)入 加熱器的蒸汽流量減少、 品質(zhì)降低， 導(dǎo)致最終給 水溫度較設(shè)計(jì)值低 6.6 ℃左右， 影 響 機(jī) 組 煤 耗 升 高約 0.7 g/（kW·h）， 而最終給水溫度降低， 在鍋 爐吸熱量一定的情況下， 主、 再熱蒸汽溫度將無(wú) 法達(dá)到設(shè)計(jì)值， 降低了再熱循環(huán)對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的 貢獻(xiàn)， 形成一個(gè)惡性循環(huán)。

1.5 低負(fù)荷時(shí)段經(jīng)濟(jì)性差

低負(fù)荷時(shí)段經(jīng)濟(jì)性差的原因有兩點(diǎn)： （1）在低 負(fù) 荷 階 段， 閥 門 開 度 較 小， 閥 門 節(jié) 流 損 失 增 加; （2）機(jī)組偏離最佳設(shè)計(jì)工況較多， 經(jīng)濟(jì)性變差。 機(jī) 組在低負(fù)荷時(shí)段經(jīng)濟(jì)性惡化是兩種因素的疊加。

1.5.1 閥門節(jié)流的影響 以某電廠 300 MW 亞臨界空冷機(jī)組為例進(jìn)行 說明， 300 MW 負(fù)荷時(shí)機(jī)組在順序閥和單閥工況下 （調(diào)門開度僅為 28%， 該機(jī)組通流能力偏大 11.8%）， 熱耗率偏差 81.8 kJ/（kW·h）， 正 常 情 況 下， 這 兩 個(gè)工況熱耗率偏差在 10～40 kJ/（kW·h）; 而在 170 MW 負(fù)荷時(shí)， 順序閥和單閥工況下高壓缸效率相 差 9.6%， 熱耗 率 偏 差 為 314.4 kJ/（kW·h）， 說 明 調(diào)門節(jié)流在低負(fù)荷階段對(duì)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性影響非常 大， 隨著通流能力的增加、 節(jié)流越嚴(yán)重， 這種影 響越明顯， 如圖 1、 2 所示[6] 。 （1） 圖 1 當(dāng)調(diào)門沒有節(jié)流時(shí)（分析假設(shè)主汽門 全開， 壓損為 “0”）， 調(diào)節(jié)級(jí)效率為（i0-iC 1 ）/（i0- iC）， 熵增為 S2-S1， 節(jié)流損失為（1～S1～S2～tC 1 ～1）所包圍 的面積[6] 。 （2） 圖 2 當(dāng)調(diào)門有節(jié)流時(shí)（分析假設(shè)主汽門全 開壓損為 “0”）， 調(diào)節(jié)級(jí)效率為（i0-iC 1 ）/（i0-iC）， 熵 增 為 （S02-S01）+（S01-S1） ， 節(jié)流損失大小為圖 （1～ S1～S01～11 ～1）所包 圍 的 面 積 與（11 ～S01～S02～tC 1 ～11 ）所 包圍的面積兩部分之和[6]。 顯然， 節(jié)流損失越小， 熵增（S1-S01）越小， 損失（1～S1～S01～11 ～1）所包圍的 面積亦越小， 反之越大[6] 。

1.5.2 偏離最佳設(shè)計(jì)工況的影響 汽輪機(jī)熱效率最佳設(shè)計(jì)值在額定負(fù)荷工況， 偏離設(shè)計(jì)工況越多， 負(fù)荷越低， 熱耗率增幅越大。 某電廠電功率和熱耗率的關(guān)系曲線（摘自該機(jī) 組熱力特性書）如圖 3 所示， 從圖 3 可以看出機(jī)組 偏離額定工況越多， 機(jī)組的熱耗率的增幅越明顯， 而 在 額 定 工 況 350 MW 附近， 300～380 MW 機(jī)組 的熱耗率變化不大， 即曲線的斜率越小， 而負(fù)荷低 于 250 MW 以下 時(shí)， 曲 線 的 斜 率 越 大， 而 機(jī) 組 通 流能力增大加劇了這種影響， 即機(jī)組通流能力越 大， 機(jī)組在低負(fù)荷階段偏離最佳工況點(diǎn)越遠(yuǎn)。

1.6 運(yùn)行煤耗和試驗(yàn)計(jì)算煤耗偏差較大

性能驗(yàn)收工況將主蒸汽壓力、 溫度及再熱 蒸 汽溫度、 再熱壓損及低壓缸排汽壓力修正到設(shè)計(jì) 邊界條件， 而實(shí)際運(yùn)行工況達(dá)不到設(shè)計(jì)邊界條件， 如主蒸汽壓力、 溫度及再熱蒸汽溫度偏低等， 試 驗(yàn)方法與各種修正后的結(jié)果， 掩蓋了影響汽輪機(jī) 實(shí)際運(yùn)行性能的主要因素， 導(dǎo)致實(shí)際運(yùn)行煤耗與 性能試驗(yàn)計(jì)算得到煤耗偏差較大， 即性能試驗(yàn)得 到的指標(biāo)是機(jī)組最理想工況下的數(shù)值， 而實(shí)際運(yùn) 行卻達(dá)不到。

1.7 高中壓合缸處軸封漏汽率偏大， 缸效率提高 不明顯 從表 1 數(shù)據(jù)來分析， 高中壓合缸處的軸封漏 汽率， A 廠的試驗(yàn)值是設(shè)計(jì)值的 3.49 倍， B 廠為 3.42 倍， C 廠為 3.73 倍， 3 個(gè)電廠的高中壓合缸 處的軸封漏汽率均是設(shè)計(jì)值的 3.0 倍以上。 對(duì)于合缸機(jī)組而言， 由于高中壓合缸處軸封 漏汽率的增大， 將導(dǎo)致調(diào)節(jié)級(jí)后的主蒸汽未在高 壓缸內(nèi)做功， 而直接進(jìn)入高壓缸排汽管道的流量 越大， 高壓缸效率越差。 合缸處軸封漏汽率的增 大， 會(huì)導(dǎo)致機(jī)組高壓缸效率修前、 修后變化不明 顯。 僅對(duì)汽封系統(tǒng)進(jìn)行改造的機(jī)組， 同時(shí)也對(duì)整 個(gè)熱力系統(tǒng)進(jìn)行了治理， 如消除閥門內(nèi)外漏等， 將整個(gè)系統(tǒng)治理的效果全部歸結(jié)于汽封系統(tǒng)的改 造， 似乎夸大了汽封系統(tǒng)改造的效果， 同時(shí)也解 釋了機(jī)組高壓缸效率提高不明顯， 而熱耗率下降 很多的疑問。

1.8 機(jī)組老化現(xiàn)象嚴(yán)重

對(duì)某些廠進(jìn)行性能試驗(yàn)時(shí)， 機(jī)組在通流改 造 初期的經(jīng)濟(jì)性非常好， 接近設(shè)計(jì)值， 而在下次大 修時(shí)， 機(jī)組的熱耗率、 高壓缸效率變化很大， 而 對(duì)一些進(jìn)口機(jī)組， 這種現(xiàn)象很少， 機(jī)組運(yùn)行較長(zhǎng) 時(shí)間， 經(jīng)過幾個(gè)大修期， 機(jī)組的缸效率及熱耗率 變化不明顯， 如西門子、 阿爾斯通部分機(jī)組的大 修周期為 12 年， 而國(guó)內(nèi)機(jī)組大修周期一般為 3～4 年， 這也是目前國(guó)產(chǎn)機(jī)組和進(jìn)口機(jī)組差距比較大 的地方， 值的我們深思。

1.9 部分加熱器水位不能正常維持

機(jī)組通流改造后， 部分低壓加熱器水位不能 維持， 正常運(yùn)行時(shí)需要部分開啟危急疏水閥來控 制加熱器水位， 主要原因是抽汽壓力降低， 壓差 變小， 疏水自流不暢所致。

三、造成機(jī)組通流設(shè)計(jì)偏大的原因分析

在 20 世紀(jì) 60～70 年代電力供應(yīng)緊張的情況 下， 提高機(jī)組通流能力， 例如使額定 200 MW 的 機(jī)組， 能帶到 220 MW 負(fù)荷， 多發(fā)電， 這在當(dāng)時(shí) 的特定環(huán)境下， 能在一定程度上緩解電力供應(yīng)緊 張的狀況， 同時(shí)使得制造廠家獲得更好的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu) 勢(shì)， 而且機(jī)組均滿負(fù)荷運(yùn)行非常經(jīng)濟(jì)， 這種提高 機(jī)組通流能力的思維也一直影響著汽輪機(jī)的設(shè)計(jì); 加之目前汽輪機(jī)的性能驗(yàn)收常以 THA、 TMCR、 TRL、 VWO、 高壓加熱器解列工況的性能指標(biāo)作 為考核汽輪機(jī)的性能水平， 均為高負(fù)荷 段。 THA工 況主 要 考 核 機(jī) 組 的 熱 耗 率， 而 TRL、 TMCR 工 況主要考核機(jī)組的出力， VWO 工況主要考核機(jī)組 的通流能力及最大出力， VWO 工況實(shí)際運(yùn)行過程 中基本不會(huì)采用該種運(yùn)行方式。 這也導(dǎo)致汽輪機(jī) 廠家主要按額定及以上負(fù)荷設(shè)計(jì)汽輪機(jī)的效率和 出力， 僅考慮高負(fù)荷階段的經(jīng)濟(jì)性， 而忽略了汽 輪機(jī)在部分負(fù)荷階段的經(jīng)濟(jì)性， 沒能整體考慮機(jī) 組在主要負(fù)荷段的綜合性能最優(yōu)。

經(jīng)了解部分 300 MW 等級(jí)機(jī)組的 VWO 工況的 主蒸汽流量是按照 105%TMCR 工況主蒸汽流量進(jìn) 行設(shè)計(jì)， 一般 TMCR（和 TRL 主蒸汽流量相同）工況 的主蒸汽流量是 THA 的 105%， 加之考慮 TRL 工 況補(bǔ)水率 3%的因素， 同時(shí)考慮長(zhǎng)期運(yùn)行機(jī)組老化 的影響， 還能帶到銘牌出力， 基于以上原因， 設(shè) 計(jì)人員重復(fù)考慮裕量導(dǎo)致機(jī)組整體通流能力偏大， VWO 工況主蒸汽流量是 THA 工 況 主 蒸 汽 流 量 110%以上較為普遍。 2005 年以 來， 通 過 對(duì) 61 臺(tái)汽輪機(jī)實(shí)施的調(diào) 節(jié)級(jí)噴嘴整體改造， 包括： 亞臨界 300 MW 汽輪 機(jī)， 超臨界 600 MW 汽輪機(jī)， 其中面積縮小最大 的 為 23%[6] 。 這種 情 況 在 國(guó) 產(chǎn) 300 MW 等級(jí) 機(jī) 組 上尤為突出。 機(jī)組通流能力偏大， 掩蓋了機(jī)組經(jīng) 濟(jì)性不足的缺點(diǎn)， 實(shí)質(zhì)上是以量大代替質(zhì)優(yōu)的不 足 。 而 600 ～1 000 MW 機(jī) 組 此 數(shù) 據(jù) ， VWO 和 TMCR 工況是按照 102%～103%設(shè)計(jì)， TRL 工況的 補(bǔ)水率僅為 1.5%， 這樣 600 MW 及以上機(jī)組的通 流能力相對(duì)偏大不是很明顯。 國(guó)外或進(jìn)口機(jī)組的 通流能力從設(shè)計(jì)上就沒有很大的富裕量， 因此， 機(jī)組可以運(yùn)行在設(shè)計(jì)最優(yōu)的區(qū)間。

四、結(jié)束語(yǔ)

本文以芯片 DSP28335 和 ADS8364 為硬件基 礎(chǔ)，VC + + 6. 0 和數(shù)據(jù)庫(kù) SQL Server 2000 為上位機(jī) 軟件支持，完成戶內(nèi)高壓真空斷路器運(yùn)動(dòng)特性數(shù)據(jù) 采集系統(tǒng)的設(shè)計(jì)。該系統(tǒng)已在實(shí)際項(xiàng)目的研發(fā)過程 中得到了應(yīng)用。經(jīng)實(shí)際運(yùn)行測(cè)試證明，實(shí)現(xiàn)了數(shù)據(jù) 同時(shí)采集、存儲(chǔ)、實(shí)時(shí)顯示功能，保證了數(shù)據(jù)準(zhǔn)確 性，實(shí)時(shí)性、穩(wěn)定性。

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