调节措施范文
调节措施范文（精选11篇）
调节措施 第1篇
1.1 锅炉的简介
城市建设是一个国家经济发展和实力展现的重要体现, 北方地区冬季城市集中供暖成为城市现代化必然采取的步骤, 而且由于供暖面积的不断扩大, 使如何科学有效地控制和管理供暖系统, 提高供暖的经济效益和社会效益, 成为急需解决的重要课题。供暖系统中, 在今后相当长的时间内, 集中热力供暖是发展趋势, 但无法取代锅炉供暖的主流地位。
锅炉是消耗煤炭来提供热量, 同时又会产生大气污染物。它在国民经济整个能源消耗中占有相当大的比重。目前我国供暖锅炉以燃煤链条锅炉为主, 燃用的主要是中、低质煤, 而且锅炉房管理水平不高, 一直沿用间断运行方式, 锅炉技术含量低, 锅炉的自动化控制技术落后, 造成了严重的能源浪费和环境污染。锅炉的使用要依据实际情况来具体考虑。
1.2 锅炉的构成
锅炉主要由变频器、控制器、压力变送器、温度变送器和泵房机组以及电气控制柜等组成。供暖锅炉控制系统属于过程控制系统, 是设计一套基于变频调速技术的供暖锅炉控制系统。系统通过变频器控制电动机的启动、运行和调速。由于供暖锅炉系统中的风机、水泵负载转矩与转速的平方成正比, 轴功率与转速的立方成正比, 采用交流变频调速控制风机、水泵流量代替传统阀门、挡板控制流量, 可以大大节省该类负载的驱动电机的耗电量, 达到节能的目的。
1.3 节能锅炉的原理
锅炉主要靠燃油、燃气、燃煤来为居民提供热量, 一经燃烧可燃体会产生高温烟气释放热量, 高温烟气先进入炉膛, 再进入前烟箱的余热回收装置, 接着进入烟火管, 最后进入后烟箱烟道内的余热回收装置, 高温烟气变成低温烟气经烟囱排入大气。由于余热锅炉大大地提高了燃料燃烧释放的热量的利用率, 所以这种锅炉十分节能。
1.4 节能锅炉的分类
节能锅炉按燃料可以分为燃油余热锅炉、燃气余热锅炉、燃煤余热锅炉及外媒余热锅炉等。按用途分为余热热水锅炉、余热蒸汽锅炉、余热有机热载体锅炉等。
1.5 节能锅炉的特点
(1) 热效率极高, 节省燃料, 运行成本低。 (2) 锅炉结构密实, 体积并不太大, 便于运输安装。 (3) 换热效果好, 炉体不局部受热, 使用寿命长。 (4) 锅炉充分吸热, 烟囱所排放的烟气温度低, 使用起来节能高效。
1.6 锅炉的安全常识
我们都知道, 锅炉是具有高温、高压的热能设备, 是特种设备之一, 在机关、事业企业及各行各业广泛使用, 是危险而又特殊的设备。一旦发生事故, 涉及公共安全, 将会给国家和人民生命财产造成巨大损失。为了公共安全、人民生命和财产安全, 我们使用锅炉应注意以下全事项: (1) 锅炉出厂时应当附有安全技术规范要求的设计文件、产品质量合格证明、安全及使用维修说明、监督检验证明。 (2) 锅炉的安装、维修、改造。从事锅炉的安装、维修、改造的单位应当取得省级质量技术监督局颁发的特种设备安装维修资格证书, 方可从事锅炉的安装、维修、改造。施工单位在施工前将拟进行安装、维修、改造情况书面告知直辖市或者辖区的特种设备安全监督管理部门, 并将开工告知送当地县级质量技术监督局备案, 告知后即可施工。 (3) 锅炉安装、维修、改造的验收。施工完毕后施工单位要向质量技术监督局特种设备检验所申报锅炉的水压试验和安装监检。合格后由质量技术监督局、特种设备检验所、县质量技术监督局参与整体验收。 (4) 锅炉的运行。锅炉运行必须由经培训合格, 由持证人员操作, 使用中必须严格遵守操作规程。锅炉每年进行一次定期检验, 未经安全定期检验的锅炉不得使用。锅炉的安全附件安全阀每年定期检验一次, 压力表每半年检定一次, 未经定期检验的安全附件不得使用。严禁将常压锅炉安装为承压锅炉使用。
2 链条炉的节能技术
2.1 燃烧技术上的分层技术
燃烧技术的分层技术当中, 原煤在燃烧前要通过煤闸板, 在进到振动筛之前还要经过煤辊传动设备, 通过以上结构之后才会在炉排上形成金字塔状, 这类煤层较为有利于燃烧, 这也是由于空隙较大并且没有受到挤压所致。
2.2 对炉排进行改造
空气系数是决定链条炉的节能性能的重要影响因素, 而空气系数问题主要就是由于炉排本身决定的, 主要影响因素有风室的串风问题、不严密的隔断会造成空气系数过高, 还有漏风等等。所以要想进行节能, 就需要对炉排进行合理的改造, 改造主要部位就是前墙线一直到挡风门, 主要就是对前轴的标高以及减速机的标高进行改动和调整, 使得减速机向前移动, 中心轴线就会因为调整而加大和前墙距离, 使得炉排可以平稳的运行;除此之外, 通过重新设计以及布置侧板, 从而使得炉排的中间结构变成框架结构, 这样在进风口出的面积就随之增大, 布风就会较稳的平稳均匀。并且还需要对炉排的外侧进风管改造, 成为整体式的风箱结构, 使得风向内部压力稳定。
2.3 回收技术
对于可燃物需要进行回收, 并且炉膛的出口的飞灰回收也需要进行利用, 因此利用回收装置对炉膛的效率进行提高是一个重要技术。回收装置中的撞击式的分离器利用的是可燃物的惯性对其进行分离, 通过惯性使得颗粒撞击到横至在烟道中的分离装置, 这种固体式的分离器主要的形式就是平板式的和槽型的等, 利用的机理就是通过固体和气体桩基分离器, 产生了围绕分离器的流动环绕力, 固体在动量上要大于气体, 因此就会保持原有的运动方向, 偏离原有的气流方向, 撞击到分离体上。
但是固体颗粒在运动轨迹上存在着接线, 当颗粒的运动超过了这个度, 即偏离量过大的时候, 颗粒的分离就会受到影响。界限流线到分离体的中心线的距离参数是对分离效率影响最为重要的基础, 在此界限中颗粒若是撞击则会依附到分离体上, 即分离体的表面的有效距离范围中的颗粒都会被分离, 超出界限的则无法分离。不同形状的挡件在撞击范围的效率公式上不同, 因此要根据烟道合理的布置。
结语
随着节能减排的要求不断提高, 各种新技术在层燃链条炉上得到应用, 用户应结合实际加以研究适合自身的方法, 实现对供暖锅炉的燃烧调节, 同时提高锅炉的节能效果, 也会绿色循环系统做出一份贡献。
参考文献
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[2]郑萍.锅炉施工中安全管理的分析与建议[J].科技资讯, 2008 (22) .
调节阀气蚀现象的分析及改进措施 第2篇
发布时间：2010-2-26 编辑：service 来源：互联网
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1、概述
调节阀作为自动控制调节系统中的执行部件,在现代工业生产中得到广泛应用,其控制及通讯方式随着计算机及总线新技术的应用而发生了根本性的转变,大大提高了控制的准确度及可靠性。但在高温高压工况使用过程中,管道流体往往因设备结构设计、安装或工艺参数设计不当等原因而产生气蚀,对调节阀内件造成严重的损伤,同时引起整个系统的振动及噪声,严重影响调节阀的使用寿命及控制系统的精确性,给工业生产带来很大的隐患。
2、气蚀机理
气蚀是一种水力流动现象,气蚀的直接原因是管道流体因阻力的突变产生了闪蒸及空化。在工艺系统中调节阀属节流部件,起变阻力元件的作用,其核心是一个可移动的阀瓣与不动的阀座之间形成的节流窗口,改变阀瓣位置就可改变调节阀的阻力特性,进而改变整个工艺系统的阻力特性。在高压差(△p>2.5MPa)时,调节阀的调节过程就是阻力的突变过程,此过程极易产生气蚀。为便于分析,将调节阀的节流过程模拟为节流孔调节式。
可以看出进口压力为p1,流速为V1的流体流经节流孔时,流速突然急剧增加,根据流体能量守恒定律,流速增加静压力便骤然下降。当出口压力p2达到或者低于该流体所在情况下的饱和蒸汽压pv时,部分液体就汽化为气体,形成气液两相共存的现象,此既为闪蒸的形成。如果产生闪蒸之后,p2不是保持在饱和蒸汽压之下,在离开节流孔后随着流道截面的增大流速相应减小,阀后压力急骤上升。升高的压力压缩闪蒸产生的气泡,气泡由圆形变为椭圆形,随后达到临界尺寸的气泡上游表面开始变平,然后突然爆裂。所有的能量集中在破裂点上,产生巨大的冲击力,其强度可达几千牛顿。此冲击力冲撞在阀瓣、阀座和阀体上,使其表面产生塑性变形,形成一个个粗糙的蜂窝渣孔,这便是气蚀形成的过程。气蚀现象不仅仅存在于高压差的调节阀内部,在工业生产的很多领域都存在此现象。
3、防止气蚀的措施
3.1、类型选择
从分析可以看出,产生气蚀是因为发生了空化,而发生空化的原因是节流引起了压力的突变,因此应避免空化的产生。而产生空化的临界压差即阻塞流形成的压差△pT为
△pT=FL2(p1-pvc)
式中FL———压力恢复系数
在工艺条件允许的情况下尽量选用△p<△pT的阀门,即选用压力恢复系数小的阀门,如球阀或蝶阀等。如果工艺条件必须使△p>△pT,可以将两个调节阀串联起来使用,这样每个调节阀的压差△p都小于△pT,空化便不会产生。如果阀的压差△p小于2.5MPa,一般不会产生气蚀,即使有气蚀的产生也不会对阀门造成严重的损坏。另外,选用角形调节阀也可减弱闪蒸破坏力。因为角形阀中的介质直接流向阀体内部下游管道的中心,而不是直接冲击体壁,所以减少了冲击阀体体壁的饱和气泡数量和次数,相应的减少了气蚀的发生。
3.2、材料选择
从气蚀的结果分析,材料硬度不能抵抗气泡破裂而释放的冲击力是造成损伤的主要原因之一,但能够长时间抵御严重空化作用的材料很少,价格昂贵,国内外常用的材料为司太莱合金(含钴、铬、钨的合金,45HRC)、硬化工具钢(60HRC)和钨碳钢(70HRC)等。但硬度高的材料加工成型不方便,极易脆裂,加工成本大,一般常用的方法是在不锈钢基体上进行堆焊或喷焊司太莱合金(图2),在流体气蚀冲刷处形成硬化表面。当硬化表面出现损伤后,可以进行二次堆焊或喷焊,这样既能增加设备的使用寿命,又减少了装置的维修费用。
3.3、结构选择
分析结果证明,空化是因为压力的突变所引起,而系统要求的压降又不能降低,所以采用将一次大的压力突变分解为若干次的多级阀瓣结构(图3),这种结构的阀瓣可以把总压差分成几个小压差,逐级降压,使每一级都不超过临界压差。或设计成特殊结构的阀瓣和阀座,如迷宫式阀瓣及叠片式阀瓣等,都可以使高速流体在通过阀瓣和阀座时,每一点的压力都高于在该温度下的饱和蒸汽压,或使液体本身相互冲撞,在通道间导致高度紊流,使液体的动能由于相互摩擦而变为热能,可减少气泡的形成。
不同结构形式的阀门有其不同的气蚀系数δ
式中H1———阀后(出口)压力,MPa
H2———大气压与其温度相对应的饱和蒸汽压力之差,MPa
Δp———阀门前后的压差,MPa
各种阀门由于构造不同,允许的气蚀系数δ也不同,如计算的气蚀系数大于容许气蚀系数,则不会发生气蚀。以蝶阀容许气蚀系数为215为例进行说明。当δ>2.5时,不发生气蚀。当2.5>δ>1.5时,发生轻微气蚀。当δ<1.5时,产生振动。当δ<0.5时,如继续使用,则会损伤阀门和下游配管。从计算中可以看出,产生气蚀与阀门出口压力H1有关,加大H1会使情况改变。其改进方法很多,如把阀门安装在管道较低点,或在阀门后管道上装孔板增加阻力,也可将阀门出口直接接蓄水池,使气泡炸裂的空间增大,气蚀减小。
4、结语
调节阀的气蚀现象受到阀门用材料、流体、力学、结构和介质等多种因素的影响,通过合理的选择,精确的计算,以及阀门新技术和新结构的应用,气蚀现象会在生产中得到更好的解决。
当液体经过部分开启的阀门时，在速度增大区域和在关闭之后的静压降低，可能会达到液体的气化压力。这时，在低压区的液体就开始气化，并产生充气空穴，形成小的气泡并吸附液体中的杂质。当气泡被液流再次带到静压较高的区域时，气泡就突然破裂或爆破。这一过程就叫气蚀。
当破裂的气泡的液体粒子互相冲撞时，在局部地区产生瞬间高压。如果气泡爆破发生在阀体周介或管壁，则压力能胜过这些部位的抗张强度，在表面上快速交变应力及周介表面毛细孔中受到的压力冲击最后会导致局部的疲劳损伤，使周介表面粗糙，最终造成十分大的气穴。
对某种特殊类型的阀门其气蚀特性是很典型的。因此，这种阀门通常规定有表面气蚀程度和发生气蚀倾向的气蚀指数。这一指数在文献中以不同方式提出。
以水为介质的蝶阀、闸阀、截止阀和球阀的起始气蚀曲线∽3。这些曲线是由西奈城市污水排放局编制并根据实验室观察和公布的数据得到。由于试验结果受温度、进入的空气、杂质、模型误差和观察者的判读误差的影响，该曲线仅供参考。
如果使压降分段发生就可减少气蚀。在紧挨阀门的出121处注入压缩空气，由于提高了周围压力也可减少气泡的形成。但缺点是输入的空气会影响出口端仪表的读数。
使紧接阀座出口端的通道急剧扩大可防止阀体壁和管壁遭受气蚀损坏，对用于水厂中的针形阀，其扩大腔室的直径为管径的1．5倍，包括出口退拔在内的通道长度为管径的8倍时，可避免遭受气蚀。
工程机械液压缸气蚀的预防
液压缸的质量好坏对工程机械的使用效能有着重要的影响。我们在对工程机械的液压缸进行维修时，经常可以看到液压缸内壁、活塞或活
塞杆表面有一些蜂窝状的孔穴，这都是气蚀所致。液压缸发生气蚀的危害是相当大的，它会导致配合表面变黑，甚至出现支承环、密封圈烧焦 的现象，从而造成液压缸产生内泄。当气蚀与其他型式的腐蚀共同作用时，将会几倍甚至几十倍地加速液压缸主要零件的腐蚀速度，从而严重
影响工程机械的正常使用。因此，对液压缸的气蚀作针对性的预防，是十分必要的。
1．产生气蚀的主要原因
⑴气蚀的实质分析
气蚀的产生，主要是由于液压缸在工作过程中在活塞和导向套之间的油液中混入了一定量的空气。随着压力的逐渐升高，油液当中的气体会变成气泡，当压力升高到某一极限值时，这些气泡在高压的作用下就会发生破裂，从而将高温、高压的气体迅速作用到零件的表面上，导致液压缸产生气蚀，造成零件的腐蚀性损坏。
⑵液压油质量不合格导致气蚀
保证液压油的质量，是防止产生气蚀的一个重要因素。如果油液的抗泡沫性差，就很容易产生泡沫，从而导致气蚀的发生。其次，油液压力的变化频率过快、过高，也将直接造成气泡的形成，加速气泡的破裂速度。试验证明，压力变化频率高的部位出现气蚀的速度就会加快。如液压缸进、回油口处等，由于压力变化的频率相对较高，气蚀的程度也相对高于其他部位。除此之外，油液过热也会增加气蚀发生的几率。
⑶制造及维修不当导致气蚀
由于在装配或维修时未注意使液压系统充分排气，从而导致系统中存在气体，在高温、高压的作用下即可产生气蚀。
⑷冷却液质量有问题导致气蚀
当冷却液中含有腐蚀介质，如各种酸根离子、氧化剂等，则易发生化学、电化学腐蚀等，在它们的联合作用下，也会加快气蚀的速度；若冷却系统维护得好，可预防气蚀的发生。例如，冷却系统散热器的压力盖，如果维护得好，就可以使散热器的冷却液压力始终高于蒸气压力，从而防止气蚀的产生。再如，冷却系统的节温器；一个性能良好的节温器可以使冷却液保持在合适的温度范围内，就能降低气泡破裂时所释放的能量。
2．预防气蚀的措施
虽然气蚀的产生原因是多方面的，但只要采取必要的措施进行积极地预防，气蚀现象还是可以避免的。下面针对气蚀产生的原因，谈谈应采取的预防措施。
⑴严把液压油选用关
严格按照用油标准选用液压油。选用质量好的液压油，可以有效地防止液压系统在工作过程中出现气泡。在选用油液时，应根据不同地区的最低气温进行选择，并按油尺标准加注液压油，同时还应保持液压系统的清洁（加注液压油时，应防止将水分和其他杂质带入），经常检查液压油的油质、油位和油色，如果发现液压油中出现水泡、泡沫，或油液变成乳白色时，应认真地查找油液中空气的来源，并及时加以消除。
⑵防止油温过高，减少液压冲击
合理设计散热系统、防止油温过高，是保持液压油油温正常的关键。如果出现异常，应查找原因，及时排除。在操纵液压操纵杆和分配阀时，要力求平稳，不宜过快、过猛，也不宜频繁地加大发动机油门，尽量减轻液压油对液压元件的冲击。同时，还应及时地维护冷却系统，使冷却系统的温度保持在合适的范围内，以降低气泡破裂时释放的能量。在不影响冷却液正常循环的同时，可以适当地添加一定量地防腐添加剂来抑制锈蚀。
⑶保持各液压元件结合面的正常间隙
在制造或修理液压缸的主要零件（如缸体、活塞杆等）时，应按照装配尺寸的公差下限值进行装配，实践证明，这样可以很好地减少气蚀现象的发生。如果液压元件已经出现气蚀现象，则只能采用金相砂纸抛光技术除去气蚀的麻点和表面积炭，切不可用一般的细砂纸进行打磨处理。
⑷维修时要注意排气 液压缸在维修后，应使液压系统平稳地运转一定的时间，以使液压系统中的液压油得到充分循环；必要时，可将液压缸进油管（或回油管）拆开，使液压油溢出，以达到单只液压缸排气的效果。
离心泵最易发生气蚀的部位有：
a.叶轮曲率最大的前盖板处，靠近叶片进口边缘的低压侧；
b.压出室中蜗壳隔舌和导叶的靠近进口边缘低压侧；
c.无前盖板的高比转数叶轮的叶梢外圆与壳体之间的密封间隙以及叶梢的低压侧；
d.多级泵中第一级叶轮。
提高离心泵抗气蚀性能有下列两种措施：
a.提高离心泵本身抗气蚀性能的措施
(1)改进泵的吸入口至叶轮附近的结构设计。增大过流面积；增大叶轮盖板进口段的曲率半径，减小液流急剧加速与降压；适当减少叶片进口的厚度，并将叶片进口修圆，使其接近流线形，也可以减少绕流叶片头部的加速与降压；提高叶轮和叶片进口部分表面光洁度以减小阻力损失；将叶片进口边向叶轮进口延伸，使液流提前接受作功，提高压力。
(2)采用前置诱导轮，使液流在前置诱导轮中提前作功，以提高液流压力。
(3)采用双吸叶轮，让液流从叶轮两侧同时进入叶轮，则进口截面增加一倍，进口流速可减少一倍。
(4)设计工况采用稍大的正冲角，以增大叶片进口角，减小叶片进口处的弯曲，减小叶片阻塞，以增大进口面积；改善大流量下的工作条件，以减少流动损失。但正冲角不宜过大，否则影响效率。
(5)采用抗气蚀的材料。实践表明，材料的强度、硬度、韧性越高，化学稳定性越好，抗气蚀的性能越强。
b.提高进液装置有效气蚀余量的措施
(1)增加泵前贮液罐中液面的压力，以提高有效气蚀余量。
(2)减小吸上装置泵的安装高度。
(3)将上吸装置改为倒灌装置。
促进莲雾提早开花调节产期措施研究 第3篇
关键词 莲雾 ；断根 ；浸水 ；C.C.C200倍液喷施 ；促花效果
中图分类号 S667.9
Abstract Taking single or integrated measures of root cutting， soaking， C.C.C200 times spraying， to conduct the Florescence advancing test of 5-years-old Syzygium samarangense. Florescence advanced obviously， the integrated measures of root cutting， soaking， C.C.C200 times spraying make the best effects， which bloom earlier for about 100 days and three more batches of flowers Compared to the blank control. The average production of 6 batches fruit is 76.6 kg/strain， which increase 53.2% Compared to the blank control that the production of 3 batches fruit is 26.6 kg/strain， and the fruit of first and second batch of Florescence advancing trees has higher sweetness.
Key words Syzygium samarangense ； root cutting ； soaking ； C.C.C200 times spraying ； florescence advancing effect
莲雾（Syzygium samarangense）属桃金娘科，原产印度、马来西亚，经中国台湾省引进驯化后传入大陆。果实顶端扁平，下垂状，表面具蜡质光泽。果肉海绵质，多汁低糖，富含维生素和微量元素[1-2]。莲雾作为一种新兴水果，市场价格持续走俏。雷州半岛地处热带、亚热带过度地区，气候条件与台湾、东南亚等地相近，为减少时空调运，就近满足本地市场的需求，一些商家、农户纷纷开展了莲雾的本地化种植。但由于生产经营者未能掌握莲雾树的生长发育规律，缺乏管理经验和技术，导致花期迟、挂果期短、产量较低，果实品质低，直接影响莲雾的种植效益。本项目主要探讨在雷州半岛的生长条件下，对低产成年莲雾树进行断根、浸水、C.C.C200倍液喷施处理等试验，寻找最佳的综合处理措施，以指导当地莲雾的生产，促进莲雾早开花，调节产期，提高产量、质量和种植效益。
1 材料与方法
1.1 材料
在麻章区湖光镇选择具5年树龄的低产莲雾园作为实验材料。
1.2 方法
设置以下7种处理和空白对照（CK）试验，每种处理及对照（CK）各10株。
处理1：断根+浸水+C.C.C200倍液喷施处理。2014年8月10日，在离树干60 cm开外，挖环状沟深30 cm、宽30 cm进行断根处理；8月13日起将环状沟放满水，浸水30 d处理，当日及9月8日、29日分别喷施C.C.C200倍液处理。
处理2：断根+C.C.C200倍液处理。按处理1的方法及时间实施断根+C.C.C200倍液喷施处理。
处理3：浸水+C.C.C200倍液处理。按处理1的时间，不挖沟断根，直接在树盘周围放水，实施浸水+C.C.C200倍液喷施处理。
处理4：喷施 C.C.C200倍液处理。按处理1的方法及时间单纯喷施C.C.C200倍液处理。
处理5：断根+浸水处理。按处理1的方法及时间，实施断根+浸水处理.
处理6：断根处理。按处理1的方法及时间单纯实施断根处理。
处理7：浸水处理。不挖沟断根，直接在树盘周围放水，按处理1的时间单纯实施浸水处理。
试验期间每株树分别在2014年10月12日、12月30日、2015年2月25日和5月5日，分4期撒施N；P；K=15：15：15复合肥2、1.6、1.3、1.3 kg。其他措施均在同等条件下进行。于2014年10月10日、10月14日、12月2日、12月16日和2015年2月2日调查平均每株花果穗数和平均每株有花果的枝条数，调查方法统一在每株树的东、南、西、北4个方向的中央，取1 m2计算平均值。于2014年11月16日、12月30日、2015年2月10日、3月1日、5月12日、7月20日进行果实采收，统计商品果产量，同时测定单果重、果高、果径和甜度等质量指标。
2 结果与分析
2.1 不同处理对莲雾花期的影响效果
试验统计的情况表明，7种处理均能不同程度促进莲雾提早开花。其中处理1平均花果穗数最盛，2014年10月10日、10月14日、12月2日、12月16日和2015年2月2日5次调查的平均花果穗数分别为37.3穗/株、203.3穗/株、295.3穗/株、298.3穗/株、320.5穗/株；平均有果的枝条数分别为6枝/株、50.7枝/株、62.8枝/株、63.8枝/株、75枝/株。而未作处理的空白对照（CK），2014年10月10日、10月14日、12月2日3次调查的平均花果穗数很少，基本不能形成商品果产量，2014年12月16日和2015年2月2日调查的平均花果穗数分别为20.6穗/株、59.3穗/株，平均有果的枝条数分别为7.6枝/株、17.3枝/株。统计分析数据详见表1。
nlc202309040813
2.2 综合处理与对照（CK）收获次数及产量比较
收获统计的情况表明，7种处理均能促进莲雾不同程度提早开花，计提早并多出3批，均能形成产量不一的商品果。其中处理1 平均商品果最高，2014年11月16日、12月30日、2015年2月10日、3月11日、5月12日和7月20日6次采收的单株平均产量分别为3.5 kg/株、8 kg/株、10.8 kg/株、15.4 kg/株、20.3 kg/株、18.6 kg/株，合计单株产量为76.6 kg/株。而未作处理的空白对照（CK），2014年11月16日、12月30日、2015年2月10日3次采收基本没有商品果产量，2015年3月11日、5月12日和7月20日3次采收的平均单株产量分别为8.8 kg/株、21.5 kg/株、19.7 kg/株，合计单株产量为50 kg/株。处理1平均单株产量比对照（CK）增产53.2 %。统计分析数据详见表2。
2.3 综合处理措施对莲雾品质的影响
测定统计的情况表明，处理1收获的6批商品果，单果重、果高、果径和甜度平均值分别为64.7 g、5.2 cm、5.6 cm、7.6（锤度）。未作处理的空白对照（CK），只收获3批商品果，单果重、果高、果径和甜度平均值分别为64.7 g、5.3 cm、5.7 cm、7.1（锤度）。处理1收获的第1、2批果的甜度最高，此时正值元旦前，价格最好，可谓果中珍品。其他质量指标与空白对照（CK）形成的商品果没有显著的差别。测定统计的数据详见表3。
3 讨论
在果树栽培实践上，通过断根、浸水、环状剥皮、干旱、液处理等措施来促进果树提早开花调节产期的成功例子较多[3-4]。莲雾树是多年生高大乔木，环状剥皮对树体的损害较大；雷州半岛的7-8月仍属雨季，干旱条件在园艺措施上难以控制[5]，因此，环状剥皮和干旱措施也就失去其应用意义。本项研究通过单一或综合采取断根、浸水、C.C.C200倍液喷施3种措施，可显著抑制莲雾抽梢生长，促使枝叶老熟，促进莲雾提早开花结果。其中综合采取断根+浸水+CCC200倍液处理的效果最佳，比空白对照（CK）花期提早约100 d，提早并多出3批，平均收获商品果6批共76.6 kg/株，比空白对照（CK）收获商品果3批共50.0 kg/株增产53.2 %，提早开花的第1、2批果实甜度较高，其他品质没有显著差别。广大农户在促花实践上也可以根据实际情况，单一和综合选用上述1-3种措施，在小范围试验取得成功后再行推广应用。
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气动调节阀安全运行措施探究 第4篇
气动调节阀指的是将压缩气体作为相应的动力源, 将气缸作为调节阀的执行器, 同时借助于调节阀阀门的定位器、保位阀、气体过滤器以及转换器等相关附件实现对调节阀阀门的驱动, 实现对开关量、比例式的合理调节, 接受工业自动化控制系统信号实现管道介质的相应调节, 主要包含了对管道介质的压力、液位、流量以及温度等方面参数的调节。气动调节阀典型的特征就是系统控制较为简单, 反应速度较快, 且系统运行本质安全, 不需要另外运用一些防爆措施。总的来说, 气动调节阀作为一种直角回转结构, 是由气动执行机构、V阀体以及定位器等相关设备构成, 具有一定的流量稳定特性, 与调节阀阀门定位器一起配合工作, 可以实现调节阀的相应比例, 气动调节阀运行的灵敏度、感应效果和密封效果都较好, 具备较好的剪切效果[1]。
气动调节阀在安装的时候需密切关注如下几个方面的安装原则:一是对气动调节阀的位置进行合理固定, 要求气动调节阀的安装位置与地面保持一定高度, 气动调节阀的上下之间要留有空间, 以此方便未来对气动调节阀的检修更新等, 对于配有气动阀门定位器等相关附件的调节阀需要保障气动调节阀的观察、调整较为方便;二是气动调节阀应该在水平官道上进行安装, 同时与管道实现上下垂直, 往往需要在气动调节阀的下面进行支撑以此保障气动调节阀安装稳固, 对于特别安装环境之下的, 需要将气动调节阀安装在管道的垂直面并加以固定, 同时需要注意尽量减少给气动调节阀带来过多压力;三是气动调节阀的工作环境温度应该保持在负30度到60度, 相对温度小于或者等于95%;四是气动调节阀的前后位置直管段长度控制在10D以上, 避免直管段太短带来的流量特性负面影响;五是气动调节阀口径与管道不一致的时候可以使用异径管进行连接, 同时可以设置相应的旁通管道, 便于后期手动操作和检修[2]。
二、气动调节阀安全运行影响因素及策略建议
1. 气动调节阀安全运行影响因素
一是气动调节阀控制室虽然给出了信号, 但是气动调节阀阀杆却没有启动, 对气动调节阀安全运行带来了一定的负面影响, 出现这种故障的主要原因在于:气动调节阀净化脱硫段控制液位阀由于气源管老化漏气、异物遗留、灰尘太多、气源管接头出现松弛以及气源管结冰等方面的因素造成。
二是气动调节阀在已经关闭的情况之下出现大量泄漏安全问题。出现此类问题的主要原因在于:气动调节阀一般都有一定的泄漏标准, 如果超过了这个标准就会出现安全故障问题, 合成分子筛KV4202A在出现泄漏故障的时候, 需要对其进行及时处理。这种安全故障主要是因为阀芯阀座在较长的时间内出现大量磨损、管道中介质进入出现异物堵死, 这种异物往往是焊接管道的时候异物进入经过潮湿、氧化之后生锈[3]。
三是气动调节阀出现反应速度慢的安全运行问题。气动调节阀的控制室发出了百分之五十的信号, 但是合成段PV5517阀在反应了三分钟左右才可以达到百分之五十, 这主要是因为气动调节阀阀体内存在异物堵塞、漏气、波纹薄膜破损等方面的因素造成。除此之外, 气动调节阀缺乏日常保养维修以及完善的预检修机制, 不利于气动调节阀的长期安全运行。
2. 气动调节阀安全运行策略
(1) 对于气动调节阀控制室虽然给出了信号, 但是气动调节阀阀杆却没有启动的安全运行问题, 可以通过如下方法进行处理:首先对气动调节阀气源管进行细致检查, 如果是因为漏气导致的可以更换新的气动调节阀气源管, 如果是因为气动调节阀气源管内存在异物、灰尘以及结冰等问题, 可以将其进行清理, 如果是因为气动调节阀气源管接头松弛, 可以利用四氟垫将其加固, 如果气动调节阀气源管并没有什么问题, 可以对空气过滤减压阀进行检查更新, 解决此类安全运行问题[4]。
(2) 对于气动调节阀在已经关闭的情况之下出现大量泄漏安全问题, 可以通过如下方法进行处理:首先应该将气动调节阀的阀芯和阀座都拆卸下来, 检查气动调节阀的阀芯和阀座是否出现磨损现象和腐蚀问题, 如果出现此类问题就应该将气动调节阀的阀芯和阀座进行更换;如果不是需要检查气动调节阀的阀座是否进入了铁锈等相关异物, 对其进行清理。
(3) 对于气动调节阀出现反应速度慢的安全运行问题, 可以通过如下方法进行处理:首先应该检查是不是气源管出现漏气问题, 如果是就应该将气源管进行检修更新;然后再对气动调节阀进行拆卸检查, 如果是气动调节阀阀内存在异物, 就应该将其进行科学清理;在上述两种情况都没有安全问题的情况之下, 再对气动调节阀气室内的波纹薄膜进行检查是否有损坏现象, 如果是就应该更换新的波纹薄膜。
(4) 对气动调节阀进行及时的日常保养维护, 构建气动调节阀预检修机制, 保障气动调节阀安全运行。应该对气动调节阀的阀位指示器、定位器、气源管等各个附件进行日常保养维护, 确保气动调节阀的各个系统部件完好。其次除了对气动调节阀在运行过程中出现的安全问题进行及时处理外, 应该构建相应的预检修机制, 对气动调节阀使用情况、各个部件状况等进行定期检修, 从而最大限度提升气动调节阀的使用性能和使用周期。
参考文献
[1]周明.调节阀安全运行的影响因素分析及对策[J].中国西部科技, 2008, (04) :56-57.
[2]马飞.正确选用、安装自动控制回路中的气动调节阀的思考[J].电子技术与软件工程, 2013, (12) :158-159.
[3]严嘉;童明伟;张二锋.汽车空调压缩机耐久性试验台运行稳定性试验研究[J].暖通空调, 2005, (12) :118-119.
情绪调节：如何用色彩来调节坏心情 第5篇
情绪调节：如何用色彩来调节坏心情
驱赶坏心情，可以穿蓝色的衣服
以前我们一提及蓝色，我们会马上联想到英文中蓝色可以作“忧郁”的意思。但是英国的一项新研究显示，尽管长期以来科学家认为蓝色与消极因素有关，但这种颜色也能增强自信心、减轻压力和使人感到愉快。此外，这项研究还显示，蓝色能让人的思维敏捷。英国苏塞克斯大学研究人员让志愿者置身于各类颜色的灯光中。结果显示，置身于蓝色中的志愿者完成测试的速度提高了25%。他们的反应时间提高了12%，手眼协调和回想单词的能力也有所改善。
所以，心情沮丧，不好的时候，可以尝试穿一些蓝色的衣服，看看广阔无边的蓝天。
性别不一样，颜色影响心情的效果也不同
研究人员每次让志愿者置身于一种颜色时，都会记录大脑活动、心率和排汗的情况。他们发现，蓝色有助于使男人和女人心态平和。紫色使人放松，但只限于女人。蓝色和绿色使男人愉快，蓝色、紫色和橙色则让女人的精神好。
这项研究显示，在建立信心方面，蓝色和红色对男人有帮助，蓝色和紫色对女人的作用最大。参加这次调查的志愿者共有1000人。尽管红色提高了男人的自尊心，但它使人感到愉快或放松的可能性最小。
不同颜色对情绪有不同影响
黄色
黄色是人出生最先看到的颜色，是一种象征健康的颜色，它之所以显得健康明亮，因为它是光谱中最易被吸收的颜色。它的双重功能表现为对健康者的稳定情绪、增进食欲的作用;对情绪压抑、悲观失望者会加重这种不良情绪。
绿色
绿色是一种令人感到稳重和舒适的色彩，具有镇静神经、降低眼压、解除眼疲劳、改善肌肉运动能力等作用，自然的绿色还对晕厥、疲劳、恶心与消极情绪有一定的舒缓作用。但长时间在绿色的环境中，易使人感到冷清，影响胃液的分泌，食欲减退。
蓝色
蓝色是一种令人产生遐想的色彩，另一方面，它也是相当严肃的色彩。具有调节神经、镇静安神的作用。蓝色的灯光在治疗失眠、降低血压和预防感冒中有明显作用。有人戴蓝色眼镜旅行，可以减轻晕车、晕船的症状。但患有精神衰弱、忧郁病的人不宜接触蓝色，否则会加重病情。
黑色
黑色具有清热、镇静、安定的作用，对激动、烦躁、失眠、惊恐的患者起恢复安定的作用。
橙色
橙色能产生活力，诱发食欲，也是暖色系中的代表色彩，同样也是代表健康的色彩，它也含有成熟与幸福之意。
白色
白色能反射全部的光线，具有洁净和膨胀感。空间较小时，白色对易动怒的人可起调节作用，这样有助于保持血压正常。但对于患孤独症、精神忧郁症的患者则不宜在白色环境中久住。
红色
调节措施 第6篇
关键词：汽机调节阀；故障关闭；改进措施
中图分类号：TM623 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0081-04
1 概 述
大亚湾及岭澳核电站的1000MW级核电机组均采用了英国ALSTEC公司的汽轮机控制技术，Microgovernor就是英国ALSTEC公司的汽轮机控制系统。它是一种基于处理器技术的可编程数字控制系统，为上、下位两级控制结构，其控制功能通过上、下位控制设备得以实现。对于上位级控制设备，采用VME总线处理器，其设备为模块化结构设计，用于实现对汽轮机组复杂的监控功能，比如自动负荷控制、核岛协调控制、启机升速、应力控制等等。下位级则接受上位级的控制命令，并根据各汽机调节阀的阀门特性曲线，将控制命令转成0～200 mA的电流信号送至汽机调节阀油动机的电液转换器来驱动调节阀的开关。
同时，油动机先导阀的阀位信号通过LVDT返回至下位级，以实现阀门的闭环控制。每个汽机调节阀对应一个下位级的阀门模块板件，单个阀门模块板件故障将导致单个阀门跳闸关闭，不影响其他阀门的控制，但会对机组造成瞬态，比如汽机功率的突然降低，造成电网频率波动和汽机的振动及给水等方面的波动等等。如果满足一定的组合条件，比如高压缸所有调节阀门全部故障关闭还会导致机组的跳闸。因此，任何一个汽机调节阀在日常机组运行期间都要保证其安全稳定，不能出现故障关闭的情况。
但在电站的运行过程中还是出现了不少阀门异常故障关闭的情况，由于导致出现问题的原因较多，比如与阀门机械结构、阀门检修过程、阀门校刻、电缆连接器件的选型、系统的安装等诸多因素有关，所以对这类故障专题进行了长期的跟踪与研究，最终得到了解决，也获得了很多的类似故障排查的经验。
2 汽机调节阀控制原理
2.1 信号连接
大亚湾核电站和岭澳核电站（一期）汽机调节阀控制采用了电液调节，由各个阀门模块根据上位级的控制命令转换成0～200 mA的电流信号，送至阀门先导阀电液转换器转换成油压信号驱动阀门开关，并由安装在阀门定位器上的LVDT来反馈先导阀门的开度，以实现阀门开度的反馈闭环调节。汽机调节系统的上位级和下位级阀门模块均安装的电气厂房，阀门模块与各阀门的信号连接包括驱动电流（ZM）信号和LVDT位置反馈信号，LVDT回路包括初级线圈PRI、次级线圈1（SEC1）和次级线圈2（SEC2）。在机柜侧通过电缆将各信号引至现场各阀门的端子接线箱，通过端子箱转接至铠装电缆，铠装电缆另一侧通过航空插头连接至阀门本体的航空插头连接件。阀门本体内部再经过航空插头电缆组件连接至阀门先导阀的驱动线圈及LVDT上。阀门处的连接情况，如图1所示，高压缸典型连接和低压缸典型连接。
2.2 驱动电流的计算和输出
在阀门模块内部的计算中，在接受到阀门的开度要求命令并和现场阀门的LVDT反馈开度后，计算出偏差，并将偏差进行累积，该偏差称为Accum position trim，该偏差加上阀门开度的命令信号后，系统进行查表得到阀门驱动电流命令信号（注：这个表是每次机组停运检修后对阀门进行校验后获取的阀位和实际驱动电流的特性表格，每个阀门都要进行校验并将表格存储在上位级中，在阀门模块安装至下位级中，该表格将自动下载，以保证阀门模块中的特性表给为最新校验数据）。阀门模块在输出驱动电流至现场阀门的中间过程中还有一个接口单元，实际就是在输出电流回路上串入一个标准电阻，将输出的电流信号转为标准电压反馈至阀门模块以监视输出电流。系统将驱动电流命令值与实测值进行比较，形成差值，并累积该差值（该偏差称为Accum current trim），该差值被用于加载到驱动电流命令转换后的占空比信号后形成最后的实际占空比，实际占空比要求计算公式为：
y=f+s×x/（V-x×L）
其中：
y=占空比；
f=current trim；
s=源内阻；
v=驱动电压；
l=负载阻抗。
当计算出占空比后，利用脉宽调制技术转换成0～200 mA直流电流信号送至汽机调节阀先导阀。
阀门模块内部计算原理图，如图2所示。
3 A7/A8/A9类故障原因研究及处理措施
3.1 故障分析
A7/A8/A9故障在大亚湾核电站及岭澳核电站（一期）投产后导致调节阀门关闭的主要原因，导致出现A7/A8/A9故障的原因比较复杂，且还可能与阀门机械结构、阀门本体检修、阀门校验等诸多因素有关。
以下是厂家对A7/A8/A9故障的解释：
A7：EXCESS CURRENT TRIM ERROR（current trim值过大）。
即阀门驱动电流反馈与定值电流偏差累计大于25%时触发A7故障。
A8：EXCESS POSITION TRIM ERROR（position trim值过大）。
即阀门阀位反馈与阀位要求值的偏差累计大于一个标准值则触发A8故障，关闭阀门。
A9：LVDT ERROR（SUM OF TWO SECONDARY VOLTAGES OUT OF RANGE）（LVDT故障即LVDT的两个次级线圈SEC1和SEC2的反馈电压和超差）。
其中A7是其中A8/A9是与LVDT直接相关的故障代码。
3.2 原因分析
针对以上的解释，现场进行了ZM（驱动线圈）、LVDT回路的相关试验来确定故障模式及发现故障的成因。
测试一：阀位为0%时：
①直接断开驱动线圈回路，不出现任何故障。
②断开LVDT 的AB（初级线圈）回路，出现A9故障。
③断开LVDT 的SEC1（次级线圈1）回路，出现A9故障。
④断开LVDT 的SEC2（次级线圈2）回路，出现A9故障。
测试二：阀位为15%开度：
①直接断开驱动线圈回路，出现B1故障（OUTPUT DRIVE ERROR NO CURRENT SENSED-SERIES），这种极端现象没有出现过。
②在驱动线圈回路上串联49？电阻，出现A7故障，此时电流约为104 mA。
③在驱动线圈回路上的串联电阻瞬间从零跳变至40 Ω，电流瞬间从104 mA降低至92 mA，随后缓慢调整至原值，未引起A7故障。
④断开LVDT的AB（初级线圈）：出现A9故障。
⑤断开LVDT的SEC1（次级线圈1）：出现A9故障
⑥断开LVDT的SEC2（次级线圈2）：开始没有出现故障，但是大约过了20 s后，出现A8故障，20 s过程中发现驱动电流增大，且阀门还有小幅开启。
⑦在LVDT的SEC2回路上串联电阻达到8 000 Ω时，阀门模块出现A8故障。
测试三：阀位在100%开度时：
①在驱动线圈回路上加电阻13 Ω，即出现A7故障，此时电流约为160 mA.
②在LVDT的AB初级线圈回路上串联电阻达到257 Ω时，阀门模块出现A9故障而关闭。
③在LVDT的SEC1上串联电阻一直增大至断开SEC1接线，没有出现任何故障。
④在LVDT的SEC2上串联电阻达到4 500 Ω时，出现A9故障。
从上述试验可以看出，对于A9故障来讲，就是指LVDT两个次级线圈的电压和超出范围导致，此故障是瞬间触发的，如只要初级线圈断线就能立刻触发这个故障。
导致的原因有：
①初级线圈提供的电压本身不足或没有，如线圈上线路电阻过大或断线或短路都能导致。LVDT示意图，如图3所示。
②两个次级线圈本身反馈的电压不足或没有，如线圈线路电阻过大或短线或短路都能导致。但在测试二中，阀位为15%时，断开SEC2也没有立即产生A9故障；在测试三中，将SEC1的线路电阻增大到约10 000 Ω都没有问题，断线也没有产生A9故障。
从LVDT的示意图可以看到当阀位在15%时，SEC2远离中心铁芯，也就是它感应的电压无足轻重了，阀位的显示主要由SEC1感应的电压来承担；同样的当阀位在100%时，SEC1已经远离中心铁芯了，也就是它感应的电压已经无足轻重了，阀位的显示主要由SEC2感应的电压来承担。只是LVDT反馈回来的阀位并不能真正代表实际阀位，可能之后还可能触发其他故障，如测试二的第6步的A8故障。根据LVDT的安装要求，阀位在50%时，LVDT内部的铁芯应该在两个次级线圈的中间，但现场安装可能会出现小幅的偏差，这些安装偏上或安装偏下并不影响先导阀位的测量，只要行程能够满足测量要求就行了，但可能会对于同一种故障原因呈现不同的故障结果，比如有时出现A8，有时出现A9。
相比之下，A8故障则不是瞬间触发，而是有一个过程，类似于一种积分效应，实际阀位与指令阀位偏差越大，position trim积分到动作阈值的时间越短。在各测试中，先导阀位指令是不变的（pilot position demand），当在LVDT的次级线圈的回路上串联电阻值增加时，LVDT反馈阀位也在变化，它与指令阀位之间的偏差一直在累加（带正负号的累加）直到二者偏差为零，实际阀位却因为驱动电流（占空比）的变化而变化。一旦这个累加和超过一个标准，则触发A8。
在测试二中可以看到这样一个现象：当阀位为15%时，断开SEC2，20 s后才出A8，在这个过程中，阀门模块一直接收一个不正确的阀位信号，这个阀位信号小于真实阀位，所以阀门模块一直加大驱动电流以使阀门达到指令阀位，最终由于accu. position trim超限而出现A8。
再看测试三，当阀位为100%时，将SEC2的电阻加到4.5K就出现A9，而不出现A8，在测试过程中驱动电流一直在增加，accu. position trim也在增加，但是还没有到达限值时，就已经因为两个次级线圈感应电压之和小于限值而立刻出现A9。
将以上的分析简单描述为两点：
①A8故障是积分效应，触发慢；A9是瞬时效应，触发快。
②不同的阀位情况下，SEC1和SEC2的权重不同，断线或线路电阻过大情况下，有可能产生A8，有可能产生A9。
A7故障主要与驱动线圈有关，驱动电流回路示意图，如图4所示。
从阀门模块的控制简图上看current trim与position trim的计算有些相似，指令电流与实测电流的偏差进行累加，形成一个累加和（Accu. current trim），一旦这个累加和超限，则触发A7，从设计上看current trim的主要目的是能够及时探测现场回路的阻抗变化，包括接触或温度变化导致驱动线圈阻值变化引起的输出电流的变化，快速维持输出电流至要求值。
在三个测试中可以看到，在不同的阀位条件下，出现A7时的串联电阻值是不一样的，高阀位（100%）时，只需要13Ω就出现了A7；而在低阀位（50%）时，需要49Ω才产生A7。在测试过程中，我们一直监视驱动电流的情况。我们发现，在突然改变串联电阻值时，比如增大串联电阻，驱动电流突然下降，但很快又恢复到原来的水平，且有很小的超调。但是串联电阻一旦达到一个值（电阻是1Ω往上累加），立刻就出现了A7。
以上分析总结为：
①阀门在高开度时，驱动线圈对接触电阻比较敏感。在正常运行中，比如满功率下，高缸的主阀阀位为和低压缸调节阀均处于满开度，更容易由于接触电阻而出现A7故障。相对来讲，高缸调节阀由于开度仅为50%～60%而不太容易由于接触电阻的增大出现A7。
②接触电阻增大时（不超出限值），阀门模块能够自动调节保持驱动电流，而一旦接触电阻超出一个值，立刻出现A7。
③使用不正确的阀门校刻表格或者现场阀门本体包括先导阀、定位器等本体设备更换后不重新进行阀门校刻也可能会造成A7故障，特别是当阀门开始启动和阀门到达全开时，更容易出现A7。
3.3 改进措施
针对上述试验得到的结论，重点怀疑从机柜到现场阀门的先导阀的驱动线圈和LVDT中可能在某些地方存在一些“接触不良”，超出系统对回路阻抗变化的忍受极限后导致阀门故障关闭，在不同的阀门开度情况下，同一故障原因可能呈现出的是不同的故障代码。
3.3.1 针对接触问题采取的改进措施
针对接触问题现场进行了大量的检查并采取了相关的改进措施：
①检查了所有的航空插头，发现大部分的插头内部油迹比较明显，如图5所示。
汽机调节系统的动力油使用的抗燃油，粘度高，现场环境温度高，最高的地方达到50 ℃左右，这些油可能在检修过程中带入或者由于阀门油动驱动机构的油雾渗入至航空插头内部，常年累月后在插针或插孔表面形成了一层“油泥”，直接导致了航空插头的接触问题。
在更换阀门模块并重新送电后，“油泥”可能又被击穿，恢复了接触，这种接触不良是比较难以发现的。
②航空插头的母插型号使用错误。电站的航空插头使用的ITT-CANNON公司的CA系列航空插头，母插针为镀银且内部接触弹片为一体压制，而现场使用的不是ITT-CANNON公司的配套母插，其材质为不锈钢，母插针内部接触弹片为环状且弹片形变后无法恢复，很容易导致接触不良，且该弹片还很容易随公针一同被拔出。
③就地端子接线箱安装在阀门附近，振动比较高，很可能造成接线端子的接触不良。
④部分阀门电缆的绝缘性能有所下降，可能导致外部的干扰串入，影响驱动电流信号和LVDT的反馈信号。
⑤阀门电缆从航空插头引到电缆桥架的过程中，悬空放置，产生较大应力，可能造成航空插头内部接线断裂。
3.3.2 针对检查发现的问题采取的处理措施
针对以上检查发现的问题，采取了以下的处理措施：
①对电缆插头进行清洁，并对整个回路的电阻和绝缘情况进行检查；
②在就地端子箱内将两侧电缆接线采用对接鼻子对接，形成一种“软性”连接，提高端子接触的抗震性；
③重新采购正确的母插针，并重新压接；
④更换有异常的阀门电缆，并保证电缆桥架的盖板密封；
⑤重新铺设电缆桥架，确保消除电缆悬挂应力。
4 其他类的故障关闭问题
4.1 阀门机械部分问题
除了控制回路接触导致阻抗变化外，现场机械部分也是导致阀门关闭的又一项主要原因。核电站机组平时一般带基本负荷，其高压缸的主阀和低压缸调节阀一直处于全开状态。
因此阀门定位器中的先导阀阀芯一直处于某一个固定位置。只有在汽机负荷下降到一定水平时，这些阀门才开始要求关小开度。在减小开度的过程中，虽然电流驱动信号在减小，但由于先导阀有卡涩，其LVDT反馈的信号一直维持原值，其结果就会导致position trim值的不断累积，直至出现A8故障关闭。
岭澳核电站（一期）某次大修停机过程中就出现了2个低压缸阀门在开始要求关小开度不久同时出现了A8故障关闭，造成汽机跳机事件的发生。
随后电站开展了定期的带负荷汽机调节阀开关试验，确保相关阀门的活动部件定期得到活动和润滑，消除卡涩产生，避免了阀门故障关闭。
4.2 阀门校刻问题
在图2中，阀门模块是根据阀门校刻表格得到阀门的驱动电流的。阀门的校刻的过程为：
①发出固定斜率的电流驱动信号。
②通过阀门实际阀位得到阀门的实际反馈位置，并记录此时的LVDT的开度。
③得到一张驱动电流-阀门实际阀位-LVDT位置的表格。
可以看到，在这个校刻过程中，阀门实际阀位是作为LVDT位置的参考，如果阀门实际阀位通道出现故障或者不准确，将会导致校刻数据失真。同时，如果现场的机械部分有更换，也必须重新进行校刻得到相对应的校刻数据。
4.3 阀门模块本身失效
阀门模块为27 V直流供电，通过板载DC/DC将其转换为 +5 V和±15 V电压作为CPU回路和阀门驱动回路工作电源。机柜设计没有强制通风，导致机柜内部温度偏高，DC/DC的表面温度接近工作上限，导致多起板件DC/DC烧毁事件。
经过对机柜增加通风格栅，另一方面将厂房通风口移至机柜附近，降低机柜附近温度，并增强了机柜内部的空气的自然流通，大大降低了DC/DC烧毁的发生。
5 结 语
根据多年对汽轮机调节阀故障关闭进行了跟踪和研究，并采取了相应的措施，目前汽轮机调节阀已进入到稳定工作状态，故障关闭的概率大大下降。但新问题还是在不断出现，比如设备的老化问题问题正逐步显现出来。因此需要不断的对设备和系统进行研究并采取措施，确保汽机调节阀的健康稳定运行。
参考文献：
锅炉运行中的调节技术措施探析 第7篇
为确保锅炉的正常的供汽和安全稳定的运行, 水位调节与控制是其中的一个重要的环节, 在锅炉运行过程中, 锅炉的管理员要不断地通过观察水位表, 观察锅炉内的水位, 通常情况要确保锅炉的水位, 必须在正常的水位线位置, 锅炉的水位允许在正常水位线上50mm之内进行合理的控制。科学地把握对水位的控制, 如果在正常工作的锅炉内, 水量等同于蒸发量, 那么炉内就会保持稳定的水位; 如果加水量低于蒸发量时, 那么炉内就会出现水位下降的状况, 于是就要增加水量。在小型锅炉的安全稳定运行中, 如果因为水位总在进行变化, 而突然不加水了, 就十分可能会造成锅炉的安全事故发生, 所以必须要加强对运行的锅炉的水位的监视和调节。而对于正常运行的锅炉来说, 其运行的负荷是会经常发生变动的, 当锅炉的负荷发生变化时, 起相应的负荷就会影响锅炉的蒸发量的变化, 为此就会使得蒸发量和加水量的不平衡, 从而造成了锅炉的水位明显的产生波动。为了确保锅炉的水位在正常的水位线上下浮动, 锅炉在低负荷的状况下进行运行时, 锅炉的水位通常应该略微高于正常水位线, 以避免在负荷增加时水位降得过低;锅炉如果运转时出现负荷变动, 为避免在减少负荷时造成水位迅猛升高的现象, 炉内水位应略低于正常水平。负荷突然的变化会造成虚假水位的出现, 在对锅炉进行调整操作时需要考虑该情况, 并在负荷突增时进行适宜的水位下调, 在负荷突降时进行水位上涨的操作。为实现对水位的可靠监控, 在作业的时候需要定期冲洗水位表, 至少每周一次。
2蒸汽压力调节
(1) 做好蒸汽压力调节工作能够保证锅炉的正常运转。负载的变化通常会改变锅炉的蒸汽压力, 一旦锅炉蒸汽量过大超过了负载量, 就会导致炉内出现蒸汽压力过高的现象;如果小于负荷量则会造成炉内蒸汽压力过小的现象。不论是过大还是过小都会导致炉内压力不稳定, 进而给锅炉燃烧造成损害。所以通过调整锅炉蒸汽压力来实现控制锅炉燃烧的目的。在锅炉燃烧的过程中, 如果负荷减小就会导致压力升高, 这时就需要减少燃料量;当负荷增大时压力就会减少, 这时就需要增加燃料量。通过以上调节能够进一步提高锅炉的燃烧效率。
(2) 锅炉内部各个构造都是存在额定温度的, 一旦蒸汽的温度过高就会造成部件的损坏, 影响到锅炉的实际工作, 减少了锅炉的使用年限。一旦蒸汽温度超过规定的范围就造成过热管机侧出现差应力过大的问题。温度的最高值和最低值的差过大时就会造成锅炉受热面的连接处存在比较大的热应力, 长此以往就会导致转子出现膨胀进而位置发生移动。影响蒸汽温度的因素有很多, 其中锅炉水位变化以及烟气余热、散热是主要因素。通过调节锅炉的燃烧状态以及空气的供应量则可以调控锅炉的水位变化。烟气留有余热或者散热不好, 都会造成蒸汽温度过高, 所以应该调节烟气的散热量以及做好烟气的降温工作。
3热水锅炉出水温度调节
(1) 当锅炉的负荷比较小时, 可以采用高温还原法来降低水温; 如果负荷比较大时则可以采用调节回水阀来降低水温。为了保证燃料的充分燃烧, 需要对燃烧进行合理调整, 调整方向具体包括燃料、 空气、风力等方面, 其中风力的调节则需要专门的技术人员完成, 一旦找到合适的风力值一般情况下不需要改变, 风力的调整主要是根据燃气的挥发量。调整合适的燃料和空气的比例并进行均匀的混合, 同时尽量保持炉内的温度值比较高, 减少冷空气的进入。工作人员根据对排气温度以及二氧化碳实时监测, 观察炉内的燃烧状态并适时调整。锅炉内部的各个部件都和燃烧调整密不可分, 其中任何一个部件出现了问题都会影响到其他部件的工作状态。所以, 应该尽量保证在调节热水锅炉出水温低时, 每个部件都在最佳工作状态, 保证燃料的充分燃烧, 减少热损失率, 减少炉内金属腐蚀的现象。同时减少废气的排放, 保证锅炉的稳定运行。
(2) 排放烟尘在锅炉的运行中, 目标是保持受热面内部清洁, 避免水汽水共腾和蒸汽质量恶化。如果因为水位总在进行变化, 而突然不加水了, 就可能会造成锅炉的安全事故, 所以必须要加强对运行的锅炉水位的监视和调节。
4料量与风量的调节
4.1燃料量的调节
负荷大小直接关系到整个锅炉的工作状态。如果负荷的变化比较大时, 通过调节给粉机的转速以及改变燃料的投入数量, 进而改变锅炉工作的负荷。如果负荷的变化比较小时, 通常只调整给粉机的转速就可以了。在调节转速的时候应该保证转速的稳定性, 避免出现较大的幅度变化, 导致炉膛内的燃烧温度不稳定。在需要调整燃烧器的时候, 需要先打开一次风, 吹一下风管, 保证风管的畅通。 在风压稳定之后启动给粉机同时开启二次风, 并观察炉膛内的燃烧状况是否稳定。在停运的时候应该先关闭给粉机, 然后在关闭二次风, 一次风在吹扫一段时间之后再进行关闭, 避免风管内部留有燃烧物的沉淀。为了保证不损坏燃烧器, 也需要把一二次风的量调节到微小。此外, 在锅炉运行的过程中, 还应该限制给粉机的转速, 保证煤粉的浓度在规定的范围内。
4.2炉膛氧量的控制
锅炉工作中不同的燃料量需要不同的风量, 风量的大小也会影响到燃烧的速度。而要想达到一定的风量就需要在锅炉内部形成一个稳定的空气动力场。在炉内温度太低的情况下, 则需要大量的烟气量。为了维持锅炉运行的稳定性和可靠性, 就需要对炉膛氧量加以控制。如果空气量过大, 就会产生一定量的还原气体, 造成高温腐蚀问题。如果空气量太小, 就可能造成造成低温腐蚀现象, 给锅炉造成伤害。
4.3炉膛氧量的监督
燃料的燃烧需要大量的氧气, 而且要保证炉膛中不用位置的氧量尽量均衡。但是在锅炉实际工作的过程中往往会因为漏气导致不同位置的氧量不同。为了保证燃烧效果, 需要做好炉膛氧量监督工作。由于炉膛出口的烟温高, 所以不可以安装氧量计, 只能在炉膛尾部的位置安装, 但是需要修正漏风问题。
4.4风量的调节
不同类型的锅炉对风量的需求量是不同的。针对轴流式风机则可以通过改变叶片的角度来实现风量的调节, 离心式风机则可以通过改变入口挡板的开合度以及改变风机转速来调节风量。除了考虑锅炉的类型, 还需要考虑燃烧的具体要求。通过改变风挡板的开合度, 做好风量的调节工作。在调节的过程中, 工作人员需要对风机的风压、含氧量等数值变化进行记录, 通过这些数据就能够判断风量调节是否达到了工作需求。
5结束语
锅炉的工作环境对于其正常使用具有十分重要的影响, 外界环境的变化通常会造成锅炉运行不稳定。所以为了保证锅炉的工作稳定性, 就需要采取合适的措施来应对这种不稳定。作为工作人员应该对锅炉的工作情况做好记录, 一旦锅炉工作状态发生变化, 则需要立即进行处理。
摘要：锅炉是一种专门的能量转化设备, 被应用到很多领域。当前为了提高锅炉的运行效率, 我们通常采用调节锅炉的水位、控制锅炉的蒸汽压力和蒸汽温度、调节锅炉热水温度等方式, 在实际应用的过程中起到了很好的作用, 不仅保证了锅炉的安全性能, 同时也提高了锅炉的工作效率。文章主要针对当前这几种调节技术措施进行分析, 希望能够给相关人士一定的借鉴。
关键词：锅炉水位,燃烧汽压,锅炉运行,调节技术
参考文献
[1]吴志余.锅炉风机调节特性与经济运行探讨[J].工业锅炉, 2002 (5) .
[2]赵文举.浅谈循环流化床锅炉的运行调节[J].山东煤炭科技, 2009 (2) .
调节措施 第8篇
一、影响花期的不遇因素
1. 活力影响
新种子活力强, 营养生长旺盛。旧种子活力相对较弱, 营养生长发育差。所以, 在相同条件下, 同一品种的新种子花期相应提前, 而旧种子花期相应推后, 保存三年的自交系活力下降很多, 出苗率和生长发育都很差, 因此生产上应谨慎使用。
2. 自交系的特征特性
如有的自交系长势强, 有的自交系长势弱;有的自交系雌雄发育同步, 有的则雌雄发育不同步;还有的自交系在苞叶内散粉这些都是影响花期的内在因素, 了解它对预防花期相遇有重要作用。
3. 种植密度
种植密度对自交系影响也较大, 密度过大, 制约个体发育, 使花期推后。因此要注意合理密植。
4. 水肥条件的影响
同一品种的自交系在不同的肥水条件下花期有很大区别, 花期有可能提前和推后。
5. 气候对品种自交系的影响
同一品种 (组合) 的两个亲本在不同地区、不同年份花期相遇好坏程度也不同。如干旱低温能推迟种子发育, 而高温低湿、低温高湿则影响雌雄花的正常生长。不良的环境会使花粉粒生长发育受阻, 导致没有花粉或不能正常散粉。
二、花期的预测
1. 叶片观察法
在制种田选择有代表性的父母本植株各10~20株, 用红漆标叶片数, 根据叶片推算花期是否相遇。一般以母本比父本多1~2片叶为宜。
2. 幼穗分化观察法
在10~13片叶时选择代表性的父母本植株, 剥叶观察幼穗分化情况, 一般以母本的生长锥是父本的2~3倍为宜。
3. 以叶脉定叶龄
玉米的叶脉有主脉和侧脉, 叶片中央粗大坚韧的称主脉, 侧脉平行对称地排列在主脉两侧。叶脉有支撑叶片、输送营养进行光合作用的功能。植株各叶龄叶片上叶脉数呈现一定规律, 由此可确定叶龄, 而植株出叶数反映着穗分化进程。用叶脉确定叶龄的方法是:把叶片完全向阳透视, 数其主脉一侧的侧脉数, 然后减去2, 余数即为该叶片展开的叶龄 (第一叶除外) 。穗位以上叶片出现二级叶脉, 目测时不易准确辨认, 但可以按穗位以下叶的叶龄往上数, 便知穗位以上各叶的叶龄。也可将被测叶的全叶两侧叶脉数相加后除2, 再用所得商减去2, 即是这一叶的叶龄, 用同样方法上下叶互相验证。
三、花期的调节、补救
1. 播种期的调节
两个杂交亲本开花期一致时, 要按照其差异的日数调节好父母本的播种期。如有的玉米自交系雌雄不同步, 父本雄穗抽出较早, 散粉延续时间短, 而雌穗花丝抽出较晚, 在调节播种期时要以“母本雌花抽丝、父本雄花散粉”的原则或者让母本抽丝比父本散粉早1~3天, 使母本抽丝盛期与父本散粉盛期相遇。父母本播期的调节也要考虑到气候环境条件、品种特征及开花习性等。实践证明, 两个亲本花期相差的天数并不等于它们播种期相差的天数。据各地实践经验, 如两亲本花期一致或母本抽丝比父本散粉早3天的可同时播种;父本开花散粉比母本抽丝早7~10天的应先种母本, 10~15天后再播种父本, 或待到母本一大半出苗 (一叶一心至二叶一心) 时再播种父本;父本开花散粉比母本抽丝迟7~10天的, 父本宜早播5~7天或父本浸种后和母本同期播种。这里要说明的是, 父本可分二期或三期播种, 以延长父本散粉期, 提高结实率。
同一组合品种因受气候条件影响, 在不同地区开花散粉有所改变, 在甲地相遇在乙地不一定相遇。因此, 调节播种期要因地制宜, 不能千篇一律, 一成不变。在引入亲本组合时要参照有关资料试种并观察其在本地的开花习性、长势强弱、总叶片数、生育期等, 为调节播期提供依据。如在引种时不了解配制该杂交种 (组合) 的花期调节办法, 可分批播种, 一般父母本分两三批播种, 每期相差5~7天。另在隔离区内制种田周围分批种一些父本作为采粉区, 以保证花粉来源。
2. 生长发育阶段的调节
(1) 苗期母本留齐苗、父本留生长不一致的大小苗, 以延长散粉。对生长发育偏差的苗可追施偏肥。出苗前地块板结的要及时破除, 对干旱造成出苗差的应及时浇水, 解除旱情。土壤墒情差时应采用“刨干种湿法”种植。当制种田发生缺苗时, 父本可在同行内移苗补苗或补种父本种子, 母本则不宜补种, 对缺苗母本可采用塑料薄膜纸钵育苗的办法, 待出苗叶数稍超过田间正常幼苗的出苗叶数时移苗补苗, 以免产生弱苗。
(2) 拔节期对生长慢的亲本进行偏管偏吃, 对发育偏早的亲本结合中耕除草深锄断根, 控制其生长发育。并随时观察亲本叶龄及幼穗分化生长锥变化, 协调控制好父母本花期相遇。对生长发育偏晚的亲本可促其生长发育。若父母本生长发育偏差过大, 还可对生长发育过晚的植株喷施激素。用浓度为30毫克/千克的赤霉素 (九二O) 溶液1克对水33.5千克灌心, 或用30毫克/千克浓度的磷酸二氢钾叶面喷施。叶面喷施一定要掌握好浓度, 应选择晴天无雨的下午5时以后喷施, 温度以16~17℃为宜。
(3) 抽穗开花期若母本偏晚, 可提早带叶去雄或剪雌穗苞叶3左右, 促母本早出花丝。一般来讲, 早抽雄可使花丝早抽出3~5天。若母本偏早, 可在保证母本雄穗未散粉的前提下推迟去雄, 这样可使雌穗花丝推迟吐露。若通过推迟抽雄表现不明显时, 则应剪去母本花丝3~4厘米。剪花丝的时间应选择在下午5时以后进行, 花丝可剪二三次, 不能多剪。若父本偏早, 可对父本植株深挖断根, 切除部分父本根系, 能有效推迟父本散粉3~4天。玉米制种的花期原则是“宁可母等父, 不可父等母”。
浅谈锅炉运行中的调节技术措施 第9篇
1 水位调节与控制
锅炉的水位是保证正常供汽和安全运行的重要指标,在锅炉运行中,操纵职员应不中断地通过水位表监视锅内的水位。锅炉水位应经常保持在正常水位线处,并答应在正常水位线上下50mm之内波动。当锅炉负荷稳定时,假如给水量与蒸发量相等,则锅炉水位就比较稳定;假如给水量与蒸发量不相等,水位就要变化。中断上水的小型锅炉,由于水位总在变化,最易造成各种水位事故,更需加强运行监视和调节。
对负荷经常变动的锅炉来说,负荷的变动引起蒸发量的变动,从而造成给水量与蒸发量的差异,使水位产生波动。为使水位保持正常,锅炉在低负荷运行时,水位应稍高于正常水位,以防负荷增加时水位降得过低;锅炉在高负荷运行时,水位应稍低于正常水位,以免负荷降低时水位升得过高。当负荷忽然变化时,有可能形成虚假水位,调整中应考虑到虚假水位出现的可能,在负荷忽然增加之前适当降低水位,在负荷忽然降低之前适当进步水位。不能根据虚假水位调节给水量。
为了对水位进行可靠的监视,在锅炉运行中要定期冲洗水位表,每班应至少冲洗一次。当水位表看不到水位时,应立即采取措施,查明锅内实际水位,在未肯定锅内实际水位的情况前,严禁上水。
2 蒸汽压力调节
锅炉正常运行中,蒸汽压力应基本上保持稳定。锅炉汽压的变动通常是由负荷变动引起的,当负荷小于蒸发量时,汽压就上升;负荷大干蒸发量时,汽压就下降。所以,调节锅炉汽压就是调节其蒸发量,而蒸发量的调节是通过燃烧调节和给水调节来实现的。当锅炉负荷变化时,可按下述方法进行调节,使汽压、水位保持稳定。
2.1 当负荷降低使汽压升高时,假如此时水位较低,可增加给水量使汽压不再上升,然后酌情减少燃料量和风量,减弱燃烧,降低蒸发量,使汽压保持正常。
2.2 当负荷降低使汽压升高时,假如水位也高,应先减少燃料量和风量,减弱燃烧,同时适当减少给水量,待汽压水位正常后,再根据负荷调节燃烧和给水。
2.3 当负荷增加使汽压下降时,假如此时水位较低,可先增加燃料量和风量,加强燃烧,同时缓慢加大给水量,使汽压、水位恢复正常;也可先增加给水量,待水位正常后,再增加燃烧,使汽压恢复正常。
2.4 当负荷增加使汽压下降时,假如水位较高,可先减少给水量,再增加燃料量和风量,强化燃烧,加大蒸发量,负气压恢复正常。
对于中断上水的锅炉,上水应均匀,上水间隔时间不宜过长,一次上水不宜过多,在燃烧减弱时不宜上水,以保持汽压稳定。
3 蒸汽温度调节
现代锅炉对过热汽温和再热汽温的控制十分严格的,允许变化范围一般为额定汽温±5℃。汽温过高或过低,以及大幅的波动都将严重影响锅炉、汽轮机的安全和经济性。
温度过低将会减低经济性。对于亚临界、超临界机组,过热汽温每降低10℃,发电煤耗量将增加约1.0g标煤/(kw·h),再热汽温每降低10℃发电煤耗量将增加约0.8g标煤/(kw·h)。汽温过低,还会使汽轮机最后几级的蒸汽湿度增加,对叶片的腐蚀加剧,严重时将会发生水冲击,威胁汽轮机的安全。因此运行规定,在气温低到一定数值时,汽轮机就要降减负荷甚至紧急停机。汽温过高,若超过了设备部件(如过热器管、蒸汽管等)的允许工作温度,将使钢材加速蠕动,从而降低使用寿命。超温严重时,甚至还会引起过热器爆管机侧则产生较大温差、应力;汽温过低,蒸汽品质下降,汽耗、热耗必将增加,低压缸叶片湿度增加,甚至水冲击。气温突升或突降将会使锅炉各受热面焊口及连接部分产生较大的热应力。还会造成汽轮机的汽缸与转子间的相对位移的增加,即膨胀增加。严重时可能发生叶轮与隔板的动静摩擦。
3.1 影响蒸汽温度变化的因素主要有:烟气放热和锅炉水位高低的变化。
烟气放热的影响:流经过热器的烟气温度升高、烟气量加大或烟气流速加快,都会使过热蒸汽温度上升。
锅炉水位高低变化的影响;水位高时,蒸汽夹带水分多,过热蒸汽温度下降;水位低时,蒸汽夹带水分少,过热蒸汽温度上升。小型锅炉过热蒸汽温度一般通过调节燃料量和送风量,改变燃烧状态来调节;大型锅炉则通过减温器来调节过热蒸汽温度。
3.2 热水锅炉出水温度调节。
在供热负荷不大时,用减弱燃烧的方法使出水温度较高的锅炉的水温降低;在供热负荷较大时,采取开大出水温度较高锅炉回水阀的方法调整。
4 燃烧的调节
燃烧调节主要是保证适当的燃料量,以适应外界负荷的需要,同时保证燃烧的稳定、经济。
燃烧调整主要包括燃料量的调整和风量的调整,即风煤比的调整。一次风的调整时由专业人员进行的,调好后一般不动,主要根据煤中挥发分的含量进行调整。挥发分高的煤,可用较高的一次风率和一次风速,对经济性有利;挥发分低的煤,应采用较低的一次风率和一次风速,首先保证着火时间。燃料量与空气量要保持合理配比,且充分混合;炉膛要尽量保持高温,要防止冷空气进入炉膛,减少热损失。监视排烟温度、CO2和O2的含量,及时调整燃烧状态;要保持炉排运转平稳,防止出现不均匀燃烧要保持炉膛负压操作,防止燃烧气体外泄而降低热效率。
燃烧调节各调节项目是密切相关的,如蒸汽压力调节也是燃料量的调节,而燃烧工况同样也影响着蒸汽参数和汽泡水位。因此,需要通过燃烧调节使燃料燃烧供热适应负荷的要求,维持气压稳定;使燃烧完好正常,尽量减少未完全燃烧损失,减轻金属腐蚀和大气污染;对负压燃烧锅炉,维持引风和鼓风的均衡,保持炉膛一定的负压,以保证操作安全和减少排烟损失。
5 排污和吹灰
锅炉运行中,排污的目的是为了保持受热面内部清洁,避免锅水发生汽水共腾及蒸汽品质恶化。因此,除了对给水进行必要而有效的处理外,还必须坚持排污。
吹灰的目的是防止燃煤锅炉烟气中的飞灰微粒,防止烟气流经蒸发受热面、过热器、省煤器及空气预热器时积沉到受热面上,影响锅炉传热,降低锅炉效率,影响锅炉运行工况,特别是蒸汽温度,对锅炉安全造成不稳定影响。
摘要：锅炉的运行状态要靠相应的措施来维持其运行的相对稳定。在运行过程中,要综合控制水位、汽压、蒸汽温度、燃烧来保持锅炉的运行稳定,并注意排污和吹灰,这样才能提高锅炉运行的安全性和可靠性。
关键词：锅炉,水位,燃烧,汽压
参考文献
[1]李慧明,魏兴莲,范永达.浅谈锅炉的燃烧调节方式[J].中小企业管理与科技(上旬刊), 2010年04期.
[2]周国义,王剑平.增压锅炉自动燃烧调节系统燃油滑阀组的特性研究[J].热能动力工程, 2005年02期.
[3]罗青林,王慧云.抛煤机锅炉掺烧高炉煤气燃烧技术[J].发电设备,2005年03期.
调节措施 第10篇
1 调节阀产生振动的原因
工程机械中调节产生振动的原因是很多的, 根据对实际工程机械的调查分析可以把调节阀产生振动的具体原因归纳为以下几方面:机械振动、气蚀振动、流体动力学振动。
1.1 机械振动
根据调节阀产生振动的具体表现形式, 调节阀的整体振动可以分为调节阀的整体振动和调节阀的阀芯振动。调节阀的整体振动是因为连接调节阀的管路产生剧烈的振动, 管道的剧烈振动引起调节阀的整体振动。同时在管道振动引起调节阀振动时, 当调节阀的振动频率与调节阀的固有频率相同时将产生共振, 调节阀的振动将大大加强。调节阀由于共振产生的振动时比较严重的, 有时将直接使调节阀产生破坏或机械不能正常工作。调节阀的阀芯振动是由于调节阀内的流体的流速发生急剧的变化导致调节阀的两个断面之间的压力差急剧的变化, 当这个压力差超过调节阀的刚度时调节阀的稳定性就大大降低, 从而导致调节阀产生剧烈的振动。这种调节阀产生振动时常常伴随着刺耳的噪音。由于这种原因造成调节阀的振动对调节阀的稳定性的影响是比较大的。
1.2 气蚀振动
由于在调节阀的流体中产生气蚀现象而导致调节阀产生振动叫做调节阀的气蚀振动。调节阀的气蚀振动许多是发生在流经调节阀的液体内的。调节阀内产生气蚀的原因大多数是由于调节阀内的液体的流速突然发生变化, 在调节阀内产生液体的压力的不相等。在液体内压力比较高的地方调节阀中的气体液体将溶入到液体中。当调节阀内的压力比较小时, 调节发内的液体将产生气化现象。调节阀的开度大小对气蚀现象的产生有着重要的影响。调节阀的开口越大, 调节阀前后的压力差就越大, 调节阀内产生的气蚀现象越明显。调节阀内产生气蚀将使调节阀产生不定时的剧烈振动。
1.3 流体动力学振动
机械中的液体介质在调节阀内流通时将在流动的过程中受到来自调节阀的摩擦力和阻力。机械中的液体在进入调节阀之前是在高速的流动的, 当快速流动的液体通过不良绕流体时将在调节发内产生剧烈的漩涡。调节阀内的液体漩涡将苏浙液体流速的降低将逐渐减小, 但是快速流动的液体在进入调节阀是产生的漩涡将使调节阀产生剧烈的振动。而且自漩涡在调节阀内脱落使会产生一定的振动频率, 但这些频率与调节阀的固有振动频率时将使调节阀产生共振, 共振的产生将大大加大调节阀的振动幅度。从调节阀产生振动的强弱来看, 流体动力学使调节阀产生振动的幅度是比较大的, 对调节阀的稳定性产生的影响也是比较严重的。
2 防范措施
调节阀产生的振动对调节阀的稳定性会将产生严重的影响, 对机械的安全性也将产生一定的影响。所以为了提高机械的工作质量应调节阀产生振动的原因出发对减小调节阀振动提出具体的措施。这些措施要结合调节阀的材料和结构以及流体动力学的相关知识而提出。
2.1 合理安装调节阀的位置
从调节阀产生振动的原因可以看出, 调节阀周围管路内的液体的不稳定振动将对使调节阀产生急剧的振动。调节阀的这种振动将使调节发的振动大大降低。在工程机械中安装调节阀时要充分的考虑调节阀周围的管路内的液体的流动的稳定性。调节阀内液体的流动受到调节阀内部机构的影响, 当管路中的一体流动不稳定时将使液体在流经调节阀时摩擦力增大。同时液体的不稳定流动将使调节阀产生不稳定流动的微小变化, 这些微小的变化将导致调节阀在短暂的时间内迅速的多次变化, 这些微小的多次变化将导致调节阀的不稳定的振动。所以要使调节阀的不稳定振动发生的几率大大降低, 要根据工程机械内管路内液体流动的稳定程度选择调节阀的安装位置。只有使调节阀安装在管路液体流动比较稳定的部位, 才能使调节阀稳定的运行, 才能保障机械的整体性能。
2.2 预防气蚀振动
在调节阀振动当中, 由于气蚀原因产生的振动是比较剧烈的。根据调节阀产生振动的原因出发, 预防调节阀气蚀振动可以从下面两方面进行。第一, 调节阀在工作时要避免出现小开度工作。如果调节阀在工作时开度过小将使出口出的流速增大压力减小, 这样就很容易使液体在调节发内产生气蚀现象。第二, 在工程机械当中要采用多级降压的方式进行降压。调节阀在正常工作时压力不应该过大, 过大的压力差将很容易使液体在调节阀内产生气蚀现象。所以为了避免在调节阀产生过大的压力差可以采用多级分配降压的方式进行液体降压。
2.3 预防流体动力学振动
在预防流体动力学振动时可以从以下两方面采取措施。第一, 在液体流经调节阀时可以采取一些适当的措施改变液体的流动状态, 防止液体在调节阀内产生高速旋流。第二, 采取措施避免产生共振。为了减少液体在流经调节阀时的微小振动使调节阀产生共振。可以通过改变调节阀的形状和重量来改变调节阀的固有频率。
3 结语
调节阀对工程机械有着重要的作用, 调节阀的振动将影响调节阀的稳定运行。研究调节阀振动产生的原因并提出合适的方法减小和预防调节阀的振动将对工程机械的性能产生重要的影响。
参考文献
[1]马玉山.预启式调节阀振动的试验研究[J].仪器仪表学报.2010, 31 (12) :56-57
[2]史文生.气动调节阀振动的处理及检修维护注意事项[J].2011, (7) :87-88
调节措施 第11篇
为推进区域电力市场建设、规范市场秩序、消除电力系统运行中的安全隐患, 国家电力监管委员会在全国范围内推广了《辅助服务管理实施细则》和《发电厂并网运行管理实施细则》[1] (简称“两个细则”) 。华北电网电力调度通信中心按照“两个细则”的要求, 参与首批试点并研发了与“两个细则”相对应的并网电厂管理考核系统, 从2009年5月开始正式结算处罚与补偿, 系统运行稳定, 实现了对华北电网所有火电、水电机组发电计划、一次调频、自动发电控制 (AGC) 、自动电压控制 (AVC) 以及调峰等功能的投入和运行情况的实时监视及性能统计分析。该系统能够满足“两个细则”所对应的各项条款规定, 各项软件功能实现均已完成。
本文根据“两个细则”并网电厂管理考核系统在京津唐电网中的实际运行情况, 针对系统中AGC补偿所存在的实际问题, 提出一个表征AGC机组调节性能差异的综合性能指标Kp, 并提出合理的补偿措施以体现其性能差异。在京津唐电网中实际运行的效果证明该算法合理地补偿了电厂的AGC性能及调节贡献。
1 “两个细则”并网电厂管理考核系统
为满足华北电网发电厂并网运行及辅助服务管理考核的需要, 建立统一的管理平台, 整合数据申报、数据交换、处罚和补偿、结果发布、报表分析等各项功能, 华北电网研发了并网电厂管理考核系统, 实现了对电厂并网运行和辅助服务的各种处罚及补偿。
该系统数据平台采用基于Java2 Enterprise Edition (J2EE) 构架的C/S和B/S多层体系。这种C/S和B/S相结合的软件架构, 既能够满足调度中心用户频繁操作、大量数据访问和复杂图形展示的要求, 又能够满足远端电厂客户端配置维护方便和使用简单的要求。系统框架如图1所示。从而建立了规范统一的数据交换机制, 将AGC和AVC调节记录 (Ⅰ区) 、机组实时出力 (Ⅲ区PI平台) 和机组上网电量 (Ⅲ区OMS) 等来自多安全区系统、多交换机制、多数据格式、多采样周期的统一数据接入[2], 实现交换数据的统一管理。
在此基础上, 并网电厂管理考核系统的功能实现以月度为周期, 提供从调度管理、安全管理、技术指导, 到发电计划、一次调频、AGC、AVC、无功、调峰、非停、检修和黑启动等并网电厂相关业务的处罚功能, 并提供调峰、AGC、AVC、无功和黑启动的补偿功能, 建立了完整的处罚和补偿并重的奖惩机制。最后完善了系统的月度结算和数据分析功能。
2 AGC调节综合性能指标
表征AGC机组综合调节性能最重要的3个指标是响应时间、调节速率和调节精度[3,4,5,6]。响应时间、调节速率和调节精度的测量流程相互独立, 首先捕捉响应指令的时间, 机组开始执行指令后测量其调节速率, 最后在达到目标值后维持一段时间开始计算其调节精度。
2.1 指标定义
1) 响应时间
根据“两个细则”规定, 响应时间多于机组标准响应时间时受到处罚, 少于机组标准响应时间时将得到补偿, 因此可以构造第i次调节的响应时间指标K1i:
式中:TS1为第i次机组调节的起始时间;TE1为机组第1次跨出与调节方向一致的调节死区对应的时间;TN为机组额定容量。
火电机组AGC响应时间应小于1 min, 水电机组AGC的响应时间应小于10 s。
2) 调节速率
“两个细则”中调节速率低于机组标准调节速率时受到处罚, 高于机组标准调节速率时将得到补偿, 因此第i次调节的调节速率K2i可表达为:
式中:PEi为调节结束时的出力;PSi为调节开始时的出力;TE2和TS2分别为调节结束时刻和开始时刻;Pd为机组启停磨临界点功率;Td为启停磨消耗的时间;vN为机组标准调节速率, 单位MW/min。
3) 调节精度
同样在“两个细则”中规定调节偏差量高于机组额定容量1%时受到处罚, 低于机组额定容量1%时将得到补偿, 因此可构造第i次调节的调节精度K3i如下:
式中:TS3为第1次进入调节死区的时间;TE3为新的AGC指令设点命令时刻;Pi为该时段内的设点指令值;PN为机组额定容量。
在计算响应时间和调节精度的对应指标时, 若指标值小于0.1甚至为负, 指标值取为0.1。
2.2 AGC综合性能指标Kp
目前国内所采用的AGC调节性能绩效评估方法大都采用加权求和的方法:文献[7]将调节容量、调节速率和调节偏差的加权求和作为AGC机组调节效能;文献[8]则将调节容量、调节速率、调节精度和响应时间作为AGC调节效能评估的输入。
在实际系统应用中, 加权求和方法具有以下缺点:
1) 各个机组之间的综合性能指标Kp值差别较小, 未能有效地发挥处罚和补偿对机组AGC调节的激励作用。
2) 当响应时间、调节速率和调节精度中的某一指标较好, 其他指标较差时, 加权求和法仍然会得到一个较好的综合性能指标Kp, 即较好的指标掩盖了其他指标对Kp的影响。
3) 加权求和法的权重设置较为复杂, 每个指标对应的权重直接影响最后的综合性能指标, 很难找到一个普适的权重以体现处罚和补偿的合理性。
根据目前指标求解存在的问题, 建议采用乘法公式计算Kp, 第i次调节的性能指标计算公式为:
对7月份历史数据进行测试, 所有机组的综合性能指标Kp的分布如表1所示。
从表1可以看出:
1) 本文综合性能指标Kp的计算方法能够较好地区分AGC机组调节性能的差异, 有10%机组的指标低于1.0, 将受到处罚;有6台机组的调节性能大于5.0, 可满足系统频繁调节的要求;同时, 所有机组的Kp值大致服从正态分布。
2) 乘法计算综合性能指标全面考虑了响应时间、调节速率和调节精度3个指标对Kp值的影响。当其中一个指标较好 (大于1) 而其他指标较差 (小于1) 时, 较差的2个指标与其相乘会降低最终的Kp值, 因而更合理地表征了AGC机组的调节性能。
3 AGC调节的补偿措施
AGC综合性能指标Kp反映了机组AGC调节的能力;在对AGC机组进行补偿时, 同时还需要考虑机组调节量的大小。
3.1 AGC调节量
在计算AGC调节量时, 时间步长的选择对计算结果有很大的影响。因此, 建议采用基于有效AGC指令时间间隔来计算调节量, 假设本次AGC指令与上次AGC指令的时间差为T, 计算T内机组出力的调节量。对于T内上调的AGC指令PAGC, T, 机组实际出力有如下4种情况:①P1为跟随指令变化但欠调;②P2为未响应AGC指令, 仍然维持原出力不变;③P3为机组出现超调;④P4为机组调整方向与AGC指令变化方向相反。根据图2所示, 分别计算其T内的调节量。
从图2中可以看出:图2 (a) 中机组随着指令上调但未达到设定值, 其对系统的调节贡献可表示为P1-P0;图2 (b) 中机组未响应AGC指令的变化, 因此其对系统的调节贡献为0;图2 (c) 中机组随着指令上调, 但调节量超过设定值, 假设机组实际出力等于设点值时, 调节贡献量最大, 因此超调对系统的贡献减少至2PAGC, T-P3-P0;图2 (d) 中机组实际出力与AGC指令变化方向相反, 机组AGC调节贡献为负。
3.2 AGC补偿措施
综合考虑AGC调节性能和调节量对系统的贡献, 本节在综合性能指标Kp的基础上, 考虑调节次数和调节深度对补偿费用的影响。AGC补偿按天统计补偿费用, 综合性能指标Kp采用第j天内的平均值, 假设第j天内发生Nj次AGC调节, 第i次调节的调节量Di由2.1节所描述的方法计算求得。因此, 第j天的补偿费用计算如下:
式中:YAGC为AGC调节性能补偿标准, 取30元/MW;α为折返调节系数, 机组折返调节时α取为与机组容量相关的参数, 否则取1, 这是因为折返调节对机组本身提出更高的性能要求, 以满足系统的功率平衡, 因此在计算时需要额外的补偿。
4 算例分析
AGC主站控制软件在对AGC机组进行远方控制时, 可以采取多种控制模式。将系统内的所有机组分成带基点方式的AGC机组、人工设定基点方式 (SUB) 的AGC机组和非AGC机组, 其中带基点方式的AGC机组又可分为按机组基点功率跟随发电计划调整发电功率的BLO (base load off-regulated) 方式、按机组基点功率参与动态经济调度的DED (dynamic economic dispatch) 方式[9,10]和按区域控制误差 (ACE) 自动调节的BLR (base load regulated) 方式。动态经济调度是根据超短期负荷预报的结果计算1 h内每5 min的发电机输出功率, 动态地调整发电机出力, 以满足负荷变化的要求。严格意义上讲, DED方式也是BLO方式的一种, 为方便阐述, 本文中BLO方式是指除DED之外的控制模式。
综上所述, 系统实际运行中存在4种典型调节方式的AGC机组:SUB, BLO, DED, BLR。为了将系统频率和联络线交换功率维持在计划值, 系统中必须有一定数量的BLR机组, 用以补偿各种随机事件引起的发电与负荷之间的实时偏差, 因此BLR机组的调节较为频繁。由于不同的AGC机组响应速率不一, BLR方式的AGC机组数量相对有限。本文选取4台典型机组分别代表4种调节方式, 并对其调节量和补偿费用的计算结果加以分析。
4.1 调节量计算
根据4台机组的调节记录, 分别计算7月份和9月份某1 d内机组的AGC调节量, 并分析折返调节系数α对调节量的影响, 如表2所示。折返系数恒定, 表示机组在折返调节时α仍然取1;而折返系数变化是指在折返调节时, α取为与机组容量相关的参数, 其他情况下α取为1。
从表2中可以看出:
1) SUB方式的机组调节次数相对较少, 但每次的调节量较大, 因此折返系数对其影响不大。
2) BLR方式的机组虽然每次调节量较小, 但是由于其每天调节次数很多, 其调节量计算结果均为最大。同时, 由于BLR方式的机组折返调节相对频繁, 因此折返系数对调节量的影响很大。
3) 折返系数变化时, BLR方式和DED方式的机组调节量相比折返系数恒定时较大, 更为合理地反映了BLR方式和DED方式的机组频繁调节对系统功率平衡的贡献。
4) 9月份同一台机组在相同AGC方式下, 其调节量有较大的增加 (SUB方式的机组除外) 。
4.2 AGC补偿费用的计算
考虑综合性能指标Kp的影响, 根据式 (5) 计算AGC机组的补偿费用, 如表3所示。
从表3可以知道, 典型的BLR方式的机组每天AGC补偿达到将近20万元, 真实地反映了其对系统贡献量的大小。一方面, 机组是否投BLR方式由其综合性能指标Kp决定, Kp越大, 投BLR方式的可能性就越大;另一方面, BLR方式的机组参与出力的频繁调节, 调节量的增大使得AGC补偿增加。
从全系统所有机组的角度看, Kp的平均值和补偿总费用均有小幅增加, 如表4所示。
从表4中可知, Kp的平均值由7月份的1.54上升至9月份的1.62, 所有机组的补偿总费用也增加了500万元左右。同时, 折返系数变化后补偿总费用变化幅度不大, 反映了系统中仅有少部分机组参与折返调节。
比较7月份和9月份的补偿费用可知, 机组不但增加了AGC的调节量, 同时也提升了调节的综合性能指标Kp, 因此9月份补偿费用显著增加, 表明“两个细则”并网电厂管理考核系统的补偿算法对提高AGC性能有较大的激励作用。
5 结语
“两个细则”并网电厂管理考核系统即将在全国范围内推广, 可激励电厂加强运行管理, 加快技术改造, 更好地参与系统的调节。本文以AGC补偿费用为例, 在本文提出的补偿机制下, 机组通过提高AGC调节性能和增加调节量获得更高的补偿费用, 从而形成了一个行之有效的良性循环, 激发机组改善调节性能并参与AGC调节。
从算例分析可知:①BLR方式调节频繁, 折返系数使其得到更多的AGC补偿;②SUB方式的机组调节次数不如DED方式的机组, 但是每次的调节量较大, 使得SUB, BLO, DED方式的机组的AGC补偿相差不大;③9月份的数据表明本文算法和补偿措施对电厂提高AGC性能有较大的激励作用。
摘要：在并网电厂管理考核系统的基础上, 首先简单介绍了系统的架构, 然后提出了一套基于自动发电控制 (AGC) 调节综合性能指标和调节量的补偿费用计算方法。响应时间、调节速率和调节精度3个指标的乘法计算和折返系数的调整使得AGC补偿费用更为合理, 从而激发了机组改善调节性能并参与AGC调节。实际应用表明, 该算法可准确有效地评估并网电厂管理考核系统中的AGC补偿, 对电厂提高AGC性能和参与调节有较好的激励作用。
关键词：自动发电控制 (AGC) ,调节性能,综合性能指标,响应时间,补偿措施
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