SP-10给煤机控制系统在超临界机组的应用及校验
新建超超临界单列辅机机组保护逻辑可靠性提升研究与应用
新建超超临界单列辅机机组保护逻辑可靠性提升研究与应用摘要：本文对大唐托克托电厂五期两台660MW超超临界单列辅机机组保护逻辑可靠性提升研究进行述。
针对托电五期两台新建单列辅机机组热工保护联锁逻辑面临的问题，热控车间从实际问题出发，抓住单列辅机机组保护逻辑存在的核心问题，逐步摸清机组保护逻辑的最优配置并实施优化，取得了满意的效果。
优化后，机组安全生产运行得到保证，经济效益不可估量。
新建单列辅机机组运行5年以来未发生因热工原因导致的保护误动拒动、机组非停及障碍事件。
关键字:保护；逻辑；优化；可靠性1前言目前，在世界范围内，火力发电行业一方面大力发展高初参数、低终参数的大型超超临界火力发电机组,另一方面也试图在降低工程投资方面走出一条新路。
随着火电机组主要辅机制造厂制造水平的提升，设备在各种工况下的安全性和设备可用率已大幅提高，主要辅机单列配置的大容量、高参数机组在国内外已逐渐开始出现。
托电五期工程建设的2*660MW机组为国产超超临界、一次中间再热、燃煤、直接空冷凝汽式汽轮发电机组，同步配套建设烟气脱硫和脱硝设施。
主要辅机采用部分单列式布置方案：每台机组布置采用1台容量为100%BMCR的汽动给水泵，单台送风机、单台一次风机、单台空预器（国内最大空预器，单列4分仓）、两台引风机的形式。
这种布置方式在国内尚属首例。
两台机组先后于2016年底和2017年初投产发电。
单列辅机保护误动作或保护拒动都会对机组运行造成直接重大影响，单辅机保护等同于机组主保护。
单辅机机组保护逻辑的最优配置实现是急需研究的重要课题，需根据这种布置方式的特性，对机组保护逻辑策略进行优化研究。
新建机组的汽机主保护、锅炉主保护是调试时设置，随着机组投入运行，保护的合理性需要进一步探索研究优化。
针对以上问题，新建两台660MW高效超超临界单列辅机空冷机组保护逻辑可靠性提升研究实施势在必行。
2研究内容2.1单列辅机保护逻辑可靠性提升探索研究应用1、取消小汽轮机MEH送METS跳闸条件：小汽轮机低压调门或切换阀阀门整定校验时小汽轮机实际转速大，避免保护误动作。
超临界机组防磨防爆实施及新技术应用和案例分析
高温蒸汽氧化产生、剥落的氧化皮。 超临界锅炉过热蒸汽温度参数一般为571℃，锅炉运行控制较好，炉内
热负荷均匀，壁温峰值较低，超温幅度较小，剥落氧化皮较少。
4.4、不同种类异物导致短期过热爆管的特征
➢ 基建和检修期间遗留在热力系统中的异物
爆管、涨粗的管子数量较少 一般同时发生的只有1根至2根管子；
➢ 目标： 杜绝同类型的短期过热失效再次或多次发生！
4.3、导致短期过热的异物种类
➢基建过程遗留到电站热力系统中的异物
“洁净化安装”控制不到位，遗留的毛刺、飞边、铁屑、焊渣、焊条头 甚至“眼镜片”等金属异物，保温材料、木块等非金属异物。
大块异物可直接堵塞管孔、弯管，锅炉启动初期可导致爆管，也可能在锅炉 运行较长一段时间后，在机组负荷波动较大时，高速水、汽流改变异物方位 堵塞管路；“眼镜片”卡在管口，受水、汽流影响，角度改变将管口封闭。
五、 案 例
➢ 案例1：某600MW超临界锅炉 末过爆管
末级过热器同一管入口段的2次短期过 热失效，相隔约5个月。
第一次爆管在锅炉连续运行较长一段时 间后，第二次爆管在锅炉启动初期。
两次爆管，末级过热器所有管内未检测 到氧化皮，管路中焊缝无焊瘤，弯管圆 度正常。
判定为异物导致的爆管。
爆破位 置
检查封堵是否完好 通球检查内部是否有异物 检查弯管圆度是否超标 抽查焊缝内部焊瘤是否超标
◆ 安装过程
制定防止异物进入热力系统的措施 控制安装过程焊接作业 及时清理异物，及时封口 加强监督
◆ 吹管后
内窥镜检测联箱内部、接管座管口； 吹管后异物易随汽水流转，
检测受热面下弯管内部堆积异物
沉积到联箱、弯管中
中等颗粒的异物，在锅炉吹管和初期启动过程中，会随着水、汽流在的流动 而流转并沉积在下部U形弯管底部，可在机组启动初期导致短期过热爆管。
智能控制精确加氧技术在火电厂超超临界机组中的应用研究
智能控制精确加氧技术在火电厂超超临界机组中的应用研究发布时间：2021-03-03T14:39:11.790Z 来源：《中国电业》2020年第29期作者：翟渠尧[导读] 目前，为解决给水系统流动加速腐蚀问题，给水加氧处理(OT，OxygenatedTreatment)是普遍采用方式，通过改变水汽接触界面氧化膜的结构形态，使氧化膜更加坚固致密。
翟渠尧国家能源集团宁夏电力公司宁东电厂，宁夏银川 750408摘要：目前，为解决给水系统流动加速腐蚀问题，给水加氧处理(OT，OxygenatedTreatment)是普遍采用方式，通过改变水汽接触界面氧化膜的结构形态，使氧化膜更加坚固致密。
但传统加氧为手动控制，加氧控制量宽泛，未反应完的氧气进入过热蒸汽，往往会对材质欠佳的过热器产生负面影响，对机组安全运行形成威胁。
关键词：智能控制；精确加氧技术；火电厂；超超临界机组；应用研究1应用概况1.1机组概况某机组为国产1000MW超超临界燃煤机组，配套超超临界变压运行直流锅炉，锅炉采用单炉膛、切向燃烧、一次中间再热、平衡通风、露天、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置。
锅炉最大连续蒸发量3101t/h，过热蒸汽压力27．56MPa。
机组设置凝结水精处理系统，采用2×50%凝结水量的前置过滤器和4×33．3%凝结水量的中压高速混床系统和旁路系统。
该机组于2011年6月23日完成168h满负荷试运，机组启动和运行初期均采用全挥发处理;投产后待汽水品质符合加氧要求后，机组于2011年9月20日开始实施给水加氧处理，一个月后，通过智能控制精确加氧技术的开发和应用，实现加氧量的精准控制。
1.2加氧原理给水系统的A VT工况易导致水流加速腐蚀，在A VT工况下，给水pH一般控制在9．2～9．6，水温在常温到300℃区域，给水介质氧化还原电位(OＲP，Oxidation－ＲeductionPotential)低于0，此时水与碳钢通过电化学反应生成疏松的Fe3O4磁性氧化膜，无法使金属进入钝化区。
柯文石-超超临界机组新技术的应用
2.3 发电机及其系统
发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF 125/67型三相同步汽轮发电机。发电机额定容量1112 MVA，发电机最大连续输 出功率1000 MW（额定条件且发电机冷却器冷却水温35℃），发电机输出额定 功率1000 MW（额定条件且发电机冷却器冷却水温38℃）。 发电机采用水氢氢冷却方式：定子绕组水内冷，转子绕组和定子主出线氢内
油泵、直流事故油泵、氢气密封油泵、顶轴盘车装置、冷油器、排烟系统、主油 箱等组成。
汽轮机保安系统未设计机械式超速保安装置，只设计两套电子式超速保安装
置，通过危急跳闸ETS系统危急遮断，能确保机组在设备出现危险工况时快速有 效的执行汽轮机跳闸命令，保障设备的安全。汽轮机配用一套EH高压抗燃油系 统。 汽轮机监视仪表TSI采用瑞士VIBROMETER公司生产的VMS6000系列。 锅炉给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵，机组正常运行为两台 汽动给水泵运行，电动给水泵作为机组启动用，也可作为备用泵。每台汽动给水 泵调速、保安、润滑共用一套油系统。
锅炉设内置式启动系统，由启动循环泵、启动分离器、贮水箱、疏水扩容
器、水位控制阀（WDC阀）、凝结水疏水泵等设备组成。
2．2 汽轮机及其系统
玉环电厂汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的1000MW 超超临界汽ห้องสมุดไป่ตู้发电机组。型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。汽轮机型式是
三、玉环电厂新技术的应用
3.1等离子点火燃烧技术
·
等离子点火燃烧技术在玉环电厂是首次在一百万机组应用。玉环电厂锅炉的 点火原设计采用燃烧轻油来实现的，近年来，随着世界性的能源紧张，原油价格不 断上涨，火力发电燃油愈来愈受到限制。因此锅炉点火和稳燃用油被做为一项重要 的指标来考核，为了减少燃油的耗量，玉环电厂改为采用 DLZ-200型等离子煤粉点 火燃烧器来实现无油点火，该种方式采用直流空气等离子体作为点火源，可点燃挥 发份较低的（10%）贫煤，实现锅炉的无油冷态启动。在四台机组调试及投产后的
1000MW超超临界二次再热火电机组控制系统的应用与优化
1000MW超超临界二次再热火电机组控制系统的应用与优化摘要：我国是以煤炭为主要一次能源的国家，火力发电在我国电力生产中占有主导地位。
随着化石燃料的枯竭以及国际社会对环保排放限制的日益提高，在现有的材料技术和热工控制水平的基础上发展超超临界二次再热机组将是我国今后火电机组的发展趋势。
关键词：超超临界；二次再热；汽温控制一、DCS（EDPF-NT PLUS）系统理论介绍DCS全称为分散控制系统（Distributed Control System），是一种以计算机技术、控制技术、网络技术和CRT显示技术为基础，根据风险分散的理念设计出来的高新集成控制系统。
DCS系统的控制功能的相对分散和操作管理的相对集中，实现复杂生产工程的整体协调和局部自治，在电力、化工等领域应用十分广泛。
国电泰州1000MW机组工程依据全厂控制系统的“主辅一体化”的控制理念，机组DCS控制系统采用国电智深EDPF-NT PLUS分散控制系统。
EDPF-NTPLUS系统构架由上至下分别是操作层、运算层和基础层。
操作层的主要作用是用户通过操作站对系统进行监控；运算层主要包括交换机与分散处理单元DPU，这些数据经过处理并在操作层中显示给用户，分散处理单元DPU的功能是实现相应数据计算和控制逻辑；基础层主要包括各种I/O卡件和通讯卡件，用于接收与发送信号至就地控制设备。
1.1EDPF-NT PLUS系统的硬件EDPF-NT PLUS系统强大的功能是基于其系统成熟可靠的硬件产品，其系统配置了种类齐全的硬件，完全满足现场不同控制功能和要求的需要。
1）功能站EDPF-NT PLUS系统的功能站（如历史站、操作员站、工程师站）是一个逻辑概念，同一物理计算机上可以同时具有多个功能站的功能。
每类功能都分配给某些用户（如操作员站、工程师站、历史站），只需修改相应权限即可使用相应功能。
功能站通过冗余并行，出现故障时，一台站故障不影响冗余站的正常运行，同时冗余站可以无扰接管故障站的工作。
1000MW 超超临界机组循环冷却水系统节能改造研究及应用
1000MW 超超临界机组循环冷却水系统节能改造研究及应用发表时间：2020-09-03T15:57:51.803Z 来源：《科学与技术》2020年3月9期作者：张成振尹鲁[导读] 加强节能降耗的工作是一个重要的措施深入贯彻落实科学发展观,实现节约资源的摘要：加强节能降耗的工作是一个重要的措施深入贯彻落实科学发展观,实现节约资源的基本国策和构建节约型和谐社会,以及长期战略方针,国民经济和社会发展的紧迫任务。
节能降耗水平是衡量发电企业技术和管理水平的重要指标，关系到企业的核心竞争力和长期盈利能力。
循环水系统是1000MW燃煤机组的重要系统。
该系统的主要运行设备为循环水泵。
基于此，本文主要对1000MW超超临界机组循环冷却水系统节能改造及应用进行分析。
关键词：1000MW超超临界机组；循环冷却水系统；节能改造应用1 循环冷却水系统介绍神华国华寿光发电有限责任公司辅机冷却水根据压力、水质要求设置循环水系统、开式循环水系统和闭式循环水系统。
循环水系统和开式循环水系统采用弥河水作为冷却水介质，闭式循环水系统采用除盐水作为冷却水介质。
循环水系统按单元制设计，采用冷却塔二次循环冷却水系统，为凝汽器、开式循环水系统提供冷却水，循环水系统由冷却水塔、循环水泵、凝汽器、胶球装置、管道、阀门等设备组成。
每台机组配置三台由长沙水泵厂制造的88LKXA-27.9型固定转速、固定叶片、立式斜流泵，循环水泵及配套电动机相关参数见表1。
表1 循环水泵及配套电动机参数开式循环水系统为开式循环，水源取自循环水泵出口母管，回水汇集后经循环水回水母管至冷却水塔散热，主要为闭式循环水热交换器及真空泵冷却器提供冷却水。
闭式循环水系统由于水质要求较高采用独立的闭式循环系统，由除盐水补水、闭式水泵作为循环动力，通过闭式循环水热交换器由开式循环冷却水带走循环热量，主要为主汽轮机润滑油冷却器、发电机定子水冷却器、发电机氢冷却器、给水泵汽轮机润滑油冷却器、空压机、引风机电机油站、磨煤机减速机润滑油冷却器等主、辅机设备提供冷却水。
1000MW超超临界机组控制系统新技术的应用解析
1000MW超超临界机组 控制系统新技术的应用
姚 峻
华东电力试验研究院有限公司
外高桥三厂1000MW机组系统概况
超超临界， BMCR时，锅炉出口汽压27.9MPa，主汽温/再热汽 温605℃/603℃。
ALSTOM技术的塔式锅炉 + SIEMENS技术的单轴 四缸汽轮发电机。 100%高压旁路。
影响FCB成功是否的几条关键因素
保证工质平衡。关键是旁路需快开，必要时 包括中压安全门打开，且能保证凝汽器入口 不超温。 保证能量平衡。关键是锅炉在大幅快减负荷 后，燃烧稳定，煤/水比不明显失调。 汽机能维持住3000RMP，不超速，转速控制 动作精确。 小汽机汽源切换要成功，否则再发生汽泵跳 闸就比较困难了。
新型协调控制系统的设计与实施
外高桥三厂1000MW机组运行中汽机调门始终全开， 纯滑压运行的机组，无节流损失，经济性最优，但负 荷调节响应最差。 为了满足电网AGC变负荷的速率要求，外高桥三厂采 用了基于凝结水节流 的新型节能型的协调控制系统， 该技术在国内属于首次应用 ，并已在外三厂#7/#8机 组获得很大的成功。
（3） FCB工况下机组的控制
FCB功能是完全依赖于机组的控制系统而实现的。FCB工 况是发电机组最大的工况扰动，是对整个机组所有的保护、 调节和程控系统的综合检验。 FCB试验前，仔细梳理保护、调节和程控回路 。 “细节决定成败”，控制系统中的一些小细节往往决定了 FCB的成功是否。比如防止主要辅机出现跳闸或不正常动作， 比如防止信号坏质量或偏差大引起回路切手动，等等。 FCB主控制回路 DEH的主要任务是维持汽机3000rpm运行；DCS的协调控 制回路按RB控制方式执行，快速减负荷至50-55%左右；高 旁接受快开指令，几秒后转入与锅炉燃烧率相关的压力控 制。
超临界机组控制的综述
超临界机组控制概述1. 超临界机组控制系统的探讨随着电力系统的发展，600MW超临界机组已经成为我国电力行业的主力机组，但由于超临界机组的直流运行特性、变参数的运行方式、多变量的控制特点，与亚临界汽包炉比较在控制上具有很大的特殊性，因此，应探讨超临界机组的运行模式和控制策略。
超临界机组的运行特性1.1. 超临界火电机组的技术特点1.1.1. 超临界火电机组参数、容量及效率超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129Mpa。
目前运行的超临界机组运行压力均为24Mpa~25Mpa, 理论上认为,在水的状态参数达到临界点时(压力22.129、温度374.℃),水完全汽化会在一瞬间完成,即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。
由于在临界参数下汽水密度相等，因此，在超临界压力下无法保持自然循环，即不能使用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。
改善蒸汽参数和开发大容量机组是提高常规火力发电厂效率和降低单位容量成本的最有效途径。
与同容量亚临界火电机组的热效率相比,在理论上采用超临界参数可提高效率2%～2.5%,采用超超临界参数可提高4%～5%。
目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。
1.1.2. 超临界机组的启动特性超临界锅炉和亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：设置特殊启动旁路系统直流锅炉的启动特点是，在锅炉点火之前，必须向锅炉连续供水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。
一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置特殊启动旁路系统来排除这些不合格的工质。
配置汽水分离器和排水回收系统超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷是从锅炉满负荷到直流最小负荷，直流最小负荷一般为25%~45%。
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SP-10给煤机控制系统在超临界机组的应用及校验
针对国家能源集团蚌埠电厂给煤机日趋老化，运行可靠性降低等问题，利用机组检修的机会，通过对给煤机控制系统改造，将原有的问题解决，使给煤机运行稳定可靠，满足机组的控制要求。
标签：给煤机SP-10控制系统应用校验
一、概述
国家能源集团蚌埠电厂一期采用沈阳STOCK 公司引进美国技术生产的EG-2490 电子称重式给煤机，其控制系统为196NT，给煤机长周期运行，设备日趋老化，运行可靠性降低等频发性故障问题，影响机组的安全稳定运行，因此利用机组检修的机会，将给煤机控制系统改造为SP-10控制系统，将原有的问题解决，使给煤机运行稳定可靠，满足机组的控制要求。
二、给煤机控制系统原理
给煤机系统的原理图如图1所示，整个系统由原煤斗、传送皮带、落煤斗、磨煤机、皮带驱动电机、称重托辊以及控制器组成。
称重托辊用于测量煤块的重量，将煤块产生的压力信号转换为电信号送入到控制器中。
同时根据测速电机输入的脉冲信号测量传送皮带的速度从而得到给煤率的大小，控制器不断将实际的给煤率与DCS 遥控输入的4～20mA给煤率的设定值相比较后经PID 运算，自动调节输送皮带速度，达到精确控制给煤率的目的。
三、SP-10控制系统特点
SP-10控制系统是应用于火力发电厂给煤机的最新一代产品，充分考虑了给煤机现场恶劣的工作环境和较严重的电磁干扰，采取专用的电子元器件和专用电路，硬件和软件进行了严格的测试，并且经过现场的长时间考验，具有良好的可靠性和使用寿命。
具有以下特点：
1）控制器采用双处理器控制：
主控CPU采用先进的数字信号处理器DSC，具有高速运算能力，给煤机的控制及煤量累积更加准确，CPU进行AD数据的转换、采集等功能，双处理器的设计提高了控制和运算的精度，使系统的运行更加稳定可靠。
2）数据转换精度提高
24位A/D转换器，转换速率也比较快，重量信号的测量更加精确，保证了给煤机的计量精度。
3）采用开关电源，电源抗波动能力大大提高
主板上采用了开关电源，对电源板过来的电源进行了进一步的隔离，具有比较强的抗干扰能力，电源的容限也有较大的提高。
4）采用高性能嵌入式一体化触摸屏，界面友好，操作简单
SP-10控制系统人机界面采用高性能嵌入式一体化触摸屏，1外壳工业塑料材质，抗干扰性为工业三级，能够抵抗电厂给煤机现场复杂恶劣的工作环境和比较严重的电磁干扰。
SP-10控制系统具有故障自诊断和故障记忆功能，使得故障处理更加便捷。
5）具有丰富的接口，系统扩展非常方便
SP-10控制系统还具有丰富的I/O接口和模拟量接口。
系统自带的标准串行接口，支持Profibus、Modbus等多种通讯协议，并且还可配置蓝牙或以太网卡，丰富数据传输的手段，满足机组集中控制的要求。
四、SP-10系统校验
1.定度
1）关闭给煤机上方料仓的出口阀，清除皮带上的物料。
2）关闭给煤机卸料口下方的排出阀。
3）打开给煤机称重跨门，顶端门以及微机控制柜门。
4）调节皮带的张力和对中。
5）靠近控制柜一侧的皮带边上贴上4片粘性反光纸，每片反光纸应与边缘垂直并位于皮带边上两个裙边切口之间而不可超越切口，在驱动辊和张紧輥处的皮带边上各贴一片，在称重棍处及其下方皮带返回部分各贴一片。
6）证实4片反光纸中每2片间的距离大于定度探头之间的距离。
注意：皮带上可能存在上次定度时的反光纸，因此在每次定度之前，检查并清除上次使用的反光纸。
7）调整称重棍，清除连结部件上的积聚物料和杂质。
8）将两个探头分别插入称重板上两个螺孔内。
9）将探头电缆插头连接到微机控制柜的插座上，探头A 连接到CALA 插
座，探头 B 连接到CALB 插座。
10）进入维护调试界面，按定度功能键进入定度界面。
检查称重信号是否正常。
称重传感器数据在皮带空载时约为500～800，加载称重砝码后约为2200～2800。
11）开始毛重和皮带运行定度。
按定度一（贴反光纸）按键，开始定度。
这时给煤机将在微机控制下开始运行，可发现定度是以下述的方式进行的。
（1）运行指示灯亮起。
（2）25秒延时开始，在此期间，电机转速将增速到1000rpm，并且稳定在此值上。
（3）延时结束后，第一个反光纸经过探头A，Cal A 指示灯亮继而熄灭，当反光纸经过探头B 时，Cal B 指示灯亮继而熄灭。
另外，当每一片反光纸经过探头时，探头识别次数值加1。
（4）当第九个反光纸经过探头 A 时，探头识别次数值为16，皮带已经运行了整整两周，这时给煤机停机，定度结果显示出八次皮带速度测量的重复误差的百分比。
（5）如果误差大于极限值，探头识别次数值返回0，定度将自动重新开始，直到测量误差小于极限值为止。
12）如果毛重和皮带运转定度成功，将两个定度砝码（各17.35kg）加到两侧称重传感器上。
13）开始称重跨系数定度，按定度二按键，与12）节所述情况一样。
当第九片反光纸通过后，给煤机自动停机。
14）定度完成后可以看到定度结果：皮重误差、速比误差、净重误差，定度的误差通过将当前定度数据与上次定度数据相比较，反映了定度的重复性能。
以上三种定度检查的结果必须小于±0.20%，如果大于这个极限，请检查悬挂在称重传感器上的称重块是否有与其他部件有接触，或其他不正常的情况，随后重新进行定度（从头开始）。
2.标定
给煤机控制器能接收给煤率的给定信号，并且输出模拟量反馈信号，但必须在给煤机接收遥控控制之前进行调准，以保证给煤机控制系统与DCS系统精确的配合。
1）标定给煤率指令：（控制柜内接点SIG+、SIG-）
（1）进入维护调试界面，按标定功能键进入标定界面。
（2）DCS 给定最小指令4mA，然后按“标定4mA 键”，按键右侧将显示与4mA 给定信号相应的频率值。
按保存键，则4mA 标定完成。
（3）同样方法标定20mA 并保存该数据。
2）标定给煤率反馈输出：（控制柜内接点139、140）
（1）进入维护调试界面，按标定功能键进入标定界面。
（2）调正给煤率补偿信号，按标定4mA 键，这时按键右侧显示出送到模拟转换板的频率，下方会弹出信号调整的增加“↑”和减少“↓”键。
在DCS 观察给煤率反馈信号大小，按增加“↑”或减少“↓”键，使得反馈信号达到4mA。
（3）当给煤率反馈信号达到了正确值，按标定4mA 按键下的保存键，调正后的数据就会存入微机控制器的存储器中。
（4）同样方法标定20mA 并保存该数据。
3）标定电机专色反馈输出：（控制柜内接点131、132）
（1）进入维护调试界面，按标定功能键进入标定界面。
（2）调正电机转速补偿信号，按标定4mA 键，这时按键右侧显示出送到模拟转换板的频率，下方会弹出信号调整的增加“↑”和减少“↓”键。
在DCS 观察电机转速反馈信号大小，按增加“↑”或减少“↓”键，使得反馈信号达到4mA。
（3）当电机转速反馈信号达到了正确值，按标定4mA 按键下的保存键，于是调正后的数据就会存入微机控制器的存储器中。
（4）同样方法标定20mA并保存该数据。
五、结束语
本次给煤机控制改造完成后，结构简单、功能完善，系统性能稳定，可靠性好，能够适合现场使用。
给煤机的安全稳定性得到提高，提高了给煤机的计量精度，为管理人员、操作人员带来了极大的方便。