电厂调试总结
一、魏明臣总经理：与会议代表进行了坦诚的交流，提醒试运期间尤其要注意的三个问题：第一：西门子工作是制约试运最大的问题，要想方设法去引导、去沟通；第二：在试运期间由于人员配置不是很充足，加之人员业务素质较低，被迫进行两班倒让大家都很辛苦，11届员工在定岗考试时正赶上项目过72+24小时试运，由于连续工作使他们考试发挥不好而没定上岗。建议后续项目一定要做好人员配置和培训工作，在进入试运时就进行四班三运行。第三各问题是资金计划，项目一定要早计划、早沟通、早解决。
二、生产副总经理田加明对电厂过了试运后的问题和与会代表进行了交流
料场方面：崇阳电厂料场施工建设可以说严重滞后，这给试生产带来很多的障碍，首先就是燃料的质量问题，施工的垃圾、石块等很容易混入燃料而进入锅炉，进而带来锅炉下渣不畅，流化不好，负荷带不起来；第二是收料的数量受到制约，干料棚的建设、场地的硬化过程中场地均不能收料，收的料不能堆放等等。现在厂内25亩左右的场地待硬化，4个干料棚待建设，2113破碎机待安装使用，这些都影响了整个料场的统一规划。
建议：料场建设必须要与主体节点同步跟进，纳入到工程节点中。在72+24小时试运行后，料场要至少具备2台破碎机运行、50亩硬化面积以及30亩的干料棚投入使用。
保运方面：72+24小时试运行试运行前，人员必须到位，如：为保证安全运行，运行人员保证能达到四班三倒的人数，检修人员至少要4人以上，其中必须有焊工；基本工器具必须到位，如：焊机、振动仪、测温仪、兆欧表、各类螺丝刀、各类扳手等等，崇阳电厂在这方面做的不理想，希望以后的电厂要注意这一点；另外12名辅助工尽量到位，虽然是辅助工，但工作性质很重要；72+24小时试运后也要安装单位留人保试生产一段时间。
各单位的职责：按照启动会员会的规定、国家有关的规范，做到监理、调试、安装等各个单位的职责明确，分工明确，这中间的关键是在执行、在落实，从接线的对点开始，到单体、分系统、整体启动，形成从点到线，再从线到面，夯实基础，循序渐进才能达到顺利试生产良好的局面。
三、发电部长丛雨滋从人员准备、燃料储备及掺配、外围工作三个方面汇报和交流：
人员准备：崇阳电厂自2011年7月开始积极联系集团公司安排生产运行人员到厂，人员陆陆续续到厂后进行了熟悉设备、熟悉系统等培训，在人员不足的情况下，电厂积极取得公司支持，从南陵电厂借调4人支援我厂运行，生产运行人员在单体调试、分系统调试时按照三班两倒值班，在整体调试以及72+24小时试运行期间，为了保证试运安全、保证人员操作人手充足，我们按照两班两倒值班，72+24试运后按照公司要求机组继续运行，运行人员改为三班三倒，在本月19号才为四班三倒。建议后续项目：在条件具备的情况下，按照安生中心王主任的指示一开始就实行四班三倒值班。装载机司机在试运行上料期间，基本上是没有休息的时间，时时刻刻在开车上料，按照集团公司三定方案中8人的配置，我们认为不能够满足生产需要，原因是上料司机连续作业，对安全生产带来极大的隐患，我厂现在按照五班四倒安排铲车司机上料，即使这样，6小时不停的上
料，劳动强度非常大，建议公司人资中心每值配置2人，另外配置3人在白班堆料、倒运燃料。另外，集团公司给配置了挖掘机，建议增加该司机的配置。外方人员在调试期间，我项目以非常细致的工作态度大力配合，他们经常加班到凌晨，电厂机组调试中积极与外方人员沟通，使得双方都能够理解及支持，在调试过程中配合的非常好。整组调试期间专工每天工作到21:30，机组运行时电厂专工上白班，借调专工上夜班，厂部领导分两班值班一组白班，一组夜班，保证机组在出现异常时，能得到良好的协调处理。
燃料储备及掺配：整体启动前电厂储备燃料碎料约20000吨，以芭茅草、稻壳、边角料为主，竹屑等为辅，整组调试期间按照边角料芭茅草3：稻壳1进行掺配，在燃料潮湿时按照照边角料芭茅草2：稻壳1掺配，化验结果是水分40—45%，热值在1900---2200大卡。威猛破碎机使用情况：碎料保养频繁、费用大。料场硬化在电厂建设中应提前，建电厂首先建料场，崇阳电厂现在未硬化的场地被整料占着，要倒运再硬化，费时、费油、费人力，成本提高。干料棚原设计是4个，后取消2个，经过魏总与公司积极协调，公司已同意再建4个干料棚。
外围工作：外围工作最直接最有效的方法就是积极取得当地开发区、政府的支持，要加强沟通，说明电厂实际情况，争取开发区及政府的配合和支持。但是有些协议证件办理是被另一些协议证件制约着的，所以提醒进行外围工作的同事，做好先后顺序，不要在办理一个证件或协议的时候被另外一个协议证件卡住，我们崇阳电厂在这方面是有过教训的。崇阳电厂办证情况：土地证、工程建设规划许可证、施工许可证、取水证等已经完成，这些证件是前期办理好的，当地政府给予了很多力度的支持，难度不是很大；消防图纸审查从11年4月把图纸送到消防支队，一直到魏总到崇阳电厂，多次与消防支队联系，利用8.1联谊等方式方法，才在11年9月16日拿到通过审查意见书，现在厂内特殊消防已经完成，已经联系消防验收，预计5月能完成；调度协议办理的很顺利，2011年12月12日签订完毕；核准批复：由于机组变更，经公司做了大量工作，直到2011年11月25日省发改委才给予了批复。并网经济协议是经过多次与市供电公司沟通，争取他们的支持，总经理亲自到市公司、省公司协调，2012年2月6日签订。机组并网批复：得到省发改委的批复后，经过咸宁市经信委提请省经信委，2012年2月9日省经信委批复同意机组并网运行；发电许可证：因法人变更，资料重新整理，已经报华中电监局。电价批复：因不影响并网，正在办理中，已经报省物价局。购售电合同：电力股份公司协助人员正在办理，不影响并网，但电费结算的时间可能要滞后一段时间。
四、发电部部长助理杨金伟从试运方面进行了汇报和交流：
崇阳电厂试运概况： 10月25日化水制出合格除盐水，11月26日10kv备用电源送电、12月31日110kv倒送电成功至2012年4月2日机组完成72+24小时试运，共经历近6个月。机组从热态调试至72+24小时完成共点火10次，耗油16T。试运期间，无论是单体还是分系统及整套调试，组织、协调得力，全员团结一致，夯实基础、稳步推进，使得项目整个试运低投入、低消耗、高效率。自烘炉（36.5T）、酸洗(7.2T)、中高温烘炉、吹管71次，放靶板5次(14.3T)、热态调试及72+24小时试运（16T）到试运结束共消耗燃油约74T，燃料约19000T，汽轮机进入热态调试共启动5次后，第4次并网成功。72小时时运期间平均负荷29.29MW，保护投入100%，自动化率91%； 72+24连续运行平稳，发电量283.067万kw.h、平均负荷29.68MW、负荷率98.93%； 炉前燃料平均水分40--45%、平
均灰分6---9.5%、平均热值1820---2091 calg； 运行参数与设计基本符合： 排烟温度156℃、床温780℃～850℃、炉出口烟温830℃左右、主给水温度230℃～238℃、一次风量48000～54000Nm³/h、总风量115000 Nm³/h左右、氧量3%～6%、风室床压12.5Ka～13.5 Ka、炉膛负压-100pa～-200pa、主蒸汽温度527℃～537℃、主汽压力12MPa～13MPa。
西门子合作方面的经验分享：注意细节安置好他们的工作环境，如：安排办公室，解决他们需要（安全、照明、人员配合，小工具、洗手间）等；多沟通交流建立感情，如：一起工作时请教他熟悉的事情，给我们设备的建议等等；关心他们的生活解决他们的后顾之忧；在工作上不要形成对立，要相互配合和协作；加强管理、合理要求；信任他们。
崇阳电厂试运中的教训：
1、电气110kv隔离开关011合闸不同期现象，影响机组试运：2011年12月23日在对升压站设备进行安装调试时发现此缺陷，安装公司调整一直不好，项目部要求厂家到场指导安装调试，厂家始终不派人员到场进行处理，至12月31日正式倒送电时，为了不影响倒送电工作正常进行，项目部专工与华能安装人员进行临时处理后，31日19:30倒送电一次成功，但是隔离开关011合闸不同期缺陷一直存在。在2012年3月27日22:00恢复主变压器时，隔离开关011又出现合闸不同期故障。4月13日机组消缺期间，西安西电高压开关有限责任公司人员到场，对隔离开关011进行处理，目前已经正常。
2、锅炉超温，造成机组停运：3月2日15:20主汽温度高559℃，负荷12MW，西门子专家打闸停机，而后停炉，停炉后主汽温度580℃，15:34恢复正常温度。
3、双减调节门人员误操作，影响真空、使汽轮机跳闸：3月13日 9：57射汽抽气器压力从3.0Mpa开始下降；10：03射汽抽气器压力降至2.1Mpa;调试人员令开大射汽抽气器压力调节阀，10：05射汽抽气器压力调节阀全关，调节阀后压力降为零。调试人员与汽机专工迅速赶往现场，10：07射汽抽气器压力恢复至3.2Mpa。10：05真空由-95.9kpa开始下降，10：06真空降至-79.2kpa，汽轮机跳闸；10：07真空开始恢复，10：10真空恢复正常，检查机组安全无其他隐患后于10：32机组恢复并网。
4、违规退高加液位保护，造成机组跳闸：3月9日锅炉启动，19:14并网成功，在高加刚投入时液位不准，实际液位正常，为了机组安全，将该液位强制，调试人员解除保护，21:36下班人员投入高加液位保护由于虚假信号直接发送使汽轮机保护机动作组跳闸。5、3月27日、28日试运时的辅机故障：3月27日00:30汽包上水至点火水位（-60mm）,2:00启动锅炉引风机变频器，发现变频器不能启动，检查变频器控制面板显示C相C4模块过热、C5、C6模块过压。改工频启动后，引风机1105开关跳闸。经查确认为引风机1105开关故障。更换备用开关后，启动引风机正常。10:51引风机变频器突然跳闸，不能切换为工频运行，导致炉膛正压增大，压火处理。经检查为变频器自带UPS电源不能正常输出，在咨询变频器厂家后，将变频器自带UPS电源甩开后，启动变频器正常。11:20锅炉重新启动，13:00汽机投轴封，13:20主汽压力8.7MP，投射汽抽气器抽真空，发现射汽抽气器减温减压器最大只能调整到1.68MP，不能调整至正常抽汽压力3.5MP，真空不能正常建立。应射汽抽气器厂家要求，提高主汽压力至12MP，但射汽抽气器减温减压器供汽压力只能调整到2.43MP，仍无法满足要求。停机处理。射汽抽气器改造完成后，3月28日04:40依次启动锅炉辅机，04:50锅炉点火。8：00主汽压
力4.3MP，温度275℃，8:30 #2空压机突然跳闸，运行人员迅速启#1空压机，但远方不能启动，远方改启#4空压机正常。9:00汽机投轴封，9:36主汽压力8.86MP，投射汽抽气器抽真空，发现射汽抽气器减温减压器最大仍然只能调整到1.67MP，依旧不能调整至正常抽汽压力，真空无法正常建立。9:03#1给水泵高压侧轴端漏水，切换为#2给水泵运行，发现#2给水泵出口三通逆止门法兰处有轻微泄漏。10:17发现DCS上#2给水泵转速显示突然消失，经检查为测速探头脱落引起。10:18机组被迫停运。
根据运行和现场发现的情况分析，主要有两大原因：一是两台给水泵均为带病工作，减温减压器不能满足射汽抽气器运行工作要求，是硬性故障，已联系厂家速到现场处理；二是引风机开关、变频器、空压机控制系统运行不稳定，可能是因变频器对工作环境要求高、高压开关故障、变频器质量及控制元件的质量问题。
采取的处理措施：联系厂家速来电厂从根本上解决问题。给后续项目的建议：
严格进行图纸会审，发现设计问题及时更改；
建议多考虑非正常情况下的运行安全，保护设备和人身安全； 锅炉燃料水分超过48%左右时引风机出力不够；
包墙灰斗放灰极不方便不安全，建议加装冷灰器设备； 主给水电动门不方便调节流量、建议加装调节门；
综合水池至超滤装置进水管道应改为不锈钢管道连接，防止铁对超滤膜、反渗透膜的影响；
一体化净水器设计为自动反洗，无法进行强制反洗，长期运行如果不能自动反洗，应考虑强制反洗措施；
就地变送器、压力表等无校验标签，根据校验报告在相应设备上张贴标签，并注明有效期；
汽机操作员站只有一台，需增设一台冗余的汽机操作员站，宜根据运行人员需要优化操作画面；
制定电子设备间巡检及工程师站授权管理制度并严格执行，电子设备间及工程师站宜加装门禁系统；
急停按钮加防护罩；
高压加热器磁翻板液位计热态运行时因温度较高，翻板易变型损坏，在翻板及液位测量筒之间加薄垫片后改善；
需建立热控软件备份管理制度，定期检查DCS、PLC的控制器、操作员站、工程师站软件的备份工作，做到及时备份、存档；
凝汽器液位波动大不能达到西门子外方专家要求，建议使用导波雷达液位计。
崇阳县凯迪绿色能源开发有限公司
通风系统是核电厂的重要辅助系统, 它不仅保持室内温湿度、压力在所规定的限值内, 还限制室内气溶胶放射性水平、过滤空气、减少放射性污染物向环境扩散等, 以保证在核电厂各种工况下满足设备和人员所需的工作环境。某核电全厂通风系统分为BOP通风系统、常规岛通风系统和核岛通风系统, 各系统的工艺流程大致相同, 但控制方式不同, 有全新风、全回风、新风+回风三种运行方式。送风机运行时, 风经风口进入风管, 一部分直接经送风口送到房间, 另一部分先经冷却盘管 (电加热器/加湿器) 对空气降温 (升温/加湿) 后再经送风口送到房间, 最后经排风机排出室外或在工艺管线内循环。室内装有温度开关、温度计、压力开关、压力计、湿度计等, 用于监测各厂房内的温湿度、压力, 当超出整定值时, 这些仪表发出报警或联动设备, 提醒监控人员, 保证室内温湿度、压力在设计范围内。风管上装有流量开关和阀门, 当流量异常时, 发出报警或联动设备;当接收到火灾信号或放射性活度信号时, 报警并联动设备, 防止火灾蔓延和放射性污染。该核电厂生产工艺流程如图1所示。
2 通风系统组成及其控制方式
2.1 通风系统组成
通风系统主要由就地仪表、就地控制箱、通风管道、阀门、风机、配电盘、过滤器、电加热器、加湿器、控制系统等组成。
就地仪表有温度开关 (ST) 、压力开关 (SP) 、流量开关 (SD) 、湿度变送器 (MZ) 、温度变送器 (MT) 、就地温度计 (LT) 、就地差压表 (LP) 等类型。温度开关、压力开关、湿度变送器、温度变送器安装在室内;流量开关安装在风管上。
阀门包括防火阀、排烟阀、逆止阀、隔离阀、调节阀、电磁阀、平衡阀等类型。防火阀在火灾发生时自动关闭, 以防止火势蔓延;排烟阀在火灾发生时自动打开, 将着火产生的烟雾排出厂房, 阻止火势蔓延, 保证人身安全;逆止阀一般安装在风机出口, 防止风机反转时气流介质反向。
2.2 通风系统控制方式
该核电厂通风系统的控制系统根据控制方式可分为DCS控制、PLC控制和其它控制。
2.2.1 DCS控制
该核电厂采用全数字化DCS (集散控制系统) 仪控系统, 这也是通风系统的重要控制方式之一。DCS系统按功能分为4个层次:0层为工艺接口层;1层为自动控制和保护层 (KCP) ;2层为操作和信息管理层 (KIC) ;3层为全厂技术管理层。根据所实现的仪控功能的安全等级不同, 整个KCO系统分为KCS和KCP两个子系统。KCP为NC/NC+级 (非安全级) , 采用I/A Series平台;KCS为1E (安全级) 级, 采用Triconex平台。通风系统 (DVC、DVE、DVF、DVL、DVK、DVN、EVR等) 绝大部分控制属于NC/NC+ (非安全级) 部分, 小部分控制属于1E (安全级) 部分。
2.2.2 PLC控制
BOP通风系统采用PLC控制, 分为两种类型:一为CNCS的NicSys1000控制系统 (如DWN) ;二为西门子S7-400H的高可靠性冗余PLC控制系统 (如DVM) 。PLC系统融合了以太网通信、冗余控制、冗余网络等技术, 实现了多种通信技术综合使用、冗余控制和高可靠性功能, 由上位机、下位机及网络等构成。
2.2.3 其它控制
该核电站还有部分系统 (如DWT) 采用传统的继电器+DCS控制。在该类系统中仅部分风机的运行状态信号及阀门的限位信号送到DCS系统, 以便操纵员在二层画面监测系统实时状态, 而其控制部分均由传统继电器来实现, 就地仪表信号也均接到继电器机柜。
3 通风系统整个调试过程
3.1.1设备单体试验
通风系统在调试前需进行设备单体试验, 包括风机试车、就地仪表校验、阀门调试、电加热器及加湿器通电调试。
通过单体试验可验证单体设备的性能, 包括风机震动是否在规定范围内、风机启动电流是否处于规定限值内、就地仪表是否能准确指示及动作、阀门是否可正常动作等。
3.1.2通道试验
通道试验内容包括线缆调校、就地信号反馈和命令传输。通过调校就地设备与控制系统 (或控制柜) 间的通道, 可验证电缆接线、就地信号反馈和命令传输是否正确。下面以DCS控制方式为例介绍通道试验。
(1) 风机运行反馈及命令通道试验。风机有运行、停止、电气故障三种反馈信号送到DCS系统。运行时可在二层画面监测风机运行、停止、不可用 (电气故障) 、启动和停运失败五种状态。另外, 风机有启动和停运两种控制命令 (部分风机控制命令为长命令, 只有一个命令) 。风机的三种反馈信号均为干结点, 且不由风机本体输出, 而由7.00m电气控制间的配电柜输出。
以下为通道正常时试验相应步骤对应的状态。若与此不符, 则需排查故障直至正常。
(1) 当7.00m风机配电抽屉开关处于隔离位时, DCS系统的一层工程师站将显示停运反馈和电气故障;
(2) 将抽屉开关推入, 电气故障消失;
(3) 将抽屉开关打到试验位 (试验位时停运反馈始终存在) , 从DCS系统一层工程师站强制风机启动命令 (风机命令由DCS机柜发出, 在试验开展前, 应确认相应通道的保险已闭合) , 此时7.00m风机配电柜红灯亮、绿灯灭, 表明风机处于运行状态, DCS系统一层工程师站有风机运行反馈;
(4) 从DCS系统一层工程师站强制风机停运命令, 此时7.00m风机配电柜红灯灭、绿灯亮, 表明风机处于运行状态, DCS系统一层工程师站上运行反馈消失;
(5) 拆除停运反馈的信号线 (注意不能拆除公共线) , 此时DCS系统一层工程师站上停运反馈消失, 恢复接线后DCS系统一层工程师站上停运反馈出现。
(2) 阀门限位及命令通道试验。通风系统有防火阀、排烟阀、逆止阀、电磁阀、调节阀等阀门。防火阀一般有开、关两种限位 (个别有25%、75%开度限位) , 有开、关两种命令。排烟阀只有关限位和开命令。逆止阀仅有开限位。电磁阀不得电即失电。调节阀为0~100%开度可调, 由就地控制器控制。
下面以防火阀为例, 介绍试验步骤 (其它阀门通道试验类似) 。
(1) 就地掰动阀门限位开关, 在DCS系统一层工程师站观察阀门状态;
(2) 在DCS系统一层工程师站强制阀门开关命令, 阀门能正常动作;
(3) 若阀门限位开关反馈及动作不正常, 则应排查故障, 直至正常。
(3) 就地按钮及选择开关通道试验。就地按钮及选择开关通道试验验步骤如下:
(1) 就地按下就地按钮, 在DCS系统一层工程师站观察是否有信号传达, 松开按钮后观察信号是否消失;
(2) 就地扭动选择开关, 在DCS系统一层工程师站观察手动、自动或远程、就地是否如常反馈;
(3) 若存在异常, 则应排查故障, 直至正常。
(4) 就地仪表通道试验。就地仪表中温度开关 (ST) 、压力开关 (SP) 、流量开关 (SD) 、湿度变送器 (MU) 、温度变送器 (MT) 等信号接入控制系统, 分为开关量和模拟量。
开关量仪表试验步骤如下:
(1) 就地短接仪表闭合节点, 在DCS一层工程师站观察信号是否送达, 取消短接后信号是否消失;
(2) 若存在异常, 则应排除故障, 直至正常。
模拟量仪表试验步骤如下:
(1) 在二层画面观察仪表对应物理量示值是否正常, 若不正常则二层画面无视值, 反之应排除故障;
(2) 拆除就地仪表接线;
(3) 使用电阻箱等试验器材模拟仪表物理量, 在DCS系统一层工程师站观察对应的示值是否与所加载的信号量一一对应, 若不对应则应排除故障直至正常。
3.1.3 TP09试验
TP 09试验为系统逻辑验证试验, 是全面验证系统控制逻辑正确与否的试验, 其目的是保证系统能按预期的设计要求运行。试验先决条件为控制系统可用、系统通道试验全部完成、系统已隔离、系统机柜保险已闭合。
先决条件具备后, 根据试验规程操作, 在控制系统工程师站上进行信号模拟, 并记录与试验规程有异之处, 排除故障直至满足控制要求。
4 日常缺陷及解决方法
4.1 设备缺陷
例1:1DVE001ST等18块温度开关未到定值即已高报。经核实, 设备未做好保养, 且在安装前未能调校好, 导致故障。拆卸下故障温度开关并在试验室进行重新调校, 若回装现场后仍存在问题, 则需联系供货商返厂修理。
4.2 设备安装缺陷
例1:1DVK003FP/1DVK005FA、9DVN001FP/9DVN-023FA、1DVW001FP/1DVW003FA等预过滤器和高效过滤器差压表引压管安装错误。经核实, 部分引压管未按设计要求安装, 导致部分压力表无读数。在过滤器上预留孔洞, 重新插入引压管后仪表读数正常。
例2:1DVE021SD空气流量报警异常。经核实, 在风管中无风时, 空气流量开关触点闭合, 发出报警, 但在风机启动后, 风管中风量达到定值后, 触点断开, 经查, 该流量开关装反导致了报警异常。重新正确安装流量开关, 问题解决。
4.3 设计缺陷
例:1DVW003ZV/RS逻辑错误。经核实, 正常排风时, 001/002ZV处于停运状态, 003ZV/003RS可在KIC上手动启停;当进行碘排风时, 002ZV优先启动 (若002ZV故障, 则启动001ZV) , 003ZV/003RS自动停运。逻辑不能满足该要求, 且003ZV/003RS在KIC手动启动后不能停运。
5 结束语
通风系统遍布全厂, 设备和控制系统类型多, 调试是在边土建、边安装情况下进行的, 需克服现场环境温度高、调试环境较恶劣、设备故障频发、设备拖期等困难。本文可为后续项目调试提供有益借鉴。
参考文献
摘 要：文章简述了脱硫公用系统废水处理热控设备及控制系统的安装调试过程，介绍了控制系统在整个废水处理流程中的主要功能以及DCS系统的应用，详细叙述了调试原理、方案和组织措施，制定具体的调试方案，介绍了电厂脱硫废水处理控制技术的现状，提出了有益的建议。
关键词：电厂；脱硫废水；调试
华电章丘发电有限公司本期工程脱硫废水为2X330MW、2X145MW机组的石灰石—石膏湿法脱硫，采用1炉2塔脱硫时产生的脱硫废水。脱硫塔脱硫效率不小于95.5%，脱硫废水主要由旋流器滤水和真空皮带水组成。
本期工程改造范围：石膏脱水车间从废水旋流泵入口阀门开始至废水排放池之间的全部设备。
废水处理的最终水质应达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T 997-2006）和国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准，处理合格后排入电厂生产排水管网中。
1 废水控制系统调试准备
1.1 系统简介 本脱硫废水系统设计出力为40m3/h，工艺流程如下图所示：
1.2 调试依据及标准 ①部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。②《火电工程启动调试工作规定》。③部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。④《电力建设施工及验收技术规范》。⑤有关的设计图纸。⑥相关设备的技术协议。⑦机电设备等相关检验验收标准。
1.3 调试目标 脱硫废水处理装置出水悬浮物及重金属离子含量需要达到国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）的二级标准。
1.4 调试的组织与分工 ①青岛天兰环境股份有限公司负责整个系统调试过程。②施工单位和设备厂家负责设备的单体调试工作。③电厂运行人员负责脱硫废水系统的跟班学习。
2 系统调试
2.1 设备单体调试
2.1.1 MCC柜与DCS柜成功上电，运行正常，远程操作站通讯连接正常。
2.1.2 对废水排放泵、滤液泵、污泥循环泵等配备工频电机设备进行就地与远程启停调试，纠正电机转向，于次日下午完成。
2.1.3 我方配合运行，检修完成了工频电机空转试运。
2.1.4 进行了剩余设备：电动阀门、电磁阀、变频计量泵、变频污泥输送泵的单体调试工作，纠正电机转向，完善变频器设置，于次日下午完成。
2.1.5 压滤机上电试运，联合生产厂家，对设备启动，过程控制（滤板压紧、松开、拉板、取板）进行试运，设备正常运转，于当日下午完成调试。
2.1.6 设备注水试验，并校准液位计，于8月12日完成。
2.2 系统整体调试
2.2.1 药剂准备。①上午碱槽车到位，碱液的浓度为31%，利用卸碱泵卸入碱计量箱内，1#碱计量箱与2#碱计量箱被注满。②有机硫药剂溶液配制：原液为15%浓度，注入3桶药剂，开有机硫计量箱进水电磁阀，注满计量箱，配制成1%～2%浓度溶液，最后启动搅拌器，搅拌2小时后停止。③絮凝剂（FeClSO4）的溶液配制：原液浓度为11%，使用原液注满计量箱。④助凝剂（聚丙烯酰胺）溶液的配制：开进水电磁阀，计量箱注满水，添加粉末状助凝剂1.5kg，启动搅拌器2小时，搅拌配制成0.1～0.5%的溶液。⑤酸槽车到位，盐酸的浓度为30%，利用卸酸泵卸入酸计量箱内，注满计量箱。⑥药品参考剂量如下：碱液剂量： 31%浓度，0.5L/m3·废水；有机硫剂量： 1%浓度， 0.4L/m3·废水；氯化硫酸铁剂量： 10%浓度，0.2L/m3·废水；助凝剂剂量： 0.1%浓度，1L/m3·废水；盐酸剂量：31%浓度，0.12L/m3·废水。
2.2.2 系统整体调试。通过废水旋流器正式向废水处理系统三联箱注入脱硫废水，启动三联箱搅拌器与加药系统，进入废水出水调试阶段。
澄清池注水完成，启动澄清池刮泥机。澄清池上部清水溢流至废水排放箱，成功出水，但水质不满足要求。通过废水排放泵出口浊度，调节计量泵频率改变加药量，提高出水质量。出水合格，达到排放标准，浊度维持在40-70mg/L，符合要求。
进行压滤机脱水出泥调试，因进泥压力太高超过规定的0.6MPa，联合污泥输送泵生产厂家及压滤机工程师，更换污泥输送泵轴芯，对污泥输送泵尝试不同变频控制，最后将污泥输送泵频率输出控制在28～50Hz之间根据压滤机入口压力以0.6MPa为标准，进行PID控制，出泥效果达到要求。
2.2.3 系统整体试运。出水浊度与pH合格，出泥系统运行正常。
3 调试流程
3.1 脱硫废水处理的工艺流程 重金属和悬浮物处理：废水pH值越高，可沉淀的金属离子浓度越低。调整废水PH在9.0-9.5需要加Ca（OH）2，重金属离子水解形成氢氧化物沉淀和CaF2沉淀；加入有机硫溶液，在水中形成铜和汞的硫化物沉淀。凝絮箱加入絮凝剂使水中大部分悬浮物沉淀；同时絮体在沉淀的过程中又吸附CaSO4沉淀和其他重金属氢氧化物沉淀；最后投加脱水助剂，增大絮凝体的体积，增加沉淀速度，降低细小絮体的残留。
3.2 压滤机工作原理 板框压滤机滤板的表面有沟槽，交替排列，其凸出部位用以支撑滤布。滤液穿过滤布并沿滤板沟槽流至板框边角通道排出。过滤完毕，通入清水洗涤滤渣后通入压缩空气，除去剩余的洗涤液。随后卸掉滤渣，清洗滤布，重新压紧板、框，开始下一工作流程。
3.3控制系统 脱硫废水处理控制系统采用新华公司的XDC800，实现分散控制，该系统可以实现与除灰除渣及除湿系统的数据共享。
4 调试结论
经试运行，热控设备及控制逻辑运行情况良好，几经优化，控制逻辑基本达到设计要求，能够较好的满足机组正常运行情况下废水处理的要求，为废水达标排放提供了必要的保障。目前，机务部分还有缺陷有待于进一步消除。
5 建议
应按照热控可靠性配置的要求，对参与控制的水箱水位等重要测点进行冗余配置，完善重要测点三选二逻辑。
参考文献：
运 行 人 员 工 作 纪 律
签发：
1.服从值长的指挥，并及时汇报工作完成情况。
2.当值时间内严禁脱岗。
3.严禁酒后上岗。
4.运行期间严禁赌博、玩扑克牌、看小说、看报纸等与运行无关的行为。
5.各专业间要相互协调，不得出现互相扯皮现象，积极完成#
3、#4机组FGD装置的试运工作。
6.各专业运行人员在处理缺陷时，如有不明情况，应先向本专业值长汇报，再向试运组当值值长汇报，以保证消缺任务安全、顺利的完成。
7.严格执行交接班制度，准时交接班，如有特殊情况，要提前与交班人员协调好，必须保证运行有人值守。
8.运行期间各专业运行人员必须做好运行记录，以避免出现无法查清事故发生原因的现象。
9.各专业值长应以身作则，积极配合各阶段试运组值长完成试运任务。
XXXXXX脱硫工程试运指挥部
考虑到我们设备的目标是打造标准化产品，故以下分析重点针对典型生活污水。
以下分析数据及结论以西科大试验机、云南项目、紫阳项目（贝斯-50型号）为基础分析实际总结为依据：
总的来说，对于确定工艺（A3/O+MBBR）后的调试（含运行）之所以还能分出不同，主要是针对不同进水水质来分的。众所周知，不同类型（污染程度）的污水在同一工艺下运行，在前期调试及后期运行中，在工艺控制方面肯定是不一样的。下面就针对不同类型的污水，在小型一体化设备调试及日常运行中可能出现的问题进行分析及给出对应解决措施：
一、典型生活污水：即各个污染物浓度比例正常，在合理范围内，一般来讲指COD在400左右，氮类污染物在30左右，磷类污染物在4左右，PH在7左右，该类水系统启动较容易，且后期运行也会比较稳定（试验机已验证），该类污水的达标处理我们的一体化设备是完全没有难度，即便在我们早期设备中也已经得到过充分证明，下面就这一类型污水做下关于调试及运行的分析总结。
1、调试： 系统启动：
1）设备初次启动接种污泥，好氧池污泥沉降比（SV30）要求达到20%以上，系统闷曝24小时，此阶段主要是为恢复接种污泥活性，若接种为新鲜活性污泥（非脱水干污泥）可省略此步骤直接进入驯化阶段，注意，就我们贝斯设备来讲闷曝时间不宜过长；
2）完成系统污泥接种后就开始污泥驯化，期间要注意控制以下条件参数：a、调试期间，控制好氧DO值，2mg/l左右即可，不宜过高。之所以要强调一下这个常识，主要是我们的设备总体积较小（相对污水厂），各个功能池就更小，且调试期间系统污泥性状处于恢复适应期，微生物活性处于非活跃期，代谢较慢，因此在这个阶段，充氧设备稍微一开，充氧区溶解氧就会很快升到很高值，对填料挂膜及生物量稳定造成不利影响，进而给调试造成不必要延期；b、系统调试期间需控制好每天原水进水量（不宜大于设计处理能力的50%），需现场人员密切观察系统污泥量变化（可通过简易观察沉降比来判断）及填料生物膜附着情况，以确定时间段内合理的原水进水量。一般来说，在系统初次启动时期，主要观察每天系统内生物量有无增减（有缓慢增长视为正常）；c、我们的一体化设备受水质分析条件限制，调试主要靠现场人员细心观察判断，以产水目测比较清亮透彻为主要估算依据，在b项基础上，如果观察到系统产水较清亮，则可缓慢增大进水量，增大多少以产水与上次相比是否清澈透亮为依据，直到达到设计进水量，产水仍稳定清澈透亮，申请化验；d、现场调试人员调试阶段主要通过观察控制系统生物量及生物物理性状（比如颜色为土黄色、气味无厌氧臭味、沉降性较好泥水分界明显、污泥絮体较大呈片状等）来判断设备系统是否已经完成调试，只要设备各功能区生化性能正常，产水达标是水到渠成的事（试验机已经证明）； 3）特别强调：系统充氧搅拌力度不宜控制过大，否则不宜填料挂膜；如此基本15天可实现系统产水主要污染物达标，填料生物膜有一定量的附着，基本完成系统生化调试；
2、日常运行：
日常运行的主要目的是通过各种控制干预手段维护处理系统的稳定性，进而来实现系统产水稳定达标，一体化设备的日常运行也是如此，合理的工艺控制模式在调试阶段已经被确定，日常运行就是维护控制的稳定，并根据来水变化和季节等因素对这个控制模式进行校准，以保证产水稳定达标。
1）夏季控制：好氧DO值不宜大于4m/l，否则挂膜填料极易脱模；同时考虑到系统除磷主要是通过排放剩余污泥来实现，过高的溶解氧条件下，系统污泥自身消耗加剧对系统除磷不利；剩余污泥控制每3天左右排放一次，自动排泥时每次排泥时间不宜超过20秒，若监测到产水氮类污染物浓度超标，视超标情况，需适当延长剩余污泥排放间隔，减少系统剩余污泥排放，若监测到产水磷类污染物浓度超标，视超标情况，需适当减短剩余污泥排放间隔，以实现增大剩余污泥排放量；沉淀池污泥回流设定间歇回流，回流目的是将沉淀池截留系统污泥重新返回系统循环，因此，需视系统污泥量情况确定回流间隔及大小，以目测不到沉淀池有大量污泥上浮，视为合适的污泥回流间隔，该时间间隔因不同型号设备沉淀泥斗大小及回流数量不同而不同，需具体型号分析；沉淀池排渣设定时间间隔以每天排渣1次为宜，每次排渣时间30秒以内，若系统仍有污泥在池表面积累，则说明污泥回流设定欠合理，否则若任意减短排渣间隔延长排渣时间必然造成系统污泥非正常流失，进而影响系统稳定性；
2）冬季：考虑到我们设备因规模较小造成的整体保温效果较低现实，冬季低温环境必然严重影响设备生化处理效率，且冬季系统原水污染物浓度会有一定增高，因此系统需适当增加生物量，具体做法就是适当提高系统污泥浓度，具体参考西科大实验室相关运行经验；
二、非典型生活污水
非典型生活污水也是生活污水，只是由于一些仅存在某些特有生活习惯的地区或环境，而造成的该类生活污水出现的污染物浓度比例失调的生活污水。该类水其中某项污染物浓度偏高或偏低，进而造成适宜微生物生长的营养比例失调，系统微生物无法正常生长，而影响产水很难实现全部指标达标。
以下就该类列举集中我们遇到的情况进行分析。
1、原水COD偏高，但可生化性能良好，氮、磷类污染物浓度正常，该类污水只需在运行中提高系统污泥浓度同时维持好氧区溶解氧2mg/l即可，以云南曲靖白龙树村项目为例，原水COD浓度检测在1000mg/l左右，但氮磷类污染物浓度不高，SV30在35%左右即可保证产水达标排放，该类水缺点就是剩余污泥产量较大；
2、原水总体污染物浓度偏高，但各种污染物浓度比例合理，即有机污染、氮、磷类污染都处于较高值，但总体浓度值接近合理的100:5:1范围。该类水在运行中需考虑放大停留时间，否则氮类污染物不易达标，同时需增大系统生物量；
3、原水氨氮总氮偏高，60mg/l以上，COD、TP正常，需延长剩余污泥排泥间隔4-5天排一次剩余污泥，需保证厌氧、缺氧段充分满足工艺对DO值的控制要求，一定避免DO值过高；
4、原水总污染浓度较低，COD污染在100mg/l左右，属于微污染污水，该类水在一体化设备这种小型水处理项目中，想稳定长时间达标，只能通过填料挂膜来实现，因为有机物污染较低，污泥很难正常生长。该类水在调试及日常运行中必须特别注意系统充氧量及充氧强度不能高，以保证填料有效挂膜，只要填料能正常挂膜，在运行中生物膜能正常更新，则产水必然能稳定达标；
1、综述
该文档主要描述了手机打开免提通话的时候，如何解决固话端出现的啸音、噪音问题。
2、环境 项目：xxx 硬件平台：MSM7X27A 软件版本：android2.3.5, AMSS11452302
3、调试流程
（1）咨询高通FAE，明确哪些参数需要调整
FAE给出的建议是：针对啸音，调整codec_rx_gain、codec_tx_gain参数；针对杂音，调整rx_agc_static_gain、rx_agc_exp_thres、rx_agc_compr_thres、tx_agc_exp_thres、tx_agc_compr_thres参数；（2）使用QACT工具，对上述参数进行调试 QACT是高通提供的音频校准工具，可以使用该工具直接在线修改各类音频参数，调试十分方便（使用方法详见安装文件目录下的文档《80-VM407-1_E_Audio_Calibration_Tool_User_Guide.pdf》）。
使用该工具在线调试的基本思路是：适当降低增益（codec_rx_gain、codec_tx_gain），并调整AGC的门限值以及静态增益(rx_agc_exp_thres、rx_agc_compr_thres、tx_agc_exp_thres、tx_agc_compr_thres、rx_agc_static_gain参数)，以达到消除啸音、噪音的目的。在线调试完成后，还可以用这个工具将调好的audio_cal.xml文件直接生成代码，具体也请参考上述文档。（3）修改代码 代码路径：modem_proc/multimedia/audio/vocoder/src/voccal.c 在结构体voc_pcm_on_chip_speaker_cal_umts_qrd中，分别修改各个参数，代码如下：
CAL_MEMORY voc_pcm_path_cal_type voc_pcm_on_chip_speaker_cal_umts_qrd = {
VOC_EC_VER_ECNS，/* ec_version */
VOC_EC_AEC，/* ec_mode */
VOC_NS_ON，/* ns_enable */
0x656e，/* tx_gain */ 0x1000，/* dtmf_tx_gain */ // codec_tx_gain由0x71cf修改为0x2328 0x2328, /* codec_tx_gain */ // codec_rx_gain由0xb460修改为0x1770
0x1770，/* codec_rx_gain */ 0x0000，/* codec_st_gain */ …… ……
社会用电首先需要发电厂执行发电操作,然后由变电站对高压交流电进行配电和变电,因此社会用电的质量很大程度上受到发电厂安装以及调试工作水平的影响。发电厂电气安 装以及调试工作水平与供电的稳定性和安全性有着密不可分的关系,所以必须重视安装及调试环节的工作,降低事故发生 概率。本文主要围绕电气安装以及调试的技术和管理两方面 展开探讨。
1电气安装与调试的技术要求
1.1设备试验
绝缘试验的目的主要是检查设备在一定的电压 环境中能够发挥多大的绝缘性能,避免暂时性过电压时出现局部放电的情况。绝缘试验包括绝缘强度试验和绝缘特性试验2个部分。
绝缘强度试验包括 交流耐压、直 流耐压以 及冲击电 压试验,主要观察在工频电压、操作冲击波电压以及雷电冲击波 电压出现时设备的绝 缘能力。这一 环节是设 备试验的 关键点。交流耐压是主要针对变压器、发电机等高压设备的 绝缘试验,其将试验对象放置在一个特定的交流电压环境中,试验电压高于一般的运行电压,因此交流 耐压属于 一种带有 破坏性的 试验,在前期准备工作当中必须采取直流耐压以及直流泄漏检验来衡量绝缘电阻和吸收比,达到初步检查的效果,当检测过 程中发现绝缘有障碍或者潮湿时,必须立即进行修复以及干燥处理,以上工作完成后才能进行交流耐压试验。
绝缘特性试验包括电阻试验、变压器绝缘含水量试验以及介质损耗角正切值试验,主要用于初步了解设备的绝缘情况。
1.2继电保护配置
继电保护应该侧重于降低破坏程度,防止异常 停机,并实现一些问题的自动处理,尤其是装置出现拒动、误动时的防护,这就要求保护装置具有较高的灵敏性、精确性以及安全性。在火电厂中继电保护装置主要分为输电线路保护,发电机、断路器以及变压器保护和电动机保护。
差动保护是整个继电保护的重点,主要负责当发电机或变压器出现内部故障时隔绝外部电源的相关操作,了解其工作机制之后应在调试当中注意以下问题:
(1)电流互感器的变比协调。此部分的调试工作必须使系统运行过程中负荷以及电源测的二次电流基本相同。
(2)相位补偿控制。差动回路当中的电流互感器必须能够补偿变压器组别导致的相位差。
(3)极性关系调试。接线极性应该能够在出现故障互感器产生二次电流时形成回路,相加之后的二次电流总和必须包含各侧的二次电流。
(4)接地保护以及 保护回路 调相。观察电 缆相序的 准确度,电动机反转之后必须采取措施进行调整,并且倒换中性 点的电缆,避免出现错相。
(5)差动保护装置检验。必须保证电源不会受到工频交流电源以及稳压直流电源的高次谐波的不良影响,同时控制测量仪器的偏差在0.5级以上。
2电气安装与调试管理中存在的问题
在我国大多数火电厂中,负责电气调试及安装工作的单位分别为调试单位、电建公司,两者都是较为独立的部门,当然也存在调试与安装共同操作的情况,即对安装及调试进行统一的管理。但是不管是独立还是整合管理,都存在一定 的问题:独立的各部门之间缺少良好的沟通,技术交接和配合存在难度。
统一管理虽然能够加强安装与调试之间的配合度,但是调试工作有其技术上的独立性,调试结果主要是由对设备及其安装质量进行检验得出,必须根据规程执行相关操作,如果全部在电气工地 进行现场 管理,那么监管 的客观性 就难以得 到保障,一些问题便不易察觉。很多火电厂在调试的过程中会发现设备及其安装质量的问题并没有及时得到处理,而施工期限又导致安装工作不得不立即进行,安装过于仓促难免会出现质量问题,这就使得监督机制难以发挥其真正的作用。同 时,安装以及调试的技术要求不同,如果技术人员需要同时对二者进行管理,就必须具备全面的专业知识,但此种复合型人才数量 明显不足,例如,一些人员安装虽较为熟练,但是在调试中却缺少理论知识和实践经验。
为了保证安装以及调试工作的质量,后来火电厂分离了这2项工作,使得操作以及监管分开实施,以便及时发现安装中的隐患,但是二者之间又存在一定的共通性,分离之后难以实 现相互配合,技术接口常常出现脱节,尤其是中间交接试验、一次设备调试拆装、二次设备调试安装以及高压设备安装试验的配合存在真空局面。技术人员若直接任职于调试岗位,往往就会存在安装操作较为薄弱的现象,所以对于安装造成的突发问题不能合理解决,容易导致二次伤害。另外,调试人员 对于安装不够重视,在没有完全了解设备的运行情况下便开展调试,也容易导致设备以及人员事故。
3解决问题的有效措施
3.1优化管理方式,合理分配人员
针对安装与调试之间相互分离的问题,必须加强两者之间的联系,在保留电气设备调试工作技术监督体系的前提下加强和安装工作的联系,明确调试及安装工作所需的人员数量,合理分配剩余人员,将粗放型管理转变为集约型管理,统筹好工作监督机制与技术配合之间的关系。在施工初期,安装的难度较大,而调试工作还未全面开展,因此工作量相对较小,对于人员数量要求也较低,所以保留少数人员进行调试工作的前期准备,其他人员都参与到安装工作当中,可以补充安装技术 人员的数量,同时还可以提高技术人员的安装水平,使其后期 回到调试岗位后能更加有针对性地开展工作,从而解决安装过程导致的问题。安装质量对后期调试工作有很大的影响,调试人员进入安装流程能够为后期工作奠定坚实的基础,也有利于后期技术交底工作的开展。待安装过程基本完成后,负责安装的人员应与调试人员紧密合作,使安装技术的价值得到体现。
3.2依照技术规程开展工作
(1)技术人员必须加强对相关工作规程的学习,尤其是《电业安全工作规程》,使实际操作有理可依、有据可凭。
(2)掌握对突发事件的正确处理方式。
(3)加强对事故的预测意识,严格贯彻试验方案。
(4)合理分配调试队伍的人员数量,一般情况下要保证2个以上的技术人员。
(5)在工作中必须穿 戴防护服 装以及利 用绝缘工 具进行辅助。
(6)设备以及回路必须进行试验,确定质量达标后再投入使用,并区分好回路。
(7)合理选择设备容量,设置仪表量程。
(8)高压试验之 后应该适 当放电,并保证试 验区域的 安全性。
(9)防止电压回路以及电流回路开路,在试验之前详细检查回路的绝缘情况。
4结语
[摘要]本文将结合笔者实践经验，对电厂电气设备启动调试与故障检修方法进行分析，并提出自己的合理化建议，希望能为提高电力系统的运行的稳定性提供一些有价值的参考建议。
[关键词]电厂电气设备；启动调试；故障检修；分析
一、电厂主要电气设备的调试方法
（一）一次设备调试方法
第一，发电机调试。发电机调试过程中，尤其是定子绕组绝缘电阻测试时，当发电机出线套管以及电流互感器安装完毕后，定子冷态、吹干状态下调试为宜。通常情况下，采用的是2500伏兆欧表，具体测量时间大约10分钟左右，对1分钟、10分钟的绝缘电阻值进行测量，而且吸收比不小于13或极化指数不小于1.5，各相绝缘电阻不平衡系数应当不超过2。测试完绝缘电阻以后，应当对其进行放电，并对定子绕组直流电阻进行测量。冷态条件下测量过程中，还要对绕组温度进行记录，其中绕组温度、环境温度之间的差值应当保持在3摄氏度范围之内。发电机定子绕组直流电阻测量过程中，各相直流电阻之差也不能超过最小电阻的2%；同时，换算至相同温度条件下，较之于出厂值，差值不应超过2%。第二，变压器调试。绕组与套管直流电阻测试过程中，在各接头位置上进行调试，利用变压器直流电阻测试仪测量对其进行调试。在直流电阻测量过程中，对绕组温度记录。在此过程中，各相测量数值差应当不超过平均数值的2%，尤其是相间测量差值不能超过平均数值的1%。实践中，因变压器结构及其内部组织构成等因素的存在，当差值超过了预设标准，可只对出厂值进行比较。在分接头变压比检查过程中，应当对其变比进行正确计算。在试验过程中，变压器出线端、外界之间没有任何的连接。第三，互感器调试。在引出线极性检查过程中，将1.5至3伏的直流电池经开关与一次侧端子相连接，并在互感器二次侧端子上有效的连接一个指针式直流微安表、或者连接一个毫伏表。对于电池、表计同极性端而言，与绕组同极性端相连接。如果开关闭合的瞬间指针出现了顺时针偏转，而且开关断开的瞬间指针出现了反向偏转，则互感器显示为负极性，否则就是正极性。在此过程中，对变比进行检查，一次绕组在接通大电流时，对二次绕组电流进行测量，并且一次侧、二次侧电流进行测量。在此过程中，利用0.2级电流互感器和该级别的电流表，一次绕组应尽可能的增加到额定电流。
（二）电厂电气二次设备调试
第一，继电保护设备调试。首先是一般性的调试。实践中可以看到，因装置出厂后会经长途运输才能到达应用场所，途中难免会发生颠簸等问题，进而导致某些装置、零部件松动。对此，为确保继电保护设备能够安全、正常运行，对其中已经松动了的零部件实施紧固作业。测量绝缘电阻时，在保护屏端子排位置，将全部的外部回路、电缆相断开，在确定没有直流、交流电源引入的情况下，分别将电压、电流以及控制信号回路端子有机的连接起来，对出口以及ECS和FR信号有机的联调起来。第二，同期装置调试。接线及外观检查过程中，应当保持同期装置外形的端正性，没有明显变形与损坏。在测试装置内部信号时，将测试电缆空插头、装置空插座相互连接，利用设备内部独立测试模块实现调试和检测。在检验同期系统接线、继电器检时，根据预设要求和原理图，对装置外部的回路进行检查。同时，还要确保没有寄生回路，测试继电装置外部信号时，取下测试电缆，并且将测试电缆空插头、装置空插座连接断开，将装置试验电源断开。第三，整套启动调试。测试转子交流阻抗以及损耗时，对额定转速条件下的定子绕组三相短路进行试验调试：当发电机上的定子三相绕组处于开路状态时，对发电机空载特性进行测试，同时对发电机空载励磁系统实施调整试验操作，并且励磁有效的改成自励模式。对于发电机而言，应当对带主变零起升压进行试验和调{式；额定负荷状态下，对发电机轴电压进行测量；如果系统允许，则应当对零功率切机进行试验调试。
二、电厂电气设备的故障维修方法
（一）碳刷冒火故障的维修方法
要想有效解决问题，就要加大检修力度，加快检修频率，及时更换不符合规定的环碳刷。在使用新的环碳刷前，需经过打磨，保证新的环碳刷与滑环的接触面积占环碳刷整体表面积的60%左右，同时，要确保环碳刷的光滑度，及时清理刷握日常积垢，使碳刷在刷握中和允许接触的范围内能够自由活动，进而降低因摩擦而产生的磨损，防止冒火的情况发生。另外，要加大对检修人员的管理力度，要求检修人员在规定时间内逐步检修发电机环碳刷、滑环、压簧等零件，检查刷架的摆放位置，清洁刷握积垢等，确保其性能和质量，从而使发电机能够正常工作。碳刷冒火的详细原因和消除方法。
（二）绝缘层失效而出现短路故障的维修方法
電厂应做好防腐、防潮等工作，在安装设备和布置线路时，应小心谨慎，避免导线磨损。同时，要做好日常检修工作，及时更换绝缘层磨损甚至脱落的导线。
（三）导线温度过高的故障的维修方法
电厂需选用安全、有效的保护装置和信号装置，当导线温度过高时，这些装置可准确、及时地切断有故障的线路，并发出警报，及时反馈给监控中心。同时，要选用匹配供电量的电气设备，避免设备长期高负荷运行。
三、合理化建议
（一）提升检修人员的专业技能
检修人员需具备过硬的专业技术和丰富的检修经验。只有这样，才能保证电厂电气设备的安全、稳定运行，将电厂因电气设备故障而引起的损失降到最低。鉴于此，必须加强对检修人员的技术培训和思想教育，使其了解所在岗位的重要性，改变工作态度。另外，还应制订严格的追责制度，使检修人员清楚认识到自己的职责所在和发生问题时自己应该承担的后果，提高其责任心和问题防范意识。
（二）完善管理制度
建立灵活高效、分工明确的电气管理细则：建立管理中心站，分配各级检修人员的日常电气设备管理职责，责任到人，配备相应的技术人员，制订合理的管理规范流程，从而改善电气设备的日常管理水平。
（三）采取分级管理方式管理电气设备
