光伏发电项目并网调试方案
光伏调试方案
光伏调试方案一、背景介绍随着可再生能源的发展，光伏发电技术逐渐成为了一种重要的电力供应方式。
光伏调试是确保光伏发电系统能够正常运行和发挥最佳性能的重要步骤。
本文将提供一个光伏调试方案，以确保光伏系统的正常运行和性能优化。
二、调试目标1. 确保光伏组件的正常工作：包括所有光伏组件的连接和输出电压；2. 优化系统性能：通过调整光伏阵列的位置和方向，最大程度地提高能量转换效率；3. 系统安全性检查：检查系统的电气连线以及保护设备的设置，确保系统安全可靠；4. 数据监测与记录：记录系统运行期间的数据，并定期进行检查和分析。
三、调试步骤1. 组件检查- 检查光伏组件的外观是否完好，是否存在损坏；- 检查组件的电气参数，包括额定功率、开路电压和短路电流等；- 检查组件间的电气连接，确保连接牢固可靠。
2. 光伏阵列布置- 根据实际情况选择合适的阵列布置方式，包括平行布置、串联布置或并联布置；- 调整光伏组件的角度和朝向，以最大程度地吸收来自太阳的辐射；- 考虑阵列的遮挡情况，避免阴影对系统性能的影响。
3. 电气检查- 检查光伏组件与逆变器之间的连接，确保连接良好；- 检查逆变器与电网的接口，包括电气参数的匹配以及保护装置的设置；- 测量系统的电流、电压等参数，以确保系统能够正常运行。
4. 系统安全性检查- 检查光伏组件和逆变器的接地情况，确保系统的接地良好；- 检查逆变器和保护装置的设置，确保过压、过流等异常情况时能够及时断电；- 检查系统的绝缘情况，确保系统没有漏电现象。
5. 数据监测与记录- 安装数据监测装置，实时监测系统的运行数据；- 记录系统的日常运行数据，包括发电量、电压、温度等；- 定期检查和分析系统的运行情况，并根据实际情况进行调整和优化。
四、调试结果评估通过以上的调试步骤，可以对光伏系统的运行情况和性能进行全面评估。
根据系统的实际情况，可以进行以下几个方面的评估：1. 发电效率评估：通过对系统发电量和光照条件的分析，评估系统的能量转换效率；2. 安全性评估：通过对系统的安全性能进行检查，评估系统的安全可靠性；3. 经济性评估：结合系统的投资和运行维护成本，评估系统的经济效益。
光伏系统调试方案
光伏系统调试方案一、背景介绍光伏系统是利用太阳能发电的一种可再生能源系统，具有环保、可持续等优点。
为了确保光伏系统能够高效稳定地运行，需要进行系统调试，本文将提供一个光伏系统调试方案。
二、目标和原则1. 目标：确保光伏系统运行稳定、发电效率高。
2. 原则：- 安全第一：确保调试过程中不会对人员和设备造成伤害。
- 效率优先：尽量减少调试时间，提高工作效率。
- 精确可靠：保证调试过程中的数据准确性和可靠性。
三、调试步骤1. 检查设备：确保所有设备无损坏或松动现象，检查电缆连接是否牢固。
2. 检查光伏组件：检查组件是否完好，无破损或阴影遮挡。
3. 接地检查：检查系统的接地情况，确保接地电阻符合要求。
4. 组件电气参数测试：测试光伏组件的开路电压、短路电流等参数，记录并与理论计算值比较。
5. 集电线路检查：检查集电线路是否连接正确，检查集电线路中的保险丝和断路器是否正常工作。
6. 逆变器调试：检查逆变器的参数设置，调整逆变器的工作模式和输出参数。
7. 系统并网调试：检查光伏系统与电网的连接情况，确保并网过程平稳无冲击。
8. 性能测试和数据采集：对光伏系统进行性能测试，记录并分析系统的发电效率。
四、调试工具1. 多用途电表：用于测量电气参数，如电压、电流等。
2. 检测仪器：如红外扫描仪、热成像仪等，用于检测组件温度和热点情况。
3. 数据记录仪：用于记录调试过程中的重要数据和参数。
五、注意事项1. 调试过程中需要严格按照操作规程进行操作，遵守相关安全规定。
2. 如遇不确定问题或异常情况，及时停止调试并寻求专业人员的帮助。
3. 调试过程中的数据和记录需要妥善保存，以备未来的维护和分析参考。
六、总结光伏系统调试是确保系统高效稳定运行的关键环节，通过以上的调试方案，可以帮助工程师们有条不紊地进行光伏系统的调试工作。
在调试过程中，需要注意安全、效率和精确性，确保系统运行的稳定性和发电效率的提高。
保持良好的记录和数据采集习惯，有助于未来的系统维护和优化工作。
光伏电站并网调试方案
光伏电站并网调试方案一、引言光伏电站是利用太阳能光伏发电技术将太阳能转化为电能的一种清洁能源发电方式。
在光伏电站建设完毕后，为保障光伏电站正常运行，必须进行并网调试工作。
本文将为您介绍一种光伏电站并网调试方案，以确保电站的安全可靠运行。
二、并网调试流程1. 前期准备在进行光伏电站并网调试前，需要进行一些前期准备工作。
首先，检查电站的建设工程是否已经验收合格，并确保电站的设备、线路等安装完好。
其次，对光伏电站进行详细的检查和测试，包括逆变器、光伏组件、电缆等设备的检查和测试。
2. 并网前预检在进行并网调试之前，需要进行一次预检工作，以确保光伏电站的各项设备符合要求。
预检包括逆变器状态检查、光伏组件状态检查、电缆连接检查、保护装置检查等内容。
3. 并网逻辑设置并网逻辑设置是光伏电站并网调试中的核心部分。
通过逆变器的参数设置，确定光伏电站的并网方式，包括并网电压、频率等参数的设置。
同时，还需要设置电站的保护参数，以确保电站在发生故障时能够及时断电，保障安全。
4. 并网调试在进行并网调试时，需要进行逆变器和电网之间的连接，并进行相应的测试。
首先，通过电流互感器等仪器，对电流进行监测和测试，确保光伏电站的电流符合要求。
其次，通过功率因数表等仪器，对功率因数进行监测和测试，确保光伏电站的功率因数在合理范围内。
最后，通过频率表等仪器，对频率进行监测和测试，确保光伏电站的频率稳定。
5. 并网调试验收完成光伏电站的并网调试后，需要进行一次正式的验收工作，以确保光伏电站的安全可靠运行。
验收内容包括光伏电站的并网状态、电流、功率因数、频率等各项指标的检查和测试。
三、并网调试中的注意事项1. 安全第一：并网调试过程中，要始终将安全放在首位，严格遵守安全操作规程，确保电站设备和人员的安全。
2. 多方协调：光伏电站并网调试工作需要多方协调，包括电站建设方、逆变器生产厂家、电力公司等各方的合作。
3. 合理设置参数：在并网逻辑设置中，要根据实际情况合理设置逆变器的参数，确保电站的安全稳定运行。
光伏电站并网调试方案
光伏电站并网调试方案随着能源危机的日益严重和可再生能源的发展，光伏电站在现代能源系统中扮演着越来越重要的角色。
光伏电站的并网调试是确保其能够稳定运行和高效发电的关键步骤。
本文将探讨光伏电站并网调试的相关方案，旨在为光伏电站的建设和运营提供有力的支持。
一、并网前准备工作1. 光伏电站接入条件评估在进行光伏电站的并网调试之前，首先需要进行接入条件评估。
这涉及到评估电网负载能力、电网稳定性、逆变器能力以及接入电容等方面。
只有在确保电网能够承受并稳定运行光伏电站的情况下，才能进行并网调试。
2. 准备并网调试方案并网调试方案是确保光伏电站正常运行的基础。
方案应包括光伏电站的接入方式、逆变器的参数设置、并网保护措施以及并网调试的步骤和方法等内容。
方案的制定需要充分考虑电网的特性和光伏电站的运行需求，确保并网过程安全可靠。
二、仿真模拟和调整1. 使用仿真软件进行模拟在正式进行光伏电站的并网调试之前，可以使用仿真软件对光伏电站的运行进行模拟。
通过模拟，可以预测并分析系统可能出现的问题，并提前调整方案和参数，减少调试时间和风险。
2. 调试参数设置和优化在进行实际的并网调试之前，需要对逆变器进行参数设置和优化。
包括逆变器的功率因数设定、电流限制、频率响应等方面。
通过调试参数的设置和优化，可以使光伏电站与电网更好地匹配，提高电站的发电效率和稳定性。
三、安全保护措施1. 并网保护装置设计为了确保光伏电站与电网的安全运行，需要设计并安装相应的并网保护装置。
这些装置可以识别并防止电网故障对光伏电站的影响，如过电压、过电流、频率异常等。
并网保护装置的设计应遵循相关标准和规范，确保安全可靠。
2. 接地保护系统在光伏电站的并网调试中，接地保护是非常重要的一环。
光伏电站应设计完善的接地保护系统，包括接地电阻检测、接地故障监测和接地装置监测等。
这些保护系统能够及时发现并解决接地故障，保护电站和人员的安全。
四、实际并网调试在完成前期的准备工作后，可以进行光伏电站的实际并网调试。
光伏电站并网调试方案
合肥中南光电1.5MWp光伏电站并网调试方案批准审核编制1．编制依据：为了使并网整套启动试验工作如期安全顺利进行，特编制此措施。
本措施依据合肥重点光电1.5MWp电站提供的电气设计图纸和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《火并网逆变器厂家说明书》、《电业安全规程》及有关规程编制。
2．并网整套启动试验的范围：本次并网整套启动试验的范围是逆变器到系统隔离变系统。
本次并网整套启动试验将带电的一次设备为逆变器交直流系统及其对应的隔离变低压侧等。
本次并网整套启动试验将带电的二次保护设备为逆变器相关的光电系统以及系统相应的机电联锁、信号、控制回路等。
本次将带电的二次装置为逆变器并网用同期装置、隔离变保护装置、电度表屏、二次监控设备。
3．并网整套启动试验前必须具备的条件：3．1 与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的安装工作应全部结束。
3．2 与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的静态调试、试验工作应全部结束，均应符合有关验收标准的要求。
3．3 与并网整套启动试验有关设备的继电保护,已按整定值要求调试整定完毕,并可投入运行。
3．4 与并网整套启动试验有关的各系统控制、保护、音响信号等二次回路均已逐项传动试验完毕，正确可靠，符合要求。
3．5 与并网整套启动试验有关的带电房间应锁门，带电区域应有遮栏，并设警告标志牌。
3．6 与并网整套启动试验有关的带电体周围应无杂物，道路畅通平整，电缆沟及管道沟盖板均应盖好。
3．7 与并网整套启动试验有关的设备编号清楚、着色正确。
3．8 PT回路一、二次熔丝，直流控制回路熔丝需备齐并备有备品。
3．9 所有一次设备的接地线要明显，并应和接地网可靠联接，接地网的接地电阻应合格。
3．6 所有电气一次、二次设备全部通过验收，并有验评表。
3．11 消防设施完善，逆变器室、变压器、10KV开关室等处应有足够的电气灭火器。
3．12 通讯设备应畅通，照明应充足,事故照明试验正常、通风良好。
分布式光伏发电并网调试方案方针
光伏电站并网调试方案批准 ________________________审核 ________________________编制 _______________________一、并网准备1.直流部分(1)检查光伏阵列1)确保天气条件稳定，选择在光伏阵列输出稳定的情况下进行试运行；2)记录现场环境参数(电压、温度、光照强度)；3)检查组串接线的极性，确保无接错。
4)测量组串总线开路电压，确保DC输入极性正确，记录并测量每一路DC (开路)电压，每路电压值应几乎相同，并且不超过逆变器允许的最大直流电压值。
(2)检查电缆绝缘绝缘电阻测试可以检查电缆绝缘是否、老化、受损、受潮，以及耐压试验中暴露出绝缘缺陷。
对1000V以下的电缆测量时用1000V绝缘电阻测试仪，分别测量线芯对铠装层、铠装层对地的绝缘，以检查绝缘是否损坏，确实绝缘电缆损坏时，应安排检修。
2.逆变器本体测试(1)在逆变器上电前的检查：1)检查确保逆变器直流断路器均处于OFF位置；2)检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装、接线完毕；3)检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件(如吸收电容、软启动电阻等)，无松动、损坏；4)检查防雷器、熔断器完好、无损坏；5)检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固；6)检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；7)检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好；8)检查逆变器的通讯线缆是否连接牢固，所有逆变器通讯端子的接线极性是否一致；(2)检查逆变器设置1) 选择光照充足时刻，确认组串接线极性正确后，断开逆变器输出侧交流断路器，将逆变器直流开关旋至位置“ON”；2）若直流电压超过逆变器启动电压，其液晶屏激活，操作按键，检查逆变器的所在国家代码、保护参数设置、时间设置是否正确，如为初次上电，应按照操作手册进行各参数设置；3）检查逆变器的通讯连接是否成功（在箱变侧，利用UPS及直流屏为保护装置及通讯装置供电）；4）检查完毕后，将逆变器直流开关旋至位置“OFF”。
并网调试施工方案
并网调试施工方案一、引言并网调试是指将光伏发电系统并入电网运行，并保证电网和光伏发电系统的安全稳定运行。
本文档旨在提供一个详细的并网调试施工方案，包括调试前的准备工作、调试步骤以及调试后的检测与优化。
二、调试前的准备工作2.1 设备检查在开始并网调试之前，必须对所有设备进行全面的检查，以确保其操作正常且符合相关的安全规定。
包括但不限于：•光伏发电系统的组件（太阳能电池板、逆变器等）是否正常工作；•电网设备（变压器、开关设备等）是否安装完好且无损坏；•控制系统和通信设备是否正常运行。
2.2 安全管理安全是并网调试中最重要的一环。
在进行并网调试前，必须确保所有工作人员理解并适应安全管理要求。
以下是一些常见的安全措施：•工作人员必须佩戴符合规定的个人防护装备；•确保合适的安全警示标志和隔离措施；•制定应急预案，以应对可能发生的事故。
2.3 调试步骤和计划在进行并网调试前，需要编制一份详细的调试计划，包括以下步骤：1.检查光伏发电系统的组件是否就位并连接正确；2.检查电网设备的接线和参数设置；3.检查控制系统和通信设备的连接和设置；4.进行初步的功能测试和参数设置；5.进行安全测试和故障恢复测试；6.进行调试参数的优化；7.进行最后的接入测试。
三、并网调试步骤3.1 初始参数设置在进行并网调试之前，需要对光伏发电系统的电压、频率、功率因数等参数进行初步设置。
这些参数应根据电网要求进行调整。
3.2 电流限制设置为了保护电网和光伏发电系统的安全运行，需要在逆变器中设置合适的电流限制。
这样可以防止电流过载，并避免对电网造成影响。
3.3 并网运行测试在完成上述参数设置后，可以进行并网运行测试。
此测试过程中需要监测光伏发电系统的输出功率、电压和电流，并确保其与电网的负载匹配。
3.4 故障恢复测试在并网运行测试过程中，需要模拟故障并测试系统的故障恢复能力。
例如，人为断开光伏发电系统与电网的连接，并观察逆变器的故障检测和恢复过程。
光伏电站并网启动调试方案
光伏电站并网启动调试方案光伏电站倒送电并网启动调试方案为了确保光伏电站的正常运行，必须在启动试运行前进行全面的检查。
本文将详细介绍检查的各个方面。
一、启动试运行前的检查1.1 电池板检查在检查电池板时，需要确认其数量、型号、规格和安装位置是否正确。
同时，还需检查电池板表面是否有损伤或污染，以及接线是否牢固。
1.2 汇流箱检查汇流箱是光伏电站中重要的组成部分，需要检查其内部电缆连接是否牢固，以及接地电阻是否符合要求。
1.3 逆变器检查逆变器是将直流电转换为交流电的重要设备，需要检查其型号、数量、规格和安装位置是否正确。
同时，还需检查逆变器内部的电缆连接是否牢固，以及接地电阻是否符合要求。
1.4 箱式变压器检查箱式变压器是将光伏电站发出的电能提升至更高电压的设备，需要检查其型号、数量、规格和安装位置是否正确。
同时，还需检查箱式变压器内部的电缆连接是否牢固，以及接地电阻是否符合要求。
1.5 110KV系统检查在检查110KV系统时，需要确认其型号、数量、规格和安装位置是否正确。
同时，还需检查110KV系统内部的电缆连接是否牢固，以及接地电阻是否符合要求。
1.6 35kV系统检查在检查35kV系统时，需要确认其型号、数量、规格和安装位置是否正确。
同时，还需检查35kV系统内部的电缆连接是否牢固，以及接地电阻是否符合要求。
以上就是光伏电站倒送电并网启动调试方案的检查内容。
只有在各个方面都通过了检查，才能确保光伏电站的正常运行。
1.7 35KV系统SVG装置检查在进行35KV系统SVG装置检查时，需要注意以下几点：首先，检查SVG装置的接地情况是否良好；其次，检查SVG装置的电源线路是否正常；最后，对SVG装置的控制信号进行检查，确保其正常工作。
1.8 厂用电系统检查在进行厂用电系统检查时，需要注意以下几点：首先，检查电缆的接头是否紧固；其次，检查电缆的绝缘情况是否良好；最后，检查厂用电系统的接地情况是否符合要求。
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武威协合9MW光伏电站工程调试方案武威协合太阳能发电有限公司2012年12月13日批准：审核：编写：目录第一章工程概况 (3)1、工程简介 (3)2、工程范围 (3)3、编制的依据 (3)第二章调试条件及主要设备 (5)1、调试的外部条件要求 (6)2、电气调试顺序 (4)3、主要调试设备一览表 (4)第三章电气交接试验项目和方法 (5)1、电气交接试验准备工作 (5)1.1设备的外观检查 (5)1.2电缆接线检查、校对 (5)1.3 直流电源屏试验及蓄电池充、放电试验 (7)2.电气调试的项目和方法 (8)2.1 35kV高压开关柜单体调试及保护继电器试验、整定值设定 (8)2.2 变压器试验 (9)2.3 35kV高压电气设备工频耐压试验 (10)2.4 系统空操作试验 (10)2.5 高压电力电缆试验 (11)2.6低压控制盘送电操作检查 (8)第四章电气调试项目 (11)1、35kV系统调试 (11)1.1电压互感器试验 (11)1.2电流互感器试验 (9)1.3 35KV负荷开关试验 (9)1.4 隔离开关试验 (12)1.5 氧化锌避雷器试验 (12)1.6 绝缘子试验 (12)1.7 一次回路连接线检查 (13)1.8 二次回路检查 (13)1.9 测量仪表校验 (13)1.10 保护装置校验 (13)1.11二次回路带电试验 (13)2、站用变及400V系统 (13)2.1站用变压器 (13)2.2真空断路器 (14)2.3 隔离刀闸、绝缘子 (14)2.4 一次回路连接线检查 (14)2.5 二次回路检查 (14)2.6测量仪表校验 (14)2.7保护装置校验 (14)2.8 二次回路带电试验 (14)3、发电系统调试 (15)3.1箱变试验 (15)3.2 逆变系器 (15)3.3直流电缆连接线正确性检查 (15)4、直流及UPS系统 (15)4.1直流系统 (15)4.2 UPS系统 (16)5、计算机监控系统 (16)第五章电气调试工期计划 (16)1、组织机构图 (16)2、调试组织机构的运作 (16)第六章电气调试工期计划 (17)第七章工程质量保证措施 (17)第八章安全措施 (18)第一章工程概况1、工程简介武威协合太阳能发电有限公司光伏发电工程本期建设9MWp。
电池板所发电力经逆变器由直流转换为交流，通过箱式变压器升压至35kV，通过单回35kV电缆及架空线路组合送至110kV凉州光伏汇集升压站35kV系统，线路长度约为1.3km。
本期共9个光伏发电单元，每个发电单元共安装3392片295W光伏板组件，分12个支路各接入到1面500kW逆变器柜。
逆变器输出270V三相交流，通过交流电缆分别连接到1100kVA箱变升压接至35kV配电室送出。
2、工程范围2.1 35kV升压变、无功补偿装置及站用变、35kV配电装置交接试验、特殊试验项目。
2.2 站内所有保护装置及分系统、整组的调试、配合后台厂家工作以及与中调信息对点工作、架空线路参数测试，继电保护定值的计算（包含升压变低压侧开关、低压柜开关定值计算）。
2.3 光伏站内所有高压电缆的交接试验（包含高压电缆头的试验）。
2.4 全站接地网的测试。
2.5 电站整体带电调试。
3、编制的依据2.1中国国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）2.2根据业主提供的电气施工图；2.3设备制造厂带来的有关设备资料及技术说明书等2.4《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-20062.5《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46-20052.6《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T995-2006第二章调试条件及主要设备1、调试的外部条件要求1.1所有箱变已全部安装到位，标牌明确。
1.2电气室内整洁无杂物，门窗已全部装好，变压器室门能上锁；1.3电气室所有的盘柜已全部安装到位，电缆接线基本结束，直流电源（蓄电池）的安装已全部完毕，盘柜标牌明确；1.4电气室及变压器室的照明已亮灯，应设专人24小时值班，建立了进/出制度。
2、电气调试顺序2.1熟悉电气施工图纸和相关技术资料，准备调试所需的仪器、仪表和工具；2.2调试人员进入施工现场，准备调试所需的试验电源；2.3以设计施工图为准，对设备进行外观检查及电缆接线校对确认；2.4直流电源屏试验及蓄电池充放电试验；2.5 35kV高压开关柜单体调试及保护继电器试验、整定值设定；2.6变压器铭牌核对及试验；2.7 35kV变电所高压电气设备工频耐压试验；2.8 35kV系统空操作试验，确认其动作是否正确；2.9 35kV高压电缆绝缘测试及直流泄漏试验；2.10 35kV电源受电，变压器送电考核；2.11低压控制盘送电操作检查。
2.12整理调试记录。
3、主要调试设备一览表第三章电气交接试验项目和方法1、电气交接试验准备工作1.1设备的外观检查1.1.1 以设计施工图为准，核对35kV高压开关柜、低压控制柜、直流电源柜及各变压器的安装位置及各元器件的规格、型号、电压级别是否符合设计要求，元件是否齐全，检查有无缺件、有无损伤等；1.1.2 各设备的一、二次接线应完整，排列有序，接线头应压接良好，各盘柜标号、名称应表示明显，电气室内整洁无杂物。
1.2电缆接线检查、校对1.2.1 高压电缆的芯线截面应符合设计要求；1.2.2 低压控制电缆的芯线接线应符合设计的原理展开接线图；1.2.2 各电缆接线、设备接线、母线连接均应紧固良好打上标记；1.2.3 接地线应按图连接，完整无误；1.2.4 各线路回路绝缘应良好，符合规范要求。
1.3 直流电源屏试验及蓄电池充、放电试验1.3.1 根据厂家提供的有关图纸和资料，检查确认直流电源屏内各元件是否齐全，是否符合要求，二次接线是否与原理展开接线图相符合，蓄电池是否齐备，各电池之间的连接线（片）是否连接正确、良好、牢固，柜内应清洁无杂物；1.3.2测试全部交流和直流回路的绝缘电阻，其绝缘电阻值均应大于0.5MΩ；1.3.3 检查试验监视装置，各监视指示、警铃、灯光指示均应动作正确无误；1.3.4 测量蓄电池组单个电池的直流电压值；1.3.5 通电给电池组充电：建议采用0.1倍额定容量的充电电流，充电中认真作好记录，初充电期间必须保持充电电流不得中断，至少初充电开始后25小时内保持连续充电不得中断,全部充电时间约为60～80小时，当电池组电压保持在245～249V不变化时，即为充电完成；若电池组在出厂时已充足电，请厂家提供充、放电记录；1.3.6 电池组放电：充电完成后，必须进行放电程序，考核蓄电池容量是否正确，放电开始前，应根据电池组电压值、放电电流值，计算出需要多大的放电电阻，其电阻的可调节范围应能满足恒电流放电的要求。
建议采用0.2倍额定容量的电流进行放电，比如电池组容量为100Ah，放电电流为20A，持续放电时间应为5小时。
放电结束后应测量电池组的电压值和单个电池的电压值，确认电池组的容量是否能满足；1.3.7 蓄电池组放电满足要求后，应立即对电池进行再充电，从而检查确认强充、均充和浮充电功能，检查确认正负母线接地等报警、显示功能是否正确。
当充电到全电压后，进行控制母线的供电试验。
2.电气调试的项目和方法2.1 35kV高压开关柜单体调试及保护继电器试验、整定值设定2.1.1 真空断路器试验项目①测量绝缘拉杆的绝缘电阻，常温下应不低于2500MΩ；②测量每相导电回路的接触电阻，应符合制造厂产品技术规定值;③断路器操作机构动作试验：当合闸线圈两端的试验电压为额定电压的85-110%（直流）时，断路器应能可靠合闸；当分闸线圈两端的试验电压大于额定电压的65%时，应能可靠地分闸，当此电压小于额定电压的30%时不能使断路器分闸；④测量断路器分、合闸时间，应符合产品技术条件规定值；⑤测量断路器主触头分、合闸的同期性，应符合产品技术条件规定值；⑥测量断路器合闸时触头的弹跳时间，应符合产品技术条件规定值；⑦真空断路器交流耐压试验：应在合闸状态下进行，根据中国国家标准GB50150-2006电气设备交接试验标准的要求，其试验电压为95kV，时间为1分钟。
2.1.2 互感器试验项目①测量互感器一、二次绕组的绝缘电阻值，一次不低于2500Ω，二次不低于500Ω；②测量电压互感器一次绕组的直流电阻值，与产品出厂试验值相比应无明显差别;③检查确认电流互感器的极性和电压互感器的接线方式，必须符合设计要求，并与铭牌标记相符；④测量电流互感器的变流比、电压互感器的变压比及电压互感器开口三角形开环电压值，应符合铭牌标示的变比值；⑤互感器一次绕组连同导管对二次绕组及外壳的交流耐压试验，其试验电压分别为 5kV,时间为1分钟。
2.1.3 金属氧化物避雷器试验①测量避雷器两极间的绝缘电阻；②测量金属氧化物避雷器在1mA泄漏电流时的直流泄漏电压U1mA，应与产品出厂试验值相符合；③测量金属氧化物避雷器在75%U1mA直流泄漏电压下的直流泄漏电流，应与产品出厂试验值相符合。
2.2 变压器试验2.2.1 测量变压器绕组连同导管的直流电阻：高压侧应在分接头的所有位置上进行测量，测量结果与同温下产品出厂实测值比较，相应变化不应大于2%；2.2.2 测量变压器一、二次绕组连同导管的绝缘电阻和吸收比；其绝缘电阻值不应低于产品出厂值的70%；2.2.3 测量变压器所有分接头位置下的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；2.2.4 检查确认变压器的接线组别，必须与设计要求及铭牌和外壳上的标志符号相符；2.2.5 变压器一、二次绕组连同导管的交流耐压试验：本系统共有35kV /270V变压器9台， 35kV /6kV变压器1台，35kV/0.4kV 变压器1台，其一次电压分别为35kV,二次电压分别为0.27kV/0.4kV，根据中国国家标准GB 50150-2006电气设备交接试验标准的要求，我们要分别对一次35kV 高压侧和二次0.27kV/0.4kV低压侧进行交流工频耐压，其试验电压分别为68kV/2kV和68kV/3kV,时间都为1分钟。
2.2.6 检查变压器的相位必须与电网相位一致；2.2.7 变压器在额定电压下的冲击合闸试验，应进行５次，每次间隔时间宜为５分钟，无异常现象。
2.3 35kV高压电气设备工频耐压试验2.3.1 对高压母线、瓷瓶、导管、真空断路器、CT、PT、隔离开关、高压熔断器等进行擦灰、清洁工作；2.3.2 将PT和CT的二次绕组进行短路接地，注意：接地式PT不参与耐压，合上真空断路器；2.3.3 避雷器和电缆头与高压开关柜脱离，对被试设备进行绝缘检查；2.3.4对耐压接线进行检查、确认，检查升压设备是否完好，设置好过电流保护，并检查能否跳闸；2.3.5 分别对A、B、C三相与大地之间进行工频耐压，其标准按国标50150-2006规定，试验电压为95kV，时间为1分钟；2.3.6 所加电压应慢慢地上升，达到标准后持续1分钟，耐压过程中应保持安静，注意监视各部有无放电现象；2.3.7 耐压结束后，应分别检查各部的绝缘电阻，其值不应比耐压前的值小，拆除PT、CT二次绕组短接线及接地线、恢复避雷器和电缆头的接线。