智能变电站调试方案
智能变电站调试方法-系统集成商V1.0概要
智能化变电站的调试流程目录智能化变电站的调试流程 1一．前期工作 3准备工作 3收集各种装置的原始模型 41.1.保护模型： 41.2.测控模型： 41.3.测保一体的模型： 7二．制作scd文件同时建立实时库 92.1.打开配置工具，新建工程 92.2.保存scd文件 92.3.增加电压等级 102.4.增加间隔 112.5.增加装置 12三．修改各个数据集的信息 153.1以前的方法 153.2现在的方法 17四．连虚端子 194.1.步骤一： 194.2.步骤二： 194.3.步骤三： 20五．生成所需文件 215.1生成配置文件 215.2导出装置的配置文件 235.3测控配置文件说明 245.3.1 测控管理板（板号125） 245.3.2测控GOOSE板（板号258） 275.3.3测控SV板（板号388） 295.4高压保护配置文件说明 305.4.1高压管理板 305.4.2高压保护GOOSE板（板号为343） 305.4.3高压保护SV板（板号374） 325.5中压保护配置文件 335.5.1中压管理板（板号125） 335.5.2中压GOOSE板（板号343） 335.5.3中压SV板（板号317） 345.6低压装置配置文件说明 355.6.1带COM板的低压装置 355.6.2不带COM板的低压装置 35六．各种配置文件的下装 396.1.插件带VXWORKS系统 396.2.插件不带VXWORKS系统 40七．网络组建 427.1.过程层网络 427.2.间隔层网络 427.3.对时网络 42八．保护装置的设置 438.1.保护装置 438.2测控装置 43附录1：东土电信交换机设置 431、连接方法： 43(1、Console口连接： 43(2、telnet远程登录： 44(3、IE浏览器远程登录： 442、交换机常用设置： 45(1、IP地址设置： 45(2、VLAN设置： 46(3、广播风暴抑制： 473、交换机的配置备份： 47(1、IE方式： 47(2、命令方式： 47附录2：罗杰康交换机设置方法 481、连接方法： 48(1、Console口连接： 48(2、telnet远程登录： 49(3、IE浏览器远程登录： 492、交换机常用设置： 50(1、Administration： 51(2、Ethernet Ports： 51(3、Virtual LANs： 52(4、Spanning tree： 533、交换机的配置备份： 53(1、软件方式： 54(2、命令方式： 56附录3：各种插件的升级方法 581.SV/GOOSE插件5200芯片升级方法 582.保护或测控CPU 32192芯片程序升级 613.开入开出板面板升级 64附录4：mms-ethereal工具的使用方法 66附录5：GOOSE报文简析 691.关于GOOSE及其报文的一些解释： 692.GOOSE收发机制 703.GOOSE报文简析 70附录6：SV采样报文 71附录7：MMS报文简析 721.装置的初始化过程 722.变位遥信上送 803.保护动作信号 81一．前期工作准备工作(一查看技术协议、图纸等资料，了解变电站的具体情况，例如：全站规模、接线方式、组网方式（包括GOOSE和SV及MMS）、对时方式、顺控方案、五防方案等；以及故障录波器，子站，网络记录仪的配置情况。
关于智能变电站联合调试方法
关于智能变电站联合调试方法智能变电站是现代电力系统中的核心组成部分，为确保其正常运行，联合调试是非常重要的。
本文将讨论智能变电站联合调试的方法。
一、联合调试的背景和意义在过去，变电站是通过多个组成部分逐一调试的。
然而，随着智能变电站的出现，变电站的复杂性大大增加，同时各设备之间的相互关联性也变得更加紧密。
传统的逐一调试方法已经无法满足对智能变电站整体性能的要求。
相比之下，联合调试能够更全面地评估智能变电站的运行状况，并及时发现问题，提高调试效率和质量。
二、智能变电站联合调试方法的步骤1. 系统拓扑验证首先，需要验证智能变电站的系统拓扑是否正确。
通过检查系统连接线路、开关、断路器等设备的接线情况，确认其与设计图纸一致。
2. 信号联调接下来，需要对智能变电站的信号进行联调。
这包括传感器、测量仪表等各种信号的校准和调整。
通过使用标准校准设备，确保智能变电站能够准确地获取和处理各类信号。
3. 保护设备联调智能变电站的保护设备是确保电力系统安全运行的关键。
在联合调试中，需要对保护设备的功能进行验证，包括故障检测、故障定位和保护动作等。
同时，还需要测试保护设备与其他设备之间的相互协调性，确保在故障发生时能够及时做出正确的响应。
4. 自动化系统联调智能变电站的自动化系统包括监控、控制和通信等功能。
在联合调试中，需要验证自动化系统的各项功能是否正常运行，并确保各个系统之间的信息交换和传输无误。
这涉及到软件配置、通信协议和网络设置等方面的工作。
5. 安全检查和性能评估最后，联合调试还需要对智能变电站进行安全检查和性能评估。
这包括检查各个设备是否存在潜在的安全问题，以及评估智能变电站在不同负荷和故障条件下的稳定性和可靠性。
三、智能变电站联合调试的挑战和应对措施智能变电站联合调试面临着一些挑战。
首先，智能变电站的设备众多，功能复杂，需要调试的参数较多。
其次，智能变电站的设备类型和厂家不一，可能存在兼容性问题。
为了应对这些挑战，可以采取以下措施：1. 制定详细的调试计划和检查清单，确保每个设备和功能都经过全面的测试和验证。
智能变电站的调试流程及方法
智能变电站的调试流程及方法智能变电站的调试流程及方法一、智能变电站智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。
其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。
这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。
由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。
二、智能变电站调试流程2.1变电站调试流程简述变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。
出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。
2.2智能变电站调试流程按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。
2.2.1组态配置。
组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。
这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。
2.2.2系统测试。
系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。
2.2.3系统动模。
系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。
系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。
动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。
智能变电站调试方案三篇.doc
智能变电站调试方案三篇第1条智能变电站调试计划智能变电站调试计划1概述XX220kV 变电站位于XX市XX镇XX村，距XX镇中心4公里，距高速公路8公里，距212省道90米。
电压等级为220千伏/110千伏/10 .5千伏的主变压器的最终容量为3×180毫安，该阶段建造1×180毫安，最终阶段建造6条出线线路，该阶段建造4条出线线路。
最终阶段有14条110千伏出线，当前阶段有5条出线。
10kV不出线，仅作为无功补偿和变电站变压器。
10kV无功补偿装置的最终容量为12×7500千伏，本期将建设4×7500千伏。
所有电气设备安装完毕后，应根据GB50150-20XX电气设备交接试验标准进行单体试验。
特殊试验应根据业主要求在行业要求的适用范围内进行。
部分试运行是指从单体试验结束、试验验收和整套启动时开始进行的控制、保护和测量功能试验。
整组启动是指完成对整个项目各种参数的测试，使其处于安全、高效、可靠的运行状态。
2、准备工作2.1成立一个调试小组，形成一个有效的、精干的、技术上有保证的调试小组，包括三个高压、继电保护和仪表操作小组和若干技术人员，具体人数视设备类型、数量和工期而定。
2.1.1调试的主要负责人必须具有调试多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程和技术标准，组长还应具有一定的调试经验，能够在主要负责人和技术人员的指导下进行操作。
一般工作人员还应了解电气一级、二级设备的基本知识。
2.1.2在工作前，所有操作人员都应学习变电站设计图纸、设计规范和操作说明，以便每个操作人员能够明确各项目的操作程序、分工和具体工作内容。
2.1.3参与调试的人员应通过安全规程考试，并具备一定的安全操作知识。
2.1.4熟悉设计图纸和施工现场环境，相当熟悉设备的性能和操作；测试负责人应具有高度的责任感和相关资质，能够独立领导测试人员调试各种项目。
2.2制定技术措施2.2.1制定调试工作指令2.2.2工作指令交底2.2.3调试工作必须完成安全围栏、警示牌，认真检查试验接线，防止因接线错误或误操作造成设备、人身安全事故。
智能化变电站继电保护调试方案
智能化变电站继电保护调试方案摘要：电力系统肩负着为国家各个行业、各个领域、变电站供电技术也被更新进行升级，变电站从传统人工操作到智能化变电输送有了质的改变，电的调试与保护也从传统费时费力的人工操作转变为智能变电数据输送，通过一定科学技术对电力数据进行收集和分析处理在进行电流调配输送完成输点要求，这种创新技术具有严谨、保护性强的特点，论文对此技术上进行了深入的探究与应用性。
关键词：智能化变电站；继电保护调式；研究应用引言现代社会，智能化成为各行业、各领域发展的主要趋势，电力系统也不例外。
我国地域辽阔，面积广大，对于电力的需求十分旺盛，也十分迫切，因此造就了中国电力系统的庞大规模。
在传统技术条件下，对整个电力系统进行建设、维护及管理的风险偏高、效率偏低、成本偏高。
随着智能化变电站等新技术、新事物、新概念的出现，电力系统在运行效率、管理成效方面也将迎来可喜的变化。
进行智能化变电站继电保护调试方案的创新优化，就是目前电力系统朝着智能化方向发展需要解决的一个重要课题。
1基于智能化变电站继电保护调试的意义现如今的变电站项目建设，正不断的从长远角度来出发，很多工作的实施都能够在经济效益、社会效益上较高的创造。
基于智能化变电站继电保护调试，是目前比较重要的工作内容，而且创造的发展空间非常显著。
结合以往的工作经验和当下的工作标准，认为智能化变电站继电保护调试的意义，主要是表现在以下几个方面：（1）调试工作的进行，能够促使变电站自身的安全性、稳定性获得更好的提升，针对既有的问题和不足，进行良好的弥补，最大限度的减少固有工作的隐患，促使变电站在运营过程中，更好的接受外部挑战。
（2）继电保护的有效调试，能够促使安全事故的发生概率更好降低。
现如今的智能化变电站继电保护调试，已经不再是电力领域的独有内容，而是涉及到很多产业的发展和行业的进步，因此加强调试工作后，有利于地方的综合进步，做出的卓越贡献非常显著。
2智能化变电站的技术特点智能化变电站是电力系统着力发展的新方向、新趋势，也是现代信息技术、网络技术、光电技术以及数字交互技术的共同体。
智能变电站调试
智能变电站检修
两圈变变压器保护，通入电流，且产生的差流超过保护 动作定值，各侧MU及装置检修压板分别如下，主变保护 中各侧mu接收软压板按正常运行摆放，试问主变差动保 护动作情况?
高压合并单元 （检修位）
0 0 0 1 1 1
低压合并单元 （检修位）
0 0 1 1 0 1
保护装置 （检修位）
0 1 1 0 0 1
虚端子
➢规范释义：描述IED设备的GOOSE、SV 输入、 输出信号连接点的总称，用以标识过程层、间隔 层及其之间联系的二次回路信号，等同于传统变 电站的屏端子。 ➢单装置虚端子图：通过ICD导出，是装置功能描 述的另外一种方式。 ➢虚端子连接图：智能变电站的蓝图，做SCD的 依据。
虚端子
线路合并单元采样输入虚端子图
GOOSE发送机制： ➢GOOSE报文以数据集的形式发送，装置平时每隔T0时间发送一次当前状态，
即心跳报文。当装置中有事件发生（如保护动作）时，装置立刻发送该数 据集，然后间隔TI发送第2帧及第3帧，然后间隔T2发送第4帧，然后间隔T3 发送第5帧，其中T2=2T1，T3=2T2=4T1。发送第5帧后报文便继续以T0时 间发送，知道有新的事件发生。现阶段T0一般为5s，TI一般为 2ms(GOOSE网络通信参数中的MinTime)，即已0ms-2ms-2ms-4ms-8ms的 时间间隔重发GOOSE报文，连续5帧后便以5s的时间间隔变成心跳报文。 ➢StNum：变化序号，每次报文中的数据有变位时，此值加1，初始值=1，值 0保留。 ➢SqNum：报文（递增）顺序号，初始值=1，StNum变化时值复归到0。 ➢上电初始发送的StNum=1，SqNum=1，某数据有变位时，数据集StNum自 动加1，SqNum从0开始递增。 ➢GOOSE报文中“timeAllowedtoLive”参数应为“MaxTime”配置参数的2 倍（即2T0）。
智能变电站的调试流程及方法
智能变电站的调试流程及方法一、智能变电站智能变电站主要由站控层、间隔层和过程层组成。
其中站控层的作用是对全站设备进行监视、控制、告警和交换信息，并即时完成数据的采集监控、操作闭锁、保护管理；间隔层的作用是对间隔层的所有实时数据信息进行汇总，并对一次设备提供保护和控制；过程层则用于电气数据的检测、设备运行参数的在线检测与统计以及操作控制的执行等。
这三层结构通过以太网、光缆等紧密地联接在一起，使得信息的采集、处理、执行等更加迅速便捷。
由智能化变电站的结构图可以看出，智能变电站是智能电网的基础，在智能电网的体系结构中具有重要的作用。
二、智能变电站调试流程2.1变电站调试流程简述变电站调试流程可分为设备出厂验收、现场调试两大部分。
出厂验收是对即将出售的设备进行质量检查；调试工作是对现场安装的设备进行现场调试，现场调试按照流程可分为单体调试、分系统调试、系统调试。
2.2智能变电站调试流程按照《智能变电站调试规范》执行，职能变电站的调试可按照一下流程：组态配置→系统测试→系统动模（可选）→现场调试→投产试验。
2.2.1组态配置。
组态配置是智能变电站系统设计的一个步奏，是在设计图纸或意图下，进行实例化变电站内各IED设备的ICD文件，并设置为SCD文件。
这项工作一般由系统集成商完成后由用户确认，这里的“用户”可以是设备使用单位，也可以是设备使用单位制定的设计调试单位。
2.2.2系统测试。
系统测试是为了确保设备主要功能的正确性和设备性能指标处于正常值范围的调试实验，调试包括装置单体调试和变电站各分系统调试。
2.2.3系统动模。
系统动模是为了验证继电保护等整体系统的性能和可靠性进行的变电站动态模拟试验。
系统动模是在国家认定的实验机构或者具备相应实验资质的实验室进行的实验工作。
动模试验的一次接线方式尽可能的与实际工程相一致，实验系统规模较大是，可以减少规模，但应保证能完成各类型保护的所有故障类型的测试。
2.2.4现场调试。
智能变电站二次设备系统及调试方法
学术争鸣225智能变电站二次设备系统及调试方法文\倪晨晨摘要：近些年来智能变电站的出现对我国电力发展带来很大的影响，相对于之前的普通变电站，智能变电站使用的都是目前非常先进和可靠以及具有环保性的智能化设备，它可以自动的对相关信息进行采集然后加以控制同时可以自由的调节，同时拥有很好的交互性。
本文就重点研究智能变电站的二次设备系统的调试方法，解决调试中出现的问题。
关键词：二次设备；系统，智能变电站；调试方法智能变电站作为现代科学技术发展形势下所形成的一种产物，其在电力系统中的作用越来越大。
变电站是电力系统中对电能的电压计电流进行交换、集中和分配的重要场所，变电站二次系统的质量好坏直接关系到电力系统的正常运行。
在这个快速发展的社会当中，人们对用电的需求越来越大，要想保障我国社会发展以及人们的正常需求，就必须对变电站二次系统的调试工作引起足够的重视，从而保障供电质量一、智能变电站的二次设备系统基本特征分析智能变电站具备的基本功能就是可以达到信息的反馈与共享，其二次设备系统的特点为：（一）智能变电站二次设备系统的高度集成与自动控制特征。
二次设备系统的结构比较完整，在应用时可以结合无缝连接技术，从而将变电站与控制中心实现信息连通。
另外，智能变电站二次设备系统还采用了全数字的采集技术，从而确保信息与数据不会出现错漏，提高了系统运行的稳定性，也缩减了系统运行与维护的强度。
（二）协同保护以及在线反馈的特征。
智能变电站二次设备系统的数据可以通过电子化技术来进行收集，通过全面整合数据信息，从而使智能变电站二次设备系统实现了性能的优化。
另外智能变电站二次系统可以在线监测数据信息，将变电站在日常中的实时信息与运行状态等及时反馈出来。
二、智能变电站二次设备系统的调试方法分析目前我国较多智能变电站并没有规范相关配置文件，因此导致变电站维护、调试、施工、设计与系统扩建时都受到了极大的制约与阻碍。
面对这种现状，要采取先进的信息处理技术研发各项产品，并将其合理应用在智能变电站的维护、调试、运行与设计等环节中。
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长征220kV变电站新建工程电气调试方案编写：校对：审核：中国葛洲坝集团电力有限责任公司试验中心2012年12月长征220kV变电站新建工程电气系统调试方案1 概述长征220kV变电站位于兴义市威舍镇发哈村，距威舍镇中心直线距离4km,公路距离约8km，距212省道约90m。
电压等级为220kV/110kV/10.5kV：主变最终容量为3X180MVA，本期建设1X180MVA，220kV终期出线6回，本期建设4回；110kV终期出线14回，本期建设5回；10kV不出线，仅作为无功补偿和站用变用；10kV无功补偿装置最终容量为12X7500kvar,本期建设4X7500kvar。
所有电气设备安装结束后按GB50150-2006《电气设备交接试验标准》进行单体试验。
特殊试验在行业要求适用范围内按业主要求进行。
分部试运指从单体试验结束，经验收合格后至整套启动过程中所进行的控制、保护和测量功能试验。
整组启动指完成对整个工程的各种参数的测试和使之处于安全、高效、可靠的运行状态。
2、工作准备2.1 建立调试班组：组建一个有效、精干和确有技术保障的调试班组，包括高压、继保和仪表三个作业小组以及技术人员若干名，具体人数视设备的类型、数量和工期而定。
以下是本公司调试骨干人员资料。
2.1．1调试主要负责人必须具有调试过多个变电站的调试经验，熟悉变电站的调试过程及技术标准，小组负责人也应具有一定的调试经验，能在主要负责人和技术员的指导下进行作业；一般工作人员也应了解电气一、二次设备的基本知识。
2.1.2工作前全体作业人员应对变电站设计图、设计说明书及作业指导书进行学习，使每个作业人员明确各项目的作业程序、分工及具体工作内容。
2.1.3参加调试的人员应通过安全规程的考试，具备一定的安全作业知识。
2.1.4熟悉设计图及施工现场的环境，对设备的性能及操作相当了解；试验负责人员要有高度的责任心和相关资格，能独立带领试验人员进行对各项目的调试。
2.2 制定工作技术措施2.2.1 编制调试作业指导书2.2.2 作业指导书交底2.2.3 调试作业必须做好安全围栏、警示标志，认真仔细检查试验接线，防止接线错误或误操作引起设备、人身安全事故。
2.3试验仪器：2.4 其他机具：如照明灯，登高安全用具，防雨蓬布，吸湿器、干燥箱等，对讲机、高纯度酒精、万用表等，视具体情况而定。
2.5到货设备的检查：对运到现场的所有设备的部件、备品和专用工具逐一进行认真的检查，应无缺损、渗漏和残次。
3 电气设备单体试验3.1 GIS组合电器3.1.1 测量断路器绝缘拉杆的绝缘电阻值，参照制造厂的规定。
3.1.2采用直流压降法测量每相导电回路的直流电阻，与产品技术规定不应有明显差别。
3.1.3 在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行断路器的分合闸时间测量，应符合产品技术规定。
3.1.4测量断路器主、辅触头三相及同相各断口分、合闸的同期性及配合时间，应符合产品技术条件的规定。
3.1.5测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻值，不低于10MΩ，直流电阻值与产品出厂试验值相比应无明显差别。
3.1.6断路器的操作机构试验。
3.1.6.1合闸操作。
当操作电压在直流、交流（85%-110%）Un范围内时，操动机构应可靠动作。
3.1.6.2脱扣操作。
在分闸线圈端钮处测得的电压大于额定值的65%时，应可靠地分闸；当此电压小于额定值的30%时，不应分闸；附装失压及过流脱扣的脱扣试验应符合其动作特性。
3.1.6.3模拟操动实验。
1、在额定电压下对断路器进行就地或远控操作，每次操作断路器均应正确，可靠地动作，其联锁及闭锁装置回路的动作符合设计要求。
2、220kV液压机构操动实验应按下表进行：3.1.7在SF6气压为额定值时进行交流耐压试验，试验电压按出厂电压的80%进行，并符合要求。
3.2线路并联电抗器试验3.2.1测量绕组连同套管的直流电阻值应符合有关规定。
3.2.1.1在各分接头的位置都要进行。
3.2.1.2各项测得的相互值应小于平均值的2%，线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。
3.2.4测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比，应符合有关规定。
绝缘电阻不低于产品出厂实验值的70%；测量吸收比与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3；用5000V兆欧表测量极化指数，测得值与产品出厂值相比应无明显差别，在常温下不小于1.3。
3.2.5测量油浸式电抗器的介质损耗角正切值。
3.2.6测量电抗器的直流泄漏电流。
3.2.8测量铁芯绝缘的各紧固件对外壳的绝缘电阻。
采用2500V 兆欧表对铁芯和夹件的上的绝缘电阻测量应无闪络或击穿现象。
3.2.9绝缘油试验。
3.2.10 额定电压的冲击合闸试验。
3.3互感器（CT/PT）3.3.1 测量绕组的绝缘电阻，应大于1000MΩ。
3.3.2 交流耐压试验，根据不同的型号和电压等级按有关规定进行。
3.3.3 测量电压互感器的一次绕组的直流电阻，应符合有关规定。
3.3.4检查互感器的变比，应与铭牌和设计要求相符。
3.3.5 测量1000V以上电压互感器的空载励磁电流，应符合有关规定。
3.5避雷器3.5.1 测量绝缘电阻应符合有关规定。
3.5.2 测量泄漏电流，并检查组合元件的非线性系数。
3.5.3 测量金属氧化物避雷器的持续电流和工频参考电压，应符合技术要求。
3.5.4 检查放电计数器的动作情况及基座绝缘。
3.6电气指示仪表：应根据不同的种类，根据相应的校验标准逐个校验。
3.7 保护装置、自动装置及继电器3.7.1保护和自动装置应根据产品的技术文件及其国家有关标准进行逐个逐项进行检验，其各项调试结果应符合有关规定。
3.8二次回路3.8.1所有的二次回路应根据设计图纸和所接设备的实际需要进行校对，确保接线正确。
3.8.2交流电流回路应测量回路的负荷阻抗，交流电压回路应通电检查确认相位正确。
3.8.3 测量回路的绝缘电阻，一般情况下不应小于10兆欧。
当回路电阻大于10兆欧时可以用2500V摇表测量绝缘电阻持续1分钟代替耐压，小于10兆欧时应进行交流耐压试验，试验电压为1000V。
3.9直流系统及UPS电源电气设备带电前，应用施工电源对直流充电柜和UPS电源柜根据出厂技术文件的要求进行调试，并对蓄电池进行充电，为全站提供交直流控制电源；3.10测量仪表调试3.11蓄电池组调试1.首先应根据蓄电池厂家技术要求对蓄电池进行充电（充电时间厂家定）2.停止充电，静止20分钟后，测量单只蓄电池电压及总电压并记录（放电前电压）3.开始放电：马上测量单只蓄电池电压及总电压并记录放电过程（9—10小时）每隔一小时测量单只蓄电池电压及总电压并记录4.停止放电：放电结束前测量单只蓄电池电压及总电压并记录，然后停止对蓄电池放电，静止20分钟后，测量单只蓄电池电压及总电压并记录,放电结束单只蓄电池电压不应低于单只额定电压的90％.5开始充电：均充蓄电池，马上测量单只蓄电池电压及总电压电流并记录6充电过程：每隔一小时测量单只蓄电池电压及总电压、电流并记录，在此过程中密切关注每只蓄电池充电电流情况7停止充电：直至蓄电池均充转浮充后，测量单只蓄电池电压及总电压、电流并记录4分系统调试4.1继电保护静态调试4.1.1保护元件性能调整、回路检查及定值、逻辑校验4.1.2 二次交流回路接线、通电试验4.1.3 控制、保护直流回路传动试验4.1.4继电保护装置整体性能试验4.2同期系统：外加电源模拟不同系统电压，对同期系统进行如下检查。
4.2.1同期回路正常，同期装置工作正常。
4.4流电源系统调试包括直流屏、直流电源回路及二次回路调试、试运行。
4.5电站微机监控系统调试4.5网络规约调试利用PPTA数据通信监测及规约分析调试仪仿真某一端智能设备与另一端智能设备建立数据通信，模拟智能设备之间数据通信的基本状况，提供检测、分析数据报文的平台。
在自动化系统调试过程中，在一端智能设备调试条件尚未具备，“数据通信测试规约分析系统”可以代替其通信功能，先期与对端设备建立通信，进行功能调试，比如，因为通道或其它原因，厂站端与主站系统不能建立通信，该系统就可以模拟主站与厂站端建立通信，先期进行信息核对，以确保厂站端上传信息库的正确性。
7、本方案作业施工中的危险点辨识及预防措施8现场调试及运行中反事故措施要点8．1现场试验8.1.1有明显的断开点（打开了连接片或接线端子片等才能确认），也只能确认在断开点以前的保护停用了。
如果连接片只控制本保护的出口跳闸继电器的线圈回路，则必须断开跳闸触点回路才能认为该保护确已停用。
对于采用单相重合闸，由连接片控制正电源的三相分相跳闸回路，停用时除断开连接片外，尚需断开各分相跳闸回路的输出端子，才能认为该保护已停用。
8.1.2不允许在未停用的保护装置上进行试验和其他测试工作；也不允许在保护未停用的情况下，用装置的试验按钮（除闭锁式纵联保护的起动发信按钮外）作试验。
8.1.3所有的继电保护定值试验，都必须以符合正式运行条件(如加上盖子，关好门等）为准。
8.1.4 分部试验应采用和保护同一直流电源，试验用直流电源应由专用熔断器供电。
8.1.5 只能用整组试验的方法即除由电流及电压端子通入与故障情况相符的模拟故障量外，保护装置处于与投入运行完全相同的状态下，检查保护回路及整定值的正确性。
8.1.6 对运行中的保护装置及自动装置的外部接线进行改动，即便是改动一根连线的最简单情况，也必须履行如下程序：8.1.6.1 先在原图上做好修改，经主管继电保护部门批准。
8.1.6.2 按图施工，不准凭记忆工作；拆动二次回路时必须逐一做好记录，恢复时严格核对。
8.1.6.3 改完后，做相应的逻辑回路整组试验，确认回路、极性及整定值完全正确，然后交由值班运行人员验收后再申请投入运行。
8.1.6.4 施工单位应立即通知现场与主管继电保护部门修改图纸，工作负责人应在现场修改图上签字，没有修改的原图应要标志作废。
8.1.7 不宜用调整极化继电器的触点来改变其起动值与返回值；厂家应保证质量并应对继电器加封。
8.1.8 应对保护装置做拉合直流电源的试验（包括失压后短时接通及断续接通）以及直流电压缓慢地、大幅度地变化（升或降），保护在此过程中不得出现有误动作或信号误表示的情况。
8.1.9 所有差动保护（母线、变压器的纵差与横差等）在投入运行前，除测定相回路及差回路电流外，必须测各中性线的不平衡电流，以保证回路完整、正确。
8.1.10 对于集成电路型及微机型保护的测试应注意：8.1.10.1 不得在现场试验过程中进行检修。
8.1.10.2 在现场试验过程中不允许拨出插板测试，只允许用厂家提供的测试孔或测试板进行工作。
8.1.10.3 插拨插件必须有专门措施，防止因人身静电损坏集成电路片；厂家应随装置提供相应的物件。