线路保护班16年检修预试总结.docx
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线路保护班16年检修预试总结
万胜永风电场
2016年度检修预试工作总结
检修部线路保护班
2016年8月25日
一、检修预试工作情况概况
此次检修预试工作线路保护班负责的工作范围包括了万胜永风电场接地变改造项目、35kV1号所用变、380V4号、5号母线、10kV农用变及动力电缆、220kV线路、220kV母线、35kV线路（11+3套）、35kV母线、主变保护（2套）装置定检、清扫紧固及开关保护传动；故障录波装置精度校验及清扫紧固；测控装置（8套）精度校验及清扫紧固；PMU装置精度校验及清扫紧固；监控服务器清扫除灰；远动自动化设备清扫除灰；调度通讯设备清扫改造；UPS清扫试验；CT计量绕组精度试验；电能表、电压表、电流表等表计校验；调度数据网电源由插座改为端子排，35kV风机一线、六线线路检修预试跟踪抽查等。
共包括一般项目107项、特殊项目4项、自理项目4项。
主要外包单位为湘潭水利水电建设有限公司。
二、负责工作项目范围
1、万胜永风电场接地变。
2、骆驼沟风电场35kV1号所用变。
3、380V4号、5号母线清扫检查
4、10kV农用变定检项目及低压侧动力电缆更换。
5、220kV线路、220kV母线、35kV线路（11+3套）、35kV母线、主变保护（2套）装置定检、清扫紧固及开关保护传动；
6、故障录波装置精度校验及清扫紧固；
7、测控装置（8套）精度校验及清扫紧固；PMU装置精度校验及清扫紧固；8、监控服务器清扫除灰；远动自动化设备清扫除灰；
9、调度通讯设备清扫改造；
10、UPS清扫试验；CT计量绕组精度试验；
11、电能表、电压表、电流表等表计校验；
12、调度数据网电源由插座改为端子排
13、35kV风机一线、六线线路检修预试跟踪抽查。
三、项目完成情况
本次检修预试包括一般项目107项。
截至8月15日总体完成107项，完成率100%，未发生销项。
因工作需要增加
因工作需要，临时增加项目4项，增加内容如下：
1、因增加新接地变间隔，更改保护定值，35kV间隔重新更换新的零序CT。
2、因更换零序CT重新做零序CT一次通流试验，新加接地变间隔母差屏CT极性测试。
3、检查380V母线相关间隔发现UPS主电源与旁路电源在同一母线上，不符合备用逻辑，更改相关电源接线。
4、增加新的主变瓦斯继电器油位低告警光字并传动，新的接地变间隔遥测信号传动。
5、线路检修时发现部分铁塔塔身缺塔材，现已另施工单位补充完毕。
6、线路检修时发现部分终端塔高压电缆原封堵泥脱落，因现有封堵泥有限已另施工单位补充一部分。
7、线路安装绝缘间隔棒时发现风机五线T83-T84铁塔C相导线出现断股情况，已另施工单位进行重新放线。
电气一次
编号
分项
标准
完成情况
1
35kV1号所用变检修项目
风冷装置
除声音外、确认有无振动和异常温度。
对冷却装置各部位进行检查，如使用断风报警装置时，应确认其动作，附设温度计时，应检验其指示值。
完成
2
引线接头、电缆、母线、分接头及其他导电部位
根据示温涂料变色和油漆判断引线接头和电缆、母线有无过热，紧固部位有无松驰。
完成
3
绝缘件、线圈外观、线圈压紧
绝缘件和绕注线圈表面有无碳和放电痕迹，是否有龟裂。
查明紧固部分是否有松动，如有松动应立即加固，重新加固防止转动的锁扣。
完成
4
浇注线圈、铁心、风道等
有无尘埃堆积、有无生锈，有无脱层。
尘埃堆积明显时，用干燥的压缩空气吹拂，或用真空扫除机清扫。
铁心和套管表面应用布擦拭，但注意不要碰伤线圈和绝缘件表面。
检查铁心夹件和引线露出部分有无腐蚀。
完成
5
温显器
检查准确度，如出现不合格项，应查明原因后修理。
完成
6
变压器室
门窗、照明是否完好、温度是否正常。
完成
7
380V母线检修项目
母线
外观表面光洁，无裂纹褶皱，外形平直无变形扭曲。
金具清洁，无损伤，单相交流母线金具连接牢固，且无闭合磁路，固定装置外观无尖角、毛刺。
锁紧螺母齐全紧固，防松件外观齐全、完好、压平，螺栓紧固后露扣长度为2～3扣，伸缩节无裂纹、断股和褶皱现象。
支柱绝缘子外观光洁，完整无裂纹，绝缘子固定螺栓齐全，紧固，接地线与接地网连接牢固，导通良好。
完成
8
开关
开关本体各元件及柜彻底清洁。
检查开关本体断路器有无异常，紧固电缆进出线和固定断路器的螺丝，检查开关本体热偶及继电器有无异常，并紧固接线端子，抽屉滑轮及开关柜导轨涂抹润滑油脂。
调整好机械传动机构。
开关指示位状态正确，操作手柄无卡涩。
检查主辅接插组件动、静触头是否有熔化，磨损现象。
抽屉或抽式机构的动静的中心线应一致，触头接触应紧密。
抽屉开关插入前，必须在触头接插部分涂抹中性润滑油脂。
抽屉开关在工作位时，柜门能正确闭锁。
完成
9
避雷器（81组）
连接部位的检修：
若螺丝无弹簧垫片，则应添加弹簧垫片。
如原螺丝规格与螺孔不配套、螺丝严重锈蚀或丝扣损伤，则应进行更换。
更换前，应先将连接部位进行可靠固定。
接线端子如使用铜铝摩擦焊线夹，应改装用铜铝钎焊线夹，必要时更换导线。
外绝缘的处理：
不仅应清扫伞裙的上表面，还应对下表面伞棱中积聚的污秽进行清扫
完成
10
架空线路导线、地线检查、消缺
导线、地线锈蚀、断股、损伤或闪络烧伤时应处理。
钢芯铝绞线断股损伤截面不超过铝股总面积7%，镀锌钢绞线断股数量不超过1股。
导线、地线弧垂变化。
线路设计弧垂允许偏差大于＋6%、－2.5%时应调整。
线路各相间弧垂大于最大允许偏差200mm时应调整。
导线与地面的距离，在最大计算弧垂情况下大于5米。
导线在最大弧垂、最大风偏时与树木之间的安全距离大于4米。
导线、地线接续金具过热、变色、变形、滑移时应处理。
导线在线夹内滑动，释放线夹船体部分从挂架中脱出时应处理。
跳线断股、歪扭变开，跳线与铁塔空气间隙变化，跳线间扭绞，跳线舞动、摆动过大时应处理。
导线对地、对交叉跨越设施及对其他物体距离变化时应处理。
导线、地线上挂有异物时应处理。
架空引下线与高压电缆接头处如纵向拉力受力过大，应采取相应措施处理。
完成
11
架空线路铁塔与基础检查、消缺
铁塔倾斜、横担歪扭及铁塔部件锈蚀变形、缺损时应处理。
铁塔部件固定螺栓松动、缺螺栓或螺帽，螺栓丝扣长度不够，铆焊处裂纹、开焊、绑线断裂或松动时应处理。
拉线及部件锈蚀、松弛、断股抽筋、张力分配不均，螺栓、螺帽等部件丢失和被破坏时应处理。
铁塔及拉线基础变异，周围土壤裂纹、损坏、下沉或上拔，护基沉塌或被冲刷时应处理。
基础保护帽上部塔材被埋入土或废弃物堆中，塔材锈蚀时应处理。
铁塔倾斜度（包括挠度）大于1.0%时应处理。
铁塔横担歪斜度大于1.0%时应处理。
铁塔主材相邻结点间弯曲度超过0.2%时应处理。
拉线棒锈蚀后直径减少2mm～4mm应处理。
镀锌钢绞线拉线断股，镀锌层锈蚀、脱落应处理。
完成
12
架空线路绝缘子、金具检查、消缺
绝缘子脏污，瓷质裂纹、破碎，绝缘子铁帽及钢脚锈蚀，钢脚弯曲时应处理。
合成绝缘子伞裙破裂、烧伤，金具变形、扭曲、锈蚀等异常情况时应处理。
绝缘子与瓷横担有闪络痕迹和局部火花放电留下的痕迹时应处理。
金具发生变形、锈蚀、烧伤、裂纹，金具连接处转动不灵活，磨损后的安全系数小于2.0（即低于原值的80%）应处理。
接续金具外观鼓包、裂纹、烧伤、滑移或出口处断股应处理。
接续金具过热变色或连接螺栓松动应处理。
更换3串耐张悬式绝缘子。
完成
13
架空线路防雷设施、接地装置检查、消缺
接地引下线连接正常，有松脱、位移、断裂及严重腐蚀等情况时应处理。
避雷针锈蚀，避雷器上下连接处松脱，瓷套有裂纹破损现象，表面脏污，底部密封不良时应处理。
完成
14
架空线路附件及其他设施检查、消缺
预绞丝滑动、断股或烧伤时应处理。
防振锤移位、脱落、偏斜、钢丝断股时应处理。
防鸟设施损坏、变形或缺损。
附属通信设施损坏时应处理。
各种检测装置缺损时应处理。
相位、警告、指标及防护等标志缺损、丢失，线路名称、铁塔编号字迹不清时应处理。
完成
15
架空线路停电登铁塔检查清扫并处理缺陷
检查导线、避雷线悬挂点，各部位螺栓是否松扣或脱落。
绝缘子串开口销子、弹簧销子是否齐全完好。
绝缘子有无闪络、裂纹或硬伤等痕迹，针式绝缘子的心棒有无弯曲。
防振锤有无歪斜、移位或磨损导线。
检查绝缘子串的连接金具有无锈蚀、是否完好。
紧固铁塔螺栓。
绝缘子清扫。
防振器和防舞动装置维修调整。
砍修剪树木。
修补防汛设施。
修补防鸟设施和拆巢。
导线连接线夹检查。
镀锌拉线、拉线棒、拉线根部检查。
更换或修补铁塔构件。
铁塔铁件防腐。
调整、更新拉线及金具。
混凝土杆及混凝土构件修补。
更换故障绝缘子。
更换故障导线、地线及金具。
导线、线线损伤修补。
调整导线、地线弧垂。
处理不合格交叉跨越。
并沟线夹、跳线连板检修紧固。
接地装置和防雷设施维修。
补齐线路名称、杆号、相位等各种标志及警告指示、防护标志。
完成
16
悬挂模拟悬式绝缘子
每10公里线路安装1串悬式绝缘子（每串5片XP-70型），与运行绝缘子同高度。
完成
17
绝缘子表面等值附盐密/灰密
盐密/灰密值超过规定时，应根据情况采取调整爬距、清扫、涂料等措施。
在污秽地区积污最重的时期进行测量。
根据沿线路污染状况，每10km选一串悬垂绝缘子测试。
完成
18
铁塔接地阻抗
测试风机一线线路
当铁塔高度在40m以下时，按下列要求，如铁塔高度达到或超过40m时，则取下表值的50%，但当土壤电阻率大于2000Ω•m时，接地阻抗难以达到15Ω时，可增加至20Ω。
土壤电阻率Ω·m
接地阻抗Ω
100及以下
10
100—500
15
500—1000
20
1000—2000
25
2000以上
30
完成
电气二次
编号
设备名称
检修试验项目名称
措施内容
完成情况
1.
220kV骆胜线线路纵联光差及后备保护部分校验
（RCS-931
CSC-103B）
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
2.
保护装置GPS对时检查
装置应接入全场统一时钟系统。
完成
3.
逆变电源检查
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
固定试验直流电源为80％额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
由施工方提供试验电源装置。
完成
4.
开关量输入回路检验
装置中对应的开入变位正常。
完成
5.
输出触点及输出信号检查
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
6.
模数变换系统检验
模拟量输入相序正正确，零漂和采样精度满足规程要求。
完成
7.
整定值的整定及检验
满足全部和部分检验项目的定值检验要求。
为减少断路器的跳合次数，试验时，应以模拟断路器代替实际的断路器。
使用模拟断路器时宜从操作箱出口接入，并与装置、试验器构成闭环。
由施工方提供模拟断路器。
完成
8.
纵联保护装置采样检查、光纤通道衰耗测试
保护装置采样精度应在规程允许范围内，光纤通道的功率衰耗应满足规程要求。
先检查站内光复用设备的光纤终端盒，确保法兰两端坚固后，再进行通道损耗测试。
完成
9.
断路器操作箱检验
对于操作箱中的出口继电器，还应进行动作电压范围的检验，其值应在55％～70%额定电压之间。
对于其他逻辑回路的继电器，应满足80％额定电压下可靠动作。
由施工方提供试验电源装置。
完成
10.
整组试验
a）整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误。
b）借助于传输通道实现的纵联保护、远方跳闸等的整组试验，应与传输通道的检验一同进行。
必要时，可与线路对侧的相应保护配合一起进行模拟区内、区外故障时保护动作行为的试验。
c）将装置及重合闸装置接到实际的断路器回路中，进行必要的跳、合闸试验，以检验各有关跳、合闸回路、防止断路器跳跃回路、重合闸停用回路及气（液）压闭锁等相关回路动作的正确性。
检查每一相的电流、电压及断路器跳合闸回路的相别是否一致。
d）在进行整组试验时，还应检验断路器、合闸线圈的压降不小于额定值的90％。
由施工方提供试验电源装置。
完成
11.
CT二次回路接地点、绝缘、直阻检查
二次回路绝缘、直阻测定值应满足规程要求，CT回路应有且只有一个接地点。
完成
12.
直流回路和电压回路绝缘
用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ
完成
13.
220kV开关失灵保护
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
14.
保护装置GPS对时检查
装置应接入全场统一时钟系统。
完成
15.
逆变电源检查
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
固定试验直流电源为80％额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
由施工方提供试验电源装置。
完成
16.
开关量输入回路检验
装置中对应的开入变位正常。
完成
17.
输出触点及输出信号检查
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
18.
模数变换系统检验
模拟量输入相序正正确，零漂和采样精度满足规程要求。
完成
19.
整定值的整定及检验
满足全部和部分检验项目的定值检验要求。
为减少断路器的跳合次数，试验时，应以模拟断路器代替实际的断路器。
使用模拟断路器时宜从操作箱出口接入，并与装置、试验器构成闭环。
由施工方提供模拟断路器。
完成
20.
纵联保护装置采样检查、光纤通道衰耗测试
保护装置采样精度应在规程允许范围内，光纤通道的功率衰耗应满足规程要求。
先检查站内光复用设备的光纤终端盒，确保法兰两端坚固后，再进行通道损耗测试。
完成
21.
断路器操作箱检验
对于操作箱中的出口继电器，还应进行动作电压范围的检验，其值应在55％～70%额定电压之间。
对于其他逻辑回路的继电器，应满足80％额定电压下可靠动作。
由施工方提供试验电源装置。
完成
22.
整组试验
a）整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误。
b）借助于传输通道实现的纵联保护、远方跳闸等的整组试验，应与传输通道的检验一同进行。
必要时，可与线路对侧的相应保护配合一起进行模拟区内、区外故障时保护动作行为的试验。
c）在进行整组试验时，还应检验断路器、合闸线圈的压降不小于额定值的90％。
由施工方提供试验电源装置。
完成
23.
CT二次回路接地点、绝缘、直阻检查
二次回路绝缘、直阻测定值应满足规程要求，CT回路应有且只有一个接地点。
完成
24.
直流回路和电压回路绝缘
用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ
完成
25.
220kV电压互感器二次回路检查
电压互感器各端子箱、中转柜端子排及螺丝清扫、检查、紧固
各端子箱及中转柜内端子排应清洁无法灰尘，端子应紧固无法松动。
完成
26.
电压互感器二次接地点检查及对地绝缘测试
电压互感器二次接地点满足要求，拆除接地点后各相二次回路对地绝缘合格
完成
27.
1号主变压器保护
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
28.
保护装置GPS对时检查
装置应接入全场统一时钟系统。
完成
29.
逆变电源检查
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
固定试验直流电源为80％额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
由施工方提供试验电源装置。
完成
30.
开关量输入回路检验
装置中对应的开入变位正常。
完成
31.
输出触点及输出信号检查
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
32.
模数变换系统检验
模拟量输入相序正正确，零漂和采样精度满足规程要求。
完成
33.
整定值的整定及检验
满足全部和部分检验项目的定值检验要求。
为减少断路器的跳合次数，试验时，应以模拟断路器代替实际的断路器。
使用模拟断路器时宜从操作箱出口接入，并与装置、试验器构成闭环。
由施工方提供模拟断路器。
完成
34.
断路器操作箱检验
对于操作箱中的出口继电器，还应进行动作电压范围的检验，其值应在55％～70%额定电压之间。
对于其他逻辑回路的继电器，应满足80％额定电压下可靠动作。
由施工方提供试验电源装置。
完成
35.
整组试验
a）整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误。
b）借助于传输通道实现的纵联保护、远方跳闸等的整组试验，应与传输通道的检验一同进行。
必要时，可与线路对侧的相应保护配合一起进行模拟区内、区外故障时保护动作行为的试验。
c）将装置及重合闸装置接到实际的断路器回路中，进行必要的跳、合闸试验，以检验各有关跳、合闸回路、防止断路器跳跃回路、重合闸停用回路及气（液）压闭锁等相关回路动作的正确性。
检查每一相的电流、电压及断路器跳合闸回路的相别是否一致。
d）在进行整组试验时，还应检验断路器、合闸线圈的压降不小于额定值的90％。
由施工方提供试验电源装置。
完成
36.
CT二次回路接地点、绝缘、直阻检查
二次回路绝缘、直阻测定值应满足规程要求，CT回路应有且只有一个接地点。
完成
37.
直流回路和电压回路绝缘
用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ
完成
38.
35kV母线差动保护
（BP-2CS）
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
39.
保护装置GPS对时检查
装置应接入全场统一时钟系统。
完成
40.
逆变电源检查
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
固定试验直流电源为80％额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
由施工方提供试验电源装置。
完成
41.
开关量输入回路检验
装置中对应的开入变位正常。
完成
42.
输出触点及输出信号检查
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
43.
模数变换系统检验
模拟量输入相序正正确，零漂和采样精度满足规程要求。
完成
44.
整定值的整定及检验
满足全部和部分检验项目的定值检验要求。
完成
45.
整组试验
整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误。
完成
46.
CT二次回路接地点、绝缘、直阻检查
二次回路绝缘、直阻测定值应满足规程要求，CT回路应有且只有一个接地点。
完成
47.
直流回路和电压回路绝缘
用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ
完成
48.
35kV开关间隔线路、所用变、接地变、无功补偿装置保护
（12套）
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
49.
保护装置GPS对时检查
装置应接入全场统一时钟系统。
完成
50.
逆变电源检查
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
固定试验直流电源为80％额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
由施工方提供试验电源装置。
完成
51.
开关量输入回路检验
装置中对应的开入变位正常。
完成
52.
输出触点及输出信号检查
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
53.
模数变换系统检验
模拟量输入相序正正确，零漂和采样精度满足规程要求。
完成
54.
整定值的整定及检验
满足全部和部分检验项目的定值检验要求。
完成
55.
整组试验
整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误。
完成
56.
CT二次回路接地点、绝缘、直阻检查
二次回路绝缘、直阻测定值应满足规程要求，CT回路应有且只有一个接地点。
完成
57.
直流回路和电压回路绝缘
用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ
完成
58.
SVG连接变保护
（3套）
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
59.
保护装置GPS对时检查
装置应接入全场统一时钟系统。
完成
60.
逆变电源检查
合上装置逆变电源插件上的电源开关，试验直流电源由零缓慢上升至80％额定电压值，此时逆变电源插件面板上的电源指示灯应亮。
固定试验直流电源为80％额定电压值，拉合直流开关，逆变电源应可靠启动。
由施工方提供试验电源装置。
完成
61.
开关量输入回路检验
装置中对应的开入变位正常。
完成
62.
输出触点及输出信号检查
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
63.
模数变换系统检验
模拟量输入相序正正确，零漂和采样精度满足规程要求。
完成
64.
整定值的整定及检验
满足全部和部分检验项目的定值检验要求。
完成
65.
整组试验
整组试验时应检查各保护之间的配合、装置动作行为、断路器动作行为、保护起动故障录波信号、调度自动化系统信号、中央信号、监控信息等正确无误。
完成
66.
CT二次回路接地点、绝缘、直阻检查
二次回路绝缘、直阻测定值应满足规程要求，CT回路应有且只有一个接地点。
完成
67.
直流回路和电压回路绝缘
用1000V兆欧表测量绝缘电阻，其阻值均应大于10MΩ
完成
68.
35kV风机线、主变压器、220kV线路故障录波装置
屏柜装置及二次回路清扫检查、紧固
屏柜及二次回路应清洁无灰尘，二次接线应牢固。
完成
69.
交、直流回路的绝缘检查（仅对停电元件）。
1000V摇表测量交流回路的绝缘电阻值应不小于10MΩ
完成
70.
上电检查（时钟、保护程序的版本号、校验码等程序正确性及完整性的检查）。
时钟应与全场统一时钟一致，保护程序版本号校验码应与定值单一致。
完成
71.
数据采集回路各采样值、计算值正确性的测定。
数据采集回路的采样值，计算值应满足规程规定误差。
核实CT变比后在就地加电流，在装置采集采样值。
完成
72.
各开入、开出回路工作性能的检验。
装置中对应的开入变位正常。
输出信号至对端设备正常，对端设备正常告警和启动。
完成
73.
时间元件及延时元件工作时限的测定。
测定结果应满足规程要求的准确度误差。
完成
74.
装置网络地址及设置的检查。
检查装置与各主站对应的网络地址及网关配置正确，能ping通对端设备。
完成
75.
主变测控装置、线路测控装置、公用测控装置检修试验
（共5套
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