500kV变电站专业验收总结

第一篇：500kV变电站专业验收总结

500kVXXX变电站二期验收工作总结

一、工程概况：

500kV XXX变电站位于xx市昭阳区XXX镇海边村，该站于2010年1月投入运行，并于2013年进行了500kV二期扩建。本期扩建500kV第二串由备用串――500kV多乐XXXⅡ回线不完整串改为500kV2号主变――500kV多乐XXXⅡ回线完整串；新建500kV 2号主变、220kV侧202断路器及35kV侧302断路器间隔；将220kV母线双母双分段硬连接改为母线双母双分段连接，新建220kVⅠ-Ⅲ母母线分段213断路器间隔、220kVⅡ-Ⅳ母母线分段224断路器间隔、220kVⅢ-Ⅳ母母联234断路器间隔；新建220kVⅢ及Ⅳ母母线设备间隔；新建35kV电抗器组3个、电容器组2个、2号站用变间隔；新建主变保护装置屏2面、电容器组保护测控屏1面、电抗器保护测控屏1面、站用变及断路器保护测控装置屏1面。

二、各专业验收工作内容

（一）、继电保护验收工作概况

继电保护工作验收分为试验报告、直流电源检查、二次回路检查、保护装置功能检查、信号回路检查、整组试验、二次图纸校对。

1、主变及35kV保护小室500kV2号主变第一套保护屏；

包含500kV2号主变第一套保护1n-SGT756数字式变压器保护装置I2、主变及35kV保护小室500kV2号主变第二套保护屏；

包含500kV2号主变第一套保护1n-SGT756数字式变压器保护装置II3、主变及35kV保护小室35kVII段母线电容器组保护测控屏；

包含35kV电容器组间隔保护测控装置2套，由35kV2C-1电容器组324断路器，35kV2C-2电容器组325断路器间隔保护测控装置组成。

4、主变及35kV保护小室35kVII段母线电抗器保护测控屏；

包含35kV电抗器间隔保护测控装置，由35kV2L-1电抗器322断路器、35kV2L-2电抗器323断路器、35kV2L-3电抗器326断路器保护测控屏。

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5、主变及35kV保护小室35kV2号所用变保护屏。

包含35kV2所用变321断路器保护测控装置。

（二）、高压试验验收工作概况

高压试验专业验收包含各一次设备的交接试验报告及出厂试验报告、现场试验项目。

1、500kV2号主变

1.1、主变常规试验

常规试验验收项目包含绕组联通套管直流电阻试验、所有分接头变压比及连接组别试验、铁芯及夹件的绝缘电阻试验、绕组联通套管的绝缘电阻和介质损耗正切值tanδ及电容量、变压器绕组变形试验、变压器短路阻抗试验。

1.2、主变特殊试验

特殊试验验收项目包含交流耐压试验、绕组连同套管的长时感应耐压试验带局部放电试验、空载电流及空载损耗试验。

2、500kV、220kV及35kV电流互感器

本期扩建电流互感器全为SF6型电流互感器，500kV电流互感器1组、220kV

电流互感器4组、35kV电流互感器7组。试验验收项目包含绕组及末屏绝缘电阻、交流耐压试验、绕组直流电阻试验、电容量测量、极性检查、励磁特效曲线校验；

2、500kV、220kV及35kV断路器

2.1、500kV断路器

本期扩建500kV断路器扩建1组，由西门子厂家生产。试验验收项目包含本体及导电回路绝缘电阻试验、交流耐压试验、断路器均压电容器试验、测量断路器分合闸时间，速度同期性、断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻值、分合闸电磁铁动作电压。

2.2、220kV及35kV断路器

本期扩建220kV断路器扩建3组及35kV断路器7组，由云南开关厂生产。试验验收项目包含本体及导电回路绝缘电阻试验、交流耐压试验、测量断路器分合闸时间，速度同期性、断路器分、合闸线圈绝缘电阻及直流电阻值、分合闸电磁铁动作电压（由于220kV断路器机构的特殊性，此试验项目取消）。

3、电压互感器及避雷器

3.1、电压互感器

本期扩建500kV电压互感器3只，220kV电压互感器9只，35kV电压互感器3只，全为户外式电容式电压互感器。试验验收项目包含交流耐压、局部放电试验、中间变绕组直流电阻试验、低压端绝缘电阻试验、电容器电容量及tanδ试验。

3.2、金属氧化物避雷器

本期扩建扩建500kV避雷器3只，220kV避雷器9只，35kV避雷器18只。试验验收项目包含本体及底座绝缘电阻试验、直流 1mA 电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流、放电计数器动作情况。

4、电容器组及低压并联电抗器

4.1、电容器组

本期扩建电容器2组，为户外组合式。电容器试验项目包含极间绝缘电阻、电容量、交流耐压试验；串联电抗器试验验收项目包含绕组的直流电阻及阻抗值、绝缘电阻、交流耐压。

4.2、低压并联电抗器

本期扩建低压并联电抗器3组。试验验收项目包含绕组的直流电阻及阻抗值、绝缘电阻、交流耐压。

（三）、热工仪表与油化验收工作概况

1、热工仪表专业

热工仪表专业验收包含变压器温度表瓦斯和SF6密度继电器校验及信号传动

校对工作。

1.1、温度表及瓦斯继电器

热工仪表专业验收包含500kV 2号主变及35kV 2号站用变温度表实验报告、风扇启动停止、报警跳闸信号，瓦斯继电器实验报告、轻瓦斯信号、重瓦斯信号传动。

1.2、SF6密度继电器

SF6密度继电器共计46只，包含SF6密度继电器校验报告及二次回路传动低

气压报警、闭锁信号传动。

2、油化试验专业

验收包含绝缘油油质简化、色谱试验报告，SF6气体湿度、纯度试验报告。

2.1、绝缘油

安装位置为35kV2号站用变、500kV2号主变、主变油罐新油、35kV高压并联电容器补偿装置的电流互感器、500kV2号主变套管，共计27处。

2.2、SF6气体试验项目

安装位置为各扩建断路器及SF6电流互感器，共计45处。

（四）检修验收工作概况

检修专业验收包含隔离开关质量检查，备品备件的移交工作。

本期共验收500kV隔离开关2组，220kV隔离开关7组，35kV隔离开关8组。项目包含外观检查、分合闸动作、闭锁、三相同期性、接触电阻试验数据、导电触头接触紧密程度等。

三、发现问题及整改结果

截至目前为止共发现问题21处，已处理14处，未处理7处。

1、继电保护专业

1.1、500kV 2号主变低压侧302断路器II分闸线圈回路未接入远方就地切换把手，切换把手切至就地仍然可以分闸。整改结果：厂家已整改，验收合格；

1.2、220kVIII母、35kVII母 PT端子箱N600使用电磁式避雷器接地，未做避雷器相关试验。整改结果：已拆除避雷器，改为直接接地，验收合格；

1.3、35kV间隔无施工蓝图，图纸未核对、实际接线与图纸不完全相符。整改结果：施工结束后，由设计方出竣工图。

1.4、部分端子箱标签不完整。整改结果：现场补漏标签，验收合格。

2、高压试验专业

2.1、57222、57231隔离开关因未完成安装，无接触电阻试验数据。整改结果：根据施工进度，试验已完成，试验数据合格；

2.2、因35kV电容器共计240只在吊装前做试验，试验数据与现场电容器组安装不对应。整改结果：已将电容器按照安装位置分类，试验报告描述位置与现场安装位置对应；

2.3、500kV 2号主变绕组变形数据横坐标为对数坐标，与出厂试验数据有差别。整改结果：报告已更换为常用坐标，与出厂试验数据一致。

3、热工仪表与油化专业专业

3.1、500kV 2号主变的油面温度计和绕组温度计需安装防雨罩，原有防雨罩不满足要求，35kV2号站用变的油面温度计也应配有防雨罩。整改结果：500kV 2号防雨罩已安装，35kV 2号站用变已安装，验收合格；

3.2、35kV 2号站用变本体瓦斯继电器装反。整改结果：重新安装瓦斯继电器，安装位置与要求符合；

3.3、500kV 2号主变的绕组温度计报警和跳闸信号没有对应相应的温度值。整改结果：更改接线后使绕组温度计启动、停止风机和报警信号、跳闸信号与整定值对应，验收合格；

3.4、500kV 2号主变500kV侧5723断路器C相SF6气体无投运前检测报告。

整改结果：由厂家重新补充SF6气体后，试验合格；

3.5、500kV 2号主变油罐新油无倾点检测项目，无新油验收色谱分析报告。整改结果：变压器绝缘油已注入变压器内，油各项试验合格。

4、检修专业

4.1、3026隔离开关A相弹簧触指卡塞,影响分合动作。整改结果：已尽量调整，不影响分合；

4.2、30267接地开关操作阻力大。整改结果：操作时配合加力杆能操作。

四、未处理问题及处理进度1、220kV母线分段213、224断路器，220kV母联234断路器，500kV 2主变中压侧202断路器均只有一路控制电源控制分合闸，第一路电源断开后，断路器将无法分合。处理进度：不能处理，断路器厂家出厂设计原因；

2、220kV母联213、234断路器，500kV主变中压侧202断路器均无机械分闸按钮；处理进度：不能处理，断路器厂家出厂设计原因；

3、35kV2号站用变有载、本体瓦斯继电器按照要求，应有取气盒。处理进度：联系厂家，配取气盒；

4、35kV 2C-1电容器组电流互感器、35kV 2C-2电容器组电流互感器、35kV 2L-

3电抗器电流互感器、35kV 2L-1电抗器电流互感器、35kV 2L-2电抗器电流互感器、35kV2号站用变电流互感器的SF6密度继电器无防雨罩。处理进度：联系厂

家，配防雨罩；

5、500kV2号主变500kV侧5723断路器SF6密度继电器按照厂家要求，不能

拆卸进行校验。处理进度：联系厂家发质保函；

6、500kV 2号主变本体绝缘油实验项目无投运前颗粒度检测项目。处理进度：送检电力研究院，试验报告暂无；

7、35kV 2C-1电容器组、2C-2电容器组的电流互感器无投运前绝缘油实验报告，500kV2号主变套管共计12只均无安装后投运前绝缘油油质分析报告。处理进度：联系厂家发质保函；

xx供电局变电检修部

2013年8月7日

第二篇：110KV变电站土建验收总结

那曲至夏曲卡110千伏输变电工程

夏曲卡110kV变电站 土建工程验收报告

陕西天禹电力工程（集团）有限公司

二〇一四年七月二十七日

一、工程概况

工程名称：夏曲卡110kV变电站工程 建设单位：国网西藏电力有限公司

建设管理单位：国网西藏电力有限公司经济技术研究院 运行单位：国网西藏电力有限公司那曲供电公司 设计单位：四川兴天和电网设计咨询有限公司 监理单位：中国水电顾问集团贵阳勘测设计研究院 施工单位：陕西天禹电力工程（集团）有限公司 建设地点：那曲地区比如县夏曲卡镇 工程规模:

1、围墙长度：382米

2、挡土墙体积：1900立方

3、护坡面积：100平方

4、站内道路面积：1069平方

5、站内场地地坪处理：7296平方

6、电缆沟长度：500米

7、站区总建筑面积：383.48平方

二、土建施工质量验收依据

1、建筑工程施工质量验收统一标准（GB 50300-2001）；

2、《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》；

3、《国家电网公司输变电优质工程评选办法》；

4、《电力建设工程质量监督检查典型大纲》（送变电部分，电建

质监[2005]57号）

5、DL/T5210.1-2005、《110kV－1000kV变电（换流）站土建工程施工质量验收及评定规程》（Q/GDW 183—2008）

6、设计施工图及说明书；

7、电力建设施工、验收及质量验评标准汇编；

8、建设工程项目管理规范GB/T50326-2001；

9、国网西藏电力有限公司的验收标准要求。

三、中间验收情况

夏曲卡110kV变电站工程于2014年7月23日进行了中间验收，验收的内容如下：

(一)、主要建筑物

站区总建筑面积：383.48平方，分为主控室、水泵房、消防小间，围墙长度：382米。

主要验收是否按图施工，主控楼洞口尺寸，盘柜及预留尺寸是否与与图纸一致；内墙是否出现裂缝，屋面防水等。围墙外部是否出现裂缝，外部观感要不影响美观。

（二）构筑物

110kV构支架基础共20基，共检测10基，合格率100%；35kV构支架基础共26基，共检测10基，合格率100%；主变压器基础共1基，检测1基，合格率100%；设备基础共85基，检测35基，合格率100%；电缆沟共500米，检测100米，合格率95%，主要是因为电缆沟内部不平整。

(三)、接地工程

按照设计要求和验收规范的规定，对接地装置的埋设深度，搭接长度、焊接边数，焊接质量、回填土质量进行了验收，均符合设计要求。施工单位检测人员对全站主接地网和独立避雷针接地电阻进行了检测，主接地网接地电阻值在0.131 ~ 0.169欧姆之间。主接地网接地电阻值符合设计要求。

(四)、施工质量资料

1、砼试块评定

砼试块经送检均达到设计要求，砼试块送检14组，均符合设计要求。

2、砂浆试块质量情况

砂浆试块抗压强度检验报告共2份，均符合设计要求。

3、质量保证资料

现场使用材料的合格证及见证检验报告均符合要求，具体如下：

1、钢筋合格证19份，钢材力学检验报告10份，钢筋焊接实验报告6份。

2、水泥合格证4份，水泥安定性检验报告4份，水泥强度复试报告4份。

3、砼配合比试验报告1份；砂浆配合比实验报告1份；砂检验报告1份；石子检验报告1份。

四、存在的问题

1、站内道路浇筑未做稳定层；

2、电缆沟顶部未做水泥砂浆压顶；

3、35kV区域室外电缆沟出现两处沉降；

4、电缆沟内部不平整。

5、站内鹅卵石铺设不平整。

五、解决方案

1、站内道路已按要求施工，在底部做稳定层；

2、电缆沟顶部已开始做水泥砂浆压顶； 3、35kV区域室外电缆沟加固方案措施已出，正在报业主审批。

陕西天禹电力工程（集团）有限公司

二〇一四年七月二十七日

第三篇：110KV变电站土建验收总结(精)

那曲至夏曲卡110千伏输变电工程 夏曲卡110kV变电站 土建工程验收报告

陕西天禹电力工程(集团有限公司 二〇一四年七月二十七日

一、工程概况

工程名称:夏曲卡110kV变电站工程 建设单位:国网西藏电力有限公司

建设管理单位:国网西藏电力有限公司经济技术研究院 运行单位:国网西藏电力有限公司那曲供电公司 设计单位:四川兴天和电网设计咨询有限公司 监理单位:中国水电顾问集团贵阳勘测设计研究院 施工单位:陕西天禹电力工程(集团有限公司 建设地点:那曲地区比如县夏曲卡镇 工程规模:

1、围墙长度:382米

2、挡土墙体积:1900立方

3、护坡面积:100平方

4、站内道路面积:1069平方

5、站内场地地坪处理:7296平方

6、电缆沟长度:500米

7、站区总建筑面积:383.48平方

二、土建施工质量验收依据

1、建筑工程施工质量验收统一标准(GB 50300-2001;

2、《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》;

3、《国家电网公司输变电优质工程评选办法》;

4、《电力建设工程质量监督检查典型大纲》(送变电部分,电建 质监[2005]57号

5、DL/T5210.1-2005、《110kV-1000kV变电(换流站土建工程施工质量验收及评定规程》(Q/GDW 183—2008

6、设计施工图及说明书;

7、电力建设施工、验收及质量验评标准汇编;

8、建设工程项目管理规范GB/T50326-2001;

9、国网西藏电力有限公司的验收标准要求。

三、中间验收情况

夏曲卡110kV变电站工程于2014年7月23日进行了中间验收,验收的内容如下:（一、主要建筑物

站区总建筑面积:383.48平方,分为主控室、水泵房、消防小间,围墙长度:382米。

主要验收是否按图施工,主控楼洞口尺寸,盘柜及预留尺寸是否与与图纸一致;内墙是否出现裂缝,屋面防水等。围墙外部是否出现裂缝,外部观感要不影响美观。

(二构筑物

110kV构支架基础共20基,共检测10基,合格率100%;35kV 构支架基础共26基,共检测10基,合格率100%;主变压器基础共1基,检测1基,合格率100%;设备基础共85基,检测35基,合格率100%;电缆沟共500米,检测100米,合格率95%,主要是因为电缆沟内部不平整。

（三、接地工程

按照设计要求和验收规范的规定,对接地装置的埋设深度,搭接长度、焊接边数,焊接质量、回填土质量进行了验收,均符合设计要求。施工单位检测人员对全站主接地网和独立避雷针接地电阻进行了检测,主接地网接地电阻值在0.131 ~ 0.169欧姆之间。主接地网接地电阻值符合设计要求。

（四、施工质量资料

1、砼试块评定

砼试块经送检均达到设计要求,砼试块送检14组,均符合设计要求。

2、砂浆试块质量情况

砂浆试块抗压强度检验报告共2份,均符合设计要求。

3、质量保证资料

现场使用材料的合格证及见证检验报告均符合要求,具体如下:

1、钢筋合格证19份,钢材力学检验报告10份,钢筋焊接实验报告6份。

2、水泥合格证4份,水泥安定性检验报告4份,水泥强度复试报告4份。

3、砼配合比试验报告1份;砂浆配合比实验报告1份;砂检验报告1份;石子检验报告1份。

四、存在的问题

1、站内道路浇筑未做稳定层;

2、电缆沟顶部未做水泥砂浆压顶;3、35kV区域室外电缆沟出现两处沉降;

4、电缆沟内部不平整。

5、站内鹅卵石铺设不平整。

五、解决方案

1、站内道路已按要求施工,在底部做稳定层;

2、电缆沟顶部已开始做水泥砂浆压顶;3、35kV区域室外电缆沟加固方案措施已出,正在报业主审批。陕西天禹电力工程(集团有限公司 二〇一四年七月二十七日

第四篇：变电站设备验收制度

变电站设备验收制度

电力施工

第一条：凡新建、扩建、大小修、预试的设备验收，经按部颁规程及有关规定和技术标准进行。

第二条：运行设备定期大小修试验及保护均应由当值人员进行现场检查验收，并作模拟操作及跳合闸

整组实验。

第三条：对修、试、校的检修人员所作的现场记录应

进行审查分析，必要时应询问清楚，并签字后作

验收依据。好范文版权所有

第四条：在对修、试、校设务验收和施工记录中，发现有重大明显的缺陷时，应立即向值班调度员和

生技服务部汇报，提出能否投入运行的意见，由公司技术负责人和负责工程师最后决定。

第五条：新建工程或进行设备修、试、校均应按质量标准严格检查把关，通过验收后的设备，投入运

行后若发生故障，根据具体情况分析责任。

第六条：设备基建、厂房及辅助建筑土建部分，站应负责检查验收。好范文版权所有

第五篇：变电站验收工作阶段总结

500kV变电站验收工作阶段总结

一、工程概况： 500kV 变电站位于临汾市 市，临近大运高速公路 出口，距 市约10km，该站于2005年7月投入运行，并于2006年进行了500kV扩建。本期扩建500kV第二串由备用串――霍临Ⅰ线不完整串改为2＃主变――霍临Ⅰ线完整串，以及晋霍Ⅰ、Ⅱ线线路倒间隔的保护改造工作，并新增220kV、35kV配电区。

二、保护工作概况： 1、2＃主变保护由太原南瑞生产的PRC78C-51A主变保护A柜和南自厂生产的GST1200-500保护B柜、C柜组成。

A屏含：RCS-978C主后一体变压器保护、RCS-974A失灵保护； B屏含：PST-1201B主后一体变压器保护、PST-1222中压侧操作箱；

C屏含：PST-1203C分差保护、PST-1212低压侧操作箱、PST-1210A非电量保护。2、5021断路器保护为太原南瑞生产的PRC21A-01断路器保护柜，含：RCS-921A型微机断路器保护装置（含综合重合闸）、CZX-22R2型分相操作箱（双跳闸线圈）。3、2＃主变故障录波器为深圳双合生产的SH2000C型电力故障录波测距装置。

4、本期扩建220kV主接线为双母单分段，分段母线不加装分段断路器，采用刀闸连接两条分段母线，在连接2＃主变的母线侧加装母联断路器（即AC母联2020开关）；220kV线路5回，即霍明Ⅰ线2803、霍明Ⅱ线2804、霍寺Ⅰ线2901、霍寺Ⅱ线2902、霍侯线2906；加装A母PT、C母PT间隔。

4.1、220kV线路保护由太原南瑞生产的PRC31AM-02型微机光纤电流差动保护和南自晋能生产的GPSL602GC-102GXC型微机光纤距离保护组成。PRC31AM-02型微机光纤电流差动保护柜包括：RCS-931AM型微机分相电流差动保护装置（含综合重合闸）、CZX-12R2型分相操作箱（双跳闸线圈）； GPSL602GC-102GXC型微机光纤距离保护柜包括：PSL-602GC微机距离保护装置（含综合重合闸）、PSL-631A型失灵启动装置、GXC-01型光纤数据传输装置；

4.2、220kV母联保护为太原南瑞生产的PRC23A-12型微机母联保护柜，包括：RCS-923A微机母联保护装置、CZX-12R2型分相操作箱。5、220kV母线保护采用双重化保护配置，按21单元配置。第一套为太原南瑞生产的PRC15CT-421C型微机母线保护柜，含断路器失灵保护及复合电压闭锁回路；第二套为深圳南瑞生产的BP-2B微机母线保护柜，不含断路器失灵保护，含复合电压闭锁回路。6、220kV故障录波器配置武汉中元华电生产的ZH-3型微机故障录波器柜2面。

7、本期扩建35kV电容器两组、电抗器两组。3＃电容器3021、4＃电容器3022保护装置为太原南瑞生产的RCS-9633A电容器保护装置；4＃电抗器3024、5＃电抗器3025保护装置为太原南瑞生产的RCS-9612电抗器保护装置。

三、保护工作进度：

1、已调试、验收工作：

1.1、2＃主变保护A柜保护装置调试完成，未传动；B柜、C柜保护装置厂家更换CPU插件后，装置调试完成，未传动。1.2、5021断路器保护柜装置调试完成，未传动。1.3、2＃主变故障录波器柜调试完成。

1.4、2＃主变中压侧2002开关CT试验工作完成（包括CT伏安特性、极性、变比、二次回路直阻测试）。1.5、2＃主变PT二次回路已检查无误。

1.6、220kV线路保护装置调试完成，开关传动正确。1.7、220kV母联开关保护装置调试完成，开关传动正确。

1.8、220kV开关、刀闸位置遥信点已对至测控装置，开关机构信号遥信点已对至测控装置。

1.9、220kV开关机构三相不一致、防跳回路已检查，三相不一致时间已整定（2803为2.655s、2804为2.521s、2901为2.573s、2902为2.609s、2906为2.567s、2020为2.778s、2002为2.524s）。1.10、220kV出线CT和母联CT伏安特性、极性、变比和CT二次回路直阻及CT一次升流工作已完成。

1.11、220kV母线保护调试完成，开关传动正确。1.12、220kV故障录波器柜调试完成。1.13、220kV PT回路已检查无误。

1.14、35kV 3201、3202、3204、3205间隔CT伏安特性、极性、变比和CT二次回路直阻及CT一次升流工作已完成。

2、发现问题：

截至目前为止共发现问题30余处，已处理20余处。

3、未处理问题：

3.1、2＃主变本体端子箱电流线为多股软铜线，需压接接线鼻子。3.2、2＃主变本体高压套管CT绕组温度表电流端子标注不正确（3S4、3S5接线端子为绕组温度表电流接线端子，应改为4S1、4S2）。3.3、5021 CT备用绕组未接地。

3.4、220kV母差保护BP-2B保护装置与实际220kV系统不符，需厂家处理。

3.5、RCS-931AM线路保护柜4LP1三跳启动失灵、4LP2三跳启动失灵（备用）压板未配线。

3.6、220kV线路故障录波器ZH-3装置有一台装置录波信息故障相别不正确，需厂家处理。

3.7、220kV刀闸机构缺灯泡、灯座。

3.8、YS-3000信息子站柜网线线槽固定不合理，网线屏蔽未接地。3.9、部分线芯无号子头，有手写号子头。3.10、网线、光缆未挂牌。

4、保护剩余工作：

4.1、220kV保护和测控装置与后台、信息子站信息传动。4.2、35kV保护传动开关，保护和测控装置与后台、信息子站信息传动。

4.3、2＃主变保护传动开关，保护和测控装置与后台、信息子站信息传动。

4.4、2＃主变本体非电量保护传动。4.5、2＃主变套管CT二次回路检查。

4.6、5021断路器保护传动，保护和测控装置与后台、信息子站信息传动。

4.7、5021 CT试验，二次回路检查。4.8、5022 CT二次回路变动后检查。4.9、5021开关机构二次接线检查。4.10、晋霍Ⅰ、Ⅱ线保护调试，传动。

5、近期工作安排：

5.1、保护和测控装置与后台、信息子站信息传动。5.2、2＃主变本体非电量保护回路检查。5.3、2＃主变套管CT二次回路检查。5.4、5021 CT二次回路检查。5.5、晋霍Ⅱ线保护调试。

5.6、保护压板、标签、保护运规编写。

2007年06月19日