6.8.2检查接入的电流、电压互感器准确等级是否符合要求，检查电流、电压互感器的变比是否与保护定值要求相同，检查电流、电压互感器的极性是否符合与保护装置要求。 6.8.3检查所有电流、电压的二次电缆连接是否正确。 6.8.4检查电流、电压回路的接地是否正确。

6.8.5检查所有电流、电压端子的连接片是否已连接、螺栓是否紧固。

6.8.6在一次侧加入适当的电流、电压在二次侧检查各装置采样正确，检查装置差动电流正确，检查电压切换回路正确。 6.9二次回路试验

6.9.1断路器操作回路、防跳回路、压力闭锁回路、同期回路试验正确。

6.9.2断路器本体及断路器保护三相不一致保护回路试验，断路器本体及断路器保护三相不一致保护功能及定值整定正确。

6.9.3断路器失灵起动回路试验：检查失灵回路正确，在失灵保护屏上验证失灵输出接点正确。 6.9.4重合闸启动回路及闭锁重合闸回路试验。检查不对应启动重合闸回路及保护启动重合闸回路正确。试验手分、手合、永跳和单重方式时三跳闭锁重合闸等回路正确 6.9.5检查母差及失灵跳线路开关回路正确

6.9.5检查五防闭锁二次回路接线正确。配合检查闭锁逻辑正确合理，符合变电站“五防”闭锁技术要求。

6.9.5录波回路试验。电压、电流以及开关量回路应正确接入录波装置。

6.9.5保护装置与自动化系统、继电保护故障及信息系统联调，核对保护报文、遥控功能、遥测量、遥信量以及GPS对时功能正确。

6.9.5检查开关本体告警信号、SF6 CT、PT本体告警信号、保护动作信号、保护告警信号、二次回路异常告警信号、通道告警信号、跳、合闸监视回路等声光信号正确。

6.10受电前检查：

6.10.1定值整定：

按定值单要求输入定值；打印各定值清单。定值核对包括装置系统参数定值、保护定值。核对系统参数与现场实际参数相符合。 6.10.2现场恢复：

恢复所有试验过程所解开的连接线，检查各连接端子连接良好。检查电流、电压回路连接牢固。核对压板名称标志完善。

6.10.3 检查调试记录：检查调试记录完整并签字，调试数据符合投产条件并进行 6.11带负荷测试

6.11.1测量电压、电流的幅值及相位关系。根据线路潮流方向和测试数据检验线路保护、母差保护、开关保护、安稳、录波器、测控装置、计量回路等CT二次接线极性、变比正确。对于新接的电压互感器二次回路，进行核相检查及测试电压，检查电压回路的正确性。

6.11.2查看保护装置电压、电流采样幅值和相角及打印保护装置采样录波图，检查保护装置电压、电流采样回路极性、变比正确。并记录存档。

6.11.3检查装置显示正确，差流电流及制动电流满足技术要求。

6.11.4检查开关量状态及自检报告，开关量状态与实际运行状态一致，自检报告无异常信息。

7. 质量控制措施及检验标准

7．1质量控制措施

7.1.1分组回路绝缘检查要求绝缘值大于10 MΩ。

7.1.2整个二次回路绝缘检查要求绝缘值大于1.0 MΩ。 7.1.3零漂检查要求在小于±0.05。 7.1.4采样值与实际值要求小于5%。 7.1.5保护动作时间与整定时间相符。

7.1.6保护动作要求在过量动作时在1.05倍可靠动作，在0.95倍可靠不动作，时间测试要求在1.2倍动作值时测量。在欠量动作时要求在0.95倍时可靠动作，在1.05倍时可靠不动作，时间测试在0.7倍时测量。