电气主设备日常巡视检查、运行操作事项

电气主设备运行、巡视检查
1 变压器部分
1.1变压器巡视检查
1.1.1 检查变压器电源侧中性点是否已可靠接地。

（停送电应直接接地）
1.1.2 检查各保护装置、断路器整定值和动作灵敏度是否良好。

1.1.3 检查继电保护、如气体继电器、温度计、压力释放器及套管式电流互感器测量回路，保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动实验。

1.1.4 检查套管式电流互感器不带负荷的是否已短接，不允许开路运行。

1.1.5 检查冷却器风扇投入和退出正常。

1.1.6 检查储油柜呼吸器是否正常通畅。

1.1.7 检查分接开关的位置，三相是否一致，有载调变压器应检查快速机构，操作箱及远程显示器，动作数据是否一致。

1.1.8 检查储油面高度，有无假油位。

1.1.9 检查接地系统是否可靠正确，如：有载调压开关中性点。

1.1.10 检查变压器铁芯必须保证一点接地，不能形成回路。

1.1.11 检查油箱是否可靠接地。

1.1.12 检查投入运行组件阀门，是否呈开启位置。

（事故放油阀除外必须对气体继电器再次排气）
1.1.13 查对保护定值。

1.1.14 空载冲击合闸时，气体继电器须必须作用于跳闸。

1.2 变压器投入正常运行后的检查
1.2.1 在试运行阶段，应经常检查油面温度、油位变化，储油柜有无冒油或油位下降现象。

1.2.2 查看、视听变压器运行声音是否正常，有无爆裂等杂音，冷却系统运转正常，备用及辅助冷却器能正常投入和切除。

1.2.3 经试运行正常后，可认为变压器已投入运行。

1.3 正常运行及日常检查
1.3.1 投入运行的变压器每年取油样进行试验，如耐压值下降快应进行过滤，如下降到40kV/标准油杯时，应停运，如发现有碳化物，必须进行吊罩检查。

1.3.2 保证油温在65℃以下运行，如冷却器电源故障，风扇停运时，上层油温应低于75℃，可带额定负荷。

1.3.3 检查本体及铁芯接地情况，避免开路现象。

1.3.4 检查有载调压开关，并记录操作次数。

1.3.5 检查浸油器、吸潮器内硅胶，受潮率达60%应更换。

1.3.6 定期测量绝缘油电气强度。

1.3.7 检查继电器保护（气体继电器、压力释放阀等）和差动保护接点回路，接线是否松动、牢靠、端子有无老化。

1.3.8 检查装配螺栓是否松动，密封衬垫有无渗油情况。

如发现以上问题，应立即通知检修修复，并做好记录。

1.4 变压器的一般巡视检查内容和要求
1.4.1 储油柜和充油套管的油位、油色是否正常，器身及套管有无渗、漏油现象。

1.4.2 变压器上层油温是否正常。

1.4.3 变压器声音是否正常。

1.4.4 瓷瓶套管应清洁、无破损、无裂纹或打火现象。

1.4.5 冷却器运行正常。

1.4.6 引线接头接触良好，不发热，触头温度不超过70℃。

1.4.7 吸潮器油封应正常，呼吸畅通。

硅胶变色不应超过总量的60%，否则应更换硅胶。

1.4.8 防爆管玻璃膜片应完整无裂纹、无积油，压力释放器无喷油痕迹。

1.4.9 气体继电器与储油柜间连接阀门应打开，气体继电器内无气体，且充满油。

1.4.10 变压器铁芯接地和外壳接地应完好。

1.4.11 有载调压分接开关应指示正确，位置指示一致。

1.5 有载调压装置的检查内容：
1.5.1 操作机构箱及传动轴完整良好，箱门关闭，手动转轴接口罩盖位置正确。

1.5.2 有载调压机构箱分接头位置与控制室显示器指示的位置相符。

1.5.3 机构箱内各附件完整，接线牢固，无受潮霉变现象。

电源小开关位置与实际状态相符、机构传动齿轮盒油面平面在红线位置、控制熔丝良好，有载调压操作记数器动作正常。

1.5.4 装置的油枕油位指示正常，油色透明，不渗油漏油。

1.5.5 装置的瓦斯继电器内无气体，连通管上的阀门均在开启连通位置。

1.6 变压器的特殊巡视和检查内容
1.6.1 气温骤变时，检查储油柜和瓷套管油位是否有明显的下降，各侧连接引线是否有过紧或断股情况。

1.6.2 大风、雷雨、冰雹后，检查引线摆动情况、有无断股、设备上有无其他杂物，瓷瓶套管有无放电痕迹及破裂现象。

1.6.3 浓雾、毛雨、下雪时，瓷瓶套管有无沿表面闪络和放电，各接头在小雨中或落雪后，不应有水蒸汽或立即融化，否则表示该接头运行温度比较高，应用红外测温仪进一步检查。

1.6.4 瓦斯保护动作后，应立即进行检查。

1.6.5 过负荷运行时，应检查并记录负荷电流，检查油温和油位的变化，检查变压器的声音是否正常，检查接头是否过热，冷却器投入数量是否足够，运行是否正常，防爆膜、压力释放器是否动作。

1.6.6 变压器发生短路故障或穿越性故障时，应检查变压器有无喷油、油色是否变黑、油温是否正常，电气连接部分有无发热、熔断、瓷瓶绝缘有无破裂，接地引下线有无烧断。

1.7 变压器运行中发生下列情况，应立即停运并检查本体：
1.7.1 变压器油温超过允许值。

1.7.2 因大量漏油，油面急剧下降不能处理时。

1.7.3 变压器内部声音异常，有爆裂声。

1.7.4 在正常冷却条件、正常负荷下，油温不正常上升。

1.7.5 压力释放阀、储油柜、开关防爆膜破裂喷油时。

1.7.6 油色变化严重，油内出现碳质。

1.7.7 套管严重损坏，有放电现象时。

1.7.8 不停电无法消除对人身的伤害及威胁或会造成其他严重事故。

1.7.9 变压器失火。

2 110kV线路设备部份
开关巡视内容（正常巡视）
2.1 SF
6
2.1.1 检查瓷瓶的运行状态及污秽情况。

气体压力是否正常。

2.1.2 检查并记录SF
6
2.1.3 检查开关位置指示是否正确。

2.1.4 检查极间连杆、横梁及支架上螺母是否松动。

2.1.5 检查防雨罩是否破损。

2.2 断路器不允许投入的几种情况：
2.2.1 断路器切断故障电流后，套管或瓷套破裂。

2.2.2 接头烧熔，引线烧断。

2.3 线路断路器操作
线路断路器分、合闸操作分三种操作方式：
●在集控室进行遥合、遥分。

●在保护测控柜进行分、合闸操作。

●在断路器操作机构箱进行就地分合闸。

2.3.1线路断路器遥合操作
2.3.1.1 检查开关具备合闸条件，并经电网调度允许。

2.3.1.2 五防机模拟预演及开操作票。

2.3.1.3 合上保护测控屏上的装置电源及操作电源。

2.3.1.4 合上断路器操作机构箱内的Q1(控制回路直流操作电源)，Q2(副分闸控制回路直流操作电源)，Q3(加热驱潮电源)，Q4(储能电机电源)检查储能指示灯亮，SF
压力报警指示灯灭。

6
2.3.1.5 检查保护测控屏上的绿色指示灯亮。

2.3.1.6 检查测控屏上的KSH转换开关应在远控位置。

2.3.1.7 在监控主机进行遥合。

2.3.1.8 保护监控屏上的红色指示灯亮。

并有声音提示断路器已合闸。

2.3.1.9 检查测量及保护应无异常。

2.3.1.10 向电网调度汇报断路器已合闸。

2.3.1.11 遥合操作结束。

2.3.2 线路断路器遥分操作
2.3.2.1 检查开关具备分闸条件，并经电调允许。

2.3.2.2 五防机模拟预演及开操作票。

2.3.2.3 检查测控屏上的KSH转换开关应在远控位置。

2.3.2.4 发送操作票至监控主机确认并进行遥分。

2.3.2.5 线路保护测控屏的分闸绿色指示灯亮，并有声音提示断路器已分闸。

2.3.2.6 向电调汇报断路器已分闸。

2.3.2.7 根据工作需要进行其它操作。

2.3.3 线路断路器在保护测控屏上进行合闸操作
2.3.3.1 检查开关具备合闸条件，并经电调允许。

2.3.3.2 五防机模拟预演及开操作票。

2.3.3.3 发送操作票至电脑钥匙。

2.3.3.4 合上保护测控屏上的装置工作电源及操作电源。

2.3.3.5 合上断路器操作机构箱内的Q1(控制回路直流操作电源)，Q2(副分闸控制回路直流操作电源)，Q3(加热驱潮电源)，Q4(储能电机电源)开关。

压力报警指示灯灭。

2.3.3.6 检查储能指示灯亮，SF
6
2.3.3.7 检查保护测控屏上的绿色指示灯亮。

2.3.3.8 将保护测控屏上的KSH转换开关切至就地位置。

2.3.3.9 将电脑钥匙插入1BS五防锁，提示正确可进行操作。

2.3.3.10 将保护测控屏上的KK转换开关切至合闸位置。

2.3.3.11 合闸红色指示灯亮，并有声音提示断路器已合闸。

2.3.3.12 检查测量及保护无异常。

2.3.3.13 将测控屏上的KSH转换开关切至远控位置。

2.3.3.14 向电网调度汇报断路器已合闸。

2.3.4 线路断路器在保护测控屏上进行分闸操作
2.3.4.1 检查开关具备分闸条件，并经电调允许。

2.3.4.2 五防机模拟预演及开操作票。

2.3.4.3 发送操作票至电脑钥匙。

2.3.4.4 将电脑钥匙插入1BS五防锁，提示正确可进行操作。

2.3.4.5 将测控屏上的KSH转换开关切至就地位置。

2.3.4.6 将保护测控屏上的KK转换开关切至分闸位置。

2.3.4.7 分闸绿色指示灯亮，并有声音提示断路器已分闸。

2.3.4.8 将测控屏上的KSH转换开关切至远控位置。

2.3.4.9 向电网调度汇报断路器已分闸。

2.4 隔离开关
2.4.1 隔离开关的正常巡视内容
2.4.1.1 隔离开关的瓷绝缘应完整无裂纹及无放电现象。

2.4.1.2 操作机构包括连杆及部件应无开焊、变形、锈蚀、松动和脱落现象，连接轴销子紧固，螺母等应完好。

2.4.1.3 闭锁装置应完好，机构外壳等接地应良好。

2.4.1.4 接地刀闸接地应良好。

2.4.1.5 隔离开关合闸后触头应完全进入刀嘴内，触头之间应接触良好，在额定电流下运行温度不超过75℃、90℃、105℃（裸铜、镀锡、镀银或镍）。

2.4.1.6 隔离开关通过短路电流后，应检查绝缘子有无破损和放电痕迹，以及动静触头及接头有无熔化现象。

2.4.2 110kV隔离开关的操作
隔离开关主要为设备停电检修时，使检修设备与带电设备隔开，使其有明显的断开点，其地刀当其主刀断开及检修设备无电后将其合上，使检修设备接地，防止检修过程中突然来电和产生静电感应电压。

2.4.2.1 操作隔离开关时应注意的事项
2.4.2.1.1 拉合隔离开关时，断路器必须在断开位置，并经核对编号无误后，方可操作。

2.4.2.1.2 远方操作的隔离开关，不得在带电压情况下就地手动操作，以免失
去电气闭锁，或因分相操作引起非对称开断，影响继电保护的正常运行。

2.4.2.1.3 就地手动操作的隔离开关：
●合闸，应迅速果断，但在合闸终了不得有冲击，即使合入接地或短路回路也不得再拉开。

●拉闸，应慢而谨慎。

特别是动、静触头分离时，如发现弧光应迅速合入，停止操作，查明原因。

但切断空载变压器、空载线路、空载母线、或拉系统环路，
应快而果断，促使电弧迅速熄灭。

2.4.2.1.4 隔离开关经拉合后，应到现场检查其实际位置，以免传动机构或控制回路(指远方操作的)有故障，出现拒合或拒拉。

同时检查触头的位置应正确：合闸后，工作触头应接触良好；拉闸后，断口张开的角度或拉开的距离应符合要求。

2.4.2.2 其它注意事项
2.4.2.2.1 隔离开关操作机构的定位销，操作后一定要销牢，防止滑脱引起带
负荷切合电路或带地线合闸。

2.4.2.2.2 已装电气闭锁装置的隔离开关，禁止随意解锁进行操作。

2.4.2.2.3 检修后的隔离开关，应保持在断开位置，以免送电时接通检修回路
的地线或接地刀闸，引起人为三相短路。

2.4.2.3 110kV的隔离开关有三种操作方式：
●就地电动分、合。

●远方电动分、合。

●就地手摇分、合。

2.4.2.
3.1 隔离开关就地电动分、合闸操作：
2.4.2.
3.1.1 检查隔离开关具备电动分合闸条件。

2.4.2.
3.1.2 五防机模拟预演并开操作票。

2.4.2.
3.1.3 发送操作票至电脑钥匙。

2.4.2.
3.1.4 用电脑钥匙打开隔离开关操作机构箱上的五防锁。

2.4.2.
3.1.5 合上隔离开关操作机构箱内部的操作电源空气开关。

2.4.2.
3.1.6 将转换开关切至“近控”。

2.4.2.
3.1.7 按下分闸或合闸按钮。

2.4.2.
3.1.8 当隔离开关分合到位后自动停止。

2.4.2.
3.1.9 观察触头及机构应正常。

2.4.2.
3.1.10 隔离开关就地电动分、合闸操作结束。

2.4.2.
3.2 隔离开关远方分、合闸操作：
2.4.2.
3.2.1 检查隔离开关具备电动分、合闸条件。

2.4.2.
3.2.2 五防机模拟预演并开操作票。

2.4.2.
3.2.3 发送操作票至电脑钥匙。

2.4.2.
3.2.4 用电脑钥匙打开隔离开关操作机构箱上的五防锁。

2.4.2.
3.2.5 合上隔离开关操作机构箱内部的操作电源空气开关。

2.4.2.
3.2.6 将转换开关切至“远控”。

2.4.2.
3.2.7 在集控室按下分闸或合闸按钮。

2.4.2.
3.2.8 当隔离开关分合到位后自动停止。

2.4.2.
3.2.9 观察触头及机构应正常。

2.4.2.
3.2.10 隔离开关电动分合闸操作结束。

2.4.2.
3.3 隔离开关就地手摇分、合闸操作：
2.4.2.
3.3.1 检查隔离开关具备手摇分合闸条件。

2.4.2.
3.3.2 五防机模拟预演并开操作票。

2.4.2.
3.3.3 发送操作票至电脑钥匙。

2.4.2.
3.3.4 用电脑钥匙打开隔离开关操作机构箱上的五防锁。

2.4.2.
3.3.5 合上隔离开关操作机构箱内部的操作电源空气开关。

2.4.2.
3.3.6 将转换开关切至“就地”。

2.4.2.
3.3.7 插入摇柄到卡孔内手摇分合。

2.4.2.
3.3.8 检查隔离开关分合到位。

2.4.2.
3.3.9 观察触头及机构应正常。

2.4.2.
3.3.10 隔离开关就地手摇分、合闸操作结束。

2.4.3 接地刀闸操作
接地刀闸在主隔离开关断开及检修设备无电后将其合上，使检修设备接地，防止检修过程中突然来电和产生静电感应电压。

接地刀闸在线路合闸运行前必须先拉开。

在线路停运后（例如检修）应该投入，以保证安全。

对于变压器停电检修时，应拉开其中性点接地刀闸，正常运行中其中性点都存在一定的位移电压，该中性点位移电压在系统发生单相接地等故障时会增大。

如果在停电检修时不将检修设
备中性点与运行设备的中性点断开，就有可能使这些电压通过中性点传递到检修设备上去，危及人身和设备的安全。

因此，拉开被检修设备的中性点接地刀，应作为现场保证安全的技术措施之一予以落实。

2.4.
3.1 接地刀闸的操作为手动操作，（主变中性点除外）具体操作如下：2.
4.3.1.1 检查接地刀闸具备手动分合闸条件。

2.4.
3.1.2 五防机模拟预演并开操作票。

2.4.
3.1.3 用电脑钥匙打开接地刀闸操作手柄上的五防锁。

2.4.
3.1.4 放下操作手柄进行分合闸操作。

2.4.
3.1.5 观察触头及机构应正常。

2.4.
3.1.6 接地刀闸操作结束。

3 35kV设备部分
3.1 35kV断路器分合闸操作
3.1.1 35kV断路器分合闸操作有二种方式：
3.1.1.1在断路器本体端子箱操作按钮或开关上进行“合闸”、“分闸”。

3.1.1.2在远方遥控操作分、合闸。

3.1.2 35kV断路器遥控合闸操作步骤
3.1.2.1 五防机模拟预演并开操作票。

3.1.2.2 传送操作票至电脑钥匙。

3.1.2.3 合上断路器本体端子箱的操作电源、储能电源、表计回路总共（7个）熔断器。

3.1.2.4 断路器本体端子箱上的绿色分闸指示灯和开关储能的黄色指示灯亮。

远方、就地选择开关切换到“远方”位置。

3.1.2.5 合上保护测控柜装置及操作电源空气开关。

3.1.2.6 确认保护及测控装置无异常。

3.1.2.7 分闸绿色指示灯及保护测控装置指示灯亮。

3.1.2.8 回传电脑钥匙，确认监控主机遥合。

3.1.2.9 在监控主机上进行遥合操作。

3.1.2.10 检查合闸红色指示灯亮，并有声音提示断路器已合闸，分合闸指示牌在显示合闸位置，测量保护回路应无异常。

3.1.2.11 遥合操作结束。

3.1.3 35kV断路器遥控分闸操作
3.1.3.1 五防机模拟预演并开操作票。

3.1.3.2 传送操作票至电脑钥匙。

确认并在监控主机上进行遥分操作。

3.1.3.3 分闸绿色指示灯亮，并有声音提示断路器已分闸，同时监控主机上显示断路器状态为分闸。

3.1.3.4 将测控保护屏上的相应控制电源及装置电源断路器分开。

3.1.3.5 断路器本体端子箱上的绿色分闸指示灯及断路器已储能黄色指示灯亮，分合闸指示牌显示在分闸位置。

3.1.3.6 将断路器本体端子箱上的操作电源、储能电源、电压回路熔断器拉开。

3.1.3.7 断路器遥控分闸操作结束。

3.1.4 35kV断路器就地分闸操作（注：此操作只允许在试验位置及检修位置做分闸试验用）
3.1.
4.1 五防机模拟预演并开操作票。

3.1.
4.2 传送操作票至电脑钥匙。

3.1.
4.3 将端子箱上的转换开关LK切换到“就地”位置。

3.1.
4.5 操作断路器本体端子箱上的就地按钮，红色合闸指示灯灭，绿色指示灯亮，已储能指示灯亮。

3.1.
4.6 35kV断路器就地分闸操作结束。

注：断路器本体上有机械分合闸按钮，只可以用机械分闸按钮，在工作位置下禁止使用机械合闸按钮，如果在工作位置下电动分闸失灵，允许用机械分闸按钮进行分闸。

注意:断路器在运行中，发出弹簧未储能信号时，若储能电机无故障而且弹簧已拉紧储能，则系二次回路误发信号；若系弹簧锁住机构有故障，且不能处理时，应汇报值长，申请停用。

3.2 开关柜断路器正常巡视检查
3.2.1 分、合闸位置指示正确，并与实际运行工况相符。

3.2.2 支持绝缘子无裂痕及放电异声。

3.2.3 真空灭弧室无异常、无变色。

3.2.4 接地完好。

3.2.5 引线接触部分无过热，引线弛度适中。

3.2.6 电磁操动机构的巡视检查项目：
3.2.6.1 分、合闸线圈及储能电动机无冒烟异味。

3.2.6.2 直流电源回路接线端子无松动、无铜绿或锈蚀。

3.2.6.3 断路器在分闸备用状态时，合闸弹簧应储能。

3.3 开关柜断路器的特殊巡视：
3.3.1 新设备投运巡视检查周期应缩短。

投运72小时以后转入正常巡视。

3.3.2 夜间闭灯巡视，每周一次。

3.3.3 天气突变，增加巡视。

3.3.4 雷雨季节雷雨后应进行巡视检查。

3.3.5 高温季节高峰负荷期间应加强巡视。

4 SVG无功发生器成套装置
4.1 SVG 的系统组成
由一套补偿容量±5Mvar的以大功率可关断电力电子器件组成的逆变器为其核心部分的SVG型静止无功发生器成套装置，和一套补偿容量5Mvar电容器组并联组成。

4.1.1 控制柜
控制柜由核心主控装置PCS-9583、阀组触发控制单元PCS-9589、空气开关、继电器、接触器、硬压板、电源、显示面板、操作按钮与操作把手等部分组成。

显示面板包括了信号指示灯和数字显示表。

操作按钮包括开机按钮、停机按钮、复位按钮和急停按钮。

操作把手包括无功功率的增减、自动手动模式的切换。

控制柜中核心主控装置PCS-9583采用南瑞继保通用UAPC平台开发设计。

该平台硬件选用目前业界可靠性、功能和处理能力最有优势的嵌入式CPU、DSP 和大容量的FPGA 进行设计，同时采用符合工业标准的高速以太网和IEC 标准的数据采集的光纤通道作为数据传输链路，内部采用高可靠、高实时、高效率的数据交换接口。

4.1.2功率柜
功率柜的主要组件是功率单元。

以10kV星型连接SVG为例，其功率部分由6个功率柜组成，每个功率柜分成三层，分别为A、B、C三相，在最后一个功率柜接成星型模式。

10kV角型连接SVG功率柜布置与星型连接类似，图 3.2-7所示为10kV/10Mvar的SVG装置功率柜外观图，每相12个功率单元，共6个功率柜。

功率单元采用先进的全控型器件IGBT。

元件留有足够的电压、电流裕度，并且拥有良好的dv/dt，di/dt特性。

直流电容选用薄膜电力电容，有效提高装置使用寿命。

整套系统主电路采用链式串联结构，每相由若干个换流链模块组成，并采用冗余设计，满足“N-1”的运行要求；模块化的结构设计，使得产品紧凑、重量轻，且通用性强，在功率模块发生故障时，用户只需要更换模块，使故障的处理简单化，为恢复生产赢得了宝贵的时间。

4.1.3启动柜
启动柜由隔离刀闸、接地刀闸、主接触器、预充电电阻、电流互感器和避雷器等部分组成。

SVG 装置的启动方式设计为自励启动。

在主开关合闸后，系统电压通过充电电阻对功率单元的直流电容进行充电，当充电结束后，控制系统闭合启动开关，将充电电阻旁路。

在装置进行检修时，隔离刀闸和接地刀闸提供了安全保证。

隔离刀闸可将装置与系统断开，提供明显的断开点，接地刀闸保证装置输入侧处于接地状态。

4.2 SVG监控系统
SVG系列高压静止无功发生器的监控系统，在 SVG的控制柜内工业控制机上运行。

通过南瑞SVG的监控系统可以方便、直观的查看SVG的各个参数、曲线、历史记录、故障记录等，支持网络传输和远程监控。

4.2.1南瑞SVG的监控系统主要功能特点有：
4.2.1.1 对设备的参数进行实时监控，可以显示实时数据及其变化曲线。

4.2.1.2与主接线对应开关相匹配，系统结构及状态一目了然。

4.2.1.3故障报警，实时反映系统运行状况。

4.2.1.4可记录和查询历史数据和历史故障记录，查询用户的遥控操作记录。

4.2.1.5可显示功率因数每小时、每日、每月、年度的统计情况。

4.2.1.6支持Modbus协议，可以联网运行，提供远程监控的所需的参考数据，也可以脱离网络单独运行。

4.2.1.7附带主接线图的绘制工具，在主接线变更的情况下可以在现场修改主接线图，极大的提高了应用的灵活性。

4.2.3主界面的“菜单栏”包含：文件、查看、设置、窗口、说明、客户端的通讯状态显示、控制器的通讯状态显示。

4.2.4主界面的“工具条”包含：主接线、实时曲线、事件记录、历史记录、历史曲线、历史事件、操作记录、关于SVG监控系统。

4.2.5主界面的“状态栏”显示：CPU占有率、内存使用率、硬盘使用率、登录地址、用户名、音量控制按钮、设备的通讯状态。

4.3 SVG的运行操作
4.4 启动与关机
4.4.1 SVG系统启动前的基本设置
控制柜“模式切换”把手打在“自动”模式时，操作命令由后台发出；“模式切换”把手打在“手动”模式时，操作命令由控制柜就地操作，操作“开机”按钮之后，预充电结束后SVG直接并网工作。

当处于“自动”模式时，系统满足起动条件之后，后台显示“起动条件已满足”信号，表示SVG系统可以起动，操作“SVG起动”按钮即可开机，预充电结束SVG直接并网工作。

当处于“自动”模式时，开机前需在后台中设置控制命令：
SVG电压/无功：选择控制方式为无功控制方式或电压控制方
功率因数控制投退：选择功率因数控制功能是否投入；
补谐波：选择补相应次数的谐波抑制功能是否投入，可设置2-7次。

当处于“自动”模式时，开机前需在后台中设置调节命令：
电压定值：当控制方式为电压方式时，设置稳定电压的大小；
无功定值：当控制方式为无功方式时，设置输出无功的大小；
功率因数定值：当选择功率因数功能投入时，设置功率因数定值
4.4.2 SVG的启动操作
控制柜操作“模式切换”把手旋转到“手动”模式。

观察“就绪”灯是否点亮，按下启动按钮，系统自动预充电，预充电结束并网运行。

后台操作观察“起动条件已满足”是否发出，灯亮后投入“SVG起动”，系统自动预充电，预充电结束并网运行。

当SVG启动后需要补负荷的谐波，将相应软压板投上，系统设置了可补2-7次谐波。

4.4.3 SVG系统的停机
SVG系统的停机分为正常停机和故障停机。

4.4.3.1 SVG系统的正常停机
SVG系统的正常停机应尽量保证其退出时对系统的冲击最小。

因此，所有开关断开之前，应该尽可能保持SVG输出的总无功为零。

正常停机应按照下列步骤执行：调整无功功率整定值，使得SVG输出总无功为0；在自动运行方式下，点击“SVG停机”按纽，自动停止SVG系统。

需要再次投入时，应该至少与上次停机相距10分钟以上，因为功率单元内电容器需要一定的放电时间。

4.4.3.2 SVG的故障停机
运行中的SVG可能会因为各种保护动作而停机。

故障停机会按照以下步骤进行：保护设备动作；控制器立刻闭锁，阀组光脉冲封锁；相应的开关无延时跳开，接触器延时跳开。

当SVG系统故障解除，需要再次投入时，需先点击“SVG 停机”，等待5分钟后，重新启动SVG系统。

5 35kV母线并联电容器FC
5.1 35kV母线并联电容器投用前，应用2500V摇表测量各相间及各相对地绝缘电阻，阻值不应小于1000兆欧。

电容器停电检修应先停电，等待10min后合上接地隔离开关方可进入护栏内。

在人接触电容器前，即使有放电器件，仍需要用绝缘接地棒将电容器短路接地放电，任何时候均不能将两手直接接触两个接线头，对已损坏退出的电容器尤其如此。

检修后及时拆除接地线，并将接地隔离开关断开
5.2电容器组成套装置的运行检查
5.2.1 检查所在母线电压，应不超过额定电压的110%。