论高压静止型动态无功补偿装置

1、 论高压静止型动态无功补偿装置 高压静止型动态无功补偿装置SVC全称高压静止型动态无功补偿装置，主要由TCR（晶闸管投切电抗器）和FC（滤波电容器组）两部分组成。原理：FC回路兼顾滤波及提供固定的容性无功功率QFC，TCR回路则通过控制晶闸管的触发角的大小来改变流过相控电抗器的电流，从而改变相控电抗器输出的感性无功QTCR，总的原理：系统无功Q=Q负载所需QFC+QTCR0或常数。目的：提高功率因数提高，使电压不波动。我公司生产的SVC，控制器响应速度10ms，能够做到实时监测系统中的无功变化，计算晶闸管触发角度，对系统进行动态补偿。SVC的主要作用：1：抑制高次谐波，降低电压畸变率。2：提高

2、系统功率因数。3：抑制电压波动、闪变。TCR装置由控制保护监控系统、晶闸管阀组、冷却系统、相控电抗器及各种附件组成。控制保护监控系统：基于DSP的阀控实现数字控制信号的并行处理，动态响应快、控制精度高、实现了实时控制量的计算；采用光电触发和检测方式、高电位板集成、BOD保护，系统抗干扰能力强，保护可靠；微机实时监控TCR晶闸管运行状况，及时报警与保护，使设备运行可靠；控制系统通过测量、比较、放大、移相触发环节，按控制策略产生晶闸管开关所需的触发脉冲，控制其触发角大小，调节补偿电抗器的电流，达到所需要的无功功率；整套装置具有较强的抗干扰能力；控制灵活，可实现三相同时控制、分相控制方式。具备远方操

3、作和自动化系统接口功能，可实现无人值班。晶闸管阀组：晶闸管阀组采用成串反并联压接方式，能承受SVC装置的最大电流/过压水平和较高的dv/dt，di/dt水平，并联合电抗器实现良好的动态响应，阀组采用高电位板取能，BOD保护，使晶闸管免受过电压冲击而损坏。采用光电转换触发方式，使用高压光纤，很好的解决了高低压隔离，抗干扰能力强，使阀组运行安全可靠。冷却系统：可采用热管自冷或风冷式，也可采用水冷式。相控电抗器：空心、干式、铝线环氧树脂固化型，线性度高，噪音小，散热好。相当于一个可控的感性负载，通过电子调节器和反并联连接的可控硅阀的相位控制，改变补偿电抗器的电流大小，从而达到动态无功补偿的目的。滤波

4、电容器组由几组单调谐滤波器和一组高通滤波器做成。由于电容器、电抗器串联回路在调谐状态下是一个低阻抗回路，因此具有吸收谐波的作用，同时提供系统所需的无功功率。接线方式：TCR部分采用三角形接线方式，FC部分采用双星型接线方式。晶闸管控制电抗器装置（简称TCR）和固定电容器组滤波装置（简称FC）组合成的静止型动态无功功率补偿装置（简称SVC）是一种国际上新颖的动态无功补偿装置。SVC装置适用于对6KV、10KV、35kV电压等级下的轧机电弧炉等各种无功功率冲击严重的设备进行无功功率补偿。 用于改善电能质量，提高用电单位的经济效益.晶闸管阀组主要由三相完全相同的晶闸管阀及其触发电路板和配套的触发光纤

5、组成。6KV晶闸管阀TCR6型晶闸管阀组共分3相。每相阀有2个反并联的晶闸管串，每个晶闸管串由6支晶闸管串联组成。由于晶闸管是串联的，因此要求它有一致的动态参数（开通时间关断时间、反向恢复电荷等）。闸管器件损坏时，用户应使用与该组晶闸管参数一致的晶闸管进行更换！TCR6型晶闸管阀组的散热设备采用热管型散热器。与常规热管散热器不同，TCR6型晶闸管阀组采用高压晶闸管阀专用散热器，其主要特点是冷却效果好，抗电腐蚀能力强。2.1.2 10KV晶闸管阀TCR10型晶闸管阀组共有3相。每相阀有2个反并联的晶闸管串，每个晶闸管串由8支晶闸管串联组成。由于晶闸管是串联的，因此要求它有一致的动态参数（开通时间

6、关断时间、反向恢复电荷等）。闸管器件损坏时，用户应使用与该组晶闸管参数一致的晶闸管进行更换！TCR10型晶闸管阀组分热管型和水冷型。热管型由6个阀架组成，水冷型由3个阀架组成。2.1.3 35KV晶闸管阀TCR35型晶闸管阀组共有3相。每相阀有2个反并联的晶闸管串，每个晶闸管串由22支晶闸管串联组成。由于晶闸管是串联的，因此要求它有一致的动态参数（开通时间关断时间、反向恢复电荷等）。闸管器件损坏时，用户应使用与该组晶闸管参数一致的晶闸管进行更换！TCR35型晶闸管阀组分热管型和水冷型。热管型由12个阀架组成，水冷型由6个阀架组成。 每对反并联的晶闸管对两端并联有一组RC元件。其中，电容器的主要

7、作用是为串连在一起的晶闸管均衡电压，故称之为均压电容器；电阻器主要在电容器充、放电期间起阻尼电流的作用，故称之为阻尼电阻器。晶闸管阀的支架及绝缘子为晶闸管阀提供物理安装结构及必要的绝缘间距，支架及其附件为晶闸管的压接面提供了一个标准的压力。纯水冷却：晶闸管阀纯水冷却回路由二英寸的ABS管路件及尼龙管尼龙接头组成，纯水冷却回路能带走阀工作时约90%的发热量。热管自冷：采用高压晶闸管阀专用热管散热器，冷却效果显著，能带走阀工作时约90%的散热量。高电位触发板主要包括高电位逻辑触发单元和辅助电源，它主要实现以下几个功能：从RC回路中取出电能，作为高电位电子板的直流电源，并对直流电源滤波。接受来自触发

8、装置的光编码信号并将其解码，产生符合晶闸管触发要求的门极触发脉冲。监视晶闸管端电压状态，并在本周期送出状态回答信号到触发监控柜。当阀上某个晶闸管端电压高于某设定值值时，BOD紧急触发，并送出BOD 紧急回答信号到调节监控柜。此外，为了保证晶闸管阀和触发板的可靠工作，高电位触发板还具有触发脉冲复发功能和辅助电源自检功能。前者主要是为晶闸管提供可靠触发准备的，后者主要是考虑到辅助电源过低时，逻辑电路可能发生紊乱，因而提前闭锁整个逻辑电路。当辅助电源电压低于设定值时，逻辑电路统一清零，处于闭锁状态，不再处理触发装置传送的信息。高电位触发板主要由六部分组成，如图1所示。下面对其分类介绍。 高电位电子板

9、图 BOD紧急触发电路 回答通道（电光转换） 回答通道就是将触发逻辑P、触发逻辑N和BOD紧急触发的回答信号进行电光转换，通过电缆传输到调节监控柜，进行故障鉴别 触发逻辑P和触发逻辑N的线路相同，同一块触发板触发阴极电位相等的两个晶闸管。触发逻辑的原理框图如图3所示，工作原理如下： 图3 触发逻辑框图 a） 光电转换环节将输入光脉冲转化为电脉冲；b） 解码电路即对输入编码脉冲进行译码；c） 在辅助电源及晶闸管电压正常时，逻辑判断环节将解码来的信号变为触发脉冲；d） 门极放大环节将逻辑判别来的触发脉冲进行整形放大再去触发晶闸管；e） 回答电路即在晶闸管电压正常（无故障）时在本周期内将解码来的回答

10、信号传送到调节监控柜。 辅助电源就是从主回路的RC阻尼回路中取得能量首先转换为60V左右的直流电压，能量存储于储能电容器内。然后，通过电压转换电路将60V左右的电压进一步转换为幅值稳定的10V直流电压，作为高电位电子板的电源。图所示为TCR主电路的原理接线图及相应的电压电流和对应的触发脉冲波形图。它的工作原理如下：TCR回路接线图及电流电压触发脉冲波形图1） 调节器自动跟踪具有严重冲击的无功功率负荷的工作状态，实时计算出需要补偿的无功功率，进而转换成晶闸管的触发角度，由电/光转换装置转换成与晶闸管阀触发时刻对应的光脉冲信息；2） 高电位触发板接收由电/光转换装置发出的光脉冲信息，经过逻辑识别处

11、理 后，转换成满足晶闸管触发要求的电脉冲信号去触发晶闸管阀；不同的触发角，改变了流过TCR回路中主电抗器的电流量，从而改变了TCR回路的感性无功功率量； 通过TCR回路感性无功功率的跟随作用，使电网上的无功功率趋近于零，或趋于一定值。下式是无功功率补偿的计算式：Q=QFC+Q负载+QTCR0（或某一常数）其中：QFC 为交流滤波装置的容性无功功率值（固定量） Q负载 为冲击负荷的感性无功功率值（可变量） QTCR 为TCR回路的感性无功功率值（可变量）由于晶闸管阀及电子设备的动态响应很快,因此能够实现实时的动态补偿补偿容量的选择：Q = P（tg1tg2） =P( ) tg1、tg2补偿前、后

12、的计算功率因数角的正切值 P企业的有功负荷 Q需要补偿的无功容量并联电容器补偿装置容量确定后，需根据补偿无功的需要分成一组或几组，确定分组容量时需做以下核算核算公式为： Qcx = Sd（A） Qc电容器装置的谐振容量Sd电容器安装处的母线短路容量n 谐波次数A电容器装置的感抗与容抗之比核算需对各个分组情况进行，以保证分组电容器投切时，不得发生谐振。当母线上接有m组电容器时，从投入第1组，第2组直到m组的全部投入，都应避开谐振，这是电容器组安全运行的必要条件。分组投切的大容量电容器组，其容抗的变化范围较大，若其容抗与系统的感抗符合某种匹配条件，即会发生谐振。在工频情况下，系统的感抗一般比容抗小

13、得多，所以不会发生谐振。当系统中产生了高次谐波时，系统的谐波感抗可能与系统的谐波容抗匹配，从而发生高次谐波谐振。谐振时产生的电压和过电流将使电气设备受到冲击，严重危及系统的安全运行，因而这是必须加以避免的。一般电网的高次谐波分量主要以3、5、7次为主，大容量电容器组各分组一般装有感抗值为5%6%Xc（Xc为电容器组每相容抗，下同）的串联电抗器，它能有效地抑制5次及5次以上的高次谐波，但对3次谐波有放大作用，3次谐波的谐振点也往往落在电容器的调节范围内，因而很有可能在一定的参数匹配条件下发生3次谐波谐振。如果分组容量与谐振容量离的较近，需进一步计算可能产生的放大倍数，具体计算公式如下： K B电

14、容器安装容量与谐振容量之比，Qc/Qcx K放大倍数并联电容器组的组成1组架式并联电容器组：并联电容器、隔离开关（接地开关或隔离带接地）、放电线圈、串联电抗器、氧化锌避雷器、并联电容器专用熔断器、组架等。2集合式并联电容器组（无容量抽头）：并联电容器、隔离开关（接地开关或隔离带接地）、放电线圈、串联电抗器、氧化锌避雷器、组架等。串联电抗器电抗率的选择 对于纯粹用于限制涌流的目的，串联电抗器的电抗率可选择为（0.11）%即可。 对于用于限制高次谐波放大的串联电抗器。其感抗值的选择应使在可能产生的任何谐波下，均使电容器回路的总电抗为感性而不是容性，从而消除了谐振的可能。电抗器的感抗值按下列计算：

15、XL=K式中XL串联电抗器的感抗，;XC补偿电容器的工频容抗, ; K可靠系数，一般取1.21.5。对于5次谐波而言，则XL=（1.21.5）×=（0.048 0.06）XC一般定为（0.045 0.06）XC=( 4.5 % 6 %) XC对于3次谐波而言，则XL=(12%13%) XC为了防止可能出现铁磁谐振, 一般宜采用无铁芯的电抗器。电抗器的额定电流应稍大于电容器实际电流。电抗器的端电压和容量的选择电抗器的端电压=电容器的相电压×电抗率每相电抗器的容量=每相电容器容量×电抗率 电抗器的额定电压为并联电容器组的额定电压电抗器的种类：油浸铁心式：CKS或CKD

16、， 可用于户内、户外。干式空心电抗器CKGKL，可用于户内、户外。干式铁心电抗器CKGC，干式产品中体积最小，且三相同体，但目前无35kV级产品，只能用于户内。干式半心电抗器：直径比空心产品小，可用于户内、户外。并联电容器额定电压的选择由于串联电抗器的接入，引起电容器上的基波电压升高，其值为UC=U= 式中 UC电容器的额定电压（相电压），kV; U系统额定相电压, kV; A串联电抗率对于并联电容器组接线方式为星形接线或双星形接线，电容器额定电压如下10kV： 6%串联电抗率，电容器额定相电压11/3 kV 1213%串联电抗率，电容器额定相电压12/3 kV35kV： 6%串联电抗率，电容

17、器额定相电压38.5/3 kV （1213）%串联电抗率，电容器额定相电压42/3 kV 上述选择是在系统额定电压分别为10kV和35kV的情况下，如系统额定电压有所上升，则并联电容器的额定电压也相应升高。4.1投入运行的操作步骤投入前准备工作4.1.1.1 MSVC设备投入运行前必须检查控制屏和保护屏并确保各单机性能正常，各单机接口正常，请严格执行启动后台顺序，否则造成监控系统数据读取错误：开机，打开桌面Databus DaFw Dammi，监控后台启动成功。4.1. 1.2 检查设备一次回路、二次回路连线的可靠性（尤其是在设备保养之后）。所有的绝缘子应干净，设备现场要整洁，周围禁严禁留有铁

18、丝等金属杂物。4.1. 1.3 确认站控液晶显示器显示的主接线画面各圆点为绿色正常。4.1. 1.4 确认SVC设备控制屏电源已接通，各屏内的电源开关也已经合上。4.1. 1.5 调节装置在调试之前，应将装置所用的定值、系数进行设置完毕，定值包括：电压定值、触发角min=105º，mvax=160º等；系数中I=0002,STN=0006,以上数据仅供参考，调试送电前一定将定值、系数设置完成，以免出现异常。4.1. 1.6确认SVC系统断路器已“储能”到位。确认TCR支路隔离开关已经合闸到位；接地开关隔离已经分闸到位。TCR及电容器网门都已经关好，此时具备合闸条件。手动操作

19、步骤上述检查工作完成后，打开主控屏前门，将主控屏前的svc控制开关打到“退出”位置，保护屏电抗器保护装置转换开关打到“远方”位置，电容器保护装置转换开关都打到“远方” 位置，且正常运行时转换开关也应在远方位置，以确保保护装置都处于对设备的保护状态。确认以上无误后，合TCR断路器，观察此时相控电抗器电流大小三相（电流应该在几A左右）是否一致，观察一分钟，确定三相电流正常后，根据无功大小，投入电容器支路一或将电容器支路二、三也投入，观察电容器电流正常后，将主控屏前的svc转换开关置打到“投入”位置，再观察svc相控电抗器三相电流大小是否一致，确定三相电流正常后，静止型动态无功补偿装置（SVC）进入

20、正常工作状态。4.2运行时巡检SVC设备投入运行后，值班人员应按时进行设备的巡查并记录，巡查每两小时一次，记录内容如下：电容器支路a电容器有无漏油、变形、膨胀现象，用红外线测温仪测试温度是否正常。b滤波电抗器、电流互感器工作温度是否正常，是否有异常声响（局部放电）。c记录电容器支路相电流值。d安装于室内电容器必须有良好的通风，进入电容器室应先开启通风装置e在出现保护跳闸或者因环境温度长时间超过允许温度，及电容器大量渗油时，禁止合闸。f.户外遇到雨雾雪等恶劣天气应及时巡视。4.2.2 TCR支路a.相控电抗器有无变形、膨胀现象，温度是否正常。b.相控电抗器是否有异常声响，比如放电、震动声音过大，

21、超过55dBc.记录相控电抗器各相电流值，观察三相电流值是否一致。4.2.3 记录主控室各控制柜工作状况、指示灯运行状态、仪表读数。4.2.4 如主控屏有异常，通过主控屏调节装置和监控装置显示屏读取故障内容及故障时间，并存档保存。4.3 退出运行操作步骤当设备停产、维修时，SVC设备应退出运行。4.3.2 SVC设备故障时退出运行是自动完成的。正常的SVC设备分闸步骤：a.按顺序由高次到低次分开电容器支路断路器，b.分开SVC支路断路器，将主控屏前svc控制开关打在“退出”位置，静止型动态无功补偿装置（SVC）退出运行。若需SVC设备长时间停运，则应切断除SVC控制柜电源，拉开隔离刀闸，合上接

22、地刀闸。4.4紧急处理方法及注意事项4.4.1 SVC设备故障分闸是自动完成的，值班人员应将主控屏各装置液晶显示的故障内容作好记录。维护人员根据记录内容查找有关设备状态，更换技术参数完好的部件。巡查人员在发现SVC设备运行异常时（如声响、起火、仪表读数异常等），或立即分断SVC设备；或进一步仔细观察，作好分闸准备。4.4.3 注意事项a.SVC设备正常运行时，严禁开启网门、严禁操作任何SVC的隔离开关。b.进入SVC设备高压区域应先分断SVC断路器，等待15分钟后，按高压操作规程分断TCR隔离开关，并将隔离开关下装头可靠接地，并将SVC出线柜接地刀合闸到位，方可进入各个SVC高压设备区。c.S

23、VC设备从分断到下一次接通，间隔必须大于20分钟，以让电容器充分放电，放电是通过并联在电容器两端的放电线圈来实现自动放电的。d.严禁在SVC设备运行时拔插保护屏和控制屏有关器件，特别是线路板。e.应保持SVC站的清洁，定时清洁灰尘，SVC区域内应有足够的消防器具。4.5常见压板投退及功能保护屏压板电抗器保护分：电抗器分闸动作，作用于SVC进线柜跳闸回路，运行时投入 电容器一保护分：电容器支路各种数据越保护动作分闸，作用于电容器支路一断路器跳闸回路，运行时投入 SVC出现柜联跳电容器一:出线柜跳闸时联调电容器支路一断路器，使电容器支路一随着出线柜的跳闸而立即跳闸，运行时投入 遥控允许：在用户控制

24、室控制台进行遥控电容器支路一时，为电容器保护装置提供遥控电源，运行时此压板投入SVC出线柜允许电容器一合闸：短接电容器支路一合闸回路中从MSVC出线柜串联的常开节点，为调试时使用，运行时退出 电容器二保护分：电容器支路二各种数据越保护动作分闸，作用于电容器支路二断路器跳闸回路，运行时投入 电容器一连跳电容器二：:出线柜跳闸时联调电容器支路二断路器，使电容器支路二随着出线柜的跳闸而立即跳闸，运行时投入运行时此压板投入电容器一允许电容器二合闸：短接电容器支路二合闸回路中从MSVC出线柜串联的常开节点，为调试时使用，运行时退出控制屏压板 SVC允许合闸：为串入SVC出线柜合闸回路节点，运行时投入 S

25、VC跳闸：为并联到SVC出线柜跳闸回路节点，当电脑检测到需要跳闸的保护信号时，将SVC出线柜跳闸，运行时投入4.6现场调试的准备工作在现场调试时，应该做好以下各方面的准备工作：调试用仪器仪表设备示波器、兆欧表、电感电容表、万用表、电能质量分析仪、调压器、隔离变压器、大电阻、耐压试验设备和继电保护测试仪等。调试用的相关参考资料相关参考资料主要包括：整套设备的一次系统图、二次原理图、二次接线图、各技术使用说明书、各设备的出厂试验报告等相关资料。4.7现场调试步骤SVC项目现场试验调试，是由一系列单独的试验组成，根据确认的图纸、说明书和用户手册，从检查设备的安装检验开始，到单机机械试验和电气试验、再

26、到子系统以及整个SVC系统试验。通常整套SVC装置包括以下种类的现场试验：a.检查核实设备或子系统的的完好无损性与完整性；b.安装检查、核实设备或子系统是根据和说明书来安装的，并取得满意的结果；c.机械试验，在调整、校准以及机械（手动）操作时，应进行此试验；d.电气试验，使用试验设备并在交流或直流电压加电时进行；e.功能试验，根据接线图和说明书，去验证设备的功能；设备检查4.7.1.1 TCR及FC各通道一次设备及一次接线检查现场安装的一次设备，主要进行以下各项的检查工作：a.各一次设备外观检查，外观要完好，主要包括隔离开关、接地开关、断路器、互感器、避雷器、电容器、电抗器、穿墙套管、绝缘子、

27、一次电缆、阀组等设备；b.结合整套系统的设计图，检查各一次设备在系统中的安装位置是否正确，连接方式及其接线绝缘距离是否符合要求，连线是否符合相应电气标准；c.螺栓是否拧紧，弹垫及平垫加装是否符合标准，对于户外型，还要检查螺栓等的材质是否符合要求；d.需接地的各一次设备是否可靠接地，注意电抗器接地线不能形成闭合回路。e.用电容表逐个测量电容器电容值，误差范围要求符合其技术要求；滤波电抗器及相控电抗器安装时，上下电抗器调节铝排是否安装在预先安排好的位置，并用电感表测量其电感值是否与设计值相符合,安装在安排好的位置后，在其上下各留3个孔的距离，其余过长的部分要锯除。4.7.1.2 TCR及FC各通道

28、二次设备及接线检查及试验对于二次设备，主要进行以下各项的检查：a.各二次设备外观检查，外观要完好；b.结合系统的二次设计图，检查各二次连接线是否连接正确，如：电流电压的保护及测量信号线不要接反、开关量的开入量开出量接线顺序等各项试验4.7.2.1 保护屏装置试验对于保护屏及其中的各个保护装置，分别进行以下种类的试验：金属外壳接地根据工程中使用的各个定值，逐一整定到相应的各个继电保护单元中，并用继电保护测试仪进行一一试验，同时做好相关试验记录：a.模拟量：借助继电保护测试仪，为保护装置加入所需要的各种测量值，同一模拟量可分别加多个不同的值，来测试各转换通道的测量误差，测量结果在保护单元的显示屏中

29、可观测，同时察看站控中显示是否正确（注意：站控中显示一般为一次值）。对于设有保护投退功能的模拟量，如过电压、过电流、欠电压等，要进行相应保护功能调试，当模拟量高于或低于其限值时，要有相应的动作输出 。b.开入量：手动控制断路器、隔离开关、接地开关等设备，检验相应保护装置是否采集正确，同时察看站控中显示是否正确；c.开出量：通过保护装置人机界面，手动遥控相应开关，察看相应开关是否动作；将控制逻辑连跳压板接通后，试验验证投入及退出整套SVC装置时，是否按照设定逻辑依次动作；4.7.2.2 控制屏装置试验对于控制屏及其中的各调节、监控、触发装置及站控，分别进行以下种类的试验：4.7金属外壳接地4.7

30、根据工程中进线电流互感器变比，通过前置机程序界面配置好进线电流变比、有功P及无功Q等遥测量的变比系数，同时生成后台程序定义文件，重新启动前置机及后台程序后，依次检验如下各个方面，并做好相关记录：a.通过查看前置通讯系统的接受缓冲区数据，检验站控与控制屏中的1个调节装置、3个监控装置，保护屏中的各个保护装置（如有），直流屏（如有）、继电器模块（如有）、各个温控仪（热管型）、纯水机（纯水冷却型）等各个装置的通讯状态，使它们之间能正常通讯；b.通讯线屏敝层一端可靠接地；c.站控中各遥测值、遥信值在相应装置试验时，验证其是否正确；d.对于继电器模块，通过手动置位的方法，试验其各个状态是否正确。继电器模

31、块一般有3种状态：SVC允许合闸，SVC跳闸，SVC故障信号；4.7通过察看调节装置中有功功率、无功功率及功率因数值，保证同步及调节装置接入的电流信号与电压信号相序的正确性；4.7将转换开关分别打到 “退出”、 “自检” 、“投入”位置，观察各单元相应状态灯是否被点亮；温控仪试验（热管型SVC）温控仪通电后，主要试验以下几个方面的内容：a.每个温控仪的通讯参数及温度参数是否正确b.通过设置每个温控仪的上限值，试验当温控仪温度超过其上限值时，是否有温度上限出口继电器动作；c.各个温控仪所显示温度、湿度与站控中所显示的各个值对应一致；水冷却设备试验（水冷型SVC）水冷却设备包括阀外围的全部冷却回路

32、，即管道、泵、热交换器、过滤器、净化器、控制器、各种仪表、阀门、风机或外水冷却装置等相关配套设备，冷却设备安装检验后，注入纯净水，水冷却设备主要进行以下种类的试验：使水冷却设备的各个阀门处于运行状态，将各种测量告警仪表整定到相应定值；检查水泵及风机的旋转方向要正确；对控制器进行控制与保护性能试验，主要进行以下几个方面的试验：a.对控制器进行检查，包括对控制保护定值、b.通过控制器，能控制相应设备的投切、开合；c.控制器中显示的温度、流量、电导率、进水出水压力等各种测量值和开关量与实际值一致；d.控制器与站控系统能进行正常通讯，各种测量值、开关量与站控中显示的数据相等；e.模拟相应的故障，试验水

33、冷设备的电气回路在冷却系统出现异常情况时，能否起到控制和保护作用，主要项目基本包括：循环水泵的切换试验纯水温度信号报警试验纯水流量报警试验纯水压力报警试验纯水水位报警试验电导率报警试验f.对于一些重要的跳闸信号，如水位下限、温度上限、流量下限、压力下限、电导率等，模拟相应的故障，试验其要有跳闸出口接点；对管路进行冲洗操作（此时不要装入去离子树脂），包括所有分支管道、晶闸管阀、热交换器等，要持续运行6个小时以上；对管路进行初步的密封性试验，对所有的管路、焊接处、连接处进行检查，没有漏水发生；阀组设备试验整套阀组在试验时，要与控制屏中的TM装置、VC装置、触发装置、同步装置及站控系统相配合进行试验

34、，该子系统主要进行以下种类的试验：a.根据相关图纸逐一检验所有设备端子间相互连接的正确性及可靠性，其中重点检查监控装置、触发装置与阀组光纤连接的正确性；b.低压触发试验：试验步骤：晶闸管采用两对，共用3块电路板位置，其中中间电路板位置用于检验高电位触发板，外侧2块触发板用于配合检验进行。触发检验：加电后，控制屏分别进行自检及投入状态，观察控制屏TM显示是否正常；观察示波器波形是否正常。观察波形的时间应长一些，检查在此过程中有没有间断性的不触发。注意：接线加电后如果晶闸管不触发，存在的问题可能时同步不对，可将加在晶闸管两端的电源倒换一下。若现场没有调压器，当所采的进线电流线上没有电流时，在采同步

35、电源时可将同步装置三个电压互感器串联接在220AC电源上。当所采的进线电流线上有电流时，同步装置和调节装置的三个电压互感器都应串接在220AC电源上。加电前将相控电抗器一侧与阀架相连的一次线断开，避免电抗器影响晶闸管触发。系统整体调试试验系统整体调试试验是指在SVC主电路带电情况下完成对SVC规定性能进行检验的现场试验。该试验一般应在用户协助的原则下，由双方共同完成。试验前，应按现场安全规定进行相应的准备工作，包括落实保障试验安全的措施、试验时的通信等。系统调试试验必须在成功完成设备及子系统试验之后才能进行。系统整体调试试验分为以下几个步骤：a.通电试验；b.运行（操作）和性能试验；c.长时间

36、试运行试验通电试验通电试验的主要项目包括：通电前的检查、初通电试验和运行启动试验。4.7通电前检查a.应保证所有的一次电缆连接正确、紧固，所有的二次电缆都已正确连接，试验时拆除的电缆都已恢复正常；b.应保证所有的接地开关拉开，临时接地已被拆除，隔离开关接开，断路器处于切除位置；c.各种保护的定值已被正确整定；d.对于水冷型SVC装置，要提前打开纯水机，以保证纯水冷却设备的各项运行参数符合要求；对于热管冷却型SVC装置，要提前打开阀室内空调，使阀室内温度不大于25，相对湿度不大于60%。；e.做好氧化锌避雷器读数的记录； 4.7初通电试验在初通电前，要有一人安排到一次设备区，并配有适当的通讯工具

37、与控制调试人员联系，观察在初通电时是否发生有异常现象，以备调试人员及时做出反应。然后依照步骤进行以下试验：4.7高压空载试验：断开SVC设备所有隔离开关。接通、分断所有断路器各三次，每次通电5分钟，间隔5分钟。将高压送至各主设备入口。 4.7支路单独投入电网a.高压断电后，将主控屏调节装置设置为“手动”触发方式，触发角度设置为150度；b.将控制屏上的KK开关打到退出位置，即晶闸管阀未加触发脉冲时进行通电试验，即晶闸管处于闭锁状态时送电，以检验阀的电压承受能力以及回报系统是否误报；c.用电能质量分析仪监测电压与电流的相位是否与理论接线一致，也可通过TCR保护装置读取其中的电压、电流、有功及无功数值来综合判断。d.合TCR隔离开关，再合TCR断路器，首先将KK开关打到自检位置，观察监控装置中的各晶闸管及BOD的回报状态，如有异常