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1、内蒙古电网新机并网调度服务指南目 录一、新机并网工作阶段流程二、与调度机构工作相关的前期工作三、并网调度协议签订工作四、电厂升压站启动调试前的工作1、电厂在升压站启动调试前应完成的工作2、调度机构在升压站启动调试前提供和完成的并网技术服务3、电厂升压站受电必备条件五、机组首次并网前的工作1、机组首次并网前电厂应完成的工作2、调度机构在机组首次并网前应提供和完成的并网技术服务3、机组并网必备条件六、电厂涉网二次系统验收七、机组并网调试期的工作1、电厂根据电网调度机构已确认的并网调试计划可进行机组并网运行调试2、电网调度机构应配合电厂进行并网调试八、机组并网安全性评价九、机组进入商业化运营的工作十
2、、工作联系与开展方式附录一：新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料一、运行方式部分二、继电保护部分三、调度自动化部分四、电力通信部分附录二：新建电厂（机组）并网各专业必备技术条件一、继电保护部分二、电力通信部分三、调度自动化部分附录三：新建电厂（机组）并网调试项目一、发电机性能试验项目二、二次系统（专业）试验项目附录四：新建电厂（机组）并网相关的法规、标准、规程规定附录五：新建电厂（机组）并网相关工作通信联系方式前 言为认真贯彻落实国家电网公司“四个服务”的宗旨和国家电网公司“三公”调度“十项措施”，规范调度服务内容、完善服务标准、优化服务流程，向发电企业提供规范、优质、高效的并网
3、调度服务，促进电源与电网的协调发展，保障电网安全稳定运行，特编制本服务指南。本服务指南介绍了新建机组在基建前期、并网调试、商业化运营过程中，电网调度机构向发电企业提供的主要服务内容及其业务流程概况。本服务指南主要适用于内蒙古电网调度机构直接调度的新建发电机组（企业）。地区及以下电网调度机构直接调度的新建火力发电机组（企业）可参照使用本服务指南。新建发电机组必须通过政府主管部门的核准，并满足国家有关法律、法规、行业标准、电网规程及管理规范要求。一、新机并网工作阶段流程新机并网工作阶段流程前期工作签订并网协议、并网调度协议、购售电合同电厂升压站启动调试前的工作机组首次并网前的工作机组进入商业化运营
4、的工作并网安全性评价调试期的工作涉网二次系统验收二、与调度机构工作相关的前期工作前期工作包括规划立项、设计审查、设备采购等各阶段的工作，应保证电厂满足电网安全、技术和管理标准。发电业主单位或接入系统设计单位可向电网调度机构了解电网的有关信息。为了便于业主新机顺利并网和电网调度机构履行调度专业技术管理，业主单位至少应邀请电网调度机构参加：可研审查、初设审查、接入系统审查和设计联络会、施工图会审及一、二次设备选型和招投标。业主单位应于审查前1个月将待审查资料提交给电网调度机构。业主单位应向电网调度机构提供国家或自治区政府主管部门下发的项目核准文件、项目可行性研究报告和电厂接入系统设计审查意见，作为
5、签订并网调度协议等工作的依据。三、并网调度协议签订工作并网调度协议是对电厂并入电网时调度和运行行为的规范之一，主要内容是电厂并入电网调度运行的安全和技术要求，应于并网调试前 1个月签订。本网已按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的并网调度协议范本编制了本网通用的内蒙古电网并网调度协议。发电企业应与电网调度协商相关事宜，并与电力调度机构签订内蒙古电网并网调度协议。与发电厂并网相关的并网协议及购售电合同由发电企业与电网公司计划发展部及电力交易中心分别洽谈与签订。其工作时限要求由上述部门予以确认。签订并网协议是签订并网调度协议的前提条件。四、电厂升压站启动调试前的工作电厂应在升压站预
6、计启动调试前一年的8月31日之前将升压站和机组预计启动时间及有关设计参数报电网调度机构，以便进行年度运行方式的计算和安排。1、电厂在升压站启动调试前应完成的工作（1）电厂应在升压站启动送电3个月之前（行标电网运行准则）按要求格式（见附录一）向电网调度机构提供有关参数、图纸以及说明书等资料（设备参数需同时提供纸质版和电子版，外文资料需同时提供中文版本），并根据内蒙古电力系统调度规程设备命名、编号原则，初步提出推荐的调度名称以及一次设备命名、编号方案，以便电网调度机构开展升压站受电前的工作。（2）电厂应在升压站预计启动调试2个月前，向内蒙古电力公司基建部及内蒙古电力调通中心提交升压站启动调试申请书
7、。电厂在收到受电确认通知后10天内，与内蒙古电力公司基建部及内蒙古电力调通中心商定升压站具体启动调试的时间和有关事宜。升压站启动调试申请书应附加升压站启动调试、试验整体方案。（3）电厂按照通过审定的设计要求施工建设升压站一次设备及安全自动装置、继电保护装置、通信、调度自动化等二次系统，二次系统要与一次系统同步投入运行。电厂升压站启动调试前工作流程图发电厂工作内容 联络处室 时间要求 时间安排 调度机构工作内容提交升压站投产计划 技术处提交参数、图纸 技术处提交受电申请 基建部门通信提交开通电路申请 通信处提出人员培训考试 技术处自动化设备安装 自动化处提交运行人员名单 调度处提交受电申请票 运
8、行处开始实时运行值班 调度处确定调度指挥关系、命名设备编号下发调度人员名单、调度规程、培训、考试、发证通信接入电路开通编制、下达调试方案完成远动、监测、计量等调试完成调度自动化相关系统调试完成继电保护计算编制升压站投产条件检查认定启动调试批复与电厂运行人员联系3 个月前2 个月前45天前45天前1 个月前15天前7天前7天前5天前5天前1天前2天前10天前1天前2 个月前15天前5天前4天前前一年8月份（4）电厂应在升压站启动调试45天前完成新建通信设备、线路的安装调试工作，并符合接入系统要求（见附录二），提交开通电路的书面申请。（5）在升压站启动调试45天前，应提出电厂运行值班人员接受电网调
9、度机构培训和考试的申请。（6）电厂应在升压站启动调试15天前，完成电厂端远动或监控系统、计量终端、调度数据网设备、二次安全防护设备的安装工作；在升压站启动调试7天前，完成以上设备与调度自动化系统的调试工作。（7）电厂组织升压站验收，验收时应至少邀请电网调度机构相关专业人员参与，并将验收合格报告报电网调度机构。（8）编制现场运行规程，对电厂一次设备进行双重编号标示。（9）在升压站启动调试7天前，电厂应提交具备接受上级调度指令资格的运行值班人员名单。（10）在升压站启动调试4天前，电厂提交升压站启动受电申请票。（11）在升压站启动调试1天前，开始实时运行值班，并与上级调度进行调度业务联系。2、调度
10、机构在升压站启动调试前提供和完成的并网技术服务（1）电网调度机构应在技术服务协议签订后向电厂明确机组并网运行基本管理规范，包括安全管理、技术管理和运行管理的标准、制度（见附录四）。（2）收到有关单位上报的新建厂（站）推荐调度名称函件和电气一次接线施工图后，在升压站启动调试60天前批复电厂调度名称，下发调度管辖范围和设备命名、编号。（3）在升压站启动调试30天前，下发有权发布调度指令的调度人员名单、调度管理规程及相关规定。在升压站启动调试30天前，对电厂调度业务联络人员进行业务培训和资格考试，考试合格者发放调度业务资格证书。（4）在升压站启动调试15天前，协调相关运行维护单位共同完成并网通信设备
11、的接入及电路的开通、调试工作。（5）在升压站启动调试10天前编制升压站启动调试调度方案，完成方式安排和系统稳定校验，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值。（6）在升压站启动调试7天前，完成电网调度机构端远动或监控系统、计量终端、调度数据网设备、二次系统安全防护设备接入系统的调试工作。（7）在升压站启动调试5天前，完成通过调度自动化相关系统报送和接收调度生产信息的调试工作。（8）在升压站启动调试5天前完成系统继电保护定值计算和保护定值单编制。向电厂提供与电厂相关的电力系统数据，包括相关继电保护整定单、继电保护整定限额、系统等值阻抗。（9）在升压站启动调试前1天前，与电厂运行值班员进行调度业
12、务联系。3、电厂升压站受电必备条件电网调度机构在商定的升压站启动5天前组织对投运条件进行检查和认定，电厂升压站受电的必备条件包括：（1）电厂已按并网调度协议和购售电合同的约定完成了相关的工作。（2）电厂升压站一、二次设备须符合国家标准、电力行业标准和其他有关规定，与电网对应的设备匹配，按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，按国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照要求整定，具备并入电网运行、接受电网调度机构统一调度的条件。（3）电厂运行、检修规程齐备，相关的管理制度齐全, 其中涉及电网安全的部分应与电网的安全管理规定相一致。电气运行规程
13、和紧急事故处理预案已报电网调度机构。（4）电厂有资质接受调度指令的运行值班人员，已全部经过相关法规、规程、规定、安全及技术要求方面的培训，经电网调度机构资格考试合格后，持证上岗。（5）电厂已配备与调度有关专业相对应的联系人员，且运行值班人员名单及方式、继电保护、通信、自动化专业联系人员名单和联系方式已报电网调度机构；已具备上级调度机构有权下达调度指令的人员名单、调度规程及相关规定。（6）电厂已配置调度电话、调度业务传真设备和调度语音录音系统。（7）能通过调度自动化相关系统报送和接收调度生产所需信息。（8）电厂继电保护专业、电力调度通信专业、自动化专业必备的技术条件达到附录二的规定要求。4、电厂
14、应同启动委员会确定和落实其接入工程是否具备启动调试条件，共同商定升压站启动调试的具体时间和程序。 在确认升压站具备启动调试条件后，电厂在商定的升压站启动调试4 天前向电网调度机构提交并网申请票，电网调度机构在商定的升压站启动调试2天前批复给电厂。五、机组首次并网前的工作机组首次并网前工作流程图 发电厂工作内容 联络处室 时间要求 时间安排 调度机构工作内容提交参数、图纸 技术处提交并网申请书 运行处提交修订的调试计划 运行处提交并网申请票 运行处审核并网申请完成发电计划、运行考核软件调试下达调试方案、安自定值完成自动化系统、AGC AVC、电量计量等调试完成继电保护定值计算、保护方案编制并网条
15、件检查认定批复并网申请3个月前2个月前25天前15天前7天前5天前5天前2天前首次并网日进入调试阶段15天前4天前确认并网申请10天前完成调度数据网、远动通道调试1、机组首次并网前电厂应完成的工作（1）电厂应在机组预计首次并网日90天前按要求格式（见附录一）向电网调度机构提供有关参数、图纸以及说明书等资料（设备参数需同时提供纸质版和电子版，外文资料需同时提供中文版本），以便电网调度机构开展机组并网前的工作。（2）电厂应在机组预计首次并网日60天前，向电网调度机构提交并网申请书，并网申请书应包含本次并网设备的基本概况、并网电厂（机组）调试方案和调试计划等内容。（3）电厂在收到并网确认通知后10天
16、内，应按电网调度机构的要求修编并网调试项目和调试计划，并与电网调度机构商定首次并网的具体时间和程序。（4）电厂机组继电保护、励磁系统、调速系统、AGC、AVC、相量测量、一次调频等自动控制系统应与机组同步投运，调速系统、励磁系统及机组保护的整定值报电网调度机构备案。（5）电厂组织机组验收，涉网部分验收时至少应邀请电网调度机构相关专业人员参与，并将验收合格报告报电网调度机构。2、调度机构在机组首次并网前应提供和完成的并网技术服务（1）并网申请书所提供的资料符合要求的，电网调度机构应在收到并网申请书后35天内予以确认。（2）在商定的机组首次并网日15天前完成发电计划编报和运行考核等管理软件联合调试
17、；15天前完成电力调度数据网络、远动通道调试。（3）在商定的机组首次并网日10天前编制完成机组启动调试调度方案，下达启动调试调度方案和安全自动装置的整定值。（4）在商定的机组首次并网日7天前完成调度自动化系统、AGC、AVC 等功能联合调试；完成电能量计量系统的联合调试。（5）在商定的首次并网日5天前完成系统继电保护定值计算和保护整定方案编制。向电厂提供与电厂相关的电力系统数据，包括相关继电保护整定值、继电保护整定限额、系统等值阻抗。3、机组并网必备条件电网调度机构在商定的机组首次并网日5天前组织对并网条件进行检查和认定，机组并网的必备条件包括：（1）火电机组脱硫装置经自治区环保部门验收合格，
18、脱硫在线监测系统运行稳定，在线监测数据能实时、准确、可靠地上传内蒙古电力调通中心。（2）必须有自治区经委当年下达的发电量计划，并严格按照发电量计划安排机组发电；无年度电量计划的新机组试运，必须具有自治区经委安排的试运电量计划。（3）企业自备电厂应严格按照企业自备负荷的大小安排发电机组的运行，若企业自备负荷不能满足其自备机组的开机要求时，原则上不安排自备发电机组并网运行。（4）电厂已委托自治区经委认定的有资质的机构完成了本厂的技术监督工作，并出具相应的技术监督报告。（5）电厂组织的机组验收，涉网部分验收至少有电网调度机构相关专业人员参与，或经调度机构组织对电厂涉网部分进行专门验收合格。（6）现场
19、运行规程、保厂用电方案等已报电网调度机构。（7）电厂发变组及相关的一次设备安装调试完毕，完成分步试运行并通过验收，验收合格报告已报电网调度机构。（8）机组励磁系统及PSS装置、调速系统已经安装并完成就地调试，具备投入运行条件。（9）水电厂水库调度自动化系统（或水情自动测报系统）已安装并完成就地调试，具备同电网调度机构水调自动化系统联调条件。（10）能通过调度自动化相关系统报送和接收调度生产所需信息。（11）电厂继电保护及安全自动装置、电力调度通信设施、自动化设备已按设计安装调试完毕，分别具备附录二所要求的技术条件。（12）电厂和电网调度机构针对电厂并入电网后可能发生的紧急情况，已制定相应的事故
20、处理预案。（13）电厂已向电网调度机构提供附录一中要求的参数和技术资料及如下技术资料：发电机和主变（含主变零序阻抗参数）的实测参数，发变组辅助设备（断路器、隔离开关、电流互感器等）的技术资料和测试报告，发电机励磁系统及PSS装置、调速系统实测参数。在确认机组具备并网条件后，电厂在商定的机组首次并网日4 天前向电网调度机构提交并网调试书面申请，电网调度机构在商定的机组首次并网调试日2天前批复给电厂。六、电厂涉网二次系统验收在机组具备并网条件后，电厂应向调通中心提交相关验收报告和技术监督报告，调通中心将组织专业人员重点对涉网二次设备进行专业验收，确保二次系统的设备型号、性能、指标、技术参数和管理要
21、求符合电网安全生产和调度管理的要求。七、机组并网调试期的工作机组在调试期内，应完成规程规定的所有试验。与电网运行有关的试验（见附录三）须经电网调度机构批准，电网调度机构根据电网实际情况为并网调试安排所需的运行方式。在启动调试60天前，电厂向电网调度机构提供并网调试方案（包括调试项目、调试时间等），10天前电网调度机构编制并网调试调度实施方案。在调试期间，如调试计划有变动，电厂应将拟变动的情况报电网调度机构，经电网调度机构确认批准后执行。1、电厂根据电网调度机构已确认的并网调试计划可进行机组并网运行调试（1）电厂调试运行机组应视为并网运行设备,纳入电力系统统一运行管理,遵守电力系统运行规程、规范
22、，服从统一调度。（2）电厂应根据已确认的并网调试计划,编制详细的机组并网调试方案，并在调试期开始7天前按调试进度逐项向电网调度机构申报。（3）具体的并网调试操作应严格按照调度指令进行。（4）对属电厂自行管辖的设备进行可能对电网产生影响的调试或操作时，应提前将调试方案告知电网调度机构做好准备工作及事故预想，并严格按照调试方案执行。2、电网调度机构应配合电厂进行并网调试（1）将并网调试电厂纳入正式调度管辖范围,按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。（2）根据电厂要求和电网情况编制专门的调试调度实施方案(含应急处理措施)，合理安排电厂的调试计划。（3）根据机组调试进度及电网运行情况,经与电厂协商同
23、意,可对调试计划进行滚动调整，保证电网安全运行。（4）视情况可安排现场调度，并给予必要的技术指导或支持。机组调试结束30日内，电厂须向电网调度机构提供经技术监督部门认可的调试结果及结论。八、机组并网安全性评价在机组试运结束后，电厂应向调通中心提出发电机组并网安全性评价申请，并依据发电厂并网安全性评价要求，提交评价自查报告，对于满足并网条件的并网发电机组，调通中心将根据发电厂并网安全性评价相关要求，在30天内组织对并网机组的安全性评价工作。九、机组进入商业化运营的工作新机组在进入商业化运行前，应完成附录三包含的系统调试工作；调试结束后，向电网调度机构提供详细的调试报告和建模数据。发电厂并网运行安
24、全性评价（国家电网生2003237号）二十二项必备项目均满足要求。电厂在机组有关试验和安全性评价工作完毕，向电网调度机构提供安全性评价结论后，方可向内蒙古电力调通中心技术处提交机组进入商业化运营的申请报告。电网调度机构根据电厂提供的有关试验数据、安全性评价结果、技术监督部门的结论，对机组进入商业化运营的技术条件进行审核，并出具机组进入商业化运营文件。十、工作联系与开展方式电厂和电网调度机构均应成立并网调试调度联络小组，小组负责人由双方分管领导担任。双方交换联系人员名单和联系方式。机组并网的各项工作应在本指南规定的时间节点前完成，并网调试调度联络小组在升压站启动调试前、机组首次并网调试前和机组满
25、负荷试运前，应分别召开联络会议，对各阶段的工作进行梳理，使相关机组并网工作及时顺利进行。附录一：新建电厂（机组）接入系统需向电网调度机构提供的资料一、运行方式部分表1：发电机参数表 ( )厂站 年 月 日发电厂名称机号容量(MW)功率因数制造厂型式投产日期静子电压饱和值不饱和值电流负序电抗X2结线零序电抗X0冷却方式定子漏电抗Xe电阻次暂态电抗Xd转子电压暂态电抗Xd电流同步电抗Xd极对数次暂态电抗Xq转速暂态电抗Xq冷却方式同步电抗Xq原动机转动惯量次暂态开路时间常数Td0发电机转动惯量暂态开路时间常数Td0励磁机或励磁变型 式次暂态交轴开路时间常数Tq0容 量暂态交轴开路时间常数Tq0电
26、压额定电压时计及饱和影响的励磁电流If电 流励磁方式额定电压时不计饱和影响即按线形曲线的励磁电流If励磁调节系统调节励磁方式调节倍数1.2倍额定电压时计及饱和影响的励磁电流If强励倍数励磁系统时间常数Te1.2倍额定电压时不计饱和影响即按线形曲线的励磁电流If记录 校核表2：汽轮机及其调节系统参数表电厂名称： 机组编号： 机组型号： 机组容量： MW锅炉厂家： 锅炉类型： 直流炉 汽包炉集散控制系统（DCS）： 有（生产厂家： ） 无1、汽轮机生产厂家： 汽轮机类型： 中间再热 非再热 抽汽供热 背压中间再热汽轮机参数参 数符号单位数值说 明汽轮发电机组转子时间或转子转动惯量 TaJskg.m
27、2 包括发电机转子等在内的整个轴系高压汽室蒸汽容积时间Tvchs再热器蒸汽容积时间Tvrhs低压连通管蒸汽容积时间Tvcos中、低压缸之间的蒸汽连通管高压缸功率比FHP%额定工况下高/中/低压缸出力占整机的百分比，可取设计值中压缸功率比FIP%低压缸功率比FLP%机组最大输出功率Pmax%额定参数下，阀门全开时的功率/额定功率机组空载功耗Pmin%3000r/min时所耗蒸汽量/额定工况的蒸汽量非再热汽轮机参数参 数符 号单 位数 值说 明汽轮发电机组转子时间或转子转动惯量 TaJaskg.m2 包括发电机转子等在内的整个轴系蒸汽容积时间Tvs机组最大输出功率Pmax%额定参数下，阀门全开时的
28、功率/额定功率机组空载功耗Pmin%3000r/min时所耗蒸汽量/额定工况的蒸汽量工业抽汽压力： MPa采暖抽汽压力： MPa汽轮机额定背压： kPa2、汽轮机调速系统生产厂家： 调速系统类型： 液压调节 模拟电调 数字电调调速汽门快关类型： 中压调门快关 高中压调门同时快关 无汽门快关逻辑描述：（例：功率负荷不平衡、发电机外部故障、线路故障）液压调速系统参数参 数符 号单 位数 值说 明系统速度变动率%一般36 %系统迟缓率%一般0.10.4 %高负荷区域局部速度变动率j%一般312 %调速器时间Tbs包括调速器、中间滑阀等油动机以前的环节高压调门开启速度时间VelOTSCs超速限制滑阀复
29、位时高压油动机从空负荷位到满负荷位的时间高压调门关闭速度时间VelCTSC s高压调门最大关闭速度Velmax1/s超速限制滑阀动作时高压油动机从满负荷位到空负荷位的时间电液控制系统参数参 数符 号单 位数 值说 明DEH控制周期Tcs转速反馈通道时间Tsps转速反馈通道控制回路PID参数kTiTdss机组正常运行时，DEH工作回路的参数一次调频调差系数R（1/）系统速度变动率的倒数一次调频动作初值Nf%一次调频动作时负荷变化的起始量一次调频死区Dr/min高压调门开启速度时间VelOTSCs100%或-100%指令作用下高压调门在单位时间内的行程（标幺值）高压调门关闭速度时间VelCTSC
30、s高压调门最大关闭速度Velmax1/s快关滑阀动作时高压调门从空负荷位到满负荷位的时间表3：水轮机及其调节系统参数表电厂名称： 机组编号： 机组型号： 机组容量： MW 1、水轮机生产厂家： 水轮机类型：参 数符 号单 位数 值说 明水流惯性时间常数Tws机组惯性时间常数Tas机组最大输出功率Pmax%机组空载功耗Pmin%2、水轮机调速系统生产厂家： 水轮机调速系统类型：参 数符 号单 位数 值说 明控制周期Tcs转速反馈通道时间Tsps转速反馈通道比例增益Kp积分增益Ki微分增益Kd一次调频死区（转速死区）ix%0.04%(即0.02%)接力器不动时间Tqs0.2s暂态转差系数bts缓冲
31、时间常数Tds永态转差系数bp%26%接力器开启时间Tks接力器关闭时间Tfs水轮机试验标准：DL/T496-2001水轮机电液调节系统及装置调整试验导则GB/T9652.1-1997水轮机调速器与油压装置技术条件表4：励磁系统参数表1、自并励励磁系统（要求提供发电机空载特性曲线）参数名称代号单位机组号参数名称代号单位机组号发电机型号、制造厂直轴开路暂态时常数Td0秒发电机组转动惯量Tj秒交轴开路暂态时常数Tq0秒发电机有功功率PMW直轴开路次暂态时间常数Td0”秒发电机无功功率QMvar交轴开路次暂态时间常数Tq0”秒额定功率因数COS直轴短路暂态时常数Td秒额定机端电压UgkV交轴短路暂态
32、时常数Tq秒额定电流IgA直轴短路次暂态时间常数Td”秒转子额定电压UfnV交轴短路次暂态时间常数Tq”秒转子额定电流IfnA直轴开路次暂态时间常数Td0”秒空载额定转子电压Uf0V空载额定转子电流If0A励磁变型号直轴同步电抗XdPU励磁变额定容量SkVA交轴同步电抗XqPU励磁变变比KKV/V直轴暂态电抗XdPU励磁变二次电流I2A交轴暂态电抗XqPU励磁变二次CT变比KctA/A直轴次暂态电抗Xd”PU励磁变短路电抗XT%交轴次暂态电抗Xq”PU同步变压器变比KyV/V发电机负序电抗X2PU发电机CT变比K1A/A发电机零序电抗X0PU发电机PT变比K2KV/V75转子直阻Rf/Rm整流
33、柜顶值电压V转子分流器变比K3A/mv整流柜顶值电流A整流柜顶值电流持续时间秒2、交流励磁机励磁系统（包括无刷励磁系统）要求提供励磁机空载特性曲线参数名称代号单位机组参数名称代号单位机组发电机型号发电机组转动惯量Tj秒励磁方式发电机有功功率PMW励磁机型号发电机无功功率QMvar励磁机额定容量SenKVA额定功率因数COS励磁机频率feHZ额定机端电压UgkV功率因数COS额定电流IgA额定输出电压UeV转子额定电压UfnV额定输出电流IeA转子额定电流IfnA额定励磁电压UefnV空载额定转子电压Uf0V额定励磁电流IefnA空载额定转子电流If0A励磁机同步电抗XdePU直轴同步电抗XdP
34、U暂态同步电抗XdePU交轴同步电抗XqPU次暂态同步电抗Xde”PU直轴暂态电抗XdPU励磁机负序电抗X2ePU交轴暂态电抗XqPU75励磁绕组直阻RLf直轴次暂态电抗Xd”PU转子时间常数TE0秒交轴次暂态电抗Xq”PU转子分流器变比K4A/mv发电机负序电抗X2PU发电机零序电抗X0PU永磁机型号直轴开路暂态时常数Td0秒永磁机容量SpkVA交轴开路暂态时常数Td0秒永磁机额定频率fpHZ75转子直阻Rf/Rm永磁机额定电压UpmgV直轴开路次暂态时间常数Td0”秒永磁机额定电流IpA交轴开路次暂态时间常数Tq0”秒永磁机功率因数cos直轴短路暂态时常数Td秒发电机空载额定时励磁电压V交
35、轴短路暂态时常数Tq秒发电机空载额定时励磁电流A直轴短路次暂态时间常数Td”秒励磁机空载额定时励磁电压V交轴短路次暂态时间常数Tq”秒励磁机空载额定时励磁电流A3、自动电压调节器AVR参数（要求提供AVR传递函数框图及参数计算说明）AVR的PID参数PSS参数参数名称代号单位机组号PSS增益KpssPU校正方式（串或并联校正）第一级隔直增益Kw1PU比例增益KpPU第一级隔直时间常数Tw1秒电压检测时间常数TR 秒第二级隔直增益Kw2PU积分增益KiPU第二级隔直时间常数Tw2秒微分增益KdPU超前-滞后时间常数T1秒积分时间常数Ti秒超前-滞后时间常数T2秒微分时间常数Td秒超前-滞后时间常
36、数T3秒10秒强励倍数PU超前-滞后时间常数T4秒超前-滞后时间常数T5秒可控硅最小限制角min度超前-滞后时间常数T6秒可控硅最大限制角max度PSS输出限幅PU是否采用余弦移相原理上述表格中发电机各种电抗应填不饱和值，另外AVR和PSS结构比较复杂，可以不填表的第三部分，直接提供传递函数框图和相关数据。表5:变压器参数表 ( )厂站 年 月 日变电站名称变 号容 量容 量 比电 压 比结 线电 流调 压 方 式相 数型 式制 造 厂投 入 日 期短路电压（高中）短路电压（高）短路电压（高低）短路电压（中）短路电压（中低）短路电压（低）铜 损（高中）消弧线圈(Mvar/)铜 损（高低）零序实
37、测参数（高）铜 损（中低）零序实测参数（中）铁 损零序实测参数（低）无 功 损 耗零序实测(高送中开)冷 却 方 式零序实测(高送中短)空 载 电 流零序实测(中送高开)补偿装置(Mvar)零序实测(中送高短)备 注中性点接地方式：直接接地/ 间隙接地/ 经消弧线圈接地系 统计 算采 用之 值具 名 值 （）标 幺 值 （）高 压 电 抗中 压 电 抗低 压 电 抗记录 校核表6：线路参数表 ( )厂站 年 月 日线路名称长 度电 压1原始数据及计算部分导线型号及长度部分地线型号及长度导线、地线主要的杆型排列方式及图示总杆号、顺序平 行 档 距导线单位长度阻抗正序RXC零序RXC与相邻线路平行情况安全电流投入日期全长阻抗RXZX0备 注2. 实测数据及计算正序试验数据计算结果零序试验数据计算结果备 注3. 计算采用值具 名 值
