内蒙古电网新机并网调度服务指南

1、内蒙古电网新机并网调度服务指南内蒙古电网新机并网调度服务指南一、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

2、组进入商业化运营的工作十、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刖曰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

3、规范、优质、高效的并网调度服务，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、并网调与协议、购售电台同电厂升压站启动调试前的工作r厂、机组首次并

4、网前的工作一I_<*>涉网二次系统验收调试期的工作J并网安全性评价机组进入商业化运营的工作二、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

5、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

6、条件。四、电厂升压站启动调试前的工作电厂应在升压站预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

7、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。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。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(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

8、电厂运行值班人员接受电网调度机构培训和考试的申请。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。(6) 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。(7) 编制现场运行规程，对电厂一次设备进行双重编号标示。(8) 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。(9) 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。(10) 在升压站启动调试1天前，开始实时运行值班，并与上级调

9、度进行调度业务联系。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(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。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。(3) 在升压站启动调试15天前，协调相关运行

10、维护单位共同完成并网通信设备的接入及电路的开通、调试工作。(4) 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。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。(5) 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。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。(6) 在升压站启动调试前1天前，与电

11、厂运行值班员进行调度业务联系。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台同的约定完成了相关的工作。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。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

12、气运行规程和紧急事故处理预案已报电网调度机构。(2) 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。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。(3) 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。(4) 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。(5) 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

13、求。4、电厂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。电厂应在机组预计首

14、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。(2) 电厂在收到并网确认通知后10天内，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。(3) 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。(4) 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

15、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；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) 在冏定的首次并网日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

16、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，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

17、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

18、。(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，电厂在冏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

19、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

20、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，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

21、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

22、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

23、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)Q功率因数制造厂型式投产日期电压饱和值不饱和值静电流负序电抗X2结线零序电抗X0子冷却方式定子漏电抗Xe电阻次暂态电抗Xd，电压暂态电抗Xd，转电流同步电抗Xd

24、极对数次暂态电抗Xq'子转速暂态电抗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Td。发电机转动惯量暂态开路时间常数Td。励型式次暂态交轴开路时间常数Tq。磁容量暂态交轴开路时间常数Tq。饥或电压额定电压时计及饱和励电流影响的励磁电流If磁变励磁方式额定电压时不计饱和影响励调节励磁方式即按线形曲线的励磁电流If磁调调为倍数1.2倍额定电压时计及饱节强励倍数和影响的励磁电流If系励磁系统1.2倍额定电压时不计饱和影响统时间常数Te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：口直流炉口

25、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：口中间再热口非再热口抽汽供热口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重TaJskg.m2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%额定工况下局/中/低压缸出力占整机的白分比，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%额孕数下，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

26、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%额孕数下，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：口液压调节口模拟电调口数字电调调速汽门快关类型：口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a%一般36%系统迟缓率

27、3;%一般0.10.4%高负荷区域局音，速度变动率a%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VelcTscs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/a)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

28、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VelcTscs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：MW1、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

29、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%司.04%（即±0.02%）接力器不动时间Tqs司.2s暂态转差系数bts缓冲时间常数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）参数名称代号单位号参数名称代号单位号发电机型号、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

30、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”秒转子额正电流IfnA直轴开路次暂态时间常数Td0”秒空载额定转子电压Uf0V仝载额定转于电流If0A励磁尖型号宜轴同步电抗XdPU变磁变额定谷量SkVA交轴同步电抗XqPU励磁变变比KKV/V宜轴暂态电抗Xd'PU励磁变二次电流I2A交轴暂态电抗Xq'PU励磁变二次CT变比KctA/A宜轴

31、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/V75C转子直阻Rf/RmQ整流柜顶值电压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Ig

32、A额定输出电压UeV转子额定电压UfnV额定输出电流IeA转子额正电流IfnA额定励磁电压UefnV空载额定转子电压Uf0V额定励磁电流IefnA仝载额定转于电流If0A励磁机同步电抗XdePU直轴同步电抗XdPU暂态同步电抗Xde'PU交轴同步电抗XqPU次暂态同步电抗Xde”PU直轴暂态电抗Xd'PU励磁机负序电抗X2ePU交轴暂态电抗Xq'PU75C励磁绕组直阻RLfQ宜轴次暂态电抗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Sp

33、kVA交轴开路暂态时常数Td0'秒永磁机额无频孕fpHZ75C转子直阻Rf/RmQ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交轴短路暂态时常数Tq'秒发电机空载额定时励磁质A直轴短路次暂态时间常数Td”秒励磁机空载额定时励磁雄V交轴短路次暂态时间常数Tq”秒励磁机空载额定时励磁质A3、自动电压调节器一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（

34、申或并联校正）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ornin度超前-滞后时间常数T6秒可控硅最大限制角ornax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。

35、表5:变压器参数表）厂站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/Q）铜损（高低）零序实测参数（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（中送局开）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具名值（）标幺值（）高压电抗中压电抗低压电抗采用之值记录校核表6:线路参数表()厂站年月日线路名称长度电压1.原始

36、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TF行档距4£fi11i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()标幺值()正序阻抗零序阻抗备注记录校核表7:并联电抗器、电容器参数表()厂站年月日变电站名称电抗/电容器型号电抗(L)/电容(C)额定电压容量(Mvar)额定电流相数额定电抗(Q)总容量容量构成中性点小电抗(Q)中性点小电抗型号实际投入容量是否线路电抗冷却方式中性点小电抗器参数变电站名称10ms最大电流容量额定

37、持续电流相数额定电抗冷却方式表8:开关设备参数表）厂站年月日开关编号设备名称型式额定电压（kV）额定电流（kA）断流容量(MVA)额定短路遮断电流有效值（kA）峰值(kA)操作机构型式断路器类别制造厂出厂日期投产日期备注记录校核登记日期表9:新投产机组试运前励磁、调速系统调查表编亏发电机型号发电机生产厂家额定功率/MW额定容量/MVA励磁调为器调速器汽轮机型号生产厂家励磁力式生产厂家型号生产厂家型号32表10:报送运行管理处资料目录表1、机组试运前资料名称数量单位（份/套）报送人接收人1电气主接线图2升压站平面布置图3发电机、励磁系统、汽轮机、调速系统、主变、线路、开关等数据表格4发电机产品说

38、明书5发电机技术协议6发电机技术总汇表7励磁系统（含PSS）传递函数框图8发电机励磁调节柜原理图9发电机整流柜原理图10发电机磁场和保护回路原理图11励磁装置用户手册技术条件12励磁装置用户手册硬件说明书13励磁装置用户手册操作、维护一14励磁装置用户手册人机界面15汽轮机产品说明书16汽轮机技术协议17汽轮机技术总汇表18调速系统（含原动机）传递函数18调速系统说明书19调速系统技术协议20新投产机组试函脉、调速系统调查表2、机组冏业化运行前1励磁系统参数测式报告2PSS装置参数测试报告3调速系统参数测式报告4保厂用电方案5电网安全自动眦伺关资料6频率异常保护定i单7进相试验报告8机组振荡、

39、失®行规1程9内家占电网发恤组励磁系统、调速系统和PSS参数测试调查表表11:发电机组PSS功能投退确认表XXXXXXXXX电厂发电机组PSS功能投退确认表机组号PSS投入时间参数是否满足大区联网要求，在0.1-2HZ内是否提供正阻尼，反调是否在正常范围内？投入专责人（含联系方式）电厂盖章:技术监督部门盖章:测试单位盖章:附PSS框图和参数:35表12:机组一次调频功能投退确认表机组一次调频功能投入时间确认表电厂名称机组号机组容量一次调频投入时间投入专责人(含联系电话)机组一次调频投入确认表机组容量(MW)汽轮机生产厂、型号调速系统类型DEH厂家型号DCS厂家型号速度变动率a迟缓率&

40、#163;频率调整死区备注DEH设定值DCS设定值液调系统设计值液调系统试验值设计值试验值DEH设定值DCS设定值一次调频响应滞后时间：一次调频稳定时间：一次调频限幅：是否提交以下材料：1.调速系统的传递函数2.各环节参数及有关的试验报告3.液调机组调速系统速度变动率、迟缓率测试报告4.电调机组速度变动率、频率调整死区组态图及函数曲线设置参数5.机组负荷随实际电网频率变化曲线_次调频投入情况说明：电厂经办人签字:日期:联系电话:电厂主管领导意见：签字：日期：（公章）技术监督部门意见：签字：日期：（公章）电网调好S门意见：签字:日期:（公章）1、保护资料报送清单资料内容1工程的概述及工程计划投运

41、的时间。2继电保护配置情况的说明。3线路保护通道的说明。4保护装置搬迁情况的说明。5新建或切改线路的详细设计资料。其中须包含：导线型号、线路长度、相问距离或线路的平均几何均距、分裂间距（分裂导线）等相关数据。6新投广发电机的出厂试验才器或铭牌参数、次暂态电抗Xd、暂态电抗X同步电抗Xd、负序电抗X2等。7新建变压器出厂试验才器或铭牌参数、短路电压Uk%及变压器零序电抗测试报告。8新投产或扩建变电站的电气主接线图。要求工程组织部门确认图中保护所用的电流及电压互感器的变比。9线路保护、母线保护、变压器保护、故障录波器、故障信息系统图纸。10线路保护、母线保护、变压器保护、故障录波器等与设备相配套的

42、厂家说明书。对一些电网内新应用的保护装置，必要时需按照中调的要求提供随箱定值活单。11是否配置母联断路器保护，保护装置型号及说明书。备注以上技术资料应丁工程启动前3个月提交到内蒙古电力调通中心继电保护处，以便中调配合工期进行整定计算并下发继电保护定值。如因资料延误，工期顺延。上述资料附两份资料活单，并加盖电厂公章，核对齐全后签字交接。2、内蒙古电网继电保护、故障录波及故障信息远传装置选型原则（按设备型号拼音排序）1.220kV线路保护选型原则1.1分相电流差动保护CSC-103B北京四方继保自动化股份有限公司PRS-753深圳南瑞科技有限公司PSL-603G国电南京自动化股份有限公司RCS-9

43、31B南与南壬而继保工程技术有限公司WXH-803(A)许继电气股份有限公司1.2微机高频闭锁距离零序保护CSC-101B北京四方继保自动化股份有限公司PSL-602国电南京自动化股份有限公司RCS-902B南京南瑞继保工程技术有限公司WXH-802(A)许继电气股份有限公司PRS-702深圳南瑞科技有限公司1.3纵联方向保护CSC-102B北京四方继保自动化股份有限公司PRS-701深圳南瑞科技有限公司RCS-901B南京南瑞继保工程技术有限公司WXH-801(A)许继电气股份有限公司PSL-601国电南京自动化股份有限公司2.220kV变压器保护选型原则CSC-326北京四方继保自动化股份

44、有限公司PST1200南京新宁电力技术有限公司RCS-978南京南瑞继保工程技术有限公司SGT756国电南京自动化股份有限公司PRS-778深圳南瑞科技有限公司WBH-800(A)3.故障录波器选型原则许继电气股份有限公司FH-3000成都府河电气集团有限公司SH2000C深圳成合电脑系统有限公司WDGLX、B、F/V山东山大电力技术有限公司YS-89A南京银山电子有限公司ZH-3武汉中元华电科技有限公司4.故障信息系统选型原则CSFM-2002北京四方继保自动化股份有限公司FH-5000成都府河电气集团有限公司NS8000国电南思系统控制有限公司YS-3000A南京银山电子有限公司5.220

45、kV(110kV)母线保护选型原则BP-2B深圳南瑞科技有限公司CSC-150北京四方继保自动化股份有限公司RCS-915南京南瑞继保工程技术有限公司WMH-800(A)许继电气股份有限公司WMZ-41(SGB750国电南京自动化股份有限公司6.110kV联络线保护选型原则CSC-160系列北京四方继保自动化股份有限公司PSL620系列国电南京自动化股份有限公司RCS-900系列南京南瑞继保工程技术有限公司WXH-810S列许继电气股份有限公司PRS-753(分相电流差动)深圳南瑞科技有限公司单位3、继电保护技术监督报告工程项目名称技术监督组织机构技术监督依据标准电力系统继电保护技术监督规定（

46、试行）（电安生1997356号）内家占电力系统继电保护技术监督规正（内电调199814号）相关国家、行业、自治区、本单位有关继电保护规定技术监督监督项目1继电保护装置选型是否满足内蒙古西部电网继电保护及故障录波装置与选型原则2本工程技术监督范围3本工程是否实行全过程技术监督4工程施工过程中安全工作5装置安装及一次回路施工情况6有关继电保护规定及反措执行程度7整个过程中继电保护工作标准化作业情况8验收工作是否认真执行9验收人是否保持稳定并有一定的现场工作经验10相互动作试验及整组试验11继电保护装置投运时是否编写现场运行规程12运行人员对即将投入运行的保护装置熟悉情况13定值情况14检修人员对新

47、投入运行的保护装置熟悉情况15备品情况及专用调试工具16竣工资料交接17181920存在1可题及处理意见年月日工程是否具备条件投入签字监督人（签字）监督执行单位（公章）备注：1、继电保护技术监督执行单位及监督人必须对所监督工程项目监督内容的完整性、真实性、正确性负责，并以此作为今后工作评价的依据。2、技术监督监督项目表中仅列16项，其余项目根据具体装置及相关规定由技术监督人员现场确定，但必须保证继电保护装置运行后安全可靠。3、上报继电保护技术监督报告时，有关单位应按上述格式使用计算机填写。4、继电保护专业验收报告单位年月日工程项目名称验收工作的组织机构存在问题及处理意见继电保护工程项目可否投运息见签字验收人