電力系統網源協調復核性試驗導則目 次前? 言 I范圍 1規范性引用文件 1術語和定義 2總則 3試驗技術條件 4試驗內容與方法 6復核性試驗技術要求 10試驗報告主要內容 14附錄A（規范性）勵磁調節器輸出限值計算方法 15附錄B（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗數據與指標計算 18附錄C（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組水輪發電機（含抽水蓄能機組及其調節系統建模復核性試驗采集信號 20附錄D（規范性）同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗報告模板 21附錄E（規范性）同步發電機PSS性能復核性試驗報告模板 22附錄F（規范性）水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗報告模板 23附錄G（規范性）水輪發電機（含抽水蓄能機組及其調節系統參數測試及建模復核性試驗報告模板 24附錄H（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗報告模板 25附錄I（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統參數測試及建模復核性試驗報告模板 26附錄J（規范性）新能源場站頻率調節性能復核性試驗報告模板 27附錄K（規范性）新能源場站電壓調節性能復核性試驗報告模板 28IPAGEPAGE1PAGEPAGE10電力系統網源協調復核性試驗導則范圍（規范性引用文件GB/T7409（所有部分）同步發電機勵磁系統GB/T7894水輪發電機基本技術條件GB/T14100燃氣輪機驗收試驗GB/T19963風電場接入電力系統技術規定GB/T19964光伏發電站接入電力系統技術規定GB/T28566發電機并網安全條件評價GB/T29321光伏發電站無功補償技術規范GB/T30370火力發電機組一次調頻試驗及性能驗收導則GB/T31464電網運行準則GB38755電力系統安全穩定導則GB/T40589同步發電機勵磁系統建模導則GB/T40593同步發電機調速系統參數實測及建模導則GB/T40594電力系統網源協調技術導則GB/T40595并網電源一次調頻技術規定及試驗導則GB/T40591電力系統穩定器整定試驗導則DL/T656火力發電廠汽輪機控制及保護系統驗收試驗規程DL/T824汽輪機電液調節系統性能驗收導則DL/T843同步發電機勵磁系統技術條件DL/T1167同步發電機勵磁系統建模導則DL/T1231電力系統穩定器整定試驗導則DL/T1235同步發電機原動機及調節系統參數實測與建模導則DL/T1245水輪機調節系統并網運行技術導則DL/T1870電力系統網源協調技術規范DL/T2194水力發電機組一次調頻技術要求及試驗導則NB/T31078風電場并網性能評價方法NB/T31099風力發電場無功配置及電壓控制技術規定NB/T31110風電場有功功率調節與控制技術規定NB/T32026光伏發電站并網性能測試與評價方法術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1網源協調powergridandsourcecoordination電源及無功調節設備與電網之間相互作用、相互協調技術的總稱。[來源：GB/T40594—2021,3.5]3.2復核性試驗grid-relatedverificationtest涉網試驗完成時間達到規定年限后，為核對原涉網試驗結論而開展的驗證性試驗。[來源：GB/T40594—2021,3.8]3.3勵磁系統excitationsystem[來源：GB/T7409.1—2008,2.2]3.4自動電壓調節模式automaticvoltageregulationmode勵磁調節器采用發電機機端電壓閉環控制的調節模式。3.5電力系統穩定器powersystemstabilizer:PSS借助自動電壓調節器控制同步電機勵磁，抑制電力系統功率振蕩附加控制裝置或功能。[來源：GB/T40591—2021,3.1]3.6一次調頻primaryfrequencycontrol:PFC[來源：GB/T40595—2021,3.1]3.7轉速不等率steady-statespeedregulation;speedgoverningdroop機組調節控制系統一次調頻的靜態特性曲線斜率。[來源：GB/T40595—2021,3.3]3.8PAGEPAGE11PAGEPAGE4原動機調節系統primemovergoverningsystem控制原動機運行的控制系統。[來源：DL/T1235—2019,3.1]3.9原動機及其能量供給系統primemoverandenergysupplysystem為發電機提供機械轉矩的汽輪機及其鍋爐、水輪機及其引水系統、壓氣機和燃氣輪機等裝置。[來源：DL/T1235—2019,3.3]3.10新能源場站renewableenergystation集中接入電力系統的風電場或光伏發電站并網點以下所有設備。注：包括變壓器、母線、線路、變流器、儲能、風電機組、光伏發電系統、無功調節設備及輔助設備等。[來源：GB/T40594—2021,3.11]3.11新能源場站頻率調節性能frequencyregulationperformanceofrenewableenergystation新能源場站通過調節并網點有功功率實現支撐電網頻率的性能，應包括新能源場站一次調頻性能和AGC系統性能。3.12新能源場站電壓調節性能voltageregulationperformanceofrenewableenergystationAVC系統性能。3.13自動發電控制automaticgenerationcontrol；AGC[來源：DL/T1870—2018,3.4]3.14自動電壓控制automaticvoltagecontrol；AVC[來源：GB/T40594—2021,3.7]總則需開展復核性試驗的電源電力系統網源協調復核性試驗導則適用于單機容量100MW及以上火電機組（燃煤、燃氣、燃油）與核電機組，40MW及以上水電機組（含抽水蓄能機組）與光熱機組；接入220kV及以上電壓等級的同步發電機組，接入35kV及以上電壓等級的新能源場站，其他并網電源可參照執行。電力系統網源協調復核性試驗工作范圍PSS（含抽水蓄能機組汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗、水輪發電機組（含抽水蓄能機組）/汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統參數測試及建模復核性試驗、新能源場站頻率調節性能復核性試驗、新能源場站電壓調節性能復核性試驗。電力系統網源協調復核性試驗工作要求5試驗技術條件同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗在運同步發電機應完成發電機勵磁系統參數測試及建模試驗，現場實測及建模仿真結果滿足GB/T7409GB/T40589GB/T40594DL/T843DL/T1167DL/T1870（包括軟件升級與參數修改等行為。試驗機組技術條件機組處于正常運行狀態，保持額定轉速空載運行，發電機勵磁系統經交接試驗測試調控良好，勵磁測量回路良好；機組繼電保護、熱工保護等保護功能應正常投入運行，并無限制、異常和故障信號；機組勵磁系統應投入自動電壓調節模式。PSS性能復核性試驗PSSGB/T7409、GB/T40589、GB/T40591、GB/T40594、DL/T1167、DL/T1231、DL/T1870的要求，并向電網調度機構提交相關試驗報告。PSS已根據實測模型建立計算模型，并通過電網調度機構審核入庫，計算模型應滿足所在電網調度機構采用的電力系統仿真計算程序使用要求。（包括軟件升級與參數修改及所接入局部電網網架較大調整等行為。試驗機組技術條件機組處于正常運行狀態，保持出力基本恒定；機組有功功率應大于60%有功額定值，無功功率應小于20%無功額定值；機組勵磁系統應投入自動電壓調節模式，自動發電控制（AGC）和自動電壓控制（AVC）功能應暫時退出。水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗在運水輪發電機組（含抽水蓄能機組）GB/T40594、DL/T1245、DL/T1870、DL/T2194的要求，并向電網調度機構提交相關試驗報告。（含抽水蓄能機組試驗機組技術條件原動機調節系統應正常投入運行，一次調頻回路程序運算周期及測試信號刷新頻率不應大于50Hz，電氣功率應通過采集電流互感器、電壓互感器的信號直接計算得到；機組具備監控系統功率閉環調節模式的，應測試該模式下的一次調頻性能。水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統參數測試及建模復核性試驗（含抽水蓄能機組GB/T40593、GB/T40594、DL/T1235、DL/T1870的要求，并向電網調度機構提交相關試驗報告。（含抽水蓄能機組（含抽水蓄能機組試驗機組技術條件機組一次調頻試驗已完成，一次調頻功能應正常投入運行；原動機調節系統應正常投入運行；C中表C.2所列，電氣功率應通過采集電流互感器、電壓互感器的信號直接計算得到。汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗在運汽輪發電機組/GB/T30370、GB/T40594、GB/T40595、DL/T1870的相關要求，并向電網調度機構提交相關試驗報告。在運汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統未涉及重大改造、大修、軟件升級及參數修改等行為。試驗機組技術條件機組處于正常運行狀態，應具備滿負荷運行條件和能力；（CCS）（DEH）（TCS）應正常投入運行；CCS與信號同步。汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統參數測試及建模復核性試驗在運汽輪發電機組/燃氣輪發電機組應完成汽輪機/燃氣輪機及其調節系統參數測試及建模試驗，GB/T14100、GB/T40593、GB/T40594、DL/T656、DL/T824、DL/T1235、DL/T1870的要求，并向電網調度機構提交相關試驗報告。在運汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統已根據實測模型建立計算模型，并通過電網調度機構審核入庫，計算模型應滿足所在電網調度機構采用的電力系統仿真計算程序使用要求。在運汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統未涉及重大改造、大修、軟件升級及參數修改等行為。試驗機組技術條件機組處于正常運行狀態，一次調頻試驗已完成，一次調頻功能可正常投入運行；機組有功功率應大于80%原動機調節系統應具備外接接口，汽輪發電機組輸出模擬量的刷新頻率應大于10Hz，燃氣輪發電機組輸出模擬量的刷新頻率應大于20Hz，采集信號如附錄C中表C.1和表C.3新能源場站頻率調節性能復核性試驗AGCGB/T19963、GB/T19964、GB/T40594、DL/T1870、NB/T31078、NB/T32026的要求，并向電網調度機構提交相關試驗報告。在運新能源場站未涉及容量變更，一次調頻、自動發電控制（AGC）系統、能量管理平臺、控制回路通訊鏈路及主控系統未涉及改造（包括軟件升級與參數修改）等行為。試驗機組技術條件新能源場站一次調頻、AGC系統應正常投入運行；光伏發電站應盡量避開多云天氣的試驗工況，風電場應選擇風況較穩定的試驗工況；進行有功功率調節能力試驗和有功功率變化試驗時，新能源場站有功功率應大于50%額定值。新能源場站電壓調節性能復核性試驗AVCGB/T19963GB/T19964、GB/T29321GB/T40594DL/T1870NB/T31099NB/TNB/T32026在運新能源場站未涉及容量變更，自動發電控制（AVC）系統、動態無功補償設備（SVG）、能量管理平臺、控制回路通訊鏈路及主控系統未涉及改造（包括軟件升級與參數修改）等行為。試驗機組技術條件新能源場站AVC系統、動態無功補償設備（SVG）應正常投入運行；新能源場站并網點母線電壓值應在電網調度機構允許的限值內。試驗內容與方法同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗勵磁調節器實際模型參數校核發電機空載電壓小階躍試驗1%～5%TupTp、MpTsN，并與原模型仿真結果進行比對分析。試驗結果評判見7.1。發電機空載電壓大階躍試驗10%～40%勵磁調節器輸出限值計算方法見附錄A。PSS性能復核性試驗PSS實際模型參數校核進行機組PSS實際模型參數與原PSSPSS實際模型參數與原模型參數一致。發電機負載電壓小階躍試驗PSS1%～4%的發電機負載電壓小階躍試驗，PSS退出和投入情況下的負載電壓小階躍試驗。抽水蓄能機組的負載電壓小階躍試驗應分別在發電機運行方式和電動機運行方式下進行。PSS參數整定試驗報告試驗結果進行比對分析，振蕩頻率和阻尼比計算公式分別如式（1）、（2）所示。試驗結果評判見7.2.1。fN/(T2N1T1)

（1）式中：N：計算周期數；T1：第一個峰值出現的時間，s。T2N+1：第（2N+1）個峰值出現的時間，s。1

P1P2式中：N

2N

ln(

)P2N1P2N2

（2）P1、P2：第一個和第二個功率峰值，MW。P2N+1、P2N+2：第（2N+1）個和第（2N+2）個功率峰值，MW。反調試驗在PSS投入情況下，按原動機正常運行操作的有功功率最大變化速率設定，連續變出力應大于3%額定有功功率，記錄機組有功功率、無功功率和機端電壓的變化情況。7.2.2。PSS自動投退值校核進行PSS自動投退值校核，PSS自動投入值應不大于發電機正常運行的最小有功功率，自動退出PSSPSSPSS自動投入值應同時滿自動投入值應整定在機組核定的深度調峰功率下限。水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗調節系統頻率測量單元校核試驗結果評判見7.3.1。一次調頻死區校核試驗結果評判見7.3.2。一次調頻動態性能測試測試工況點應包括60%75%90%100%額定有功功率或當前水頭下最每個工況階躍試驗應包含±0.1Hz0.15Hz及±0.2Hz過±0.2Hz0s（轉速通過頻差（轉速）階躍試驗得到一次調頻滯后時間、上升時間、調節時間。7.3.3～7.3.5。一次調頻限幅測試60%、75%、90%、100%額定有功功率工況下進行最大調節幅度測試，采用連（轉速應通過頻率擾動試驗驗證100%額定有功功率下功率增加方向的最大功率限幅功能。7.3.6。水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統參數測試及建模復核性試驗變負荷試驗導葉開度階躍試驗5%10%80%額定有功功率及以上的典型工況，試驗過程應避開機組強振動區等非推薦運行區。頻率階躍試驗開度或功率模式下，進行正/負方向頻率階躍試驗，有效頻差應不小于0.10Hz，工況點應包含80%額定有功功率及以上的典型工況。試驗過程應避開機組強振動區等非推薦運行區。根據6.4.2~6.4.3試驗結果，計算反調峰值功率PRP、反調峰值時間TRP、調整時間Ts，并在原模型中進行仿真分析。試驗結果評判見7.4。汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗一次調頻死區校核試驗結果評判見7.5.3。一次調頻動態性能測試核電機組測試工況點應至少包括75%90%100%/光熱/燃氣/燃油機組測試工況點應至少包括60%、75%、90%、100%額定有功功率，具備深度調峰運行能力的機組，應在機組深度調峰運行區間核定的深度調峰功率下限選取工況點進行測試。每個工況階躍試驗應至少包括±0.1Hz及±0.133Hz試驗結果評判見7.5.4。一次調頻限幅測試75%、90%、100%額定有功功率工況下進行；火電/光熱/燃氣/燃油機組最大調節幅度測試應選擇60%75%90%100%試驗結果評判見7.5.5。汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統參數測試及建模復核性試驗汽輪發電機組閥控模式階躍試驗在閥控模式下，進行引起有功功率變化不小于3%有功額定值的頻率或總閥位指令階躍試驗，正/負方向階躍試驗各進行三次以上。汽輪發電機組協調方式/功率閉環模式頻率擾動試驗在協調方式/功率閉環模式下，進行有效頻差不小于0.1Hz的頻率擾動試驗，正/負方向擾動試驗各進行三次以上。燃汽輪發電機組功率控制模式階躍試驗在功率控制模式下，進行引起有功功率變化不小于3%有功額定值的頻率或功率指令階躍試驗，試驗正/負方向階躍試驗各進行三次以上。根據6.6.1~6.6.3試驗結果，計算上升時間Tup、調整時間Ts等品質參數，并在原模型中進行仿真分析。試驗結果評判見7.6。新能源場站頻率調節性能復核性試驗一次調頻死區校核向一次調頻輸入連續改變的模擬頻率信號，直至有功功率開始規律性調節，記錄新能源場站有功功率的變化情況。試驗結果評判見7.7.1。一次調頻動態性能測試測試工況點應至少包括低負荷工況和高負荷工況，低負荷工況選擇20%~50%額定有功功率之間，高負荷工況選擇65%～100%額定有功功率之間，試驗需對新能源場站100%額定有功功率下的一次調頻動態性能進行驗證的，應增加100%額定有功功率試驗工況。每個工況階躍試驗應至少包括±0.05Hz、±0.15Hz、±0.2Hz的有效頻差階躍，最大有效頻差新能源場站有功功率作為響應目標，計算一次調頻動態性能指。7.7.2。一次調頻限幅測試100%額定有功功率下的一次調頻限幅進行100%額定有功功率試驗工況，記錄頻率偏差、新能源場站并網點電壓、并網點電流、有功功率。試驗結果評判見7.7.3。有功功率調節能力測試5%AGC系統動態性能指標。試驗結果評判見7.7.5。有功功率變化測試1min10min1min有功功率最大變化量。試驗結果評判見7.7.6。新能源場站電壓調節性能復核性試驗系統并網點電壓控制模式下，進行電壓調節性能測試，記錄新能源場站并網點電壓、無功功率，繪制電壓曲線。試驗結果評判標準見7.8。復核性試驗技術要求同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗TupTpMpTsN12。表1 發電機空載電壓小階躍試驗復測允許值品質參數自并勵靜止勵磁系統要求交流勵磁機勵磁系統要求Tup0.5s0.6sMp30%40%Ts5s10sN3次3次表2 發電機空載電壓小階躍試驗復測與原仿真的偏差允許值品質參數參數范圍偏差允許值（=復測值-原仿真值）Tup0.2s0.5實測值>0.2s0.1sTp0s～0.5s0.1s>0.5s0.2sMp0～10%5%>10%0.5實測值Ts全部2sN全部1PSS性能復核性試驗PSS阻尼效果投入PSS后，機組機端電壓、勵磁電壓和無功功率應無明顯波動，比較有、無PSS情況下的阻PSS增益下的負載階躍響應的阻尼比應大于0.1，且比無PSS的負載階躍響應的阻尼比明顯提高；PSS阻尼特性與原PSS參數整定試驗結果相比，振蕩頻率和阻尼比不應存在明顯差異，若復測的阻尼比小于0.3，則不應小于50%原阻尼比。PSS反調特性20%2%額定值。水輪發電機組（含抽水蓄能機組）調節系統一次調頻復核性試驗頻率測量分辨率及一次調頻回路運算周期頻率測量分辨率應不大于0.003Hz，一次調頻回路程序運算周期應不大于20ms。一次調頻死區一次調頻死區設置應不大于±0.05Hz。永態差值系數開度調節模式下，永態差值系數bp不應大于4%；功率調節模式下，永態功率差值系數（調差率）ep不應大于3%。一次調頻動態性能有功功率上升時間不應大于15s；有功功率調節時間不應大于30s；有功功率反調量不應大于機組有功功率調節量的30%；有功功率超調量不應大于30%，振蕩次數不應大于2次。無調壓設施的水輪機過水系統的水流慣性時間常數Tw大于4s；帶有調壓井的水輪機調節系統，其穩定面積設計安全系數小于1.15。一次調頻限幅水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統參數測試及建模復核性試驗PRPTRPTs等品質參數，復測值與原模型仿真值偏差3。表3 品質參數復測與原仿真的偏差允許值品質參數偏差允許值（=復測值-原仿真值）PRP10%的功率實測變化量TRP0.2sTs2.0s汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗轉速不等率火電/光熱/燃氣/燃油/核電機組轉速不等率應為4%～5%。一次調頻死區火電/光熱/燃氣/燃油機組一次調頻死區應設置在±0.033Hz范圍內；核電機組一次調頻死區應設置在±0.067Hz范圍內。一次調頻動態性能火電/光熱/燃氣/燃油/核電機組一次調頻的滯后時間應不大于2s；火電/光熱/核電機組達到75%目標負荷的時間應不大于90%目標負荷的時間應不大于30s；燃氣/燃油機組達到90%目標負荷的時間應不大于15s；火電/光熱/核電機組參與一次調頻的調節時間應不大于45s，燃氣/燃油機組參與一次調頻的調節時間應不大于30s；有功功率超調量不大于30%，振蕩次數不大于2次。一次調頻限幅火電/光熱/燃氣/燃油機組額定有功功率小于350MW的，一次調頻功率變化幅度應不小于有功功率10%額定值；額定有功功率大于等于350MW且小于500MW的，一次調頻功率變化幅度應不小于有功功率8%500MW核電機組一次調頻變化幅度應不小于有功功率6%額定值，機組額定有功功率運行時應參與一次調頻，增負荷方向一次調頻變化幅度為有功功率2%~6%額定值，減負荷方向一次調頻變化幅度應不小于有功功率6%額定值。汽輪發電機組/燃氣輪發電機組及其調節系統參數測試及建模復核性試驗PHPTHP45，燃氣輪發電機組品質參數復6。表4 汽輪發電機組閥位模式下復測與原仿真的偏差允許值品質參數偏差允許值（=復測值-原仿真值）PHP±10%有功功率實測變化量THP±0.1sTs±2.0s表5 汽輪發電機組協調方式/功率閉環下復測與原仿真的偏差允許值品質參數偏差允許值（=復測值-原仿真值）PHP±30%有功功率實測變化量THP±0.2sTs±2.0s表6 燃氣輪發電機組負載試驗復測與原仿真的偏差允許值品質參數偏差允許值（=復測值-原仿真值）Tup±0.2sTs±1.0s新能源場站頻率調節性能復核性試驗一次調頻死區風電場一次調頻死區應設置在±0.03Hz～±0.1Hz范圍內，根據電網需要確定；光伏發電站一次調頻死區應設置在±0.02Hz~±0.06Hz范圍內，根據電網需要確定。一次調頻動態性能新能源場站自頻率越過調頻死區開始至發電出力變化至10%新能源場站自頻率超出調頻死區開始至發電出力變化至90%新能源場站自頻率超出調頻死區開始至有功功率與穩態值之差絕對值不超過5%階躍量的最短時間不大于15s。新能源場站一次調頻控制偏差應不大于有功功率±1%額定值。一次調頻限幅化幅度限制設置應不小于有功功率6%額定值；一次調頻調差率新能源場站一次調頻調差率應設置在2%~10%范圍內，根據電網需要確定。AGC動態性能新能源場站AGC系統最大控制偏差應不大于有功功率5%額定值，宜小于2%額定值；新能源場站AGC系統超調量不大于10%。有功功率變化風電場1min有功功率變化量、10min有功功率變化量技術要求如表9所示。表9 風電場有功功率變化最大限值風電場額定有功功率/MW10min最大變化量(MW)1min最大變化量(MW)<3010330~150額定有功功率/3額定有功功率/10>1505015光伏發電站有功功率變化量應不超過有功功率10%額定值/min。新能源場站電壓調節性能復核性試驗新能源場站自電壓超出死區開始至并網點電壓達到穩定所需時間應不大于30s，新能源場站AVC系統電壓控制誤差絕對值不大于0.5%標稱電壓。試驗報告主要內容復核性試驗報告主要內容應至少包括如下內容，具體模板可參照附錄D～J。摘要。應列舉發電廠名稱、被試同步發電機/新能源場站相關信息、試驗內容、試驗簡要結論、關鍵詞等。前言。應列舉復核性試驗背景及目的、被試設備信息、電網調度機構名稱、試驗時間和試驗單位等。試驗依據及技術文件。應列舉開展復核性試驗所需的最新版本試驗依據及技術文件。試驗所需技術參數。應列舉開展復核性試驗所需的同步發電機組/新能源場站、相關設備及系統參數等。試驗內容及結果評判。應列舉復核性試驗的試驗內容，提供現場試驗波形及結果評判，涉及電力結論及建議。應包含如下結論及建議。應說明試驗結果是否符合技術要求，給出試驗結論；附錄A（規范性）勵磁調節器輸出限值計算方法自并勵勵磁系統勵磁調節器限值計算方法勵磁調節器最大限制值URMAX按照式（A.1）計算。URMAX

f1KcIf1)/Ut1

（A.1）式中：URMAX：勵磁調節器最大輸出限幅值；Uf1（V）：試驗中最大發電機勵磁電壓；Kc：換弧壓降系數；If1（A）：試驗中Uf1所對應的發電機勵磁電流；Ut1（V）：試驗中Uf1所對應的發電機機端電壓。勵磁調節器最小限制值URMIN按照式（A.2）計算。URMIN

f2KcIf2)/Ut

（A.2）式中：URMIN：勵磁調節器最大輸出限幅值；Uf2（V）：試驗中最大發電機勵磁電壓；Kc：換弧壓降系數；If2（A）：試驗中Uf2所對應的發電機勵磁電流；Ut2（V）：試驗中Uf2所對應的發電機機端電壓。交流勵磁機可控整流器勵磁系統勵磁調節器限值計算方法勵磁調節器最大限制值URMAX按照式（A.3）計算，式中各變量涵義與式（A.1）中變量相同。URMAX

f1KcIf1)/Ut1

（A.3）勵磁調節器最小限制值URMIN按照式（A.4）計算，式中各變量涵義與式（A.3）中變量相同。URMIN

(Uf2KcIf2)/Ut2

（A.4）有副勵磁機的交流勵磁機不可控整流器勵磁系統勵磁調節器限值計算方法勵磁調節器最大限制值URMAX按照式（A.5）計算。URMAX

UR1KEp/UefB

（A.5）式中：UR1（V）：勵磁調節器最大輸出值；KEP：強勵時副勵磁機電壓下降系數，對永磁機可取85%～90%；UefB（V）：勵磁機勵磁電壓基準值。勵磁調節器最小限制值URMIN按照式（A.6）計算。URMIN

UR2KEp/UefB

（A.6）式中：UR2（V）：勵磁調節器最小輸出值；KEP：強勵時副勵磁機電壓下降系數，對永磁機可取85%～90%；UefB（V）：勵磁機勵磁電壓基準值。有勵磁變的交流勵磁機不可控整流器勵磁系統勵磁調節器限值計算方法勵磁調節器最大限制值URMAX按照式（A.7）計算。URMAX

UR1/(UefBUt1)

（A.7）式中：UR1（V）：勵磁調節器最大輸出值；UefB（V）：勵磁機勵磁電壓基準值；Ut1（V）：試驗中UR1所對應的發電機機端電壓。勵磁調節器最小限制值URMIN按照式（A.8）計算。URMINUR2/(UefBUt2)

（A.8）式中：UR2（V）：勵磁調節器最小輸出值；UefB（V）：勵磁機勵磁電壓基準值；Ut2（V）：試驗中UR2所對應的發電機機端電壓。附錄B（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗數據與指標計算表B.1 汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗數據頻差(r/min)主汽壓（MPa）綜合閥位(%)負荷設定實際負荷(MW)響應時間(s)（s）15s時負荷（MW）30s時負荷(MW)試驗前0穩定后-4試驗前0穩定后+4試驗前0穩定后-6試驗前0穩定后+6試驗前0穩定后-XX試驗前0穩定后+XX表B.2 汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗數據指標計算轉差(r/min)死區(r/min)負荷變化（MW）不等率(%)響應時間(s)（s）15s負荷/目標負荷(%)30s負荷/目標負荷(%)穩定負荷/目標負荷(%)復核試驗測試結果-4+4-6+6-XX+XX平均值原試驗測試結果-4+4-6+6-XX+XX平均值附錄C（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組、水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統建模復核性試驗采集信號表C.1 汽輪發電機組采集信號編號參數名備注1機組轉差2機組功率3DEH總閥位指令4CCS協調控制指令5高調門開度6調節級壓力7高壓缸排汽壓力8中壓缸進汽壓力9中壓缸排汽壓力10主汽壓力表C.2 水輪發電機組（含抽水蓄能機組）采集信號編號參數名備注1機組頻率2機組功率3導葉開度4槳葉開度5調節器指令6監控系統指令表C.3 燃氣輪發電機組采集信號編號參數名備注1機組轉差2機組功率3總燃料指令4燃氣閥開度5進口導葉（IGV）開度附錄D（規范性）同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗報告模板摘要摘要應包括：發電廠、試驗機組及勵磁系統信息、試驗內容、試驗簡要結論、關鍵詞等。一、前言二、試驗依據及技術文件此處應列舉開展同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗所需的最新版本試驗依據及技術文件。三、試驗儀器試驗儀器應注明滿足復核性試驗所需精度的試驗儀器制造廠、儀器型號、檢定有效期等信息。四、試驗所需信息及技術參數試驗所需技術參數應包括：發電機信息、發電機電抗及時間常數、發電機及原動機轉動慣量、主變壓器及勵磁變壓器信息、勵磁機信息、測量元件變比、勵磁調節器制造廠及型號、勵磁控制系AVR五、試驗內容及結果評判勵磁調節器實際模型參數校核。需提供勵磁調節器AVR實際模型參數表；發電機空載電壓大階躍校核試驗。需提供現場試驗波形圖，最小/最大導通角計算結果，勵磁調節器輸出限值計算結果，給出試驗結果評判。六、結論及建議。應說明同步發電機勵磁系統參數測試及建模復核性試驗結果是否符合技術要求，給出試驗結論；附錄E（規范性）同步發電機PSS性能復核性試驗報告模板摘要摘要應包括：發電廠、試驗機組、勵磁系統及PSS信息、試驗內容、試驗簡要結論、關鍵詞等。一、前言PSS性能復核性試驗背景及目的、電網調度機構名稱、發電廠名稱、發電機信息、試驗機組編號、勵磁調節器信息、勵磁系統類型、PSS模型類型、試驗時間和試驗單位等。二、試驗依據及技術文件此處應列舉開展同步發電機PSS性能復核性試驗所需的最新版本試驗依據及技術文件。三、試驗儀器試驗儀器應注明滿足復核性試驗所需精度的試驗儀器制造廠、儀器型號、檢定有效期等信息。四、試驗所需信息及技術參數試驗所需技術參數應包括：發電機信息、發電機電抗及時間常數、發電機及原動機轉動慣量、主變壓器及勵磁變壓器信息、勵磁機信息、測量元件變比、勵磁調節器制造廠及型號、勵磁控制系AVRPSSPSS模型參數等信息及技術參數。五、試驗內容及結果評判PSS實際模型參數校核。需提供PSS實際模型參數表；PSS自動投退值校核。需提供PSS自動投入/退出值。六、結論及建議。應說明同步發電機PSS性能復核性試驗結果是否符合技術要求，給出試驗結論；給出PSS模型是否可繼續供電力系統仿真計算程序用的結論。附錄F（規范性）水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗報告模板摘要摘要應包括發電廠、試驗機組及調節系統信息、試驗內容、試驗簡要結論、關鍵詞等。一、前言前言應包括：水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗背景及目的、電網調度機構名稱、發電廠名稱、試驗機組信息、試驗機組編號、調節系統信息、試驗時間和試驗單位等。二、試驗依據及技術文件此處應列舉水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗所需的最新版本試驗依據及技術文件。三、試驗儀器試驗儀器應注明滿足復核性試驗所需精度的試驗儀器制造廠、儀器型號、檢定有效期等信息。四、試驗所需信息及技術參數此處應包括開展水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗所需的電站信息、水輪機信息、發電機信息、發電機及原動機轉動慣量、調節系統信息、油壓裝置信息、測量元件變比等信息及技術參數。五、試驗內容及結果評判調節系統頻率測量單元校核。需給出試驗結果評判；一次調頻死區校核。需提供現場試驗波形圖，給出試驗結果評判；一次調頻限幅測試。需給出試驗結果評判。六、結論及建議。應說明水輪發電機組（含抽水蓄能機組）一次調頻復核性試驗結果是否符合技術要求，給出試驗結論。附錄G（規范性）水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統參數測試及建模復核性試驗報告模板摘要摘要應包括發電廠、試驗機組及調節系統信息、試驗內容、試驗簡要結論、關鍵詞等。一、前言前言應包括：水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統參數測試及建模復核性試驗背景及目的、電網調度機構名稱、發電廠名稱、試驗機組信息、水輪機信息、試驗機組編號、調節系統信息、試驗時間和試驗單位等。二、試驗依據及技術文件此處應列舉水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統建模復核性試驗所需的最新版本試驗依據及技術文件。三、試驗儀器試驗儀器應注明滿足復核性試驗所需精度的試驗儀器制造廠、儀器型號、檢定有效期等信息。四、試驗所需信息及技術參數此處應列舉開展水輪發電機組（含抽水蓄能機組）及其調節系統建模復核性試驗所需的水電站信息、水輪機信息、發電機信息、發電機及原動機轉動慣量、調節系統信息、油壓裝置信息、測量元件變比、調節保證值、引水系統、調節系統模型框圖及參數、電力系統仿真計算程序調速器模型參數等信息及技術參數。五、試驗內容及結果評判（請根據本專業具體專業特色重點修改）變負荷試驗。需提供有功功率與導葉開度的關系；執行機構指令階躍試驗。需提供試驗錄波曲線，給出試驗結果評判；六、結論及建議。（含抽水蓄能機組及其調節系統建模復核性試驗結果是否符合技術要求，給出試驗結論；附錄H（規范性）汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗報告模板摘要摘要應包括發電廠、試驗機組及調節系統信息、試驗內容、試驗簡要結論、關鍵詞等。一、前言/二、試驗依據及技術文件此處應列舉汽輪發電機組/燃氣輪發電機組一次調頻復核性試驗所需的最新版本試驗依據及技術文件。三、試驗儀器試驗儀器應注明滿足復核性試驗所需精度的試驗儀器制造廠、儀器型號、檢定有效期等信息。四、試驗所需信息及技術參數此處應注列