电力力系统稳定器整定试验导则(试行)

附件南方电网电力系统稳定器整定试验导则（试行）Guide for Setting Test of Power System Stabilizer（For Trial Implementation）II目 次 前言III1范围12规范性引用文件13术语和定义14电力系统稳定器的整定试验条件24.1对电力系统稳定器的要求24.2对自动电压调节器（AVR）的要求24.3对原动机调速器的要求34.4对试验人员的要求34.5对试验仪器的要求34.6对试验机组运行工况的要求34.7电力系统稳定器参数的预计算35电力系统稳定器整定试验内容、方法、步骤和试验结果评判35.1试验范围35.2电力系统稳定器环节模型参数的确认35.3电力系统稳定器输入和输出信号标定和部分参数确定35.4励磁控制系统无补偿相频特性的确定45.5励磁控制系统有补偿相频特性的确定45.6电力系统稳定器增益的确定55.7效果检验65.8 反调试验75.9 其他说明76 试验报告8附录A （规范性附录） 励磁控制系统无补偿相频特性的计算方法9附录B （规范性附录） 电力系统稳定器增益的估算方法11附录C （规范性附录） 复核性计算12前 言 GB/T 7409.3 同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求提出励磁系统的附加功能含有电力系统稳定器，DL/T650-1998大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件和DL/T843-2003大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件对PSS的配置、性能、试验项目和整定要求提出了一般要求，IEEE Std 421.2-1990IEEE Guide for Identification,Testing,and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Control Systems提出了小信号性能准则、励磁系统控制稳定性和小信号性能试验要求。本标准基于以上标准对南方电网并网发电机组的电力系统稳定器整定试验作出规定。本标准的附录A、附录B和附录C为规范性附录。本标准由中国南方电网电力调度通信中心提出并负责解释。本标准起草单位：中国南方电网电力调度通信中心，中国南方电网有限责任公司电网技术研究中心。本标准主要起草人：苏寅生、周剑、刘增煌、彭波、陈迅。本标准自2009年10月1日起执行。II南方电网电力系统稳定器整定试验导则（试行）1 范围本标准规定了南方电网并网发电机组的电力系统稳定器（Power System Stabilizer，简称PSS）现场整定试验和校核计算的内容、条件和方法。本标准适用于南方电网并网发电机组的电力系统稳定器现场整定试验和校核计算。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 7409 同步电机励磁系统DL/T 583 大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T 650 大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件DL/T 843 大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1电力系统稳定器 Power System Stabilizer同步发电机励磁系统中的一种附加控制，它借助于自动电压调节器控制同步电机励磁，用以阻尼电力系统功率振荡。输入变量可以是转速、频率、功率，或多个变量的综合。3.2反调 Reverse Action因PSS的原因，当原动机输出功率增加（或减少）时引起励磁电压、同步电机电压和无功功率减少（或增加）的现象。3.3励磁控制系统无补偿频率特性 Uncompensated Frequency Response of an Excitation Control System 由PSS产生的同步电机附加力矩Te对于PSS输出信号UsT的频率响应特性。工程上常用指定工况下的机端电压Ut代替Te。3.4励磁控制系统有补偿频率特性 Compensated Frequency Response of an Excitation Control System 由PSS产生的同步电机附加力矩Te对于PSS输入信号UsI的频率响应特性。工程上常用指定工况下的机端电压Ut代替Te。3.5阻尼力矩 Damping Torque引起功率振荡衰减的力矩分量。3.6地区振荡模式Local Mode一个发电厂的一台到多台同步电机或局部地区相邻的若干电厂相对于其他机组、其他电厂或电力系统产生的频率一般在0.7Hz至2Hz范围内的振荡模式。3.7区域间(联络线)振荡模式Interarea Mode or Tieline Mode在一个电力系统内的一个区域的同步电机机群相对于另一区域的同步电机机群的振荡模式。区域间振荡模式的频率低于地区振荡模式的频率。3.8电力系统稳定器的直流增益（即电力系统稳定器增益）DC Gain of PSS不包括隔直环节、振荡频率为零时的PSS增益。3.9电力系统稳定器的交流增益 AC Gain of PSS包括隔直环节、与不同振荡频率相对应的PSS增益。3.10电力系统稳定器的临界增益 Critical Gain of PSS不引起励磁控制系统失稳现象的PSS的最大增益。3.11凝聚函数（Aggregate Function）也称为常相干函数或者谱相关函数，反映了测试系统的输出信号在数量上多大程度来源于输入信号，为：当该值为1时，说明系统中没有噪声干扰，输出信号完全来自输入信号；如果该值为0，说明输出信号完全来自噪声。一般认为，当该值0.8时，输出信号与输入信号是凝聚的或相关的。4 电力系统稳定器的整定试验条件4.1 对电力系统稳定器的要求4.1.1 电力系统稳定器类型应符合下述要求：a) 水轮发电机和燃气轮发电机应首先选用无反调作用的PSS，例如加速功率信号或转速（或频率）信号的PSS，其次选用反调作用较弱的PSS，如有功功率和转速（频率）双信号的PSS，不宜选用单有功功率信号的PSS；b) 具有快速调节机械功率作用的大型汽轮发电机应选用无反调作用的PSS，其他汽轮发电机可选用单有功功率信号的PSS。4.1.2 当采用转速信号时应具有衰减轴系扭振信号的滤波措施。4.1.3 制造厂应提供电力系统稳定器和自动电压调节器数学模型，PSS数学模型宜符合GB/T7409标准的规定。4.1.4 电力系统稳定器基本性能应符合下列要求：a) PSS信号测量环节的时间常数应小于40ms；b) 有1个2个隔直环节，隔直环节时间常数可调范围，对有功功率信号的PSS应不小于0.5s10s，对转速（频率）信号的PSS应不小于5s20s；c) 有2个3个超前-滞后环节，交流励磁机励磁系统宜具备三级超前滞后环节；d) PSS增益可连续、方便调整，对功率信号的PSS增益可调范围应不小于0.110，对转速（频率）信号的PSS增益可调范围应不小于540；e) 有输出限幅环节。输出限幅应在发电机电压标幺值的5%10%范围可调；f) 应具有手动投退PSS功能以及按照发电机有功功率自动投退PSS功能，并显示PSS投退状态；g) PSS输出噪声应小于0.005pu；h) PSS调节应无死区；i) 应具备进行励磁控制系统无补偿相频特性测量的条件，宜具备进行励磁控制系统有补偿相频特性测量的条件；j) 应能接受外部试验信号，调节器内应设置信号投切开关；k) 应能内部录制试验波形并能保存、输出和查看，或输出内部变量供外部录制波形；l) 数字式PSS应能在线显示、调整和保存参数，时间常数应以有名值（单位为秒）表示，增益和限幅值应以标幺化表示，参数应以十进制表示。m) 数字式PSS的各参数应能连续平滑设置，时间常数的最小分辨率应能达到10ms。n) PSS自动投退的功率值应为可整定值。o) PSS投入和退出的信号可接入远方调度端。4.2 对自动电压调节器（AVR）的要求 a) AVR静态增益应满足GB/T7409规定的发电机端电压静差率要求；b) 发电机空载电压给定阶跃响应应符合GB/T7409、DL/T650、DL/T843、DL/T583等标准规定的要求；c) AVR暂态和动态增益应满足GB/T7409、DL/T650、DL/T843、DL/T583等标准规定的强励要求；d) AVR应具备外加模拟信号入口，以将外加信号取代PSS输出信号加入到AVR中。4.3 对试验人员的要求a) 应了解PSS原理，掌握PSS整定试验方法，具备相应的专业能力；b) 应熟悉被试机组的励磁控制系统（包括AVR和PSS），当被试机组PSS采用有功功率信号时应了解机组原动机实际的出力最大变化速率和变化量。；c) 应准备好有关计算工具和程序；d) 应编制试验方案和制定相应的安全措施。4.4 对试验仪器的要求a) 宜采用频谱分析仪进行频率响应特性测量。频谱分析仪的测量频率范围应不小于0.1Hz10Hz，频谱分辨率不小于400线，输出的测量噪声信号可选随机噪声信号（Random Noise）或周期性调频信号（Periodic Chirp），信号的幅值可调范围应不小于0V5V，信号的负载电流不小于20mA，幅值测量范围应不小于80dB；频谱分析仪应能可靠接地。b) 发电机电压测量环节的时间常数应不大于20ms；有功功率测量环节的时间常数应不大于40ms，分辨率应不大于0.1%额定值。4.5 对试验机组运行工况的要求a) 被试机组应处于正常接线状态，运行稳定，继电保护投入运行，励磁系统无限制、异常和故障信号；b) 被试机组有功功率应大于90%额定有功功率，无功功率应小于10%额定无功功率；c) 试验过程中被试机组无功功率波动应控制在5%额定无功功率范围内。d) 被试机组的一次调频、AGC和自动无功功率调整功能应暂时退出。4.6 电力系统稳定器参数的预计算4.6.1 有条件时，宜在实际电网数据上或单机对无穷大系统上进行PSS参数预计算。4.6.2 预计算内容a) 本系统存在的最低机电振荡频率以及与本机组相关的低频振荡模式；b) 系统结构和工况变化时励磁控制系统无补偿相频特性变化范围，励磁控制系统无补偿相频特性计算方法见附录A；c) 两种励磁控制系统无补偿相频特性(Ut/Us和Eq /Us)的差异；d) 初步确定待选的PSS参数，PSS增益估算方法见附录B；e) 计算待选的PSS参数对系统扰动的影响和反调情况。5 电力系统稳定器整定试验内容、方法、步骤和试验结果评判 5.1 试验范围a) 在励磁系统投产试验时，或在投产后规定的时段内应进行完整的PSS整定试验；b) 当PSS参数需要重新整定时，应进行完整的PSS整定试验；c) 仅修改PSS增益时，应进行临界增益试验和有、无PSS的发电机负载阶跃试验；d) 对模拟式PSS或采用独立CPU的数字式PSS，应每两年结合机组检修进行有、无PSS的发电机负载阶跃试验；e) 一般大修试验应进行有、无PSS的发电机负载阶跃试验。5.2 电力系统稳定器环节模型参数的确认PSS环节模型参数和功能指标的确认一般应在励磁调节器型式试验阶段完成，并且在产品使用说明书中给出有关说明。当制造厂不能提供相应的资料时应在PSS整定试验前进行PSS环节模型参数的确认工作。5.3 电力系统稳定器输入和输出信号标定和部分参数确定a) 对PSS输入信号应标定发电机额定视在功率为1pu（也可标定额定有功功率为1pu，但需要在试验报告中说明），标定额定转速、额定频率为1pu；b) 对PSS输出信号，当PSS输出迭加到AVR电压相加点上时应标定发电机端电压额定值为1pu；当PSS输出迭加到AVR电压相加点后的某环节的输出点时，应标定该嵌入点与AVR电压相加点之间环节在地区振荡模式频率下的增益为1pu，此时AVR电压相加点标定发电机端电压额定值为1pu；c) 电力系统稳定器输出限幅值的范围宜为0.05pu0.10pu；d) 电力系统稳定器自动投退的有功功率应小于发电机正常运行的最小有功功率；e) 隔直环节参数应不造成要求频率范围内PSS信号相位和幅值的明显变化。f) 对PSS2A/2B类型的PSS，应收集发电机组的惯性时间常数Tj，整定参数Ks2为T7/Tj。5.4 励磁控制系统无补偿相频特性的确定5.4.1 励磁控制系统无补偿相频特性应通过实际测量确定。5.4.2 实测励磁控制系统无补偿相频特性的方法和主要步骤a) 用频谱分析仪测量1) 选择试验信号源种类（随机噪声信号或周期性调频信号），选择频率范围；2) 将试验信号输出接到AVR的PSS嵌入点；3) 增大试验信号输出直至发电机电压有微小摆动，一般小于2%额定电压；4) 测量频率特性（Ut/Us）；5) 减少试验信号输出至零；6) 观察、记录测量结果；曲线形状应符合规律、基本光滑、凝聚函数在关注频段内仅个别频率点小于0.8，否则应调整试验信号幅值或采用其他类型信号源。b) 用低频正弦信号发生器和波形记录分析仪测量在0.1Hz3.0Hz范围内取10个以上频率点，在所有选定的频率点上测量调节器PSS加入点到发电机电压的相频特性：1) 选定低频正弦试验信号的频率；2) 将试验信号输出接到AVR的PSS嵌入点；3) 逐步增大试验信号输出直至发电机电压有微小摆动（一般小于2%额定电压），波形稳定后用波形分析记录仪记录波形，记录结束后减少试验信号输出至零；4) 选定新的试验信号频率，重复本条步骤2）、3）直至所有频率点测量完毕；5) 计算各个频率点下发电机电压相对于输入信号的相位。5.5 励磁控制系统有补偿相频特性的确定5.5.1 励磁调节器具备进行励磁控制系统有补偿相频特性测量的条件时，应通过实测确定励磁控制系统有补偿相频特性；无条件实测时，则应在完成PSS环节模型参数的确认的前提下，通过计算确定有补偿相频特性。5.5.2 对励磁控制系统有补偿相频特性的要求PSS对系统可能发生的、与本机强相关的各种振荡模式（地区振荡模式和区域间振荡模式）应提供尽可能多的阻尼力矩。要求通过调整PSS相位补偿，使PSS输出力矩向量在0.2Hz2.0Hz频率范围内滞后轴的角度在-1045之间；基于南方电网的特点，原则上要求PSS输出力矩向量在0.3Hz0.8Hz频率范围内滞后轴的角度在030之间，并尽可能接近0。5.5.3 确定励磁控制系统有补偿相频特性的方法和主要步骤5.5.3.1 实测励磁控制系统有补偿相频特性5.5.3.1.1 实测励磁控制系统有补偿相频特性的条件a) PSS为单信号输入或可以简化为单输入信号；b) PSS具备外加模拟信号入口，将外加信号取代原输入信号加入到PSS中。5.5.3.1.2 实测有补偿相频特性的主要步骤a) 根据励磁系统无补偿相频特性，确定一组PSS参数，增益可选择为频率等于1Hz 时的交流增益为0.2；b) 选择试验信号源种类（随机噪声信号或周期性调频信号）和频率范围；c) 断开PSS原输入信号，将试验信号接到PSS的输入点；d) 增大试验信号输出直至发电机电压有微小摆动，一般小于2%额定电压；e) 测量发电机电压对于PSS输入点的频率响应特性；f) 减少试验信号输出至零；g) 观察、记录测量结果。曲线形状应符合规律、基本光滑、凝聚函数在关注频段内仅个别频率点小于0.8，否则应调整测量信号幅值或采用其他信号源；h) 检查有补偿相频特性是否满足5.5.2条的要求。不满足要求时，调整PSS参数后重新进行测量，直到满足要求为止。5.5.3.2 计算励磁控制系统有补偿相频特性当PSS的输入为单信号时按照PSS传递函数计算PSS相频特性。当PSS的输入为多信号时，按照信号之间关系转换为单信号PSS后再计算PSS相频特性。PSS相频特性应包含PSS输入量测量环节相频特性在内。励磁系统有补偿相频特性等于PSS相频特性与励磁控制系统无补偿相频特性之和。调整PSS相位补偿参数使励磁控制系统有补偿相频特性满足5.5.2条的要求。5.6 电力系统稳定器增益的确定5.6.1 PSS增益应通过试验确定5.6.2 对电力系统稳定器增益的整定要求a) PSS应提供适当的阻尼，有PSS时发电机负载阶跃试验的有功功率波动衰减阻尼比应不小于0.1；b) PSS增益应取极限增益的1/21/3（相当于开环频率特性增益裕量为6dB9dB）；c) 实际整定的PSS增益应适当考虑反调和调节器输出波动幅度等因素。5.6.3 现场试验法之一 临界增益法5.6.3.1适用的条件和特点本方法适用于增益易于调整的、具有手动投切功能的PSS。本方法可获得增益稳定裕量。5.6.3.2 试验步骤a) 在系统条件许可时宜退出同母线其他机组的PSS；b) 选择频率等于1Hz 时的交流增益为0.2；c) 观察PSS输出为零时投入PSS；d) 观察励磁调节器的输出或发电机转子电压有无持续振荡；e) 退出PSS；f) 如无持续振荡则增大PSS增益，如有持续振荡则减少PSS增益，对双输入信号的PSS要求按比例增加或减少两个信号的增益；g) 重复本条步骤c)、d)、e) 和f)，直至励磁调节器的输出或发电机转子电压出现微小、持续振荡时为止，此时的增益即为临界增益；h) 按照5.6.2确定PSS增益，并确认PSS投入后运行稳定、励磁调节器输出电压无异常波动。5.6.4 现场试验法之二 PSS开环输出/输入频率响应特性稳定裕量法5.6.4.1 适用的条件和特点本方法适用于可解开PSS闭环并进行信号测试的PSS。本方法可获得PSS开环频率特性的增益稳定裕量和相位稳定裕量。5.6.4.2 试验步骤a) 确定解开PSS闭环的位置，如PSS输入点或PSS输出点。解开点的原信号流入端和流出端分别为测试信号的输出和输入；b) 对数字式调节器设置A/D和D/A变换器参数；c) 确定闭环系统的开环放大倍数为1的开环频率特性增益余量频谱仪读数 L0（dB）d) 设置 PSS 增益为预计算值或 1；e) 逐步增大频谱仪噪声信号输出，直到所测频率特性在1 Hz10Hz范围较为光滑，穿越频率明确；f) 测量输出/输入相位差为360处的增益Lm（dB）；g) 按式（1）计算需要调整的增益；( 1 )式中：Km需要增加的增益的倍数；Lem目标增益余量，取6dB9dB。h) 确认PSS投入后运行稳定、励磁调节器输出电压无异常波动。5.6.5 现场试验法之三负载阶跃试验法5.6.5.1 在PSS装置不具备采用临界增益法或PSS开环输出/输入频率响应特性稳定裕量法确定增益时，方可采用负载阶跃试验法。5.6.5.2 试验步骤a) 设置参考电压阶跃量（0.010.04）pu；b) 进行小阶跃量无PSS的阶跃试验。如有功功率波动不明显，应加大阶跃量再进行试验；c) 进行同阶跃量下有PSS的阶跃试验；d) 计算有功功率振荡频率和阻尼比，当振荡频率不符合要求时应调整PSS相位补偿参数，当阻尼比不符合要求时应增大增益，再次进行有PSS的阶跃试验直至满足5.6.5.4的要求。e) PSS增益扩大3倍进行负载阶跃试验，不出现持续振荡现象；f) 投入PSS后运行应稳定，调节器输出电压的波动应不大。5.6.5.3 振荡频率和阻尼比的计算方法取多个振荡周期按式（2）计算频率的平均值。( 2 )式中：N计算周期数；T1第一个峰值出现的时间，见图1，单位为秒（s）；T2N+1第（2N+1）个峰值出现的时间，单位为秒（s）。按照式（3）计算平均阻尼比。( 3 )式中：N计算周期数；P1、P2为第一个和第二个功率峰值，见图1，单位为兆瓦（MW）；P2N+1、P2N+2为第（2N+1）个和第（2N+2）个功率峰值，单位为兆瓦（MW）。T2N+2,P2N+2T2N+1,P2N+1T2,P2T1,P1图1 发电机负载阶跃的有功功率响应5.6.5.4 试验结果评判a) 比较有无PSS负载阶跃有功功率的振荡频率检验PSS相位补偿和增益是否合理，有PSS的振荡频率应是无PSS的振荡频率的95%110%；b) 有PSS应比无PSS的的负载阶跃响应的阻尼比提高0.05或0.1，其中0.05值对应无PSS的阻尼比大于0.1的情况，0.1值对应无PSS的阻尼比小于0.1的情况。5.7 效果检验5.7.1 PSS整定效果应通过现场发电机负载阶跃响应检验，还可根据情况补充进行其他检验。5.7.2 发电机负载阶跃响应检验5.7.2.1 发电机负载阶跃响应检验的目的a) 检验对应地区性振荡的PSS相位补偿参数是否正确有效；b) 检验PSS放大倍数是否适当。5.7.2.2 负载阶跃响应检验的方法a) 设置参考电压阶跃量(0.010.04)pu；b) 进行同阶跃量下有、无PSS的阶跃试验；c) 比较有、无PSS时发电机负载阶跃响应的结果，应符合5.6.5.4要求。5.7.3 系统扰动检验的方法系统扰动最常用且可行的方法是无故障切除发电厂的一条出线或系统的某一条联络线，也可以是切机、切负荷。在有、无PSS下各做一次扰动，录取线路和发电机的有功功率等量的波形。有PSS的振荡次数应少于无PSS的振荡次数，且有PSS时本机振荡的阻尼比应大于0.1。5.7.4 检验低频段PSS作用的计算方法对于需要特别重视低频段阻尼作用的机组，可进行下述计算以说明PSS在低频段的作用。在单机对无穷大系统或者在多机系统中增大被试机组的转动惯量，使振荡频率降低到所需范围，进行有、无PSS的扰动计算，通过比较可以获得PSS对低频段低频振荡阻尼的影响，判断PSS在低频段的阻尼作用。5.8 反调试验5.8.1 适用范围水轮发电机组、燃气轮发电机组和具有快速调节机械功率作用的汽轮发电机组上使用的各种形式的PSS都应进行反调试验。5.8.2 试验目的检验在原动机正常运行操作的最大出力变化速度下，发电机无功功率和发电机电压的波动是否在许可的范围。5.8.3 试验准备a) 按照原动机正常运行操作的出力最大变化量和变化速度进行设定，例如连续减出力10%20%额定有功功率；b) 录波仪记录发电机有功功率、无功功率、励磁电压和发电机端电压。5.8.4 安全措施a) 励磁调节器处于正常方式运行，各个限制保护设定正确，工作正常；b) 采用原动机正常运行操作方式；c) 先进行降原动机出力试验，再进行增原动机出力试验；d) 原动机出力变化量由小到预定值依次增加；e) 发生异常时停止原动机出力改变、退出PSS，并根据情况决定是否切到备用通道运行。5.8.5 试验步骤a) 原动机出力不变时进行有、无PSS的稳态录波，观察有功功率和无功功率波动；b) 进行无PSS下的改变原动机出力试验，记录并观察有功功率、无功功率和发电机电压波动；c) 进行有PSS下的改变原动机出力试验，记录并观察有功功率、无功功率和发电机电压波动；d) 如不符合判别要求，则应视与区域间振荡模式相关程度选择以下措施：1) 采用输入信号为加速功率的PSS；2) 采用输入信号为转速的PSS；3) 增减原动机出力操作时短时闭锁PSS输出；4) 减少隔直环节时间常数；5) 减少PSS增益；6) 减少原动机出力调整幅度和速度（临时措施）。5.8.6 试验结果评判无功功率变化量小于30%额定无功功率，机端电压变化量小于3%5%额定电压。5.9 PSS自动投、退功能检验与整定5.9.1 试验目的检查PSS自动投、退功能是否正常，并设定PSS自动投、退定值。5.9.2 试验步骤a) 将PSS自动投、退定值临时设置为略低于机组当前功率；b) 调整机组功率越过该设定值再恢复原功率，确认PSS自动退出、投入功能是否正确起作用；c) 整定PSS自动投切功率值，保证机组在可能出现的各种稳态运行工况下PSS均能可靠投入。5.10 PSS的输出限幅功能检验与整定5.10.1 试验目的检查PSS输出限幅功能是否正常，并设定PSS输出限幅定值。5.10.2 试验步骤a) 将PSS输出限幅定值临时设置为较小值（如0.5%）；b) 进行发电机负载阶跃试验，确认PSS输出限幅功能正确起作用；c) 整定PSS输出限幅定值为5%10%。5.11 其他说明a) 采用合成加速功率的PSS需要先通过发电机负载阶跃确认合成机械功率点的波动最小；b) 抽水蓄能机组的PSS整定试验应在发电工况和泵工况下分别按照上述方法进行整定试验，且PSS必须有根据发电工况/泵工况自动改变增益符号的功能；c) 复核性计算见附录C。6 试验简报及报告试验简报应包括以下内容：a) 机组AVR的模型和运行参数；b) PSS模型和参数整定值（说明PSS输入输出信号的标定）；c) 给出PSS适应的频率范围，提出PSS投入条件和建议。试验报告应包括以下内容：a) 试验机组及其励磁系统数据，包含AVR的模型和运行参数；b) 试验时间、试验工况、试验仪器和试验项目；c) PSS参数确定方法；d) 励磁控制系统无补偿频率特性、PSS的相频特性、励磁控制系统有补偿频率特性；e) PSS增益的确定f) 有、无PSS的发电机负载阶跃响应及其他检验结果；g) 反调试验结果；h) PSS限制参数（如PSS自动投退定值、PSS输出限幅等）的校核；i) PSS模型和参数整定值（说明PSS输入输出信号的标定）；j) 结论评价PSS性能(包括PSS适用的频率范围)，提出投运PSS的条件和建议。11附录 A （规范性附录）励磁控制系统无补偿相频特性的计算方法 可采用以下三种方法之一进行励磁控制系统无补偿相频特性计算；机组阻尼系数和转动惯量偏差对励磁控制系统无补偿相频特性的影响可忽略。A.1 Phillips-Heffron模型的计算法A.1.1 Phillips-Heffron模型单机对无穷大系统线性化的Phillips-Heffron模型见图A.1。EqUREFPm励磁系统Ut图A.1 低频振荡分析用的单机对无穷大系统线性化Phillips-Heffron模型A.1.2 励磁控制系统无补偿相频特性的计算步骤a) 已知参数：发电机Xd、Xd、Xq、Td0、系统等值联系电抗Xe、发电机阻尼系数D（汽轮发电机可取D=25；水轮发电机可取D=0.05）、转动惯量Tj、电压调节器的模型参数；b) 宜在以下两种工况下进行计算，P、Q和Ut分别为发电机有功功率、无功功率和机端电压，各量均以发电机额定值（Sn、Utn）为基值：1) 对应最大滞后角的工况为：P=Pn(Pn为发电机额定有功功率)，Q=0pu，Ut=1pu，Xe=0.2pu； 2) 对应最小滞后角的工况为：P=0.5pu，Q=0.5pu，Ut=1pu，Xe=0.4pu。c) 计算Phillips-Heffron模型中K1K6；d) 计算对应上述两种工况的Ut/Us和Eq /Us的频率特性，计算的频率范围应为0.1Hz2Hz。A.2 专用的电力系统分析程序建立单机对无穷大系统的计算法a) 已知发电机和励磁系统模型参数；b) 计算采用发电机模型应为5阶及以上，发电机阻尼系数可取00.05；c) 宜在以下两种工况下进行计算，P、Q和Ut分别为发电机有功功率、无功功率和机端电压，各量均以发电机额定值（Sn、Utn）为基值：1) 对应最大滞后角的工况为：P= Pn，Q=0pu，Ut=1pu，Xe=0.2pu； 2) 对应最小滞后角的工况为：P=0.5pu，Q=0.5pu，Ut=1pu，Xe=0.4pu；d) 计算对应两种工况的Ut/Us和Eq /Us的频率特性，计算的频率范围应为0.1Hz2Hz。A.3 专用的电力系统分析程序使用实际电网数据的计算法a) 已知实际电网数据、被试发电机励磁系统模型参数、其他机组励磁系统模型参数可采用同类励磁系统的典型模型参数；b) 计算采用发电机模型应为5阶及以上，发电机阻尼系数可取00.05；c) 宜在以下两种工况下进行励磁系统滞后特性计算，有机端并列机组