Q GDW 143-2012 电力系统稳定器整定试验导则及编制说明.pdf

1、IICS 29.240：国家电网公司企业标准Q/GDW 143 2012代替 Q/GDW 143 2006电力系统稳定器整定试验导则Guide for Setting Test of PowerSystem Stabilizer2012-06-28发布2012-06-28实施国家电网公司发布Q/GDW0Q/GDW 143 2012I目次前言 II1 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 自动电压调节器（ AVR）应符合下列要求 34.3 试验人员应遵守下列要求 34.4 试验仪器要求 34.5 试验机组及其

2、运行工况应满足下列要求 34.6 电力系统稳定器参数的预计算（可选） 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 试验范围依据下列要求制定 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整定满足下列要求 45.4 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 75.8 反调试验 85.9 其他说明 86 试验报告内容要求 9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 10附录 B （规范性附录） 电力系统稳定器增

3、益的估算方法 12附录 C （规范性附录） 复核性计算 13编制说明 15Q/GDW 143 2012II前言本标准代替的 Q/GDW 143 2006 于 2006 年 8 月 1 日发布，本次为第一次修订。本次修订与 Q/GDW 143 2006 相比主要有以下区别：增加了电力系统稳定器整定试验条件中关于 AVR 调差率的要求；修改了励磁控制系统有补偿相频特性的要求；修改了电力系统稳定器增益的确定；增加了电力系统稳定器现场试验结果评判。本标准由国家电力调度控制中心提出并解释；本标准由国家电网公司科技部归口；本标准起草单位：浙江省电力公司、浙江省电力试验研究院、中国电力科学研究院、国家电力调

4、度控制中心、华北电力科学研究院有限公司、华东电力调度通信中心；本标准主要起草人：陈新琪、刘增煌、周济、倪秋龙、苏为民、赵红光、濮钧、卢嘉华、张剑云、曹路、孙维真、楼伯良、吴涛、吴跨宇、叶琳。0Q/GDW 143 20121电力系统稳定器整定试验导则1范围本标准规定了电力系统稳定器（ Power System Stabilizer）整定计算以及现场试验的内容、条件和方法。本标准适用于电力系统稳定器整定计算以及现场试验，其他具有抑制电力系统低频振荡功能的附加控制单元可参照执行。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引

5、用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。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 843 大型汽轮发电机励磁系统技术条件IEEE Std 421.2 IEEE Guide for Identification， Testing， and Evaluation of the Dynamic Performance ofExcitation Control Systems3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（简称PSS）一种附加控制，它借助于自动电压

6、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当原动机输出功率增加（或减少）时，因 PSS的调节作用引起励磁电压、同步电机电压和无功功率相应减少（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 systemPSS 退出时励磁控制系统的频率特性， 是指无 PSS 时励磁调节产生的力矩分量 Te2 对于 PSS 输出信号 Us 的频率响应特性 Te2/Us。 工程上常用机端电压 Ut 代替力矩

7、分量 Te2，即 用 Ut/Us 来表述。Us 为在 PSS 输出信号嵌入点加入的激励信号。3.4励磁控制系统有补偿频率特性compensated frequency response of an excitation control systemPSS 投入时励磁控制系统的频率特性， 是由 PSS 产生的同步电机附加转矩增量 Te2对于 PSS 输入信号的频率响应特性。工程上常用机端电压 Ut代替 Te2，用机端电压 Ut/USI来表述， USI为在 PSS 输入端加入的激励信号。3.5阻尼力矩damping torque使功率振荡衰减的力矩分量。Q/GDW 143 201223.6地区振荡

8、模式local mode一个发电厂的一台或多台同步电机相对于电力系统或负荷中心的振荡模式，频率范围一般在 0.7Hz至 2Hz 左右。3.7区域间（联络线）振荡模式inter-area mode or tie-line mode在一个电力系统内的一个区域同步电机机群相对于另一区域同步电机机群的振荡模式，频率范围一般在 0.7Hz 以下。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

9、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。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；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 制造厂宜采用 GB/

10、T 7409 标准规定的 PSS 数学模型，应提供电力系统稳定器和自动电压调节器数学模型。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 20ms；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 5s 20s；c）有 2 个及以上超前 -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 0.1 10pu，对转速（频率）信号的 PSS 增益可调范围应不小于 5 40pu；e） 有输出限幅环节。输出限幅应在发电机电

11、压标幺值的 0.05pu 0.10pu 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） 应能进行励磁控制系统有、无补偿相频特性测量；j） 应能接受外部试验信号，并在 PSS 输入端设置信号选择开关，在 AVR 内 PSS 输出嵌入点设置信号选择开关；k） 应能定义内部变量输出，供外部监测和录波；0Q/GDW 143 20123l）数字式 PSS 应能在线显示、调整和保存参数，时间常数应以 s 表示，增益和限幅值应以标幺化表示，参数应以十进制表示。其

12、他有 PSS 相似功能的附加控制也应具有上述的 PSS 性能指标和试验手段。4.2自动电压调节器（AVR）应符合下列要求a） AVR 静态放大倍数应满足 GB/T 7409 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同时符合 GB/T 7409、 DL/T 843、 DL/T 583 等标准规定的要求；c） AVR 暂态和动态增益应同时满足 GB/T 7409、 DL/T 843、 DL/T 583 等标准规定的要求；d） AVR 调差率已按调度要求整定完成，并投入运行。4.3试验人员应遵守下列要求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

13、） 应熟悉被试机组的励磁控制系统（包括 AVR 和 PSS） ；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试验仪器要求a） 宜采用频谱分析仪进行频率响应特性测量。测量的频率范围应不小于 0.1Hz 10Hz，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 0V 2V，信号的负载电流不小于 20mA，幅值测量范围应不小于 80dB；b) 低频正弦信号发生器输出频率范围应不小于 0.1Hz 10Hz， 信号的幅值可调范围应不小于 0V2V，信号的负载电流不小于

14、20mA；c) 波形记录仪应具备发电机电压、有功功率、无功功率、励磁电流等动态参数的记录功能，不同测量通道间相互隔离。4.5试验机组及其运行工况应满足下列要求a） 被试机组应处于正常接线状态，并保持出力基本恒定，满足试验要求；b） 被试机组继电保护、热工保护应正常投入运行，励磁系统调差率整定完成，并无限制、异常和故障信号；c） 被试机组有功功率应大于 80%额定值，无功功率应小于 20%额定值；d） 被试机组的调频、 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（可选）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如下内容的 PSS 参数预计算。a） 本系统

15、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；c） 励磁控制系统两种无补偿相频特性（ Ut/Us和 Te2/Us）的差异；d）计算 PSS 参数，并观察 PSS 参数对系统扰动的影响和反调情况；e） 复核制造厂提供的 PSS 整定参数。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试验范围依据下列要求制定a） 新建或改造后的励磁系统应进行完整的 PSS 整定试验；b）当 PSS 参数需要重新整定（只调整增益时除外）时，应进行完整的 PSS 整定试验；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

16、能的确认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。Q/GDW 143 201245.3电力系统稳定器输入和输出信号标定和部分参数整定满足下列要求a）对 PSS 输入信号应标定发电机额定视在功率为 1pu（当标定额定有功功率为 1pu 时，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 输出加入到 AVR 电压相加点上时 PSS 输出信号的基准值应与发电机电压的基准值相同；当 PSS 输出加入到 AVR 电压相加点后的某环节的输出点时， PSS 输出信号的基准值与该输出点信号的基准值相同，以保证计算模型的正确性。c） 电

17、力系统稳定器输出限幅值范围宜为 0.05pu 0.10pu；d） 电力系统稳定器自动投退的有功功率应大于发电机正常运行的最小有功功率，一般为 30%50%额定有功功率；e） 隔直环节的参数设置不应造成低频振荡频率范围内 PSS 信号相位和幅值的明显变化。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方法确定。当实际励磁系统不具备进行励磁控制系统无补偿相频特性测量条件时，在励磁系统模型参数确认后，可以采用计算方法确定励磁控制系统无补偿相频特性。5.4.2 实测励磁控制系统无补偿相频特性5.4.2.1 实测励磁控制系统无补偿相频特性的条件励磁调节器应具备

18、外加模拟信号入口，将外加信号取代 PSS 输出信号加入到 AVR 中。5.4.2.2 实测励磁控制系统无补偿相频特性的主要步骤a） 用频谱分析仪测量相频特性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） 测量频率响应特性（ Ut/Us） ；5） 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数值可小于 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相频特性1

19、）在 0.1Hz 3.0Hz 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 嵌入点到发电机电压的相频特性；2） 选定低频正弦试验信号的频率；3） 将试验信号输出接到 AVR 的 PSS 嵌入点；4） 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，测量结束后减少试验信号输出至零，并切除该信号；5） 选定新的试验信号频率，重复本条步骤 3） 、 4）直至所有频率点测量完毕；6） 计算各个频率点下发电机电压相对于输入信号的相位，计算相频特性。5.4.3 计算励磁控制系统无补偿相频特性励磁控制系统无补偿相频特性计算

20、方法见附录 A。5.5励磁控制系统有补偿相频特性的确定5.5.1 应实测励磁控制系统有补偿相频特性，无条件时可通过计算方法确定。5.5.2 对励磁控制系统有补偿相频特性的要求通过调整 PSS 相位补偿，使本机振荡频率的力矩向量迟后 轴在 0 30之间；在 0.2 2.0Hz频率的力矩向量迟后 轴在超前 30滞后 45之间；当有低于 0.2Hz 频率要求时，最大的超前角不得大于 40，同时 PSS 不应引起同步力矩显著削弱而导致振荡频率进一步降低、阻尼进一步减弱。5.5.3 确定励磁控制系统有补偿相频特性的方法0Q/GDW 143 201255.5.3.1 计算励磁控制系统有补偿相频特性a）当

21、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。b） PSS 相频特性应包含 PSS 信号测量环节相频特性。c） 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。d）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。5.5.3.2 实测励磁控制系统有补偿相频特性5.5.3.2.1 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；b）可切除原 PSS 输入信号后外加测量信号；c） 具备外加模拟信号入口；

22、d） 具备频谱分析仪或低频正弦信号发生器及相关的记录分析仪器。5.5.3.2.2 实测励磁控制系统有补偿相频特性的主要步骤a）经计算确定一组基本满足要求的 PSS 参数， 增益可选择为频率等于 1Hz 时的交流增益为 0.2pu；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 量测环节的输出，将试验信号接到 PSS 的输入点，替代量测的输出；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

23、数在关注频段内仅个别频率可小于 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。5.6电力系统稳定器增益的确定5.6.1 应采用现场试验法确定 PSS 增益，无条件时可通过估算确认法确定 PSS 增益。5.6.2 对电力系统稳定器增益的整定要求如下：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满足 5.6.5.3条的要求；b）按 DL/T 843 的规定： PSS 的输入信号为有功功率时 PSS 增益可取临界增益的 1/3 1/5

24、（相当于开环频率特性增益裕量为 9dB 14dB） ， PSS 的输入信号为频率或转速时可取临界增益的1/2 1/3（相当于开环频率特性增益裕量为 6dB 9dB） ；c） 实际整定的 PSS 增益应考虑反调大小和调节器输出波动幅度。5.6.3 现场试验法之一临界增益法5.6.3.1 适用条件和特点a）适用条件 :本方法适用于增益易于调整的、具有手动投切功能的 PSS。b） 特点：本方法可获得增益稳定裕量。5.6.3.2 试验步骤a） 选择为频率等于 1Hz 时的交流增益为 0.2pu；b）观察 PSS 输出为 0 时投入 PSS；c） 观察励磁调节器的输出或发电机转子电压有无持续振荡；d）退

25、出 PSS；e） 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；Q/GDW 143 20126f） 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持续振荡时为止，此时的增益即为临界增益；g）按照 5.6.2 确定 PSS 增益， PSS 投入后运行应稳定，发电机电压的波动应不大于额定电压的 1%。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a） 适用条件：本方法适用于可解开 PSS 闭环并进行信号测试的 PS

26、S。b） 特点：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）在 PSS 任两个环节间将 PSS 开环，原信号流入端即为测量开环频率响应特性时的信号输入点，原信号流出端即为测量开环频率响应特性时的结果输出端；b） 对数字式调节器设置 A/D 和 D/A 变换器参数；c） 给定目标增益裕量 ；.M EXPLd）设置 PSS 增益为 ；0Ke） 逐步增大频谱仪噪声信号输出，直到所测频率特性在 1Hz 10Hz 范围较为光滑，穿越频率明确；f）测量输出 /输入相位差为 180处的增益 （ dB） ；.0MLg）按式（ 1）计算目标增益 及所需增益调整量

27、；EXPK K（ 1）.0 .0.()200()20010(10 1)M M EXPMELLEXPLLK KK K= h）投入 PSS 后运行应稳定，发电机电压的波动应不大于 1%。5.6.5 现场试验法之三负载阶跃试验法5.6.5.1 适用的条件和特点a）适用条件 :本方法适用于增益不易于调整或临界增益值受内部增益上限定值限制的 PSS。b） 特点：本方法可获得有 /无 PSS 时的振荡频率变化量及阻尼比改变量。5.6.5.2 试验步骤a） 设置参考电压阶跃量（ 0.01 0.04） 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

28、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 5.6.5.3 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，发电机电压的波动应不大于 1%。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）21 1/( )Nf NT T+=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

29、为秒（ s） 。按照式（ 3）计算平均阻尼比 。0Q/GDW 143 20127（ 3）1221 2212NNPPLnNPP+=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；P2N+1、 P2N+2为第（ 2N+1）个和第（ 2N+2）个功率峰值。图1发电机负载阶跃的有功功率响应5.6.5.4 试验结果评判要求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 80% 120%；b）有 PSS 比无 PSS 的负载阶跃响应的阻尼比应有提高，其中有 PSS 的负载阶跃响应的阻尼比应大于 0

30、.1。5.6.6 电力系统稳定器增益的估算确认法a） 电力系统稳定器增益的估算方法适用于 PSS 参数预计算。b） 电力系统稳定器增益的估算方法见附录 B。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系统扰动、低频段适用性计算等其他检验方法。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（ 0.01 0.04） pu；b） 进行同阶跃量下有、无 PSS 的

31、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 5.6.5.3 要求。5.7.3 系统扰动检验的方法a） 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某一条联络线， 也可以是切机、切负荷。b） 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T1,P1T2N+2,P2N+2T2,P2T2N+1,P2N+1Q/GDW 143 20128数应明显少于无 PSS 的振荡次数。5.7.4 检验 PSS 参数在低频段适应性的计算方法对于需要特别重视低频段阻尼作用的机组，可通过计算以说明 PSS 在低频段的作用。即在单机对无穷

32、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 对区域性低频振荡阻尼的影响，判断 PSS 在区域性低频振荡的阻尼作用。5.8反调试验5.8.1适用范围水轮发电机组、燃气轮发电机组和汽轮发电机组上使用的各种形式的 PSS 都需要进行反调试验。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

33、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

34、电压波动；d）如不符合 5.8.6 条的判别要求，则应视与区域间振荡模式相关程度选择以下措施：1） 采用加速功率型的 PSS；2） 采用转速型 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（在相位补偿满足要求时） ；5）减少 PSS 增益（在系统阻尼容许时） ；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a） 无功功率变化量小于 30%额定无功功率；b） 机端电压变化量小于 3%额定电压。5.9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 整定试验在

35、发电机运行方式和电动机运行方式下分别按照上述方法进行整定试验， PSS 功能应适应上述两种运行方式；c） 复核性计算见附录 C（可选项） 。6试验报告内容要求0Q/GDW 143 20129a） 试验机组和励磁系统数据；b） 试验时间、试验工况和试验项目；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） 有、无 PSS 的发电机负载阶跃响应及其他检验结果；f） 反调试验结果；g） PSS 模型和参数整定值（说明 PSS 输入信号的基准值） ；h） 结论评价 PSS 性能（包括 PSS 适应的频率范围） ，提出投运 PSS 的条

36、件和建议。Q/GDW 143 201210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。Eq UREF Ut1KmD2K4K5K励磁系统6KsTj10331dTsKKs0+e2e1+ US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

37、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=2 5；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。

38、c）计算 Phillips-Heffron 模型中 K1 K6；d） 计算对应上述两种工况的 频率特性，计算的频率范围应为 0.1Hz 2Hz。/q sE UA.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 0 0.05；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：0Q/GDW 143 2012111） 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 频率特性，计算的频率范围应为 0.1Hz 2Hz。/q sE UA.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 0 0.05；c） 宜在以下两种工况下进行励磁系统滞后特性计算