.3.1AVR静态放大倍数应满足GB/T7409规定的发电机端电压静差率要求。 3.2发电机空载电压给定阶跃响应应同时符合GB/T7409、DL/T583、DL/T843的规定。 3.3AVR暂态和动态增益应同时满足GB/T7409、DL/T583、DL/T843的规定。 3.4AVR调差率应按调度要求整定完成，并投入运行

4.4.1宜采用频谱分析仪进行频率响应特性测量。 4.4.2测量的频率范围不应小于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（periodicchirp），信号的幅值可调范围不应小于OV～2V，信号的负载电流 不小于20mA，幅值测量范围不应小于80dB

采用频谱分析仪进行频率响应特性测量。 则量的频率范围不应小于0.1Hz～10Hz，输出的测量噪声信号可选随机噪声信号（random 成周期性调频信号（periodicchirp），信号的幅值可调范围不应小于OV～2V，信号的负载电流 20mA，幅值测量范围不应小于80dB

4.5.1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。 4.5.2被试机组继电保护、热工保护应正常投入运行，励磁控制系统调差率整定完成，并无限制、异 常和故障信号。 4.5.3被试机组有功功率应大于60%额定值，无功功率应小于20%额定值。 4.5.4被试机组应投入自动电压控制，自动发电控制（AGC）和自动无功电压控制（AVC）功能应暂 时退出。 4.5.5所提供机组相关参数应包括机组轴系转动惯量（飞轮转矩）。对于采用多个输入信号的PSS工程监理标准规范范本，获 取准确的转动惯量是进行PSS试验的先决条件。

4.6PSS参数的预计算

5PSS整定试验项目、方法、步骤和结果评判

5.1PSS环节模型参数的确认

模型参数和功能指标的确认应在励磁调节器型式

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5.1.2应提供有认证资质的第三方出具的测

应提供有认证资质的第三方出具的测试报告。

5.2信号标定和部分参数整定要求

5.2.1对PSS输入信号应标定发电机额定转速为1（标幺值），额定频率为1（标幺值），额定视在功率 为1（标幺值）。 5.2.2对PSS输出信号，当PSS输出加入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AVR电压相加点后的某环节的输出点上时，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。 5.2.3PSS输出限幅值的范围宜为土0.05（标幺值）～土0.10（标幺值）。 5.2.4PSS自动投入的有功功率不应大于发电机正常运行的最小有功功率，自动退出值应略低于PSS 自动投入值。

5.3励磁控制系统无补偿相频特性的确定

5.3.1应进行励磁控制系统无补偿相频特性的测量，并依据测量结果配置PSS参数。 5.3.2实测励磁控制系统无补偿相频特性的条件是励磁调节器应具备外加模拟信号入 取代PSS输出信号加入AVR中。

5.3.3实测励磁控制系统无补偿相频特

5.4励磁控制系统有补偿相频特性的确定

4.1对励磁控制系统有补偿相频特性的要求如下： a）励磁控制系统有补偿相频特性可通过计算方法确定。 b）当实测无补偿频率响应特性在本机振荡频率附近存在较大突变时，应将相频特性进行平滑处理 后再配置PSS参数。 c）通过调整PSS相位补偿，使附加力矩在0.1Hz～0.3Hz（不含0.3Hz）频段超前△の轴不应大于 30°，在0.3Hz～2.0Hz频段的附加力矩应在超前△の轴20°至滞后△轴45°之间，同时PSS不 应引起同步力矩显著削弱。 .4.2计算励磁控制系统有补偿相频特性时，当PSS的输入为单信号时，应按PSS传递函数计算PSS

相频特性；当PSS的输入为多信号时，应按信号之间的关系转换为单信号PSS后再计算PSS相 生。励磁控制系统有补偿相频特性应为PSS相频特性与励磁控制系统无补偿相频特性之和。调整 相位补偿参数使励磁控制系统有补偿相频特性满足5.4.1的要求，

5.5PSS增益的确定

5.5.1PSS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不应小于 0.1；有PSS的发电机负载阶跃试验的有功功率波动次数比无PSS的有功功率波动次数明显减 少，且小于1次的，视为满足阻尼比的要求。 b）实际整定的PSS增益应综合考虑反调大小和调节器输出波动幅度。 c）通常情况下，PSS的输入信号为功率时PSS增益宜取临界增益的1/5～1/3（相当于开环频率特 性增益裕量为9dB14dB），PSS的输入信号为频率或转速时可取临界增益的1/3～1/2（相当 于开环频率特性增益裕量为6dB～9dB)。 2PSS增益的整定方法可采用现场试验法或估算确认法，现场试验法有临界增益法、PSS开环输 输入频率响应特性稳定裕量法和负裁阶跃试验法

于开环频率特性增益裕量为6dB9dB）。 2PSS增益的整定方法可采用现场试验法或估算确认法，现场试验法有临界增益法、PSS开环输 输入频率响应特性稳定裕量法和负载阶跃试验法。 2.1临界增益法： a）特点和适用条件。临界增益法可获得增益稳定裕量，适用于增益易于调整、具有手动投切功能 的PSS。 b）试验步骤： 1）初次投入PSS时，可将PSS直流增益设置为预设直流增益的1/10，PSS限幅值改小； 2）观察PSS输出接近零时投入PSS； 3）观察励磁调节器的输出或发电机转子电压有无持续振荡； 4）退出PSS： 5）如无持续振荡则增大PSS增益： 6）重复本条步骤3）～6)，直至励磁调节器的输出电压或发电机转子电压出现等幅或接近等 幅振荡为止，此时的增益即为临界增益； 7）按5.5.1确定PSS增益，PSS投入后运行应稳定，发电机电压和无功功率应无明显波动。 2.2PSS开环输出/输入频率响应特性稳定裕量法： a）特点和适用的条件。稳定裕量法可获得PSS开环频率特性的增益稳定裕量和相位稳定裕量， 适用于可解开PSS闭环并进行信号测试的PSS。 b）试验步骤： 1）在PSS任意两个环节将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； 2）对数字式调节器设置A/D和D/A变换器参数； 3）给定目标增益裕量LM,EXP（dB）； 4）设定PSS增益为Ko; 5）逐步增大频谱分析仪噪声信号输出，直到所测频率特性在1Hz～10Hz范围较为光滑，穿 越频率明确； 6）测量输出/输入相位差为180°处的增益LM.0（dB）； 7）按式（1)、式（2）分别计算目标增益KEXP及所需增益调整量△K：

5.5.2.1临界增益法

式中： Lo一开环放大倍数为1的开环频率特性增益。 8）投入PSS后运行应稳定，发电机电压和无功功率的波动应不大。 5.5.2.3 负载阶跃试验法： a）特点和适用条件。负载阶跃试验法（见图1）可获得有/无PSS时的振荡频率变化量及阻尼比 改变量，适用于增益不易于调整或者临界增益值受内部增益上限定值限制的PSS。 b）试验步骤： 1）设置参考电压阶跃量一般为0.01（标幺值）0.04（标么值）。 2）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。 3）进行同阶跃量下有PSS的阶跃试验。 4）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5.5.2.3d）的要求。 5）PSS增益扩大3倍进行负载阶跃试验，不应出现持续振荡现象。 6）投入PSS后运行应稳定，发电机电压和无功功率的波动应不大。 C）振荡频率和阻尼比的计算方法。取多个振荡周期按式（3）计算频率的平均值

5.5.2.3负载阶跃试验法

N计算周期数； T——第一个峰值出现的时间，S; T2+1——第2N+1个峰值出现的时间，s. 按式（4）计算平均阻尼比

图1发电机负载阶跃的有功功率响应

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试验结果评判： 1）比较有、无PSS情况下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%。 2）有PSS比无PSS的负载阶跃响应的阻尼比应有明显提高，其中有PSS的负载阶跃响应的 阻尼比应大于0.1（参考5.5.1）。

5.5.2.4PSS增益的估算确认法：

估算确认法适用于PSS参数预计算，估算方法见

5.6PSS阻尼效果检验

基本要求。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 低频段适用性计算等其他检验方法。

5.6.2发电机负载阶跃响应检验。

a）发电机负载阶跃响应检验的目的： 1）检验PSS相位补偿参数是否正确有效。 2）检验PSS放大倍数是否适当。 b）负载阶跃响应检验的方法： 1）设置参考电压阶跃量一般为0.01（标幺值）～0.04（标幺值）； 2）进行同阶跃量下有PSS和无PSS的阶跃试验； 3）比较有PSS和无PSS时发电机负载阶跃响应的结果，应符合5.5.2.3d）的要求； 4）调节器如果提供多套运行通道，每个自动通道都应进行负载阶跃效果校核。 5.6.3系统扰动检验的方法。在系统条件许可时根据需要还可采用无故障切除发电厂的一条出线或系 统的某一条联络线、切机、切负荷等系统扰动，分别在有PSS和无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的振荡次数应明显少于无PSS的振荡次数。 5.6.4检验PSS参数在低频段适用性的计算方法。对于需要特别重视低频段阻尼作用的机组，可进行 下述计算以说明PSS在低频段的作用。在单机无穷大系统或者多机系统中增大被试机组的转动惯量 【同时改变与转动惯量相关的PSS参数），使本机振荡频率降低到所需范围内，进行有、无PSS的扰动 计算，判断PSS对区域间振荡模式的阻尼作用

5.7反调试验效果检验

5.7.1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。 5.7.2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。 5.7.3试验准备： a）按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，例如连续减出力不小于3%额 定有功功率： b）录波仪记录发电机有功功率、无功功率、励磁电压和发电机机端电压。 5.7.4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。

5.7.1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。 5.7.2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

适用范围 发调试验。 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 皮动是否在许可的范围。 3试验准备： a）按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，例如连续减出力不小于3%额 定有功功率： b）录波仪记录发电机有功功率、无功功率、励磁电压和发电机机端电压。 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。

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。

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5.7.5 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，则应该选择以下措施抑制PSS反调： 1）采用加速功率型的PSS。 2）采用转速型PSS。 3）在电力运行管理部门允许的情况下，可在增减原动机出力操作时短时闭锁PSS输出。 4）在相位补偿满足要求时，可减少隔直环节时间常数。 5）在系统阻尼允许时，可减少PSS增益。 6）减少原动机出力调整幅度和速度（临时措施）。 7.6试验结果评判。在原动机正常运行操作的最大出力变化速度下，调整有功功率变化幅度不应 3%额定有功功率，无功功率变化量（相对于初始值）应小于20%额定无功功率，并且机端电压变 （相对于初始值）应小于2%额定电压。

5.8.1对于多输入信号的PSS，应首先确认输入变量的准确性，再确认变量之间的标幺关系。 5.8.2采用合成加速功率型电力系统稳定器模型一—PSS2型，其中参数Ks2设置应为隔直时间常数除 以机组惯性时间常数。 5.8.3应通过负载电压阶跃试验检验合成机械功率的正确性。 5.8.4抽水蓄能机组的PSS整定试验在发电机运行方式和电动机运行方式下，应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。 5.8.5机组正常运行存在轴系转动惯量发生较大变化（如供暖机组转背压方式），且采用加速度功率型 PSS时，应设置多组PSS参数。 5.8.6复核性计算见附录C（可选项）。

6.1试验机组和励磁系统数据（应提供机组容量、转速、整个轴系的转动惯量、现场调差设定值） 6.2调节器的PID及PSS传递函数框图，调节器现场设置参数名。 6.3试验时间、试验工况和试验项目。 6.4PSS参数确定方法。 6.5励磁控制系统无补偿频率响应特性、PSS的相频特性、励磁控制系统有补偿频率响应特性。 6.6调节器各个自动运行通道有PSS和无PSS的发电机负载阶跃响应及其他检验结果。 6.7反调试验结果。 6.8PSS模型和参数整定值（说明PSS输入信号的基准值）。 6.9给出BPA或PSASP等仿真软件中对应PSS模型的参数（具体软件由电网运行部门确定）。 6.10结论包括评价PSS性能（含PSS适应的频率范围），提出投运PSS的条件和建议。 6.11试验报告模板参见附录D。

空制系统无补偿相频特性

励磁控制系统无补偿相频特性的计算方法及PSS参数的预计

Ki~K6 与发电机运行状态和系统参数有关的系数； ATeI、Te2、TM 发电机自身产生的转矩分量增量、励磁控制系统产生的转矩分量增量、机械力矩变化量 小D 转动惯量、发电机阻尼系数； A、 转速变化量、功角变化量； AUREF、AU、AUs 机端给定电压变化量、机端电压变化量、PSS输出电压变化量； AE、Efd 发电机暂态内电势变化量、励磁电压变化量； 发电机直轴暂态时间常数。

a）已知参数：发电机Xd、Xd、Xq、Tdo、系统等值联系电抗Xe、发电机阻尼系数D（汽轮发电 可取D=25；水轮发电机可取D=0.05）、转动惯量Tj、自动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U分别为发电机有功功率、无功功率和机端电压，

A.3单机无穷大系统计算法

A.3.1应采用专用的电力系统分析程序建立单机无务大系统进行励磁控制系统无补偿相频特 A.3.2已知发电机和励磁控制系统模型参数。 A.3.3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。 A.3.4宜在以下两种工况下进行计算，P、9和U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、UN）为基值： a）对应最大滞后角的工况为：P=PN，Q=0（标幺值），U=1（标幺值），X。=0.2（标幺值）。 b）对应最小滞后角的工况为：P=0.5（标幺值），Q=0.5（标么值），U=1（标么值），X。=0.4 （标幺值）。 A.3.5计算对应两种工况的△E/△Us频率特性，计算的频率范围应为0.1Hz～2Hz。

A.4.1应采用专用的电力系统分析程序使用实际电网数据进行励磁控制系统无补偿相频特性计算。 A.4.2已知实际电网数据、被试发电机励磁控制系统模型参数、其他机组励磁控制系统模型参数可采 用同类励磁控制系统的典型模型参数。 A.4.3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。 A.4.4宜在以下两种工况下进行励磁控制系统滞后特性计算，有机端并列机组时宜计算并列的机组在 线和离线两种情况： a）对应最大滞后角的工况为：全厂满发，被试机组高功率因数。 b）对应最小滞后角的工况为：全厂仅被试机组运行，P0.5（标幺值），低功率因数，多路出线 仅留一条运行。 A.4.5计算对应两种工况的△E/△Us频率特性，计算的频率范围应为0.1Hz～2Hz

A.4.1应采用专用的电力系统分析程序使用实际电网数据进行励磁控制系统无补偿相频特性计算。 A.4.2已知实际电网数据、被试发电机励磁控制系统模型参数、其他机组励磁控制系统模型参数可采 用同类励磁控制系统的典型模型参数。 A.4.3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。

a）对应最大滞后角的工况为：全厂满发，被试机组高功率因数。 b）对应最小滞后角的工况为：全厂仅被试机组运行，P=0.5（标幺值），低功率因数，多路 仅留一条运行。 4.5计算对应两种工况的AE/△Us频率特性，计算的频率范围应为0.1Hz～2Hz

A.5PSS参数预计算

A.5.1可根据当地电网智

A.5.2预计算内容如下

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。 ） 励磁控制系统两种无补偿相频特性（△U/△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。

B.1.1具备符合实际的发电机和励磁系统（包括PSS）模型和参数，在缺少实际的发电机组转动惯量 时可采用典型值或制造厂的设计值进行计算。 B.1.2使用适用的计算工具构成单机无穷大系统，有电网数据时可在全网多机系统下进行计算。 B.1.3PSS相位补偿参数通过试验或计算得到。 B.1.4PSS增益可先设为1

B.2临界放大倍数法估算

B.2.1进行有PSS的发电机负载阶跃计算，增大PSS增益应见机组有功功率振荡减少，继续增大PSS 增益，当发电机转子电压出现高于本机振荡频率的持续振荡（振荡次数应大于10次）时，此时的PSS 增益为计算的临界增益，振荡频率一般宜大于2Hz。 B.2.2按照5.5.1要求，由临界增益确定PSS增益。

B.3.1负载阶跃法应考虑发电机阻尼系数和转动惯量的影响。 B.3.2邻近单元机组有、无PSS对试验机组负载阶跃阻尼比提高值影响不大。 B.3.3进行无PSS的发电机负载阶跃计算。 B.3.4进行有PSS的发电机负载阶跃计算，使有PSS应比无PSS的负载阶跃响应的阻尼比有明显提 高，其中有PSS的负载阶跃响应的阻尼比应大于0.1

负载阶跃法应考虑发电机阻尼系数和转动惯量的影响。 邻近单元机组有、无PSS对试验机组负载阶跃阻尼比提高值影响不大。 进行无PSS的发电机负载阶跃计算。 进行有PSS的发电机负载阶跃计算，使有PSS应比无PSS的负载阶跃响应的阻尼比有明显 其中有PSS的负载阶跃响应的阻尼比应大于0.1。

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C.1.1电力系统运行部门接受PSS整定试验报告后可以选择C.1.2～C.1.5中一项或多项内容进行复核 性计算。 C.1.2进行阶段性全网小干扰稳定性计算（低频振荡模式分析）。 C.1.3小干扰时域分析之一：进行有、无PSS负载阶跃响应计算，观察发电机有功功率振荡衰减情 况。对于区域间振荡模式可以采用增大试验机组惯性，使得负载阶跃产生对应于系统最低振荡频率的 振荡。 C.1.4小干扰时域分析之二：主变压器高压侧一条出线三相短路0.01s0.04s后切除短路故障，或者 主变压器高压侧无故障切除一条出线，观察发电机有功功率振荡衰减情况。 C.1.5大干扰时域分析：按运行单位安全稳定分析规定进行大干扰校核，观察发电机有功功率振荡衰 减情况。

C.1.1电力系统运行部门接受PSS整定试验报告后可以选择C.1.2～C.1.5中一项或多项内容进行复核 性计算。 C.1.2进行阶段性全网小干扰稳定性计算（低频振荡模式分析）。 C.1.3小干扰时域分析之一：进行有、无PSS负载阶跃响应计算，观察发电机有功功率振荡衰减情 况。对于区域间振荡模式可以采用增大试验机组惯性，使得负载阶跃产生对应于系统最低振荡频率的 振荡。 C.1.4小干扰时域分析之二：主变压器高压侧一条出线三相短路0.01s0.04s后切除短路故障，或者 主变压器高压侧无故障切除一条出线，观察发电机有功功率振荡衰减情况。 C.1.5大干扰时域分析：按运行单位安全稳定分析规定进行大干扰校核，观察发电机有功功率振荡衰 减情况。

C.3复核性计算结果判据

硅钢片标准的电力系统数据、发电机和励磁控制系统（包招

3.1计算结果应同时满足C.3.2和C.3.3的要求。 3.2阶段性全网有、无PSS低频振荡模式比较，有PSS时全网不产生新的弱阻尼振荡模式；有 与试验机组有关的振荡模式阻尼比得到提高。 3.3时域响应计算的结果有PSS比无PSS的有功功率衰减的阻尼比应有提高，励磁电压不应出理 以上的不稳定性振荡。

C.3.1计算结果应同时满足C.3.2和C.3.3的要求。 C.3.2阶段性全网有、无PSS低频振荡模式比较，有PSS时全网不产生新的弱阻尼振荡模式；有PSS 时与试验机组有关的振荡模式阻尼比得到提高。 C.3.3时域响应计算的结果有PSS比无PSS的有功功率衰减的阻尼比应有提高，励磁电压不应出现10 次以上的不稳定性振荡。

环保标准××电厂××号机 电力系统稳定器（PSS）试验报告

单位：X××× XXXX年XX月

DL /T 1231—2018 报告审批 试验单位：×××X XXXX 工作人员：××× 单位：×××× 单位：X××× 试验日期：×××年××月××日 试验地点：×××× 报告编写：×××× 报告审核：X×XX 报告批准：X×X× 报告正文 一、概述 二、发电机参数 三、励磁控制系统AVR及PSS模型 四、PSS整定试验 a）试验工况； b）励磁控制系统无补偿频率特性测量 c）励磁控制系统有补偿频率特性仿真； d）PSS增益试验。 五、PSS效果校核 六、反调试验 七、PSS参数设定值 八、仿真程序中PSS模型参数 九、PSS整定试验结论