智能变电站信号同步技术及应用分析

孟恒信，马振国

（山西电力科学研究院，山西 太原 030001）

0 引言

智能化变电站对时钟同步的依赖程度不同于常规变电站，常规变电站电流电压信号采集于常规电磁电流电压互感器，是电模拟信号，信号的数字化变换都是由保护或测量设备自己完成的，各信号之间的同步是设备自身保证的，传送给设备的同步时钟源只起到变电站所有设备时钟统一便于事故分析的作用。智能变电站电流电压信号采集及数字化转换是在电子互感器或合并单元分散完成的。若采用电子互感器，合并单元需要对各相电子互感器采集卡来的电流电压信号进行同步；若采用常规互感器，由合并单元完成信号采集和转换，合并单元需要对来自不同合并单元的信号进行同步，一旦信号失去同步，就不能保证各信号在同一时刻采样，使采样信号之间产生相位差，从而影响智能设备测量精度，造成保护设备的误动或拒动。因此，智能变电站信号的同步技术显得尤为重要。

1 智能变电站需要同步的信号种类

电力系统的绝大多数参数都是时间的函数，需要与事件发生的时刻同步采集，保证各信号之间的相对时间关系，各信号之间失去同步将无法工作。就目前国内智能变电站技术现状而言，对信号同步有严格要求的设备主要集中在间隔层和过程层，它们主要包括合并单元，变压器保护、母线保护、线路保护等。对于合并单元，它需要对来自不同相别电子互感器的电流电压信号进行同步；对于跨间隔母线和变压器保护、测控设备需要对来自不同间隔合并单元电流电压信号进行同步；线路电流纵差保护既需要对本端的电流电压信号进行同步，同时还需要与对端的电流电压的信号进行同步。另外，在整个信息传输过程中各智能设备的面向通用对象的变电站事件GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）控制指令还必须与相关的电流电压信号保持同步等。

2 信号同步方法

2.1 合并单元电流电压信号同步

当合并单元从电子互感器采集卡采集IEC 60044-8格式的电流电压信号时，合并单元依靠内部时钟源控制各电子互感器同步采集，实现信号的同步；当合并单元从常规互感器采集模拟电流电压信号时，信号采集卡在合并单元内部，同样依靠内部时钟源控制，实现各信号之间的同步采集。

分析上述这两种情况可以看出，只要合并单元内部时钟源走时稳定，不是时快时慢，同步采集信号之间就不会产生相角测量误差，也不会失去同步，其主要原因是它们由一个时钟源控制。在实际工程中，合并单元不仅仅只有上述两种情况，常会出现既有本单元直接从采集卡采集的电流电压信号，还有从另一个合并单元来的信号，如线路合并单元需要引入母线合并单元的电压信号等，此时两个合并单元之间必须实现时钟同步或数据同步。

对于时钟同步，一般是采用标准时钟源通过串行时间码 IRIG-B（Inter Range Instrumentation Group）或IEEE-1588网络强制合并单元的内部时钟与标准时钟一致，实现信号的同步采集，它的同步精度及稳定性取决于标准时钟源精度和稳定性，对时钟源要求较高。对于数据同步则可以采用插值再采样同步技术[1]，实现电流电压信号之间的同步，当选择了合理的插值算法后，信号的同步精度及稳定性取决于软件设计的合理性及合并单元的时钟稳定性，对时钟源的要求较低，但数据同步对信号的传输延时稳定性要求较高，需采用点对点直连的通讯方式，尽可能地不采用网络，因为采用网络时信号传输延时不固定，信号同步误差较大。

2.2 保护和测控设备电流电压信号同步

对于单间隔保护及测控设备，如线路保护及测控，如果保护或测控的电流电压信号来自一个合并单元，它们的各电流、电压采集信号之间不需要再进行同步处理，因为在合并单元已经实现。如果电流电压信号来自不同的合并单元，则仍需要进行再同步处理，处理方法一般采用插值再采样同步技术。跨间隔母线和变压器保护及测控设备的电流电压信号一般不会来自一个合并单元，信号之间仍需要同步，同步方法一般也是采用插值再采样同步。当然，不同的设备生产厂家同步方法可能存在差异，但基本上都是将数据同步作为主要同步手段，时钟同步只作为一种辅助同步手段，以保证时钟源不可靠时保护不误动。

2.3 不同合并单元信号转换延时校正

由于不同间隔合并单元转换电流电压的转换延时不一致，有的合并单元将电流电压转换成IEC61850-9-2信号时的转换延时可能是1 000 μs，有的则可能是1 500 μs，那么不同转换延时的信号到达合并单元或保护时，势必会再次出现不同步现象。如某间隔的电流需要同母线电压间隔的合并单元合并，需要在电流合并单元内将电压合并单元来的电压进行校正，使之与本合并单元的电流同步。又如跨间隔母线差动和变压器差动保护需要从不同间隔合并单元采集电流信号进行校正。

目前，合并单元及保护的校正方法基本相同，都是利用采样值SV（Sampled Value） 数据集中所带的通道延时来识别，并加以校正。每一个合并单元在设计制造成产品后，它的数据采集方法、采集延时已经固定，将实测的该类型合并单元转换延时填入SV数据集中的采集延时通道，保护或合并单元识别到这一延时信息后，将相关通道信号进行滞后或超前处理，即1 000 μs延时信号滞后处理500μs或1 500 μs延时信号超前处理500 μs，实现相关信号的同步。对于对端为常规保护的线路电流纵差保护，本端差动保护须对信号进行超前处理，处理后的信号与常规变电站保持一致，再通过与常规变电站保护一样的方法实现两侧信号的同步。

2.4 GOOSE 控制及状态信号与相关SV信号同步

GOOSE信号分为状态信号和控制信号，对于状态信号，一般情况下是通过智能终端送上来的开关、刀闸位置信号及反映其他设备运行状态的指示信号，控制信号一般是保护或测控等装置送下去的跳闸或操作指令，它们之间以及与相关SV信号之间也必须实现同步，但对同步的要求不同于合并单元和保护、测控设备对SV信号之间的同步要求，SV信号之间的同步要求是μs级的，误差100 μs将产生1.8°相角差，将对保护或测控的测量产生误差，影响其动作行为，严重时可能造成电网事故。GOOSE信号之间以及它们与相关SV信号之间的同步要求可以是ms级的，它的同步误差仅影响保护测控等设备的响应时间，一般不会造成电网事故。因此，GOOSE信号之间以及它们与相关SV信号之间的同步可以通过标准时钟源实现同步，对时钟源的要求相对较低，短时时钟源消失可通过智能设备自守时功能得以保证。

3 信号同步技术

3.1 基于外部源的IRIG-B码硬接线时钟同步

变电站设置统一的GPS或北斗标准时钟源，标准时钟源输出精确的秒脉冲给各需要同步的智能设备，各智能设备收到秒脉冲后将自身的时钟强制与标准时钟源同步，在1 s内各智能设备按自身的晶振守时功能实现信号的同步采集，在1 s内使用高精度、高稳定度的晶振，信号误差是很小的。

3.2 基于IEEE 1588的网络时钟同步

IEEE 1588[3]是用于测量和自动化系统中的高精度网络时钟同步协议，能够达到ns级同步精度。协议定义的各种类型同步报文均是基于用户数据报协议和网际协议UDP/IP（User Datagram Protocol/Internet Protocol）发送的，尤其适合于在以太网上实现。IEEE 1588系统包括多个节点，每个节点代表一个1588时钟，时钟之间通过网络相连，并由网络中最准确的时钟基于报文传输的方式同步所有其他时钟，实现全网络各智能设备时钟同步。

3.3 基于插值算法的数据同步

由于利用时钟同步技术完成各电流电压信号之间的同步，对时钟源的要求太高，一旦时钟源不稳定，将有可能引起保护设备误动或拒动，造成电网事故，这是不允许的。因此，在保护设备和合并单元的数据采集环节多采用了插值算法，实现各相关信号的数据同步，确保在时钟源不稳定时保护动作行为正确。

插值算法的基本原理就是利用已采集到的不一定同步的采样点数据，通过函数在有限点处的取值状况估算出该函数在同步点值的一种数据同步方法。如图1所示，假定f（X1）和f（X2）为需要进行数据同步的2个函数（信号），X11、X12、X13为函数f（X1）邻近的3个采样点，X21、X22、X23为函数f（X2）临近的3个采样点，插值算法就是利用邻近的采样点，通过线性Lagrange[2、4]（或其他方法）方法估算出t时刻两个函数的值（采样值），实现两个信号的数据同步。

图1 插值再采样算法示意图

由于插值再采样算法中需要用到两相邻间隔（如t12至t13间隔）时间值，所以，插值再采样要求采样值必须等间隔传输，否则插值算法会导致信号畸变。为保证采样值等间隔传输，最好采用点对点传输或简化网络传输，以减少网络不确定延迟误差。智能变电站继电保护技术规范Q/GDW 441—2010要求报文的发送、传输和接收处理的延时抖动不得超过10μs。

4 故障录波信号的同步技术的思考

目前，在建或已建成智能变电站故障信号的录波多采用网络方式，采用点对点采集录波信号的较少，当采用全站或某一电压等级的网络录波方式时，各信号之间的同步将出现一个新的问题，即网络的传输延时不固定问题，虽然全站各智能设备都进行了时钟同步处理，各设备的时钟源均为一个时钟，但经过网络传输后，由于网络的传输延时不固定，故障录波器记录下的各信号之间将产生一定的时间误差。如1台录波器记录的1个元件的SV信号和GOOSE信号来自两个网络，SV信号和GOOSE信号之间必然产生时间误差，即便是SV信号和GOOSE信号来自同一个网络，由于这两个信号的传输机制不一致，也必然会产生时间误差。从而造成保护记录的故障录波图与故障录波器记录的同一事件的故障录波图出现不一致的情况，给日后事故分析带来麻烦，这一点必须有一个正确的认识。

故障录器需要打印或显示故障录波波形时，目前波形时标对齐方法有如下几种。

a）读取记录数据（SV和GOOSE）信号标准时标，采用波形信号时标对齐显示或打印的方法校正由于网络传输延时带来的时间误差。

b）故障录器记录数据（SV和GOOSE） 到达录波器的时刻，以故障录波器录波记录时刻对齐波形数据。

c）上述两种时标对齐方法都采用，即在一张录波图中同时标注两个时标，以便于事故分析。

由于智能变电站故障录波方式的变化，所以选用故障录波器型号及功能时应特别注意，最好能选用在一张录波图中同时标注两个时标的故障波器。另外，在进行事故分析以前必须先了解录波图的时标对齐方式，以免造成分析偏差。

5 结束语

目前，各设备制造厂家对智能变电站信号同步技术都已经基本掌握，处理方法大同小异。在实际工程中，运行维护和调试单位必须对信号同步问题有一个全面的认识，一方面督促各设备厂家做好智能变电站内信号的同步工作，另一方面在运行过程中注意防范信号失步风险，提高智能变电站安全运行水平。

［1］ 郭乐，潘济猛，卢家力，等.插值算法在智能变电站中的应用［J］.电力自动化设备，2010，30（10）：103-105.

［2］ 周斌，鲁国刚，黄国方，等.基于线性Lagrange插值法的变电站IED采样值接口方法［J］.电力系统自动化，2007，31（3）：86-90.

［3］ 胡国，唐成虹，徐子安，等.数字化变电站新型合并单元的研制［J］.电力系统自动化，2010，34（24）：51-54.

［4］ 周斌，沈健，张何，等.一种新型变电站智能设备采样值接口方案［J］.电网技术，2006，30（增）：398-401.