IEEE1588对时系统在金南智能变电站的实现

刘海峰，林海鹰，欧阳帆，赵永生

(1． 湖南省电力公司科学研究院，湖南 长沙410007;2． 上海思弘瑞电力控制技术有限公司，上海201108)

在常规综合自动化变电站中，电流和电压基于模拟量信号传输，装置的采样基于中断机制实现，传输的链路延时可以忽略不计，数据具有天然同步性，时钟同步技术主要用于为各个装置提供统一的运行时钟，从而为电力系统中SOE 记录、故障录波、保护动作记录提供精确的同步数据。但智能变电站以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求〔1〕，装置采用分散式采样，全站的信息数据均是以数字信号的形式通过网络实现交互，也不能够忽略传输链路延时，这就需要各个智能装置在一个统一的时间基准上运行，从而实现数据的同步。

IEC 61850 通讯协议实现了智能变电站中的数字通信和数据共享，由合并单元实现对各个间隔数据的分散采样，而间隔层设备往往对应着多个合并单元，采集多个间隔的数据，再进行数据的整合计算。目前智能变电站主要有网络采样和点对点光纤直连2 种组网方式，其中网络采样依赖于外部绝对时钟同步数据，而直采的方式主要依赖于装置插值采样同步，但不论采用那种方式，都要依赖于时钟同步技术。特别是像线路差动保护、母线差动保护和变压器纵差保护等需要多端数据配合的保护设备，更需要精确的时钟同步，以防止保护误动。Q/GDW－2010 《智能变电站合并单元技术规范》规定，采样的同步误差应不大于± 1 μs，这样才能满足关口计量对于数据同步精度的要求。可见，高精度的网络时钟同步对保证电力系统通信网络的安全运行具有重要的意义〔2－4〕。

目前智能变电站间隔层和过程层装置主要采用IRIG-B 码和1 pps 秒脉冲对时方式，对时精度在us级，站控层主要采用SNTP 对时方式，对时精度在ms 级。文中介绍了IEEE 1588V2 精确时钟对时方式，这种对时方式已成功应用于湖南长沙110 kV金南变变电站，使整个系统的对时精度达到ns 级，系统中的各智能装置能完全同步。

1 金南变组网方案

图1 金南变系统网络结构图

金南变按无人值班运行方式设计。变电站自动化系统采用开放式分层分布式系统(见图1)，由站控层、间隔层和过程层组成。采用了三层一网、四网合一的组网方案，即全站采用光纤环形以太网，3 层设备共用1 层网络，过程层设备接入变电站网络，网络上传输的信息有SV，GOOSE，IEEE1588，MMS。

站控层包括主机兼操作员工作站、远动通信装置、网络通信记录装置、站域控制装置等;间隔层包括各测控装置、保护装置等;过程层包括智能组件(含智能单元、合并单元功能等)。

变电站自动化系统统一组网，信息共享，通信规约采用DL/T860 或IEC 61850 标准。变电站内信息具有共享性和唯一性，保护故障信息、远动信息不重复采集。

110kV，10 kV 就地设备采用集成“合并单元、智能单元、保护、测控”功能的一体化智能组件，就地一体化布置，110 kV 就地设备的智能组件布置在GIS 智能控制柜内，10 kV 就地设备的智能组件分散在相应的开关柜上。

主变非电量保护由配置在就地的本体智能组件实现，采集主变中性点电流、油温等信号，实现非电量保护功能，包括主变中性点接地刀、主变有载调压分接头位置、风冷等的控制;主变本体智能组件的跳闸出口接点直接通过电缆至主变各侧智能组件的操作回路实现。主变本体智能组件布置在主变本体智能柜上。

各间隔的智能设备实现“间隔”功能自治，保护直接采样，保护功能不依赖于网络。

网络记录分析装置兼具全站故障录波功能，功能合二为一。

配置1 套站域控制装置，具备110 kV 备自投和10 kV 低频/低压减载功能。

110kV 合并单元具备电压、电流同步功能，同步后的数据上传智能电表作为和对侧线路关口计量比对用。10 kV 线路计量单元作为智能组件的一部分，不单独配置计量装置，由10 kV 智能组件完成计量功能。远动工作站兼计量信息采集功能，将10 kV 计量信息转发给电量采集系统。

全站配置一套公用的时间同步系统，采用IEEE 1588 网络方式对时。

2 站内IEEE1588 对时方案

智能变电站内常见的对时方式有3 种，即SNTP 对时，IRIG-B 对时和脉冲对时。近几年开始引入IEEE 1588，但尚没有工程应用。IEEE 1588的全称是网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准，IEEE1588v1 精度可以达到亚mS 级，IEEEv2精度可以达到nS 级。IEEE1588v2 对IEEE1588v1进行了改进，提高了同步精度，加入了故障容限，满足冗余和安全的保障功能，并引入边界时钟和透传时钟2 种新的时钟类型。通过主从设备间传递PTP 消息包，从时钟计算时间和频率偏移，实现与主时钟的频率和时间的同步〔5〕。

IEEE 1588 时钟具有边界时钟(OC)和透明时钟(TC)2 种方式。透明时钟具有多个端口，但它只能用来转发PTP 报文，并提供消息驻留时间、不对称延时、平均链路时延的修正，其端口既不能作为授时设备为其他设备授时，也不能同步于其他主设备。边界时钟对上作为从钟进行对时，对下作为主钟，为其他被对时设备提供时钟源信号。

站控层的MMS 服务在对时精度要求不高的情况下，可以考虑采用SNTP 对时。间隔层和过程层的保护跳闸、断路器位置、联锁信息等实时性要求高的数据传输采用GOOSE 服务，过程层传输采样值信息和跳闸信息，需要达到μs 级的同步精度。考虑到对时精度要求较高以及IED 设备之间通讯数据快速且高效可靠，采用IEEE 1588 进行同步对时将更加精确。

金南变作为国家电网公司第一批试点站之一，在组网方案上进行了大胆的尝试和革新，并率先在工程应用中引入了IEEE 1588 对时方式。全站采用三层一网、四网合一的组网模式，即站控层、间隔层和过程层共享一层物理网络，SV，GOOSE，IEEE 1588，MMS 共网传输。这样不需要单独组建IRIG-B 的对时网络，而是利用现有网络实现全站设备时间精确同步。具体配置如下:

1)时钟源采用符合电力系统相关标准的传统电力GPS，具备GPS 和北斗2 种授时方式。该时钟源可以提供IRIG-B，PPS，PPM，RS－232/422/485 等几种接口方式，本站将其输出的IRIG-B 时钟信息接入间隔层带IEEE 1588 主钟功能的RSG2288 交换机，作为IEEE 1588 交换机的输入时钟基准源。

2)间隔层配置2 台具有IEEE 1588 对时功能的光纤接口交换机，交换机1 做主钟，通过IRIGB 码方式与GPS 进行对时。然后该交换机作为IEEE 1588 对时的主钟，通过各交换端口向全网广播IEEE 1588 对时报文，给挂在交换口上的主变保护测控装置、内桥智能组件、进线智能组件等装置对时。交换机2 为peer-to-peer 透明钟，透明转发交换机1 的IEEE 1588 对时报文，给挂在交换口上的内桥、进线、母线PT 智能组件等装置对时。

3)10kV 设备区配置普通电口交换机，完成信息传输。由于该交换机口上挂接的10 kV TV，10 kV 出线、电容器、接地变智能组件等装置无需传输同步采样值，其同步精度仅需达到mS 级即可，通过普通交换机对时误差在数uS 级，完全可以满足要求。而内桥智能组件、进线智能组件、母线TV 智能组件等需要采样同步的智能组件，则直接通过间隔层IEEE 1588 交换机进行同步对时，可达到ns 级精度。

4)站控层配置带有光口及电口的普通交换机，后台主机、站域控制装置、故障录波装置、公用测控装置等均采用IEEE 1588 软报文对时，对时误差在uS 级，可以满足mS 级对时精度要求。

5)主变保护测控装置的过程层网口与10 kV进线、主变本体智能组件等装置通过点对点光纤连接。主变保护测控装置内部是通过FPGA 来实现IEEE 1588 边界时钟的功能，其相对于间隔层IEEE 1588 交换机主钟而言是从钟，相对于智能组件而言是主钟。间隔层装置上电后从RTC 获取时钟信息作为当前的软时钟，FPGA 完成IEEE 1588 报文交互获得精确时间后将解出的时间信息送给CPU，CPU 将该信息转换为UTC 时间，供系统打时标用。在一定时间间隔后，CPU 用同步的时间刷新RTC。FPGA 将站控层网口作为从IEEE 1588 接收间隔层IEEE 1588 主钟交换机发过来的IEEE 1588 对时报文，将过程层2 个网口作为主IEEE 1588，发送对时报文给智能组件。间隔层主变保护测控装置的对时示意图如图2 所示。

图2 间隔层保护测控装置对时示意图

采用以上配置，过程层、变电站层以及间隔层设备只作为对时网络的末节点(除主变保护测控装置在内部实现了BC 功能)，扮演从时钟的角色。整个通信网络仅用了4 台交换机组成环网，即完成了站内3 层网络所有设备的互联。网络中的交换机根据需要扮演了OC，TC 及普通交换机等不同角色，共同参与了整个对时过程，通过总线环网将全站智能设备统一到与主时钟同步。

这样配置简化了系统网络结构，使智能变电站对时网络的层次清晰、功能明确。过程层网络、间隔层网络及站级网络都采用IEEE 1588 进行高精度对时，使全站设备都能实现高精度的时间同步。

3 站内IEEE 1588 对时性能测试

3.1 IEEE 1588 报文交互测试

主要目的是测试被测装置进行IEEE 1588 对时报文交互时是否符合协议规范，可采用PC 机通过抓包软件进行抓包测试。测试方法如图3 所示。

图3 IEEE 1588 报文交互测试方法

IEEE 1588 交换机与装置之间对时同步采用的是延时请求－响应机制，用到Sync，Delay_Req，Delay_Resp(Follow_Up 可选)消息。将被测装置与交换机相连的端口进行镜像，PC 机通过镜像口可以查看交换机与被测装置之间的交互报文。

消息交换过程如下:

1)Master 发送Sync 消息，记下该消息的本地发送时间t1。

2)Slave 接收到Sync 消息，并记下其接收到该消息的本地时间t2。

3)Master 有2 种方式告诉Slave 该Sync 消息的发送时间t1。

将t1时间嵌入到Sync 消息中，这需要某种硬件处理以获得高精度。

在后续的Follow_Up 消息中发送。

4)Slave 发送Delay_Req 消息往Master，并记下发送时间t3。

5)Master 接收到Delay_Req，并记下该消息到达时间t4。

6)Master 发送Delay_Resp 消息告知Slave t4。

利用这4 个时间可以算出Master 和Slave 之间的时钟差值，前提是链路是对称的，即发送和接收延时一样。计算公式为:

IEEE 1588 交换机主钟和透明钟之间采用peer延时机制，在支持peer-to-peer 路径更正的时钟中测量链路传输延迟，用到Pdelay_Req，Pdelay_Resp(Pdelay_Resp_Follow_Up 可选)消息。将2个交换机之间的接口进行镜像，PC 机通过镜像口可以查看主钟和透明钟之间的交互报文。

这里没有主从之分，交互过程如下:

1)PORT1 发送一个Pdelay_Req 消息，并记下该时间t1。

2)PORT2 收到Pdelay_Req 消息，记下接收时间t2，然后返回一个Pdelay_Resp 消息，记下该消息的发送时间t3(收到消息到发送消息的时间间隔要尽可能的短以减小由于2 个端口之间的频率偏移引起的误差)

3)然后PORT2 可以:

在Pdelay_Resp 中返回t2和t3的差值。

在Pdelay_Resp_Follow_Up 消息中返回t2和t3的差值。

4)在Pdelay_Resp 和Pdelay_Resp_Follow_Up消息中分别返回t2和t3。

5)PORT1 收到Pdelay_Resp 后，记下时间t4。利用这4 个时间可以计算平均链路延时〔6〕。

3.2 IEEE 1588 对时精度测试

主要目的是测试系统中任一智能装置经过IEEE 1588 对时后所能达到的同步精度。测试方法如图4 所示。

图4 装置对时精度测试

用双踪示波器同时测量GPS 对时装置输出的秒脉冲及被测装置输出的秒脉冲，将测量结果进行比较，可以精确地测出两者之间的误差。实测误差结果为190 ns。

4 结语

长沙金南110 kV 智能变电站IEEE 1588 对时方式除了对时精度在ns 级之外，最大的优势在于可以共享站内的通讯网络，无需组建单独的对时网络，从而可以大大简化网络结构，减少设备资源。尤其在站与站之间需要进行远距离精确对时的时候，由于其能够修正链路延时，将具有独特的优势。

〔1〕国家能源局． Q/GDW 383－2009 智能变电站技术导则〔S〕．北京:中国电力出版社，2010，9．

〔2〕赵上林，胡敏强，窦晓波，等． 基于IEEE 1588 的数字化变电站时钟同步技术研究〔J〕. 电网技术，2008，32(21):97-102.

〔3〕汪祺航，黄伟，吴在军，等． 基于IEEE 1588 标准的变电站同步网络的研究〔J〕. 江苏电机工程，2010(01):51-54.

〔4〕魏伟，李扬，陈芳． 电力骨干通信网时间同步系统〔J〕. 电力系统通信，2011，32(1):10-15.

〔5〕殷志良，刘万顺，杨奇逊，等． 基于IEEE 1588 实现变电站过程总线采样值同步新技术〔J〕. 电力系统自动化，2005，29(13):60-63.

〔6〕IEEE 1588． Standard for a Precision Clock Synchro-nization Protocol for Networked Measurement and Control Systems〔S〕，2008．