智能变电站时间同步系统异常分析

冯正伟，何祥文，杨 鑫

（国网浙江省电力公司检修公司，浙江 金华 321000）

0 引言

变电站同步系统主要作用是通过接收授时系统所发播的标准时间信号和信息来校准本地时钟，实现标准时间信号、信息的异地复制[1]。从而为变电站内各类运行设备提供精确、安全、可靠的时间基准，以满足不同等级的时间同步精度要求。

与常规变电站相比，基于IEC 61850标准的智能变电站大量的采用IED设备（智能电子设备），对时间同步精度有更高的要求。当时间同步系统出现异常或授时通信中断时，智能变电站内的IED设备将失去外部的时钟源，时间精度必将受到影响。

1 智能变电站主要对时方式

1.1 硬对时（脉冲对时）

主要有PPS（秒脉冲信号）、PPM（分脉冲信号），以及PPH（时脉冲信号）。对时脉冲是利用GPS（全球定位系统）所输出的脉冲的上升沿（或下降沿）来进行时间同步校准[2]，对时精度高，但不包含年月日等时间信息，传输信道包括电缆和光纤。硬对时按接线方式可分成差分对时与空接点2种方式。

1.2 软对时（串口报文对时）

主钟通过串口以报文的形式发送时间信息，报文内容包括年、月、日、时、分、秒等在内的完整时间。待对时装置通过串行口读取同步时钟每秒1次串行输出的时间信息实现对时，串口又分为RS232接口和RS485接口方式。一般精确度为ms级，输出距离从几十到上百米。串口对时往往和脉冲对时配合使用，弥补脉冲对时只能对时到秒的缺点。

1.3 编码对时

目前普遍采用IRIG-B码（美国靶场仪器组B型码）对时，有调制和非调制2种。IRIG-B码实际上是一种综合对时方案，输出的帧格式既包含了对时的准时沿，又包含了串口报文对时的时间信息[2]。IRIG-B码可靠性高、接口规范，因此得到了广泛的应用，但不便于组建时间同步网。根据传输介质的不同，B码对时又分为光B码和电B码，对时精度可以达μs级。

1.4 网络对时

网络对时是以电力自动化系统现有数据网络提供的通信通道为依托，为接入网络的任何系统提供对时。主时钟将时间信息按特定协议封装为数据帧，发送给各被授时装置，被授时装置接收到报文后通过协议解析，获取当前时刻信息，校正时间，达到与主时钟时间同步的目的。

网络对时方式的授时精度因所采用协议的不同而有所差异：其中NTP（网络时间协议）授时精度可达到50 ms；SNTP（简单网络时间协议）授时精度可达到1 s；PTP（精确时间协议）授时精度可达到1μs。目前变电站站控层网络大多采用SNTP，而智能变电站的IEEE 1588协议标准使用的为PTP[2]。

2 智能变电站时间同步系统典型方案

2.1 典型方案1

采用简单网络对时SNTP和IRIG-B码对时方式相结合，各层设备对时方式如表1所示。

表1 智能站时间同步系统（方案1）

其中站控层采用SNTP，将时间同步系统接入站控层MMS（制造报文规范）网交换机实现对时信号的网络传输；间隔层采用电B码对时方式，通过电缆对间隔层保护装置、测控装置等设备点对点传输IRIG-B码信号予以对时；过程层采用光B码对时方式，通过光缆对过程层合并单元、智能终端等设备点对点传输IRIG-B码信号予以对时，时间同步系统框图见图1。

2.2 典型方案2

采用SNTP与IRIG-B码对时和IEEE 1588网络对时方式相结合。其中站控层、间隔层对时方式同方案1；过程层采用IEEE 1588网络对时方式，将时间同步系统通过光缆接入过程层GOOSE（面向通用对象的变电站事件）网中心交换机，通过交换机对过程层的合并单元、智能终端等设备授时。

图1 智能站时间同步系统（方案1）

该方案对过程层交换机要求较高，但对时精度高，并节约了与过程层点对点的光缆及敷设施工，时间同步系统框图见图2。

图2 智能站时间同步系统（方案2）

2.3 典型方案3

智能变电站的所有设备全部采用IEEE 1588网络对时方式。

站控层、间隔层、过程层对时输入均采用IEEE 1588网络对时方式。将时间同步系统同时接入MMS网、GOOSE网交换机，通过站控层MMS网交换机实现对站控层设备授时，通过过程层GOOSE网中心交换机实现对间隔层、过程层设备授时。

该方案对过程层交换机要求较高，并且要求间隔层保护装置、测控装置等设备具备接收IEEE 1588网络对时的能力。但IEEE 15888对时精度高，并节约了时间同步系统的电缆、光缆及敷设施工，从而节约了大量的人力和物力。同时取消了专用的对时网络，整个智能站的通信网络最终走向统一，这也是智能站对时系统将来的发展方向，时间同步系统框图见图3。

图3 智能站时间同步系统（方案3）

3 站控层设备对时异常分析

站控层设备包括数据服务器、操作员工作站、远动通信装置、保护信息子站等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能[3]。

当对时出现异常或外部时钟信号短时失去时，站控层设备将按照装置内部的时钟进行自守时。如数据服务器可通过其内部的晶振时钟进行守时；现大多数厂商的远动装置内部每个CPU板均具有独立的实时时钟，装置内时钟精度在外部时钟源短时失去时，能满足生产系统对时间精度的要求。

但当外部时钟长时间失去时，各装置之间的内时钟误差会随时间逐渐变大，最后将造成站控层各装置之间的时间失步，以及站控层设备与系统电网之间的时间失步，这将给系统监控、数据采集以及事故分析带来严重影响。

4 间隔层设备对时异常分析

4.1 保护装置

由于纵联差动保护需要核对两侧电流向量关系，因此要求两侧相比较的电流向量必须是同一时刻的，这样才能达到采样同步，故其对采样同步的要求较高。

纵联差动保护采用同步通信方式时，发送数据和接收数据采用不同的时钟，可以分为发送时钟和接收时钟。其中接收时钟均固定从接收码流中提取，保证接收过程中没有误码和滑码产生。因此所提取的差动保护时钟即为差动保护的发送数据时钟，而发送时钟又可以分为2种形式：

（1）采用装置内部晶振时钟作为发送时钟，简称为内时钟方式，也可以称为“主时钟”；

（2）采用接收的外部时钟作为发送时钟，简称为外时钟方式，也可以称为“从时钟”。

纵联差动保护通道方式主要是有3种，根据保护通道的不同，纵联差动保护的发送时钟设置的方式也不同，每种通道均有相应的发送时钟方式，如表2所示。

表2 纵联差动保护发送时钟方式

目前智能站纵联差动保护通道基本都采用专用光纤通道和复用2 Mbps通道，两侧保护的时钟方式都为内时钟方式。从采样同步机理与通道时钟方式分析可知，差动保护之间采用同步均与“外时钟”无关，仅与主机端“内时钟”有关。故当“外时钟”时钟异常情况下，不影响电流差动保护的采样同步，因此不会影响纵联差动保护的功能。

另外，对于光纤连接的母差保护、主变压器保护，由于涉及跨间隔采样同步问题，现普遍采用插值再采样同步的方法。严格要求合并单元等间隔脉冲采样以及精确的传变延时，保护装置根据传变延时补偿和插值计算在同一时刻进行重采样，保证了各互感器采样值的同步性。

由于各保护装置的面板时钟均取自同步时间系统时钟，当外部时钟源异常或消失时，保护装置面板时钟则转为装置的内时钟计时。当外部时钟长时间消失后，由于内时钟与外部标准时钟的误差会越来越大，这会使得差动保护面板时钟异常，这对纵联差动保护动作后的故障分析和SOE（事件顺序）列表的顺序会带来严重影响。

4.2 测控装置

对于测控装置一般内部CPU单元设有单独的内部实时时钟，当外部时钟源失去时，依靠内部时钟源进行自守时。但当外部基准时钟信号长时间失去时，遥测量的时标信息会与系统标准时钟出现较大误差。

另外，当外部时钟失去后一般会触发测控装置的“对时异常”信号，同时有些测控装置甚至会触发“装置告警”信号，可能会闭锁某些测控装置相关的功能。如某500kV变电站220kV继保室内同步时钟扩展装置死机，站用变测控装置发“装置告警”信号，同时闭锁了全站站用变有载调压功能。因此，外部时钟信号长时间失去时，将对测控装置的正常运行产生影响。

5 过程层设备对时异常分析

5.1 合并单元

合并单元应能接收IEC 61588或B码同步对时信号，实现采集器间的采样同步功能，采样的同步误差应不大于±1μs。在外部同步信号消失后，至少能在10 min内继续满足4μs同步精度要求[4]。

对于采用光纤点对点连接的保护与合并单元，如上所述普遍采用了插值再采样同步的方法。当外部时间同步信号失去时，转由合并单元装置内时钟自守时，且内守时满足10 min内误差不大于4μs的精度要求。因此短时的时间同步信号丢失或波动不会影响合并单元的采样同步。

当合并单元自守时达到10 min时，合并单元会上传“时间同步异常”信息，差动保护不受此信息影响。但时间失步后，对保护动作时间的记录、故障录波的分析、SV（采样值）采样报文的分析等会产生影响。

当合并单元靠自守时达到10 h后，同步误差将达到250μs，即为1个采样间隔时间。合并单元失去同步后如上所述将按自己的时钟频率进行采样传输，但不会影响采用直接采样方式的继电保护装置。而对于采用网络采样方式的测控装置而言，若某一间隔的电压、电流取自不同的合并单元，当合并单元失去同步后，将直接影响该间隔的功率计算误差，例如3/2接线形式下的出线功率。

5.2 SV网络采样的合并单元

对于采用SV网络采样的保护装置与合并单元，主要采用基于外时钟同步方式实现采样的同步。统一时钟协调各互感器的采样脉冲，全部互感器在同一时刻采集数据并对数据标定，从而实现了数据同时性。当合并单元装置在对时异常发生后，装置进入自守时模式，守时10 min后因B码波形信号仍未恢复正常，合并单元守时结束，并将上送遥测信号的数据品质置为失步，保护装置在收到品质为失步的数据后，随即闭锁了差动保护功能。

5.3 智能终端

智能变电站中智能终端为现场一次设备提供了数字化接口，实现了常规一次设备的智能化。智能终端应具备接收IEC 61588或B码时钟同步信号功能，装置的对时精度误差应不大于±1 ms[5]。

智能终端可通过光纤实现B码或IEEE 1588对时，装置内部CPU单元设置晶振时钟。当外部时间信号失去，可由其内时钟自守时。由于智能终端采集断路器、隔离开关等的相关遥信信号，并给SOE信号打上时标再上传后台。当外部时钟失去，其内时钟误差增大时，会造成后台上传的SOE信息时间混乱，不利于事故的分析和正常的监控。

6 结语

随着IEC 61850标准在智能变电站领域的深入推广和应用，智能电子设备IED对时钟精度要求已达到了T5等级（1μs），同时智能变电站中“三层两网”的网络归一化结构特点决定了IEEE 1588网络对时方式，也必将成为时间同步系统的发展方向。

智能化变电站中的时间同步关系到智能变电站的安全、稳定运行，特别对于合并单元和保护装置而言，一个是作为数字化采样的源头，一个是作为电力系统的保护三道防线之一，其重要性不言而喻。从上述分析可以看出时间同步系统的异常必将影响其合并单元采样的精度，进而影响保护装置的功能。因此，日常运行维护工作中，应对站内时间同步系统予以必要的关注。

[1]于跃海，张道农，胡永辉，等.电力系统时间同步方案[J].电力系统自动化，2008，32（7）∶82-86.

[2]张坤，邓志刚，张道农，等.智能化变电站中多源自适应时间同步系统[J].电力科学与技术学报，2011，26（3）∶30-34.

[3]胡刚，武振宇，宋庭会.智能变电站实用知识问答[M].北京：电子工业出版社，2012.

[4]Q/GDW 426-2010智能变电站合并单元技术规范[S].北京：中国电力出版社，2010.

[5]Q/GDW 428-2010智能变电站智能终端技术规范 [S].北京：中国电力出版社，2010.