智能变电站时钟同步检验系统设计与实现

唐志军，翟博龙，邓超平

（国网福建省电力有限公司 电力科学研究院，福建 福州 350007）

0 引言

数字化智能变电站电网技术是电网发展的大趋势。数字化变电站作为智能电网的关键环节，基本特征为一次设备智能化、二次设备网络化、运行管理自动化等。智能化电站新增的合并单元、智能终端、电子互感器、辅助控制系统等设备的采样高度依赖时间同步系统。时间同步的精度和稳定性是提高线路故障测距、相量和功角动态监测、机组和电网参数校验准确性的关键因素,直接关系到电网稳定控制和事故分析，同时也是提高电网运行效率和可靠性，以及适应大电网互联、特高压输电等发展的关键需求。

本文在分析变电站时间同步系统及其卫星/有线对时网络实现天地互备组网时间同步运行状态的基础上，针对可能发生的各种同步故障环节，研究自动化智能监测综合技术，统筹设计系统检验检测设备，为智能变电站组网的时间同步系统运行、维护及全寿命周期管理提供重要技术支撑手段。

1 检测系统构架

鉴于国内目前检测时间同步特性需要几种单独的设备，包括时间同步测试仪、网络报文分析仪等等，通过复杂的连线、配置和手动记录分析方式联合完成。而且，单台设备被局限于只能进行某些方面的时间同步特性测试，难以实现全面系统性检测。现有监测条件下的同步性能测试设备，存在种类多、操作复杂、比较昂贵、测试手段不够全面、测试结果的判定偏于主观等种种不足。我们在对影响高精度时间同步特性检测各种因素进行系统性综合分析研究基础上，设计了智能变电站“高精度时钟同步检验系统”。该系统能接收、测试、分析变电站“授时系统”输出给站内“被（授时）同步装置”的通用“同步信号”；同时还能模拟产生这些“同步信号”，仿真输出给“被同步装置”，用以测试被同步装置对“同步信号”的响应能力、同步性能以及装置自身的守时能力；并且还能受控仿真、输出异常的“同步信号”和带误码的时间码信号，测试被同步装置的“同步性能”及其“鲁棒性”。此外，通过对被同步装置反馈信号/数据的记录、分析，由智能主控单元对“授时系统”及其“被同步装置”的信号完整性进行分析评估。

2 检测系统设计与实现

研究高精度时间同步特性检测技术的基本思路和技术路线如图1 所示，即研究影响高精度时间同步特性及其检测技术的共性支撑技术，包括网络化软件平台、时间同信号特性测量技术、时间码信号特性/误码类型分析、解码技术以及通用测试软件平台开发等等。在此基础上，分析研究各个技术模块，研制高精度时间同步特性检测系统的主控单元及其软件系统，实现协调控制，使之具备完整的时间同步特性检测功能。

图1 技术路线图Fig.1 Technology roadmap

2.1 共性支撑技术研究

为研制智能变电站高精度时间同步特性检测系统，我们开展了若干共性支撑技术研究。

2.2 检测系统的主控单元及软件系统

针对变电站授时系统及其被同步装置的工况特点，为研制其同步特性检测系统，除研究共性支撑技术外，还就智能主控单元及被其监控子单元的相关软硬件技术开展深入研究。采用仿真技术实现可控的同步/误码时间同步信号输出，实时模拟授时系统的各种运行工况，并监测其运行、动作反馈信息，通过与其它测试单元的交互通讯，完成二次（设备）系统的特性测试，以此考核二次（设备）系统行为的选择性、正确性和可靠性。

主控单元软件系统主要采用分步式、跨平台开发技术，可以运行在linux/unix/windows 等操作系统上，包括测试工程管理、测试仪配置参数管理、变更测试项目及流程管理、测试报告生成及管理、设备缺陷管理等。主控单元还协调管控以下单元。

（1）GPS/北斗信号接收定时单元。该单元由GPS/北斗（双系统）接收定时模块和接收天线、馈线及相关管控软件构成，用于接收卫星时钟信号，校准检测系统自身的时钟和守时精度[1]，输出用于驯服本地频标的高精度1pps 和TOD 时间，准确度优于50ns，并作为与外站授时系统实现同步的主要参考。

（2）高精度时间同步基准源单元。该单元高精度自守时，采用铷原子钟或OCXO 实现，铷原子钟守时精度优于2us/天。同时，采用现代闭环控制守时理论和卡尔曼数字滤波技术，利用卫星授时信号做为基准，对铷钟或OCXO 进行控制和驯服，生成高度准确、高度稳定的时间参考，作为整个检测系统的时间同步基准源，准确度要优于±0.1us，真正复现“UTC 时间基准”。

（3）时间同步信号测试单元。该单元以基准源输出的1pps 为参考，精确测量并同步显示当前输入的被测时间（同步）信号与基准源的偏差[2]；可同时管控多路接入的被测时间同步信号，自动识别被测信号类型，支持多种时间信号不同参数的高精度测量，并可实现对各种被同步装置/智能设备的时延特性进行测试。

（4）时间同步信号仿真单元。该单元用于仿真授时系统的各种运行工况，包括正常运行、信号失步、信号误码等，仿真输出授时同步信号，并以时间基准源为参考，可控输出（相对于基准源的）不同偏差的时间同步信号，模拟授时系统的正常或失步工况[3]，使其输出的时间同步信号的特性、内容可控。

（5）网络报文记录及分析单元。该单元主要功能包括网络报文采集、网络报文记录、异常报警、数据统计、数据检索和提取；进行在线监听/监测、记录涉及到时间同步特性的网络通信报文，并对记录的网络报文进行分析，准确定位和分析各种同步/异步工作状态改变事件，为监测系统和设备的设计、改进提供有效的手段。

2.3 同步信号检测

检测系统对被测站所接收的卫星授时信号以及授时系统同步装置输出的同步信号，进行检测、分析，判定同步信号的质量，包括以下几个方面：

（1）检测脉冲信号、IRIG 系列时间报文、串口对时报文的准确度及相关参数，包括脉冲的上升沿宽度、时间准确度、脉冲宽度、脉冲信号幅值与调制比、频率抖动、时间质量位等，其实现的方法和手段如下：

一是由FPGA 模块和PowerPC 模块获取并解析卫星授时信号，根据卫星信号的统计平均值，驯服内部时钟源（铷钟），保证内部时钟的1PPS（秒脉冲）准确度与UTC时间差值小于50ns[4]，作为监测系统各种检验测量判定的参考基准。

二是由采样电路及FPGA 模块对待测信号进行高精度采样，FPGA 获取该信号由低电平到高电平的上升时间（上升沿宽度）。

三是FPGA 通过比较待测信号上升沿相对于基准源内部时钟分频的1PPS 前沿的时刻偏差，得到待测信号(相对于时间基准) 的时间准确度。

四是由FPGA 和PowerPC 模块获取待测信号的上升时刻及下降时刻，计算出脉冲宽度。

五是采样电路获取采样值后,由FPGA 将其传递到CPU，由CPU 计算出信号幅值；CPU 也可获取IRIG-B（AC）码的码元周期，计算出编码信号的调制比。

六是PowerPC 模块对IRIG 系列时间报文内容进行解析，获取时间质量位、校验位等码元信息，依据标准要求，进行正、误判断。

七是系统同时支持对待测信号进行单次测量或连续测量，其每次测量结果可由PowerPC 模块实时存储到外挂存储器中，达到长时间不间断测试和累计统计分析的目的。

（2）对于TTL、RS232、RS485、空接点等各类不同（类型）电平的待测信号，进行电平自动识别及输入电路切换；此法也适用于测试光纤信号[5]。

（3）FPGA 模块对待测的PTP-1588 及NTP/SNTP 报文，可以加盖硬件时间戳，实时发出响应报文并加盖发送时间戳，从而测量时标的准确度以及报文时间的准确度[6]，并显示待测信号的MAC 地址、路径延迟、端口编号、准确度等信息。

（4）监测系统的液晶显示屏可实时显示多通道待测信号的波形、检测结果，飞梭和按键可进行界面操作，根据外界指令控制界面的切换及显示，进行有效的实时人机互动。

2.4 可控同步/误码信号仿真输出

鉴于被同步装置在收到错误或者偏移的同步信号的情况下，不同设备会采取不同的响应策略，而其所采取的策略是否合理即会影响其自身甚至下游链路其他设备的同步特性。因此，本文设计的检测系统，既有模拟授时系统输出正确的时间同步信号，又可模拟运行、仿真输出可控的、异常的（包括误码的）时间同步信号，用以测量被同步装置的响应特性和鲁棒性。系统可检测以下几个方面：

（1）系统收到授时系统输出的同步信号后，解析之，仿真模拟，并据以修改本检测系统装置输出同步信号的时间参数，用于对被同步装置检测；同时也可以控制、修改输出同步信号的时间间隔，支持手动控制和自动控制。

（2）由FPGA 控制输出的pps/ppm/pph 脉冲的波形，调整脉冲在时间轴上的位置，使其偏离技术规范允许的偏差范围；调整脉冲的间隔时间；调高或调低脉冲的电平，或延展/压缩脉冲宽度达到指定的脉宽；改变脉冲上升沿的斜率、调整上升沿时间，使爬升速率变陡或变缓。由FPGA 调整此类脉冲特性，用以测试被同步装置在各种输入条件下的响应性能。

（3）系统可控模拟输出IRIG 系列时间报文特性及报文内容。既可以按电力相关标准规定，缺省输出IRIG-B（DC）码，每秒1 帧，包含100 个码元，每个码元10ms[7]，脉冲上升时间≤100ns，抖动时间≤200ns，秒准时沿的时间准确度优于1us 等相关参数；还可以通过修改码元宽度和速率，对此类参数实现手动设置，针对标准值设定若干偏移值，输出可控的其他IRIG 系列时间报文。

（4）针对目前使用的网络对时报文存在对时协议有多个选择，测试数据不直观，解析复杂等问题[8]，本系统设计，不但可以检测网络报文，进行同步准确度及报文时标的正确度测试；同时，还能够作为时间服务器，输出多种网络对时报文，对输出报文的格式、内容与同步特性进行人为设定，用以检测测试，进行同步性能分析评估。

2.5 可控同步/误同步/误码效果反馈检测

由于同步信号与被同步装置之间的链路通常是单向的或主从方式，被同步装置在接收到同步信号后，如何相应及其响应特性，对于发出同步信号的主动方来说往往是不可知的。因此，如何验证被同步装置的动作和响应的正确性，也是重点研究的一项指标。为此，本系统设计了“反馈数据记录分析单元”，用来检测被同步装置在收到正确（同步）、偏移（误同步）和错误（误码）的同步信号的情况下，可能采取的响应策略；并通过输出模拟信号可控，同时监测、分析被同步装置的反馈的报文，获得其响应特性。检测包括以下几个方面：

（1）被同步装置在收到可控误码的同步信号后，检测其自身的运行状态会否出现异常。以合并单元MU 为例，其不但接收同步信号，同时也会向其下游链路发送同步信息。利用MU 的这一特性，将可控的同步信号发送到MU，再检测其对外输出的对时信号，从而检测在误码输出的情况下被同步装置的响应特性及其鲁棒性。

（2）本系统使用同步/异步数据统计分析技术，对网络中的采样值报文、时间报文等数据进行解析，提取报文中的时标信息并分析其稳定性、完整性，从而检测被同步装置在接收带误码信息的同步信号情况下，能在何种程度上进行正确判定与处理。

2.6 被同步装置自守时能力检测

被同步装置接收到同步信号并校正其内置时钟后，撤除同步信号，装置依靠内置时钟继续运行。在此情况下，各个被同步装置的自守时能力会存在差异。本系统对各被同步装置的自守时能力进行检测和对比，并检测各装置之间的同步性。一是通过对被同步装置进行被授时和不予授时的对比测试，检测其自守时能力；二是本系统设计有多路测试，能同时监控多台被同步装置，检测多台装置的协作同步性能。

3 结束语

目前，变电站时间同步装置存在的问题较为复杂,对上百台自动化设备时间同步情况进行实时监控，还有相当难度。当下进行的在变电站监控系统基础上完善时间同步特性检测、监控功能的工作将有效解决上述问题。智能变电站的时间同步装置、保护装置、测控装置、故障录波器及IED 设备等采用IEC 60870-5-104 和IEC 61850《变电站通信网络和系统》协议，将自身时间同步状态信息传至变电站同步特性检测、监控系统, 检测监控系统完成信息的采集、分析和存储, 并将结果实时上送给调度技术支持系统。调度技术支持系统对变电站监控系统上送的信息进行综合分析管理能力, 并纳入智能电网综合智能告警信息系统。

本文综合分析、研究设计的智能变电站的高精度同步特性检测系统，不仅能对智能变电站授时系统的同步信号进行解析与统计，给出检测参考源信号的正确率、稳定性与完整性指标；对同步系统完整的链路进行全面科学的检测评估；支持智能电网同步系统的同步特性检测与工况监测实现分层管理，集中监测。这将填补我国智能变电站时间同步特性检测全套解决方案方面的空白，为开发全新的时间同步特性检测系统抛砖引玉，对提高智能变电站基础理论研究水平、保障智能变电站可靠运行——电站授时系统严重故障时，该系统可以替代原授时系统的部分功能，应急使用——具有重要意义。

[1]刘浩，郑建勇.应用于电力系统中的GPS 同步时钟[J].继电器,2012,1.

[2]DL/T1100.1-2009 电力系统的时间同步系统（第1 部分）技术规范[J].中国电力行业标准，2009.

[3]杨家全.3C 绿色变电站时间同步系统智能监测技术研究及应用分析[J].2013，中国电机工程学会年会.

[4]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，2008，7.

[5]王立辉，许扬，陆于平，等. 数字化变电站过程层采样值时间同步性分析及应用[J].电力自动化设备，2010，8.

[6]楚鹰军，陈同辉.基于硬件时间戳的IEEE1588 时间同步技术的一种实现方法设计与应用[J].中国科技信息，2006，24.

[7]邴志光，束坤，顾燕飞. IRIG_B 码在时间同步系统中的应用[J].现在电子技术，2012，7.

[8]杨松，王恩东，黄鑫，张道农.变电站时间同步装置存在问题分析及对策[J].吉林电力，2013，12.