智能變電站時間同步系統異常分析

馮正偉，何祥文，楊 鑫

（國網浙江省電力公司檢修公司，浙江 金華 321000）

0 引言

變電站同步系統主要作用是通過接收授時系統所發播的標準時間信號和信息來校準本地時鐘，實現標準時間信號、信息的異地復制[1]。從而為變電站內各類運行設備提供精確、安全、可靠的時間基準，以滿足不同等級的時間同步精度要求。

與常規變電站相比，基于IEC 61850標準的智能變電站大量的采用IED設備（智能電子設備），對時間同步精度有更高的要求。當時間同步系統出現異常或授時通信中斷時，智能變電站內的IED設備將失去外部的時鐘源，時間精度必將受到影響。

1 智能變電站主要對時方式

1.1 硬對時（脈沖對時）

主要有PPS（秒脈沖信號）、PPM（分脈沖信號），以及PPH（時脈沖信號）。對時脈沖是利用GPS（全球定位系統）所輸出的脈沖的上升沿（或下降沿）來進行時間同步校準[2]，對時精度高，但不包含年月日等時間信息，傳輸信道包括電纜和光纖。硬對時按接線方式可分成差分對時與空接點2種方式。

1.2 軟對時（串口報文對時）

主鐘通過串口以報文的形式發送時間信息，報文內容包括年、月、日、時、分、秒等在內的完整時間。待對時裝置通過串行口讀取同步時鐘每秒1次串行輸出的時間信息實現對時，串口又分為RS232接口和RS485接口方式。一般精確度為ms級，輸出距離從幾十到上百米。串口對時往往和脈沖對時配合使用，彌補脈沖對時只能對時到秒的缺點。

1.3 編碼對時

目前普遍采用IRIG-B碼（美國靶場儀器組B型碼）對時，有調制和非調制2種。IRIG-B碼實際上是一種綜合對時方案，輸出的幀格式既包含了對時的準時沿，又包含了串口報文對時的時間信息[2]。IRIG-B碼可靠性高、接口規范，因此得到了廣泛的應用，但不便于組建時間同步網。根據傳輸介質的不同，B碼對時又分為光B碼和電B碼，對時精度可以達μs級。

1.4 網絡對時

網絡對時是以電力自動化系統現有數據網絡提供的通信通道為依托，為接入網絡的任何系統提供對時。主時鐘將時間信息按特定協議封裝為數據幀，發送給各被授時裝置，被授時裝置接收到報文后通過協議解析，獲取當前時刻信息，校正時間，達到與主時鐘時間同步的目的。

網絡對時方式的授時精度因所采用協議的不同而有所差異：其中NTP（網絡時間協議）授時精度可達到50 ms；SNTP（簡單網絡時間協議）授時精度可達到1 s；PTP（精確時間協議）授時精度可達到1μs。目前變電站站控層網絡大多采用SNTP，而智能變電站的IEEE 1588協議標準使用的為PTP[2]。

2 智能變電站時間同步系統典型方案

2.1 典型方案1

采用簡單網絡對時SNTP和IRIG-B碼對時方式相結合，各層設備對時方式如表1所示。

表1 智能站時間同步系統（方案1）

其中站控層采用SNTP，將時間同步系統接入站控層MMS（制造報文規范）網交換機實現對時信號的網絡傳輸；間隔層采用電B碼對時方式，通過電纜對間隔層保護裝置、測控裝置等設備點對點傳輸IRIG-B碼信號予以對時；過程層采用光B碼對時方式，通過光纜對過程層合并單元、智能終端等設備點對點傳輸IRIG-B碼信號予以對時，時間同步系統框圖見圖1。

2.2 典型方案2

采用SNTP與IRIG-B碼對時和IEEE 1588網絡對時方式相結合。其中站控層、間隔層對時方式同方案1；過程層采用IEEE 1588網絡對時方式，將時間同步系統通過光纜接入過程層GOOSE（面向通用對象的變電站事件）網中心交換機，通過交換機對過程層的合并單元、智能終端等設備授時。

圖1 智能站時間同步系統（方案1）

該方案對過程層交換機要求較高，但對時精度高，并節約了與過程層點對點的光纜及敷設施工，時間同步系統框圖見圖2。

圖2 智能站時間同步系統（方案2）

2.3 典型方案3

智能變電站的所有設備全部采用IEEE 1588網絡對時方式。

站控層、間隔層、過程層對時輸入均采用IEEE 1588網絡對時方式。將時間同步系統同時接入MMS網、GOOSE網交換機，通過站控層MMS網交換機實現對站控層設備授時，通過過程層GOOSE網中心交換機實現對間隔層、過程層設備授時。

該方案對過程層交換機要求較高，并且要求間隔層保護裝置、測控裝置等設備具備接收IEEE 1588網絡對時的能力。但IEEE 15888對時精度高，并節約了時間同步系統的電纜、光纜及敷設施工，從而節約了大量的人力和物力。同時取消了專用的對時網絡，整個智能站的通信網絡最終走向統一，這也是智能站對時系統將來的發展方向，時間同步系統框圖見圖3。

圖3 智能站時間同步系統（方案3）

3 站控層設備對時異常分析

站控層設備包括數據服務器、操作員工作站、遠動通信裝置、保護信息子站等，實現面向全站設備的監視、控制、告警及信息交互功能，完成數據采集和監視控制、操作閉鎖以及同步相量采集、電能量采集、保護信息管理等相關功能[3]。

當對時出現異常或外部時鐘信號短時失去時，站控層設備將按照裝置內部的時鐘進行自守時。如數據服務器可通過其內部的晶振時鐘進行守時；現大多數廠商的遠動裝置內部每個CPU板均具有獨立的實時時鐘，裝置內時鐘精度在外部時鐘源短時失去時，能滿足生產系統對時間精度的要求。

但當外部時鐘長時間失去時，各裝置之間的內時鐘誤差會隨時間逐漸變大，最后將造成站控層各裝置之間的時間失步，以及站控層設備與系統電網之間的時間失步，這將給系統監控、數據采集以及事故分析帶來嚴重影響。

4 間隔層設備對時異常分析

4.1 保護裝置

由于縱聯差動保護需要核對兩側電流向量關系，因此要求兩側相比較的電流向量必須是同一時刻的，這樣才能達到采樣同步，故其對采樣同步的要求較高。

縱聯差動保護采用同步通信方式時，發送數據和接收數據采用不同的時鐘，可以分為發送時鐘和接收時鐘。其中接收時鐘均固定從接收碼流中提取，保證接收過程中沒有誤碼和滑碼產生。因此所提取的差動保護時鐘即為差動保護的發送數據時鐘，而發送時鐘又可以分為2種形式：

（1）采用裝置內部晶振時鐘作為發送時鐘，簡稱為內時鐘方式，也可以稱為“主時鐘”；

（2）采用接收的外部時鐘作為發送時鐘，簡稱為外時鐘方式，也可以稱為“從時鐘”。

縱聯差動保護通道方式主要是有3種，根據保護通道的不同，縱聯差動保護的發送時鐘設置的方式也不同，每種通道均有相應的發送時鐘方式，如表2所示。

表2 縱聯差動保護發送時鐘方式

目前智能站縱聯差動保護通道基本都采用專用光纖通道和復用2 Mbps通道，兩側保護的時鐘方式都為內時鐘方式。從采樣同步機理與通道時鐘方式分析可知，差動保護之間采用同步均與“外時鐘”無關，僅與主機端“內時鐘”有關。故當“外時鐘”時鐘異常情況下，不影響電流差動保護的采樣同步，因此不會影響縱聯差動保護的功能。

另外，對于光纖連接的母差保護、主變壓器保護，由于涉及跨間隔采樣同步問題，現普遍采用插值再采樣同步的方法。嚴格要求合并單元等間隔脈沖采樣以及精確的傳變延時，保護裝置根據傳變延時補償和插值計算在同一時刻進行重采樣，保證了各互感器采樣值的同步性。

由于各保護裝置的面板時鐘均取自同步時間系統時鐘，當外部時鐘源異常或消失時，保護裝置面板時鐘則轉為裝置的內時鐘計時。當外部時鐘長時間消失后，由于內時鐘與外部標準時鐘的誤差會越來越大，這會使得差動保護面板時鐘異常，這對縱聯差動保護動作后的故障分析和SOE（事件順序）列表的順序會帶來嚴重影響。

4.2 測控裝置

對于測控裝置一般內部CPU單元設有單獨的內部實時時鐘，當外部時鐘源失去時，依靠內部時鐘源進行自守時。但當外部基準時鐘信號長時間失去時，遙測量的時標信息會與系統標準時鐘出現較大誤差。

另外，當外部時鐘失去后一般會觸發測控裝置的“對時異常”信號，同時有些測控裝置甚至會觸發“裝置告警”信號，可能會閉鎖某些測控裝置相關的功能。如某500kV變電站220kV繼保室內同步時鐘擴展裝置死機，站用變測控裝置發“裝置告警”信號，同時閉鎖了全站站用變有載調壓功能。因此，外部時鐘信號長時間失去時，將對測控裝置的正常運行產生影響。

5 過程層設備對時異常分析

5.1 合并單元

合并單元應能接收IEC 61588或B碼同步對時信號，實現采集器間的采樣同步功能，采樣的同步誤差應不大于±1μs。在外部同步信號消失后，至少能在10 min內繼續滿足4μs同步精度要求[4]。

對于采用光纖點對點連接的保護與合并單元，如上所述普遍采用了插值再采樣同步的方法。當外部時間同步信號失去時，轉由合并單元裝置內時鐘自守時，且內守時滿足10 min內誤差不大于4μs的精度要求。因此短時的時間同步信號丟失或波動不會影響合并單元的采樣同步。

當合并單元自守時達到10 min時，合并單元會上傳“時間同步異常”信息，差動保護不受此信息影響。但時間失步后，對保護動作時間的記錄、故障錄波的分析、SV（采樣值）采樣報文的分析等會產生影響。

當合并單元靠自守時達到10 h后，同步誤差將達到250μs，即為1個采樣間隔時間。合并單元失去同步后如上所述將按自己的時鐘頻率進行采樣傳輸，但不會影響采用直接采樣方式的繼電保護裝置。而對于采用網絡采樣方式的測控裝置而言，若某一間隔的電壓、電流取自不同的合并單元，當合并單元失去同步后，將直接影響該間隔的功率計算誤差，例如3/2接線形式下的出線功率。

5.2 SV網絡采樣的合并單元

對于采用SV網絡采樣的保護裝置與合并單元，主要采用基于外時鐘同步方式實現采樣的同步。統一時鐘協調各互感器的采樣脈沖，全部互感器在同一時刻采集數據并對數據標定，從而實現了數據同時性。當合并單元裝置在對時異常發生后，裝置進入自守時模式，守時10 min后因B碼波形信號仍未恢復正常，合并單元守時結束，并將上送遙測信號的數據品質置為失步，保護裝置在收到品質為失步的數據后，隨即閉鎖了差動保護功能。

5.3 智能終端

智能變電站中智能終端為現場一次設備提供了數字化接口，實現了常規一次設備的智能化。智能終端應具備接收IEC 61588或B碼時鐘同步信號功能，裝置的對時精度誤差應不大于±1 ms[5]。

智能終端可通過光纖實現B碼或IEEE 1588對時，裝置內部CPU單元設置晶振時鐘。當外部時間信號失去，可由其內時鐘自守時。由于智能終端采集斷路器、隔離開關等的相關遙信信號，并給SOE信號打上時標再上傳后臺。當外部時鐘失去，其內時鐘誤差增大時，會造成后臺上傳的SOE信息時間混亂，不利于事故的分析和正常的監控。

6 結語

隨著IEC 61850標準在智能變電站領域的深入推廣和應用，智能電子設備IED對時鐘精度要求已達到了T5等級（1μs），同時智能變電站中“三層兩網”的網絡歸一化結構特點決定了IEEE 1588網絡對時方式，也必將成為時間同步系統的發展方向。

智能化變電站中的時間同步關系到智能變電站的安全、穩定運行，特別對于合并單元和保護裝置而言，一個是作為數字化采樣的源頭，一個是作為電力系統的保護三道防線之一，其重要性不言而喻。從上述分析可以看出時間同步系統的異常必將影響其合并單元采樣的精度，進而影響保護裝置的功能。因此，日常運行維護工作中，應對站內時間同步系統予以必要的關注。

[1]于躍海，張道農，胡永輝，等.電力系統時間同步方案[J].電力系統自動化，2008，32（7）∶82-86.

[2]張坤，鄧志剛，張道農，等.智能化變電站中多源自適應時間同步系統[J].電力科學與技術學報，2011，26（3）∶30-34.

[3]胡剛，武振宇，宋庭會.智能變電站實用知識問答[M].北京：電子工業出版社，2012.

[4]Q/GDW 426-2010智能變電站合并單元技術規范[S].北京：中國電力出版社，2010.

[5]Q/GDW 428-2010智能變電站智能終端技術規范 [S].北京：中國電力出版社，2010.