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1、智能变电站对时同步技术,-,第一部分 传统变电站对时方案,电力系统是一个实时系统，每个时刻系统的状态量均在发生变化，为保证电网运行人员掌握电网实时运行情况，对运行数据进行分析计算，需要全网采用统一的时间基准。 同时在电网在异常或发生复杂故障情况下，监控系统和故障录波装置需要准确记录各保护动作事件发生的先后顺序，用于对故障反演和分析。 虽然每个保护自动化装置均含有内部时钟，但由于各装置间的内部时钟晶振的差异，无法保证装置与装置间，装置与监控系统间的时间完全对应。 这就要求采用统一的时钟源对站内所有装置进行对时。,1、对时的必要性,2、时钟源,常用时钟源包括 1.GPS(Global Positi
2、oning System) GPS卫星共由24颗卫星组成，卫星上带有原子时钟，GPS系统每秒发送一次信号，其发送时间精度在1s以内。时间信息包含年、月、日、时、分、秒以及1PPS（标准秒）信号。地面待对时装置通过GPS信号接收器实现对时。 2. 伽利略定位系统（Galileo Positioning System）,3. 北斗 中国自主研制，采用双向交互机制，国网规范要求电力系统时钟装置须首先支持北斗。目前共有8颗卫星。,3、二次设备时钟方式,硬对时（脉冲对时）主要有秒脉冲信号PPS、分脉冲信号PPM，以及时脉冲信号PPH。对时脉冲式利用GPS所输出的脉冲时间信号进行时间同步校准，获取UTC同
3、步时间的精度较高。传输信道包括电缆和光纤。 2. 软对时（串行口对时方式）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。待对时装置通过串行口读取同步时钟每秒一次的串行输出的时间信息实现对时。串口又分为RS232接口和RS422接口方式。一般其精确度为ms级，输出距离从几十米到上百米。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。,3. 编码对时（IRIG-B，Inter Range Instrumentation Group）IRIG-B为IRIG委员会的B标准,是专为时钟的传输制定的时钟码。它又被分为调制IRIG-B对时码和非调制B对时码。调制
4、B对时码，其输出的桢格式是每秒输出一桢，每桢有100个代码，包含了秒段、分段、小时段和日期段等信号。非调制B对时码，是一种标准的TTL电平。变电站中通过B码发生器，可将GPS接收器输送的RS232数据及1PPS转换成IRIG-B码，通过IRIG-B输出口及RS232/RS422/RS485串行接口输出，待对时装置根据B码解码器，将B码转换成标准时间信息及1PPS脉冲信号。,根据传输介质的不同B码对时又分为光B码和电B码。其对时精度可以达us级。,4. 网络对时（NTP, network time protocol）NTP是用来在整个网络内发布精确时间的协议，其本身的传输基于UDP。采用客户端/
5、服务器（Client/Server）工作方式。服务器通过接收GPS信号作为系统的时间基准，客户端通过定期访问服务器提供的时间服务获得准确的时间信息，并调整自己的系统时钟，达到网络时间同步的目的。,4、变电站对时方案,站内配两套主钟，分别接GPS和北斗。主钟之间通过B码互为备用。 每个保护室配置两套扩展时钟，接收主钟的B码对时信息，并扩展成装置需要的秒脉冲、分脉冲、时脉冲、IRIG-B（DC/AC）、串口对时报文、NTP网络对时报文输出。 保护测控装置，故障录波等间隔层装置采用B码对时方式。站控层远动装置，监控主机、信息网接入设备采用网络方式对时。,第二部分 智能变电站对时方案,1、IEEE15
6、88概述,1. WHAT? IEEE1588的全称是“网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准”。通俗地可以理解为一个基于以太网来实现的一个对时标准。 2. WHY? 随着工业现场控制的规模越来越大，对测量和控制的同步性和实时性提出了越来越高的要求。传统的网络对时方式精度不能满足要求：,1、IEEE1588概述,3. ADVANTAGE?高精度时间同步（1us）复用以太网络，无需单独铺设光缆（相对B码）使用的最佳主钟算法具备很好的容错能力 4. APPLICATION IN INTELLEGENT SUBSTATION ? 智能变电站采用IEC61850-5变电站通信网络和系统通信协议分层构建
7、，分为过程层、间隔层、站控层，采用分布式网络技术实现数据交换，适用于IEEE1588对时技术的实现。 同时变电站过程层对时的精度要求为us级别，NTP不满足要求。,1、IEEE1588概述,5.PTP Protocol IEEE 1588为基于多播技术的标准以太网实时定义了一个在测量和控制网络中与网络交流、本地计算和分布式对象有关的精确时钟同步协议PTP（Precision Time Protocol）。为消除分布式网络测控系统各个测控设备的时钟误差和测控数据在网络中的传输延迟提供了有效途径。,1、IEEE1588概述,PTP报文,报文序列,1、IEEE1588概述,目前智能变电站中采用的大都
8、是透明时钟两步法(IEEE 1588标准11.5.2.2)的对时方案，即所有的终端设备都与主钟对时，交换机需要计算PTP报文的驻留时间。需要精确对时的设备不仅需要计算Offset偏移量，还需要计算PTP报文的传输延时Delay(ns)，传输延时的计算需要终端设备发送Request报文与主钟交互。,不考虑传输延时的同步过程,1、IEEE1588概述,计及传输延时的对时同步过程,2、智能变电站对时方案,目前站控层设备还不具备支持IEEE1588的模块，且对时精度要求不高，仍采用SNTP方式对时。 间隔层保护测控装置，故障录波，网络分析仪等仍采用B码对时。 过程层合并单元组网数据和智能终端可以采用I
9、EEE1588对时，也可以采用B码对时。,第三部分 变电站数据同步技术,1.问题由来,单间隔保护装置接收到的电流电压数据需要同步 跨间隔保护装置接收到的不同通道采样数据需同步，如母差。,常规变电站数据采集为集中采样方式，在不考虑一二次电气量传变延时的情况下，继电保护等自动化装置只要根据自身的采样脉冲在某一时刻对相关CT、PT的二次电气量进行采样就能保证数据的同时性。,2.常规变电站数据同步,3.智能变电站采样同步,1.问题的由来 基于IEC61850设计的智能变电站定义了采样值服务通过9-2报文传输，继电保护等自动化设备的数据采集模块前移至合并单元，采用独立分散采样方式。由于各间隔互感器的采集
10、处理环节相互独立，没有统一协调，且一二次电气量的传变附加了延时环节，导致各间隔互感器的二次数据间不具有同时性，无法直接用于保护自动化装置计算。2.涉及范围 常规互感器与电子式互感器并存时，如电压电流之间，变压器不同的电压等级之间的同步、同一间隔三相电流、电压采样之间同步、变压器差动保护、母线保护的跨间隔数据同步、线路纵差保护线路两端数据采样同步。,3.解决办法 针对智能变电站中采样值同步问题，目前主要解决办法由两种：插值再采样同步、基于外时钟同步方式同步。 (1)插值再采样： 该方法的思路是放弃合并单元的协调采样，不依赖外部时钟，而严格要求其等间隔脉冲采样以及精确的传变延时，继电保护设备根据传
11、变延时补偿和插值计算在同一时刻进行重采样，保证了各电子式互感器采样值的同步性。 前提：严格要求合并单元等间隔脉冲采样，同时保证精确的传变延时。,左图为各间隔合并单元的采样脉冲，右图为母线保护时间体系下的延时补偿后的采样数据。 要求合并单元发送数据等间隔性和传输固定延时。 优点是保护计算不依赖于外部时钟。,(2)外时钟同步 该方法思路是放弃对处理环节延时精确性的限制，采用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，带有同一标号的各互感器二次数据，从而实现了数据同时性。 具体过程：首先将站内的所有合并单元对上时，这种信号可以是脉冲信号，IRIG-B码信号，IEEE15
12、88信号等。合并单元在接收到同步信号后稍作处理即发出采样脉冲，由于合并单元与外部时钟之间完成了同步，因此这时从电子互感器采集的数据是对应同一时刻的。 母线保护通过比对包序号来判别同一时刻的数据。目前西泾变110KV线路部分采用的这种方式。,4. 智能变电站采样同步测试 （1）基于直采的插值同步测试 1.站内保护装置采样数据同步,单间隔保护数据同步测试,FPGA负责接收级联的FT3数据；coldfire负责插值运算及报文发送；MPU负责9-2报文的组织，它们交互的数据都存放在双口RAM中。,合并单元采样值处理框架,4. 智能变电站采样同步测试 （1）基于直采的插值同步测试 1.站内保护装置采样数
13、据同步,跨间隔保护数据同步测试,各间隔合并单元按照自己的采样频率进行采样，将各自的延时记录在报文中，母线保护解析报文后，推算到母线保护装置时间系统下的各间隔采样值，在根据保护的采样频率进行插值计算。,2.智能站与传统站间采样数据同步 对线路纵差来说，当一侧使用了光纤电流互感器，而对侧采用常规的电磁型电流互感器时，需要验证差动保护在一侧采用数字输入一侧采用模拟输入时的数据同步问题。,图中M为参考变电站的定时中断信号，N为同步侧保护的定时中断信号；TM，TN为本站差动保护装置收到对侧保护装置数据相对于上一次中断开始的时间，delt=(TN-TM)/2，为M与N的定时中断时间差。,（2）基于外时钟的采样同步测试 对于采用SV组网方式下数据传输，同步脉冲通过级联交换机至合并单元，通过比较主钟和合并单元的同步脉冲上升沿。,谢 谢！,
