IEEE1588 PTP 同步时钟在电力系统应用的可

IEEE1588 PTP 同步时钟在电力系

统应用的可

IEEE1588(PTP)同步时钟在电力系统应用的可行性方案探讨摘要：本文介绍了电力系统时间同步的基本概况，对目前电力系统所采用的各种时间同步方案作了较为具体的研究，并指出目前电力系统中所采用的时间同步技术的局限性以及存在的问题。在此基础上，以发电厂作为一个应用实例，结合

IEEE1588(PTP)协议本身的特点，提出了一个基于IEEE1588(PTP)时间精确同步协议的应用方案。在综合各种理论分析和方案对比的基础上，分析并指出在电力系统中采用IEEE1588(PTP)时间同步标准作为时间同步方案是可行也是可取的。一、电力系统时间同步基本概况电力系统是时间相关系统，无论电压、电流、相角、功角变化，都是基于时间轴的波形。近年来，超临界、超超临界机组相继并网运行，大区域电网互联，特高压输电技术得到发展。电网安全稳定运行对电力自动化设备提出了新的要求，特别是对时间同步，要求继电保护装置、自动化装置、安全稳定控制系统、能量管理系统(EMS)和生产信息管理系统等基于统一的时间基准运行，以满足事件顺序记录(SOE)、故障录波、实时数据采集时间一致性要求，确保线路故障测距、相量和功角动态监测、机组和电网参数校验的准确性，以及电网事故分析和稳定控制水平，提高运行效率及其可靠性。未来数字电力技术的推广应用，对时间同步的要求会更高。目前，电力系统中的时间同步处于\各自为政\的状态，要求对时的每套系统都配置一套独立的时钟系统，通常选用美国的全球定位系统(GPS)接收器，结果使电力企业、电厂、变电站的楼顶天线林立。由于处理方式、接口标准不统一，这些时间接收系统相互间不通用、无法互联，更不用说形成互为备用，而且整个系统的可靠性无法保证，过于依赖于GPS。为了逐步实现全电网的统一时间，有必要在发电厂、变电站、控制中心、调度中心建立集中和统一的电力系统时间同步系统，而且要求该系统能基于不同的授时源建立时间同步并互为热备用。全国电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会已成立电力系统动态监测与时间同步工作组，目前正加紧《电力系统时间同步技术规范》的制定工作，以规范电力系统时间同步运行。目前，中国电力行业通常使用的是北京时间。协调世界时间(UTC)加8h后，转换为北京时间。本文中的时间同步概念，就是通过接收

授时系统所发播的标准时间信号和信息，校准本地时钟，换言之，就是实现标准时间信号、信息的异地复制。二、电力系统对时间同步的需求电网对时间同步的需求主要体现在电网调度、电网故障分析判断上，与电力生产直接相关的是实时控制领域，直接使用时间同步系统的是电力自动化设备(系统)。随着数字电网建设的加快，一些新型的实时监测控制系统，如电网预防控制在线预测系统(OPS)、广域测量系统(WAMS)、广域监测分析保护控制系统(WARMAP)等，对时间同步的需求更为迫切。电力自动化设备(系统)对时间同步精度有不同的等级要求，而不是通常所理解的精度越高越好，对时精度的提高需要付出相应的代价，因此，没有必要盲目追求高精度，原则是满足被授时设备本身的最小分辨率即可。一般而言，将电力系统被授时装置对时间同步准确度的要求大致分为以下4类：1)时间同步准确度不大于1μs：包括线路行波故障测距装置、同步相量测量装置、雷电定位系统、电子式互感器的合并单元等。2)时间同步准确度不大于1ms：包括故障录波器、SOE装置、电气测控单元/远程终端装置(RTU)/保护测控一体化装置等。3)时间同步准确度不大于10ms：包括微机保护装置安全自动装置、馈线终端装置(FTU)、变压器终端装置(TTU)、配电网自动化系统等。4)时间同步准确度不大于1s：包括电能量采集装置、负荷/用电监控终端装置、电气设备在线状态检测终端装置或自动记录仪、控制/调度中心数字显示时钟、火电厂和水电厂以及变电站计算机监控系统、监控与数据采集(SCADA)/EMS、电能量计费系统(PBS)、继电保护及保障信息管理系统主站、电力市场技术支持系统等主站、负荷监控/用电管理系统主站、配电网自动化/管理系统主站、调度管理信息系统(DMIS)、企业管理信息系统(MIS)等。三、同步时钟根据各类电力自动化设备(系统)对时间同步精度要求的不同，确保电力自动化设备(系统)安全稳定可靠地对电力系统实施控制，保证电力系统运行，考虑到时钟源的互为备用、战时备用等因素，电力系统的同步时钟不能只选1个或同一时钟源，应至少选择2个不同的时钟源。具体情况，可以参考电力系统时间同步技术规范等指导性文档。图1所示为电力系统同步时钟体系结构，由时钟源、时间同步信号接收器、频率源、主时钟、二级钟组成。1)时钟源时钟源提供标准时钟信号。其中：无线授时系统有欧洲伽利略(Galileo)导航系统、中国北斗导航系统、俄罗斯全球导航卫星系统(GLONASS)等卫星定位、导航、授时系统，以及长波授时系统(BPL)、短波授时系统(BPM)等，而目前广泛应用的时钟源是美国的GPS；有线授时系统，例如通信网络授时系统，它以网络或专线作为载体。通常，授时时钟源会修正延时到用户端的时间信号接收单元。不

同时钟源的授时精度不同，例如，GPS授时精度达到6ns~12ns，基于网络的对时系统授时精度为50μs，中国北斗导航系统授时精度为20ns~100ns，BPL授时精度为1μs，BPM授时精度为1ms。从测量角度分析，被校验系统的溯源要求比其自身的精度至少高1个数量级，因此，子站授时系统时间同步需要选择授时精度达到100ns的时钟源，主站授时系统时间同步需要选择授时精度达到100ms的时钟源。2)时间同步信号接收器时间同步信号接收器用来接收时钟源信号，经处理后为主时钟提供初始时间信号。基于无线授时的信号处理方法，是将载波扩频信号解码成时间及其相关信息，包括空间(经度、纬度、海拔高度)、接收卫星颗数等，其中BPL和BPM只有时间信息传送给时钟信号接收单元的处理器；基于有线授时的信号处理方法，是将传输的时间报文直接解包，然后读出，根据数据传输进行延时补偿。3)频率源频率源又称频标，提供稳定的频率信号，作为时间同步信号接收器失效时的守时脉冲信号源。对于守时精度要求高以及重要的应用场合，可以选用原子频标(如铯原子频标、铷原子频标)、恒温晶振；对于一般应用场合，可以选用普通晶振。4)主时钟主时钟也称分频钟，用来接收时间同步信号接收器的时间、秒脉冲(1PPS)信号以及频率源的频率脉冲，并将时间信号分配成多路信号，或直接分配给应用系统或装置，或分配给二级钟。主时钟需要采取必要的补偿算法，以保证出口精度。主时钟要求配置2路不同的时间同步信号接收器，以接收来自不同时钟源的时间信号，只要其中任何一路时钟源正常，都可以完成授时功能。5)二级钟二级钟用来接收主时钟的时间和脉冲信号，提供多路不同方式的时间同步信号输出。二级钟配置必要的守时元件(如原子频标、晶振)，以确保在主时钟失效状态下能够保持一定时间长度的授时精度。二级钟要求配置2路主时钟输入，可以实现主备方式配置的主时钟输入。为确保授时精度，二级钟与主时钟之间采用光纤连接，传输内容可以有2种方式：IRIG(Inter Range Instrumentation Group)-B码；1PPS+时间报文。二级钟与主时钟之间的传输距离需要进行算法补偿，以确保时间同步，保证二级时钟出口精度。四、电力自动化设备对时方式电力自动化设备(系统)可以选用的对时方式有以下4种：1)脉冲对时也称硬对时，是利用脉冲的准时沿(上升沿或下降沿)来校准被授时设备。常的脉冲对时信号有1PPS和分脉冲(1PPM)，有些情况下也会用时脉冲(1PPH)其中1PPM和1PPH也可以通过累计1PPS得到。脉冲对时信号分为有源脉冲和被动点。有源脉冲电源由授时设备提供，电压等级常用的有TTL电平(+5V)、24V电和差分电平(±5V)；被动接点等效于开关，准时闭合/断开，被授时设备自身提电源，通过被动接点转换为

有源脉冲。实际应用中常用被动接点，因而授时设备被授时设备之间不需要约定电压等级。脉冲对时的优点是授时精度高、使用被动点时，适应性强；缺点是只能校准到秒(用1PPS)，其余数据需要人工预置。2)串口报文对时也称软对时，是利用一组时间数据(年、月、日、时、分、秒)按一定的格式(速率和顺序等)，通过串行通信接口发送给被授时装置，被授时装置利用这组数据预置其内部时钟。常用的串行通信接口为RS-232和RS-422/RS-485。串口报文对时的优点是数据全面、不需要人工预置；缺点是授时精度低、报文的格式需要授时和被授时装置双方约定。目前，很多场合采用以上2种方式的组合方式，从而可以充分利用两者的优点，克服两者的缺点。3)时间编码方式对时为了解决前2种对时方式的矛盾，在实际应用中常采取2种对时方式结合的方法，即串口+脉冲。这种方式的缺点是需要传送2个信号。为了更好地解决这个矛盾，采用国际通用时间格式码，将脉冲对时的准时沿和串口报文对时的那组时间数据结合在一起，构成一个脉冲串，来传输时间信息。被授时设备可以从这个脉冲串中解析出准时沿和一组时间数据。这就是目前常用的IRIG-B码，简称B码。B码分为调制B码(也称交流B码)和非调制B码(也称直流B码)。交流B码调制在正弦波信号上，其包络线是直流B码。交流B码是模拟量，由授时设备直接传送给被授时设备。直流B码可以直接传送给被授时设备，电压等级常用TTL电平(+5V)，用IRIG-B DC TTL表示。直流B码还可以通过串行通信接口发送给被授时装置，用IRIG-BDC 232和IRIG-B DC 422表示。时间编码方式对时的优点是数据全面、对时精度高、不需要人工预置；缺点是编码相对复杂。4)网络方式对时网络方式对时基于网络时间协议(NTP)、精确时间协议(PTP)。目前，简单网络时间协议(SNTP)应用较多。网络时钟传输的是以1900年1月1日0时0分0秒算起时间戳的用户数据协议(UDP)报文，用64位表示，前32位为秒，后32位为秒等分数。网络中报文往返时间是可以估算的，因而采用补偿算法可以达到精确对时的目的。网络授时方式可以为接入网络的任何系统提供对时，其中NTP授时精度可达到50ms，PTP授时精度可达到1μs，SNTP授时精度可达到1s。网络方式对时的优点是基于现有网络、物理实现方便；缺点是高精度补偿算法复杂。上述4种授时方式各有优点。实际应用中，在满足同步精度要求的前提下，考虑到经济性，采用组合方式授时，即在一套运行管理系统中并存多种方式，可以充分应用授时时钟能够提供的信息。五、时间同步方案电力系统运行管理形成了以调度自动化系统为中心的主站系统，以电站监控(包括发电厂、变电站、开关站等)为主的子站系统。由于主站、子站系统运行模式不同，对授

时精度要求也不同，本文分别给出其时间同步方案。5.1主站系统的时间同步方案主站系统包括SCADA/EMS、DMIS、MIS、继电保护及故障信息管理系统、电力市场技术支持系统等。这些管理系统对时间精度的要求为秒级，授时精度达到1s即可。其系统特点如下：1)分布式计算机系统，接入的计算机数量大。2)通过电力调度运行管理网络互联成为大型MIS，由于应用系统间信息交换的需要，系统之间是互联的。3)分层分级，由于管理的电压等级、管理的范围和面向的用户不同，主站系统通常由分布在网公司、省(自治区、直辖市)公司、市(地)公司、县公司的多级系统组成，各司其职，完成综合管理功能。上述分析表明，主站系统是以网络作为系统的信息交换媒介，采用基于网络的对时方式是其首选，而且NTP或SNTP可以满足其精度要求，在需要高精度授时的应用场合可以采用PTP，实现全网时间同步；另外，可以采用IRIG-B码的特殊形式DCLS(DC Level Shift)时间码，通过数字通道传输。目前，电力系统通信广域网系统的接入方式有微波、同步数字系列(SDH)、异步传送模式(ATM)和以太网，采用基于光纤通信的SDH和ATM接入可确保信道的带宽，实现延迟的可预估，便于补偿算法实现。通过电力广域网构成的主站授时系统可以做到互为备用，保证整个主站系统的可靠运行。规划主站授时系统时，应该至少配置2种不同的时钟源；如果条件允许，也可以在调度中心授时系统中采用双时钟源和主、备方式运行，以进一步提高可靠性。5.2子站系统的时间同步方案子站系统直接监测和控制电网运行，具有分布广、同步精度要求高、可靠性要求高、接入设备多和接入方式复杂等特点，宜采用自治时间同步方案。采用这种方案，可以使各子站自行接收时钟源信号和实现守时，以多种方式为现场设备提供时间同步。子站采用自治的统一时钟系统，可以彻底改变子站建筑物上\天线林立\的状态，时间同步精度优于1μs，使得多个子站之间的时间同步成为可能。根据子站运行要求的不同，本文分别给出不同的子站授时系统配置方案。其中，对时方式可以根据现场情况选用第5.4节中的任何一种方式。1)最简配置方案最简配置方案适用于被授时装置很少以及被授时装置与时钟单元距离较近的子站，配置见图5-3。其中，主时钟的时间同步信号接收器可以按子站的重要性配置，重要的子站配置成双时钟源方式。2)主从配置方案主从配置方案适用于被授时装置多或被授时装置分布点距离较远(如500kV变电站的小室、电厂不同机组的控制室)和重要的子站。其中，二级钟作为从钟运行，扩展出多路时间同步输出端口为被授时装置授时。3)主备配置方案主备配置方案适用于重要子站，例如500kV变电站的小室、电厂不同机组的控制室。其中，2套主时钟主、备