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zui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）、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，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*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）zui简配置方案

zui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、备运行，并要求接收不同的时钟源信号，同时，主、备主时钟的时间同步信号互为输入，作为备用时钟源输入，以确保任何一个时钟源失效状态下不影响系统正常运行；二级钟同时接收来自主、备主时钟的时间同步信号。

上述3种典型的子站授时系统配置可以满足电力系统子站的授时需要，并可根据实际系统对授时的要求选择配置。

六、IEEE1588（PTP）在电力系统中的应用方案

电力输配电系统是一个典型的大型分布式应用系统，系统内时间同步的管理以及各个电力设备之间的高精度时间同步对于准确监控系统的各种事件状态变得至关重要。在变电站内部，采用具有IEEE1588（PTP）时间同步功能的智能电子设备（IED），从而使得整个系统的时间同步的精度达到一个新的层次。显然，电力系统内部也可以采用一些其他的同步技术来实现各个电力设备之间的时间同步，比如GPS、IRIG-B以及的对时线路。

目前几乎所有驱动IEEE1588（PTP）标准作为各种分布式系统的时间同步方案，主要有两方面的原因。首先，以太网通信技术本身的发展以及越来越多的工业应用系统采用以太网进行通信的事实。针对电力行业，不管是变电站内部还是外部采用以太网进行通信，已经是不可置疑的事实。

另一方面，针对那些具有严格硬实时要求的应用领域，现有的时间同步技术由于成本过于昂贵或其技术本身所能达到的精度问题，往往不能满足工业现场领域苛刻的同步性能要求。在电力行业领域，目前广泛采用同步相量（PMU）技术进行系统状态信息的采集和分析，而这些都涉及到时间同步的实时性问题。同步相量的分析主要用于发电系统，输电系统以及配电系统的监控。

同步相量是正弦电压波形相对于UTC参考时标的幅值和相位的一个表达式。由于传输线路以及负载都有电阻和电抗，因此每一个发电机所能看到的阻抗同时也包含电阻和电抗两个部分。在实际的电力系统应用中，必须对系统内部所有相量之间的关系进行有效地控制，使得传输的电量能够zui大化并且能够将系统的所有组成设备工作在相应的设计指标范围内。在环境经常变动或者系统经常发生变化的情况下，比如由于一些地区之间经济发展的需求或者公司之间的契约等原因，系统内部或者系统之间的电流方向会经常发生改变，此时的相位角度监控就变得尤其重要。而调度系统与用电区域之间的长距离运输，使得电流方向的控制这一问题变得更加复杂。

在PMU系统实施以前，对广域范围内的故障事故分析，由于不同地区的时标问题，进行故障分析时，迅速地寻找故障点分析事故原因比较困难，需要投入较大的人力物力。通过利用PMU实时记录的带有时标的波形数据，可以对事故的分析能够提供有力的保障。同时通过其提供的实时信息，可实现在线判断电网中发生的各种故障以及复杂故障的起源和发展过程，辅助调度员处理故障，给出引起大量报警的根本原因，实现智能告警。

同步相量测量装置的基本原理是利用高精度同步时钟，实现对电网母线电压和线路电流相量的同步测量，并通过通信系统传送到电网的控制中心或保护控制器中，用于实现全网运行监测控制或实现区域保护和控制。

交流电力系统的电压、电流信号可以使用相量表示。相量由两部分组成，即幅值X和初相角Φ，用直角坐标则表示为实都和虚部，所以相量测量就必须同时测量幅值和相角。幅值可以用交流电压电流表测量，而相角的大小取决于时间参考点，同一个信号在不同的时间参考点下，其相角值是不同的。所以，在进行系统相量测量时，必须有一个统一的时间参考点，高精度同步时钟就提供了这样一个参考点。任意两个相量在统一的时间参考点下测得的两个相角的“差"即为两地相对相角，这就是相量测量的基本原理。

设正弦信号：

x （t）=2Xcons（2πft+φ）（5-1） （1）

式中：

x（t）为正弦信号；

f为采样频率。

可以采用相量表示为：

X=Xeφ=Xcosφ+jXsinφ=X+jX（5-2） （2）

式中：

XR为相量的实部；

XR为相量的虚部。

由式2可知，相量有两种表示法，即直角坐标法（实部和虚部）和极坐标法（幅度值和相位）。交流信号通过傅立叶变换，将输入的采样值转换到频域信号，从而得到相量值。

由以上分析可见。同步相量测量装置（PMU）是电网实时动态监测系统的基础，它可为电网的安全提供丰富的数据源.例如正常运行的实时监测数据、小扰动情况下的离线数据记录、大扰动情况下的滤波数据记录等。

系统中的每一个发电机都有它自己的一套控制系统，因此必须协调各个发电机之间的相互动作从而使得整个系统的性能得到优化。由于所有的发电机都连接到同一个系统上，因此所有的发电机必须工作在同一个时钟频率上，系统的实现必须保证频率的设计值为一个工作日之内的频率的平均值，通常是50到60Hz。在实际应用中，工作频率与标准频率之间的偏差值必须维持在一个可以容忍的范围之内，典型的情况是在-0.02Hz到+0.02Hz之间。同时，系统的电压必须控制在正常电压的±5%之内。

发电机功角是发电机转子内电势与定子端电压或电网参考点母线电压正序相量之间的夹角，是表征电力系统安全稳定运行的重要状态变量之一，是电网扰动、振荡和失稳轨迹的重要记录数据。可以通过PMU装置高速采集的发电机组励磁电压，励磁电流、气门开度信号、AGC控制信号、PSS控制信号等，可分析出发电机组的动态调频特性，进行发电机的安全裕度分析，为分析发电机的动态过程提供依据。监测发电机进相、欠励、过励等运行工况，异常时报警。绘制发电机运行极限图，根据实时测量数据确定发电机的运行点，实时计算发电机运行裕度，在异常运行时告警。装置提供通信接口用于和励磁系统、AGC系统、电厂监控系统等进行数据交换。

通过以上分析，可以在系统中有针对性地选择一些同步相量的观测点并在这些观测点放置相应的同步相量测量装置，则可以对电力网络进行100%的观测，这一方法为解决电网中的潮流问题提供了实时性的解决方案。在实际的应用中，如果将同步测量方法和传统的潮流状态估计算法相结合，则可以得到*的系统健壮性、更好的同步精度以及更快的收敛效果。

一般而言，同步相量的测量方法需要的硬件设备。然而，zui近也有一些保护性继电器等系统设备，在其内部引入了具备同步相量测量能力的功能，因此降低了该方法在实际应用中的成本开销。由于这些设备通常用于整个电力系统内部，包括变电站和发电厂，因此可以比较容易的获得同步相量的信息进而对整个系统进行有效的监控。

在每一个发电厂和变电站内部，同步相量的信息以每秒30到60个相量的速率进行采集。每一个采样时刻都同步到一个UTC参照时间，因此可以为所有的工程调度人员和管理人员提供一致的系统运行状态信息。从每一个站点采集到的同步相量数据，可以利用同步相量数据集线器，通过广域网进行收集、按时间进行编排以及传送。这些数据zui终被传送到区域控制中心，在这里它们可以存储到不同的服务器上为系统内的操作人员进行分析和研究。

同步相量的测量需要一个精度达到1us的UTC时间源，这可以通过为每个站点提供一个GPS接收器作为主参照时间来得到。就目前而言，站点内各个设备采用IRIG-B技术从GPS接收器获得相应的时间。

站点内设备数据的采集和传送一般通过局域网LAN进行，而正是由于采用了局域网这种方式，为IEEE1588（PTP）标准在电力系统中的应用提供了一种机遇，并且由于目前市场上已经具有可以实现IEEE1588（PTP）功能的边界时钟交换机，因此从技术上和应用环境上分析，采用IEEE1588（PTP）技术来代替现有的IRIG-B技术是切实可行的。而且，电厂内部各个电器设备，包括电压器、电流互感器、电压互感器以及各种监控设备之间的距离通常在一公里到两公里的范围之内，这刚好是IEEE1588（PTP）标准所适用的局域网范围。

同时，我们可以看到，IEEE1588（PTP）可以自动校正线路的距离，这跟IRIG-B相比，极大地简化了站点内部各个设备之间时间的分配和同步。而且，采用IEEE1588（PTP）作为电力系统内部时间同步方案的费用也比采用IRIG-B的方案更加经济方便。除此之外，由于采用IEEE1588（PTP）标准可以减少系统内部的对时双绞线，因此可以提高系统的稳定性。综上研究和分析，可以看到，相比其它时间同步协议以及目前不管是整个电力系统内部或各个子系统采用的时间同步方案，由于其本身同步技术的局限以及系统本身应用环境的特点，采用IEEE1588（PTP）时间同步标准作为电力系统的时间同步方案，可以发挥协议本身时间同步的高精度，操作简单和成本低的优势，不仅可以极大地提高系统内部各个电力设备之间的同步精度，而且可以降低整个时间同步系统的费用，同时也使得系统中时间基准的更换和升级变得相对简单和容易。

：王

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