电力系统时间同步系统

电力系统中，电压、电流、功率变化等特征量测量都是时间相关函数[1]，统一精准的时间源对于电网安全稳定运行至关重要，因此，电力系统运行规程[2]中明确要求继电保护装置、自动化装置、安全稳定控制系统、能量管理系统和生产信息管理系统等必须基于统一的时间基准运行，以满足系统安全稳定控制、线路故障录波与测距、经济调度运行，以及事故反演分析等不同功能对时间一致性的要求。

时间同步系统[3]为电网的各级调度机构、发电厂、变电站、集控中心等提供统一的时间基准，以满足各种电网运行监控系统（例如调度自动化系统、能量管理系统、生产信息管理系统、监控系统）和监控自动化设备（例如继电保护装置、智能电子设备、事件顺序记录装置、厂站自动控制设备、安全稳定控制装置、故障录波器）等对时间同步的技术要求，确保实时数据采集时间一致性，实现线路故障测距、相量和功角动态监测、机组和电网参数校验的准确性，提高电网事故分析和稳定控制的水平，并进一步提升电网运行效率和可靠性，适应我国大电网互联、特高压输电及智能化电网发展的需要。

本章将在介绍时间同步概念的基础上，介绍电力系统时间同步系统及其发展历程，详细介绍电力系统常用授时接口、对时信号及常用通信协议，同时介绍电力系统中时间同步装置、时间同步网，最后详细论述时间同步的在线监测及时间同步系统安全的重要性。

2.1 时间同步简介

时间同步是指通过接收授时系统所发播的标准时间信号和信息，对本地钟进行校准；换句话来说，就是实现标准时间信号、信息的异地复制。

时间同步可分为相对时间同步和绝对时间同步两种。

（1）相对时间同步。

相对时间同步，指分布在各地的某系统（例如卫星导航定位系统）内的不同时钟之间的时间同步。

（2）绝对时间同步。
绝对时间同步指除了实现本系统内时间同步外，还要与国际上规定的协调世界时UTC或国家法定的不同时区的协调世界时UTC相同步。

在时间同步的实际操作中，可以采用三种方法来实现，即：直接清零法、移相法、频率微调法。

1）直接清零法。
直接清零法是最简单的时间同步方法，其实现方法是利用外部标准时间（例如IPS秒脉冲）信号对本地钟的分频链进行“清零”，清零脉冲的上升沿或宽度直接影响时间同步的精度。所以通常利用比较器或单稳态触发器对外部标准时间PPS信号的上升沿进行整形，以提高时间同步的精度。

2）移相法。
移相法的特点是不直接对本地钟的分频链进行“清零”，而是通过时间间隔计数器对外部标准时间（例如秒脉冲IPPS信号与本地钟输出的时钟信号的钟差进行测量，通过数据采集、处理得到外部标准时间（IPPS信号与本地钟输出的时钟信号的钟差），然后采用对本地钟进行移相的方法实现时间同步。
移相法避免了单次清零的随机性和清零脉冲的上升沿或宽度对时间同步的精度的影响，提高了时间同步的精度。

3）频率微调法。
频率微调法是通过对本地钟输出的参考频率进行调整从而实现时间同步的一种方法。频率微调法一般是在直接清零法或移相清零法的操作之后为保持时间同步结果所采取的一种时间同步的方法。
实际上，无论采用哪一种时间同步方法总有误差，这个误差称为同步误差。因此，本地钟的时标不可能完全同步，只要保证其误差在可接受范围之内，满足使用需求即可。

2.2 电力系统时间同步简介及发展历程

2.2.1 电力系统时间同步简介

电力系统是与时间频率密切关联的工业复杂大系统。依照传输电气量频率的不同，电力系统可分为交流系统和直流系统，其中描述交流系统的物理量为电压、电流、频率，以及由此衍生出来的视在功率、有功功率、无功功率等；描述直流系统的物理量为电压、电流，以及功率。

交流系统的电压us(t)、电流\(i(t)\)随时间作正弦（或余弦）规律变化，因此其瞬时值是随时间变化的。下面以正弦电压源为例进行说明，如式（2-1）所示。

us(t)=Umsin[(2π/T·t)+φ]=Umsin(2πft+φ)
=Umsin(ωt+φ) (2-1)

式中：Um为电压信号的最大值，V；T为正弦函数的周期，s；f=1/T为频率，Hz；ω=2πf为角频率，rad/s；φ为正弦函数的初相角。我国电力工业标准频率为 50Hz，周期为 0.02s；美洲部分国家、日本、韩国标准频率为 60Hz，周期为 0.0175s。当然，电压、电流也可以用cos函数表示。

为了提高输送容量，规模化电力系统一般采用三相制，包括三相电源、负载和输电线路。其中，三相对称性电源是由 3 个等幅值、同频率、初相角依次相差 120°的正弦（或余弦）电压源组成，依次称为 A 相、B 相、C 相电压源，可表示为式（2-2）。

uA=√2Ucosωt
uB=√2Ucos(ωt-120°)
uC=√2Ucos(ωt+120°) (2-2)

式中：(uA,uB,uC)表示 A 相、B 相、C 相电压瞬时信号，其均为时间的函数；U为正弦电压有效值。对称三相电压满足如下关系，如式（2-3）所示。

uA+uB+uC=0 (2-3)

波形和向量图如图 2-1 所示：

由图 2-1 可见，交流电力系统的电压、电流基本物理量是与时间相关的；正常运行时其频率保持恒定，但在系统发生故障或大扰动时，系统频率也会发生波动。

电力系统在运行过程中，由于发生故障、负荷投退等原因，电压电流的变化不是对称的，而是存在非周期分量，实际测得频率也会发生变化；如图 2-2 所示为某电力系统发生两相短路时，记录下的波形图，其中横轴表示时间。

在直流系统的实际运行中，由于负荷投退、故障等原因，直流电压、电流会随时间变化；如图 2-3 所示为发生瞬时短路故障时，直流功率和电压变化的波形，相应的电流也会发生波动。

综上所述，无论是交流系统，还是直流系统，电力系统的物理量是一组时变的物理量。电力系统运行是基于时间尺度的动态系统。时间尺度是分析电力系统运行的重要参考指标，也是电力系统故障分析的重要依据。

电力系统的时间同步系统，包括主站端、厂站端和终端时间同步系统，其中 ① 主站端时间同步系统，为调度自动化系统、配网管理系统、调度生产管理信息系统、广域相量测量系统、继电保护及故障信息管理系统、电量计费系统、电力市场支持系统、负荷控制系统等主站端应用系统提供时间服务；② 厂站端时间同步步系统，厂站包括变电站、电厂、开关站、换流站等，为变电站自动化系统、继电保护装置、测控装置、故障录波装置、数据记录与网络分析仪、电能量采集终端、电能表、视频监控、安防监控等设备提供对时服务，为电厂的集散控制系统（DCS）、励磁控制系统、调速控制系统、电厂监控系统、视频监控、安防监控，升压站内的自动化系统、继电保护装置、故障录波器等提供对时服务，为开关站的远程监控系统、继电保护装置、视频监控、安防监控等提供对时服务，为直流系统换流站内的直流控制保护系统、监控系统等提供对时服务；③终端时间同步系统，终端包括安装在现场的配网终端（DTU、TTU、RTU、FTU 等）、负荷控制终端等，通过网络接收主站的对时，也有的配置独立的时间同步模块，直接实现对时。

综合了调度系统、变电站系统、配网管理系统等系统的电力系统时间同步系统概貌如图 2-4 所示。不同等级的调度主站之间、调度主站与厂站之间基于调度数据网相连，形成时间同步网，可以实现基于网络的对时；配网自动化系统通过其专用的网络与终端相连，可以广播对时信息；负荷控制系统，基于专用的无线网络或移动通信网络，实现数据传输，同时也下发对时信息。

电力系统运行设备或系统对时间同步精度及可靠性的要求如表 2-1 所示。

2.2.2 电力系统时间同步发展历程

电力系统时间同步的发展经历了由相对时间同步到绝对时间同步，由区域同步到全网同步的发展过程。从时间上看，我国的电力系统时间同步发展过程可分为四个阶段。

第一个阶段：20世纪90年代前，采用远动通信串行通信协议[4-5]对时，通信协议（规约）有两类，即CDT（循环式远动规约）和Polling（问答式远动规约），计算通信传输延时，修正厂站设备时间，达到与调度中心时间一致的目的，这种方式通常可以达到站间分辨率20ms、站内分辨率10ms。这个阶段通信载体主要是载波和微波，设备通信接口主要是RS-232，传输率低（300～1200bit/s），只能实现区域大时间的统一，和局部的毫秒级时间同步，如图2-5所示。

第二个阶段：20世纪末～21世纪初，随着GPS[6]民用的推广，出现了GPS对时装置，各厂家在自己的设备上安装GPS对时装置或板卡，在厂站内出现多套GPS对时装置，精度可达到微秒级，通信对时作为补充。这个阶段实现了单装置、单系统绝对时间同步，如图2-6所示，由于对时装置技术水平和稳定性参差不齐，时常出现各设备时间不一致。

第三个阶段，即现阶段，在厂站内安装一套时间同步系统[3]，可接收多个时钟源（GPS、北斗），时钟装置具备守时能力，守时频标源可以是恒温晶振或铯原子钟，及主时钟带从时钟结构，如图 2-7 所示。提供时间的准确性、可靠性和稳定性大大提高，保证了厂站内各设备的时间同步。这个阶段实现了厂站区域绝对时间同步。

第四个阶段，即下个阶段，建立天地互备时间同步系统网，如图 2-8 所示。“天”指的是北斗、GPS 卫星授时，实现局部同步授时；“地”指的是通过电力数据专网进行 PTP 网络对时，实现各授时点之间同步。天地互备可极大提高时间同步性，实现全网绝对时间同步。

2.3 电力系统时间同步系统常用授时接口

电力系统中设备类型众多，各类设备依其应用的要求对时间同步的需求也不尽相同[3]。为了满足各类不同设备对时间同步的需求，电力系统中采用了多种输出接口及信号类型来构建时间同步系统。

常用输出接口包括：TTL直流电平输出接口、RS-232串行口输出接口、RS-422/RS-485差分信号输出接口、交流输出接口、静态空接点输出接口、光纤接口和RJ45以太网接口。

2.3.1 TTL直流电平输出接口

TTL的全称为transistor-transistor logic，即晶体管—晶体管逻辑集成电路，是数字电子技术中常用的一种逻辑门电路，应用较早，技术已比较成熟。采用TTL输出接口的时间同步信号主要包括：脉冲信号（IPPS、IPPM、IPPH、IPPD）和IRIG—B（DC）码。

TTL电路是电流控制型器件，速度快、传输延迟短（510ns），因而TTL接口输出的时间同步信号具有抖动小、精度高的优点。但需要注意的是，由于TTL信号是5V电平逻辑的单端信号，其接口的抗干扰、防护能力较弱，因而不适用于复杂电磁环境或远距离传输的应用。电力系统对时间同步系统中的TTL输出技术参数要求如下：

（1）准时沿的上升时间：≤100ns；
（2）准时沿的时间准确度：优于 1μs；
（3）对于脉冲信号：脉冲宽度 10200ns；
（4）对于B码：应符合IEEE C37.118-2005的规定，采用IRIG-B 200-04格式，每秒1帧，包含100个码元，每个码元10ms；
（5）IRIG-B（DC）码抖动时间：≤200ns；
（6）传输介质与距离：采用同轴电缆，距离≤15m。

2.3.2 RS-232串行输出接口

RS-232是由电子工业协会（Electronic Industries Association，EIA）所制定的异步传输标准接口。接口使用+3V+15V的电平表示逻辑1，+3V+15V的电平表示逻辑0。连接器电气特性符合GB/T 6107—2000《使用串行二进制数据交换的数据终端设备和数据电路终端设备之间的接口》。连接器为9针D型小型阳插孔，9针插座针的编号和定义见表2-2。由于其共模抑制能力较差，容易受到其他噪声和外部干扰的影响，再加上信号线之间的分布电容，因此其只适用于低速率短距离传输。在电力系统的时间同步系统中，该接口仅用于输出串行口时间报文。

电力系统对时间同步系统中的串行口输出主要有如下要求：
（1）电气特性符合 GB/T 6107—2000。
（2）串行口报文的时间准确度：10ms。
（3）传输介质与距离：采用屏蔽控制电缆，距离≤15m。
（4）串行口参数：
波特率为 1200、2400、4800、9600、19200bit/s 可选，缺省值为 9600bit/s；数据位 8 位，停止位 1 位，偶校验。
（5）串行口时间报文格式：
报文发送时刻，每秒输出 1 帧，帧头为#，与秒脉冲 IPPS 的上升沿对齐，偏差小于 5ms；波形如图 2-9 所示。

2.3.3 RS-422/485 差分电平输出接口

RS-422/485 标准的全称为 TIA/EIA-422-B 和 TIA/EIA-485 串行通信标准。RS-422/485 标准与 RS-232 标准不一样，数据信号采用差分传输方式（differential driver mode），也称作平衡传输。

RS-485 标准是为弥补 RS-232 通信距离短、速率低等缺点而产生的。RS-485 标准只规定了平衡发送器和接收器的电特性，而没有规定接插件、传输电缆和应用层通信协议。RS-485 标准使数据信号采用差分传输方式，也称作平衡传输，它使用一对双绞线，将其中一线定义为 A，另一线定义为 B。通常情况下，发送器 A、B 之间的正电平在+2+6V 之间，是一个逻辑状态；负电平在-2-6V 之间，是另一个逻辑状态。对于接收端，也作出与发送端相对的规定，收、发端通过平衡双绞线将 A-A 与 B-B 对应相连。当在接收端 A-B 之间有大于+200mV 的电平时，输出为正逻辑电平；小于-200mV 时，输出为负逻辑电平。在接收发送器的接收平衡线上，电平范围通常在 200mV6V 之间。硬件构成上 RS-422 相当于两组 RS-485，即两个反向传输的 RS-485 构成一个全双工的 RS-422。

鉴于差分电平良好的传输特性，电力系统中采用 RS-422/RS-485 电平传输脉冲（IPPS、IPPM、IPPH、IPPD）、IRIG-B[8-9]（DC）码，串行口时间报文信号。技术参数要求如下：
（1）RS-422 电气特性：符合 GB/T 11014—1989《平衡电压数字接口电路的电气特性》的规定；
（2）RS-485 电气特性：符合 ANSI/TIA/EIA485-A-1998 的规定；
（3）脉冲准前沿的上升时间：≤100ns；
（4）脉冲前沿的时间准确度：优于 1μs；
（5）IRIG-B（DC）码抖动时间：≤200ns；
（6）传输介质与距离：屏蔽控制电缆，距离≤150m。

2.3.4 交流输出接口

在电力系统的时间同步系统中，该接口只用于交流 IRIG-B 码（AC）的输出。电力系统对时间同步系统中的 IRIG-B（AC）码有如下要求：
（1）载波频率：1kHz。
（2）频率抖动：≤载波频率的 1%。
（3）信号幅值（峰峰值）：高幅值为 312V 可调，典型值为 10V；低幅值符合 3：16：1 调制比要求，典型调制比为 3：1。
（4）输出阻抗：600Ω，变压器隔离输出。
（5）秒准时沿准确度：优于 20μs。
（6）采用 IRIG-B 120 格式。
（7）传输介质与距离：采用音频通信电缆，距离≤1km。

在电力系统中，IRIG-B（AC）码的应用比较少，近年来新出的设备几乎都不支持该接口。电力系统中保留该种输出接口和信号类型，主要还是为了兼容一些早期现场使用的设备。

2.3.5 静态空接点输出接口

静态空接点输出接口只用于脉冲信号（PPS、PPM、PPH、PPM 和 PPD）的输出，静态空接点接口上的输出状态与 TTL 电平信号有对应关系——接点闭合对应 TTL 电平的高电平，接点打开对应 TTL 电平的低电平。接点由于开到闭合的跳变时刻即为准时沿。

静态空接点输出接口具有如下优点：接口简单，易于实现，工程成本低；接口适应性强，额定工作电压范围宽；采用隔离输出，可靠性和安全性较高，接口的线路即使长期短路也不会损坏设备。

电力系统对时间同步系统中的静态空接点输出有如下要求：
（1）准时沿的上升时间：≤1μs；
（2）准时沿的时间准确度：优于 3μs；
（3）隔离方式：光电隔离；
（4）输出方式：集电极开路；
（5）允许\(U{oc}\)工作电压：220V DC；
（6）允许\(I{oc}\)工作电流：20mA；
（7）传输距离：采用屏蔽控制电缆，距离≤150m。

2.3.6 光纤接口

光纤接口具有良好的抗电磁干扰能力，是电力系统中常见的接口，使用的光纤接口类型主要有 SC、ST、FC 和 LC。光纤有单模和多模之分，两者不可混接，其中单模适用于远距离的信号传输。

在电力系统的时间同步系统中，光纤接口的应用较为广泛，尤其是在数字化变电站系统中，过程层和间隔层的设备大多都支持光纤接口的对时信号输入。

光纤接口上可输出的信号类型较多，具体包括：脉冲信号（PPS、PPM、PPH 和 PPD）、IRIG-B（DC）码、串行口报文和网络对时信号（NTP/SNTP 和 PTP）。

使用光纤传导时，亮对应高电平，灭对应低电平，由灭转亮的跳变对应准时沿。电力系统对时间同步系统中的光纤接口主要有如下要求：
（1）准时沿的时间准确度：优于 1μs；
（2）串行口报文的时间准确度：10ms；
（3）多模光纤波长：820nm；
（4）多模光纤有效传输距离：≤2km；
（5）单模光纤波长：1310nm；
（6）单模光纤有效传输距离：≤20km。

2.3.7 RJ45 以太网接口

RJ45 是标准的以太网接口，在电力系统中主要用于站控层中的 10/100M 自适应以太网网络。在时间同步系统中，它主要用于传输网络时间同步信号，具体包括 NTP/SNTP 和 PTP。NTP 协议支持 RFC 1305 规范；SNTP 协议自 NTP 协议改编而来，支持 RFC 2030 规范；PTP 协议要求如下：

PTP 网络时间同步：
（1）工作模式为客户端/服务器；
（2）要同时具备 E2E 和 P2P 两种授时模式；
（3）要同时支持在 IPV4 用户数据包（UDP）和在 IEEE 802.3/Ethernet 上的传输；
（4）需支持基于 MAC 的组播方式；
（5）需支持双网对时及 BMC；
（6）需支持的事件报文包含 Sync、Delay_Req、Pdelay_Req、Pdelay_Resp；
（7）需支持的通用报文有 Announce、Follow_Up、Delay_Resp、Pdelay_Resp_Follow_Up。

对于 NTP 和 SNTP 的时间准确度要求，电力行业标准要求在局域网环境下要优于 10ms，在广域网环境下要优于 500ms；对于 PTP 的时间准确度要求为优于 1μs。