宋文庆，薛占钰，张同刚，杨　贤，李　珊

（1.国网天津市电力公司检修公司，天津　300000；2.保定钰鑫电气科技有限公司，河北　保定　071051）

变电站时间同步监测管理技术研究

宋文庆1，薛占钰2，张同刚2，杨贤2，李珊2

（1.国网天津市电力公司检修公司，天津300000；2.保定钰鑫电气科技有限公司，河北保定071051）

变电站各监测设备的数据依赖统一时钟进行分析处理。现行时间同步监测管理技术方案多采用自定义规约，即便考虑了时间偏差，都是基于通信报文下发传输时延与上送传输时延一致的情况下制定的，达不到高精度的要求。提出一种对变电站二次设备时间同步情况实时监测的方法，该方法通过变电站二次设备自动生成时间B码信号，接入B码对比装置，比较设备B码信号和GPS生成的B码信号，信号不一致立刻告警。其监测精度高，可以监测设备毫秒级的时间误差，为电网故障分析提供精准时间支持。

B码对比装置；时间同步；变电站监测；统一时钟；精确校时

0　引言

随着变电站自动化水平的提高，电力系统对统一时钟的要求愈来愈迫切［1-2］，统一时钟既可以实现全站在GPS时间基准下的运行监控，也可以通过各开关动作的准确时间来分析事故的原因与过程［3］。统一时钟是保证电力系统安全运行、提高运行水平的一个重要措施。DL/T 670—2010《微机母线保护设备通用技术条件》［4］及DL/T 663—1999《220 kV～500 kV电力系统故障动态记录设备检测要求》［5］，都明确要求对变电站设备进行校时。

大部分变电站已经安装了统一时钟，对变电站设备统一进行对时。220 kV变电站二次设备的对时接口方式分为3种［6］：脉冲同步信号对时、串行口对时、IRIG-B对时。

变电站的对时系统如图1所示，主要包括GPS天线、GPS对时设备、对时信号线缆、二次设备等多个环节，各个环节均有可能引起对时故障，造成变电站内时间无法完全统一。变电站二次设备由其用途决定，时间精度要求也不尽相同，从毫秒级到微秒级不等［7］，且不能发现自身的时间错误，在发生电网故障时，变电站各个设备的时间不一致会造成上送到调度的继电保护动作时刻不准确，给电网故障分析和继电保护动作正确性分析带来困难，甚至引起误判。为了防止这种现象发生，对变电站各设备的时间进行在线监测成为迫切需要解决的工作。国家电网公司2014年下发了《国调中心关于加强电力系统时间同步运行管理工作的通知》，要求处理以上问题［8］。

图1　变电站主要对时方式示意

1　现行时间同步监测管理技术方案

1.1自定义规约直接读取设备时间进行核对

很多装置具备读取设备时间功能，变电站管理机可以通过设备的通信口，利用设备厂家自定义的通信规约，读取设备的当前时间，然后把读取的时间与管理机时间进行比对，如果两个时间有差异，则认为设备时间异常，如图2所示。

图2　现行时间同步监测流程

该方式利用其自定义的通信协议，上送设备时间，以达到时间检测的目的。这种时间同步检测方式，虽然能达到时间检测的目的，但各个厂家的规约不统一，通信接口各异，实现起来比较麻烦，现场调试工作量大；未考虑通信时延，时间校核粗略，校核精度只能到秒级，校核效果不好。

1.2国家电网公司定义标准规约进行时间核对

管理机在进行时间监测管理时，可采用定期轮询方式，轮询周期可调。管理机与变电站设备之间应优先采用网络（NTP）方式，也可采用串口报文。根据变电站现场情况的不同，国家电网公司对不同变电站制定了不同的时间监测标准规约，主要规约如表1所示。

表1　时间监测标准主要规约

考虑到通信传输过程中造成的时延，在计算时间偏差时采用如图3所示的时间偏差算法。时序图中Δt=［（T3-T2）+（T0-T1）］/2，其中T0，T3时标由管理端给出，被监测对象（响应端）返回T1，T2时标［9］。

图3　时间偏差监测时序

时间偏差监测方法对变电站现场情况进行了区分，根据变电站现场不同情况，确定了不同的偏差监测方式，主要包括常规变电站的NTP规约方式、103规约方式、104规约方式和智能变电站的GOOSE方式；考虑通信报文传输过程的时延，确定了时间偏差算法；时间偏差计算精度可以精确到毫秒；时间核对精度得到一定程度的提高，能准确监测到10 ms级的时间偏差。

但因其主要通过软件算法进行时间偏差监测，也存一些缺点，各个变电站现场情况不同，时间偏差监测方式不同，现场软件改进工作量大，对施工人员素质要求较高；时间偏差算法是在假定通信报文下发传输时延与上送传输时延一致的情况下制定的，但报文传输时延可能会因各种因素产生变化，如传输网络、发送端和接收端繁忙程度，接收端和发送端差异等都会引起报文传输时延的变化，这就可能会引起计算出的时间偏差误差太大，误差有可能会到10～100 ms，不能达到时间校核的目的。

2　IRIG-B码电信号比对技术方案

2.1方案概述

在变电站内，各种设备根据自身时间生成IRIG-B码信号，并把该信号传输到B码信号校核设备；B码信号校核设备在接入变电站运行设备B码信号的同时，接入GPS设备的B码信号；GPS设备的B码信号作为标准信号，与变电站内其他运行设备的B码信号进行电信号比对，比对结果信号输出到时间同步监测管理设备，具体框图如图4所示。

图4　IRIG-B码电信号比对方案

2.2IRIG-B码信号介绍

IRIG时间编码序列是由美国国防部下属的靶场仪器组（IRIG）提出并被普遍应用的时间信息传输系统。该时码序列分为G，A，B，E，H，D共6种编码格式，应用最广泛的是IRIG-B格式，简称B码。其突出优点是将时间同步信号和秒、分、时、天等时间码信息加载到频率为1kHz的信号载体中［10-12］。目前变电站中通常使用的信号载体是物理信号为RS-422电平的双绞线。GPS系统接受卫星时间信号，输出IRIG-B时间码序列，变电站智能设备可以挂在统一的对时总线上进行时间同步。变电站的智能设备采用B码对时，就不再需要进行基于现场总线的通信报文对时，同时也不需要GPS输出脉冲对时信号。B码信号是每秒一帧的时间串码，其基本的码元是“0”码元、“1”码元和“P”码元，每个码元占用10 ms时间，一帧串码含100个码元。码元“0”和“1”对应的脉冲宽度为2 ms和5 ms，“P”码元是位置码元，对应的脉冲宽度为8 ms。

连续两个“P”码元表明整秒的开始，第二个“P”码元的脉冲前沿是“准时”参考点，定义其为“Pr”。每10个码元有一个位置码元，共有10个，定义其为P1，P2，…，B码时间格式的时序为秒—分—时—天，所占信息位为秒7位、分7位、时6位、天10位，其位置在P0～P5之间［4］。若从“Pr”开始对码元进行编号，分别定义为第 0，1，2，…，99码元，则“秒”信息位于第1，2，3，4，6，7，8码元，“分”信息位于第10，11，12，13，15，16，17码元，“时”信息位于第20，21，22，23，25，26码元，“天”信 息位 于 第30，31，32，33，35，36，37，38，40，41码元。天、时、分、秒用BCD码表示，个位在前，十位在后，个位和十位间有一个脉冲宽度为2 ms的索引标志码元。如图5所示。

图5　一帧B码脉冲序列结构

控制功能码位于P5～P8之间。从P8码元开始是SBS时间码，SBS时间码是直接用二进制的秒信号表示一天时间的时间编码方法，共17位二进制信号，每天重复。

2.3变电站设备B码信号生成

为了对变电站设备的运行时间进行监测，变电站设备需要在设备中根据设备自己的运行时间生成IRIG-B信号，通过设备的单独通信通道（422端口或485端口）输出到B码对比装置，要求IRIG-B信号采用直流，便于比对。此前变电站设备一般在接收到对时信号后只是对设备的软时钟进行校正，未考虑对设备的采样脉冲进行校正，这就造成各个设备的采样脉冲差异很大；当前多数二次设备的采样速率大约为1.2 k/s，不大于24 k/s，如果采样脉冲不一致的话，两个不同设备的采样时间最大可相差近1 ms，相角将近差18°，采样数据的时间一致性很差，对分析电网故障造成障碍。因此，要求变电站设备在接收到对时信号后，首先要校正采样脉冲，然后才进行设备软时钟校对，以保证整个变电站的二次运行设备采样脉冲统一。变电站设备对时流程如图6所示。

图6　变电站二次设备对时流程

2.4B码对比装置

B码对比装置同时接入要进行监测时间的变电站运行设备生成的IRIG-B码信号和GPS设备产生的标准B码信号，每个运行设备生成的IRIG-B码信号在B码对比装置与标准B码信号组成B码对，单独通过硬件比较器进行比对，当B码信号有差异时，比较器自动输出高电平信号，高电平信号直接接入时间同步检测设备的IO口。具体原理如图7所示，其中虚线框中的部分为B码比对设备的内部硬件。

图7　B码对比装置原理

2.5时间同步检测设备

时间同步检测设备的IO口连接到B码对比装置的比较器输出引脚，通过对不同IO口的实时采集，监视相对应的运行设备时间偏差。当发现某IO口有高电平输入，则可以断定该接口对应的运行设备时间异常，时间同步检测设备发出告警信息，提示用户。

2.6模拟分析

为了确定B码对比装置的有效性，我们通过仿真器，模拟了两组不同B码信号，两组信号相差1 s，同时输入到比较器的两个输入引脚，两组信号如图8所示。

图8　B码信号

通过示波器，对比较器输出引脚进行了监视，监视得到的信号波形如图9所示。这说明时钟同步检测设备可以检测到该信号中高电平的存在，正确发出设备时间异常告警信号。

图9　比较器输出引脚信号

3　结语

IRIG-B码电信号比对方案采用硬件直接对B码信号进行电信号对比，精度高，可以检测到毫秒级的时间误差；可以精准监测各个运行设备的时间同步情况，对设备毫秒级的时间失步也可以做到有效告警，为变电站设备的可靠运行及设备故障判断提供依据；B码比对设备采用比较器对信号进行比对，电路简单，实现方便；时间同步检测设备采用常规的信号采样电路，原理简单；施工方式简单一致，各种变电站场合均可应用，适合推广。

IRIG-B码电信号比对满足现在各种类型变电站的时间监测要求，为电力系统电网故障分析提供有效的精准时间支持，为分析总结电网故障节省时间，有效增加电力公司经济效益。

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［4］DL/T 670—2010微机母线保护设备通用技术条件［S］.

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Time Synchronization Monitoring and Control Technology in Substations

SONG Wenqing1，XUE Zhanyu2，ZHANG Tonggang2，YANG Xian2，LI Shan2
（1.State Grid Tianjin Electric Power Maintenance Company，Tianjin 300000，China；2.Baoding Yuxin Electrical Technology Co.，Ltd.，Baoding，071051，China）

Data analyzing and processing of monitoring equipment in the substation depend on unified clock.The existing time synchronization monitoring and management technology schemes mostly use the custom protocol and are formulated based on the delay of sending communication message and receiving on favorable.Even if with time deviation taken into account，schemes can not meet requirements of high precision.A method of real-time monitoring time synchronization of secondary equipment in substations is presented.The method needs B code signal automatic generation of the secondary equipment and compares it with the B code signal from GPS in B code comparison device，and alarm is immediately given out when they be found inconsistent. The method has high monitoring precision and it can monitor the millisecond time error and can provide accurate time effective support for power system fault analysis.

B code comparison device；time synchronization；substation monitoring；uniform clock；precise timing

TM63

A

1007-9904（2015）11-0020-05

2015-08-05

宋文庆（1977），男，高级工程师，从事继电保护相关工作；薛占钰 （1969），男，从事电力系统自动化相关工作；张同刚 （1972），男，工程师，从事电力系统自动化相关工作；杨贤 （1983），女，从事电力系统自动化相关工作；李珊（1989），女，从事电力系统自动化相关工作。