孟恒信，馬振國

（山西電力科學(xué)研究院，山西 太原 030001）

0 引言

智能化變電站對時鐘同步的依賴程度不同于常規(guī)變電站，常規(guī)變電站電流電壓信號采集于常規(guī)電磁電流電壓互感器，是電模擬信號，信號的數(shù)字化變換都是由保護(hù)或測量設(shè)備自己完成的，各信號之間的同步是設(shè)備自身保證的，傳送給設(shè)備的同步時鐘源只起到變電站所有設(shè)備時鐘統(tǒng)一便于事故分析的作用。智能變電站電流電壓信號采集及數(shù)字化轉(zhuǎn)換是在電子互感器或合并單元分散完成的。若采用電子互感器，合并單元需要對各相電子互感器采集卡來的電流電壓信號進(jìn)行同步；若采用常規(guī)互感器，由合并單元完成信號采集和轉(zhuǎn)換，合并單元需要對來自不同合并單元的信號進(jìn)行同步，一旦信號失去同步，就不能保證各信號在同一時刻采樣，使采樣信號之間產(chǎn)生相位差，從而影響智能設(shè)備測量精度，造成保護(hù)設(shè)備的誤動或拒動。因此，智能變電站信號的同步技術(shù)顯得尤為重要。

1 智能變電站需要同步的信號種類

電力系統(tǒng)的絕大多數(shù)參數(shù)都是時間的函數(shù)，需要與事件發(fā)生的時刻同步采集，保證各信號之間的相對時間關(guān)系，各信號之間失去同步將無法工作。就目前國內(nèi)智能變電站技術(shù)現(xiàn)狀而言，對信號同步有嚴(yán)格要求的設(shè)備主要集中在間隔層和過程層，它們主要包括合并單元，變壓器保護(hù)、母線保護(hù)、線路保護(hù)等。對于合并單元，它需要對來自不同相別電子互感器的電流電壓信號進(jìn)行同步；對于跨間隔母線和變壓器保護(hù)、測控設(shè)備需要對來自不同間隔合并單元電流電壓信號進(jìn)行同步；線路電流縱差保護(hù)既需要對本端的電流電壓信號進(jìn)行同步，同時還需要與對端的電流電壓的信號進(jìn)行同步。另外，在整個信息傳輸過程中各智能設(shè)備的面向通用對象的變電站事件GOOSE（Generic Object Oriented Substation Event）控制指令還必須與相關(guān)的電流電壓信號保持同步等。

2 信號同步方法

2.1 合并單元電流電壓信號同步

當(dāng)合并單元從電子互感器采集卡采集IEC 60044-8格式的電流電壓信號時，合并單元依靠內(nèi)部時鐘源控制各電子互感器同步采集，實(shí)現(xiàn)信號的同步；當(dāng)合并單元從常規(guī)互感器采集模擬電流電壓信號時，信號采集卡在合并單元內(nèi)部，同樣依靠內(nèi)部時鐘源控制，實(shí)現(xiàn)各信號之間的同步采集。

分析上述這兩種情況可以看出，只要合并單元內(nèi)部時鐘源走時穩(wěn)定，不是時快時慢，同步采集信號之間就不會產(chǎn)生相角測量誤差，也不會失去同步，其主要原因是它們由一個時鐘源控制。在實(shí)際工程中，合并單元不僅僅只有上述兩種情況，常會出現(xiàn)既有本單元直接從采集卡采集的電流電壓信號，還有從另一個合并單元來的信號，如線路合并單元需要引入母線合并單元的電壓信號等，此時兩個合并單元之間必須實(shí)現(xiàn)時鐘同步或數(shù)據(jù)同步。

對于時鐘同步，一般是采用標(biāo)準(zhǔn)時鐘源通過串行時間碼 IRIG-B（Inter Range Instrumentation Group）或IEEE-1588網(wǎng)絡(luò)強(qiáng)制合并單元的內(nèi)部時鐘與標(biāo)準(zhǔn)時鐘一致，實(shí)現(xiàn)信號的同步采集，它的同步精度及穩(wěn)定性取決于標(biāo)準(zhǔn)時鐘源精度和穩(wěn)定性，對時鐘源要求較高。對于數(shù)據(jù)同步則可以采用插值再采樣同步技術(shù)[1]，實(shí)現(xiàn)電流電壓信號之間的同步，當(dāng)選擇了合理的插值算法后，信號的同步精度及穩(wěn)定性取決于軟件設(shè)計的合理性及合并單元的時鐘穩(wěn)定性，對時鐘源的要求較低，但數(shù)據(jù)同步對信號的傳輸延時穩(wěn)定性要求較高，需采用點(diǎn)對點(diǎn)直連的通訊方式，盡可能地不采用網(wǎng)絡(luò)，因為采用網(wǎng)絡(luò)時信號傳輸延時不固定，信號同步誤差較大。

2.2 保護(hù)和測控設(shè)備電流電壓信號同步

對于單間隔保護(hù)及測控設(shè)備，如線路保護(hù)及測控，如果保護(hù)或測控的電流電壓信號來自一個合并單元，它們的各電流、電壓采集信號之間不需要再進(jìn)行同步處理，因為在合并單元已經(jīng)實(shí)現(xiàn)。如果電流電壓信號來自不同的合并單元，則仍需要進(jìn)行再同步處理，處理方法一般采用插值再采樣同步技術(shù)?？玳g隔母線和變壓器保護(hù)及測控設(shè)備的電流電壓信號一般不會來自一個合并單元，信號之間仍需要同步，同步方法一般也是采用插值再采樣同步。當(dāng)然，不同的設(shè)備生產(chǎn)廠家同步方法可能存在差異，但基本上都是將數(shù)據(jù)同步作為主要同步手段，時鐘同步只作為一種輔助同步手段，以保證時鐘源不可靠時保護(hù)不誤動。

2.3 不同合并單元信號轉(zhuǎn)換延時校正

由于不同間隔合并單元轉(zhuǎn)換電流電壓的轉(zhuǎn)換延時不一致，有的合并單元將電流電壓轉(zhuǎn)換成IEC61850-9-2信號時的轉(zhuǎn)換延時可能是1 000 μs，有的則可能是1 500 μs，那么不同轉(zhuǎn)換延時的信號到達(dá)合并單元或保護(hù)時，勢必會再次出現(xiàn)不同步現(xiàn)象。如某間隔的電流需要同母線電壓間隔的合并單元合并，需要在電流合并單元內(nèi)將電壓合并單元來的電壓進(jìn)行校正，使之與本合并單元的電流同步。又如跨間隔母線差動和變壓器差動保護(hù)需要從不同間隔合并單元采集電流信號進(jìn)行校正。

目前，合并單元及保護(hù)的校正方法基本相同，都是利用采樣值SV（Sampled Value） 數(shù)據(jù)集中所帶的通道延時來識別，并加以校正。每一個合并單元在設(shè)計制造成產(chǎn)品后，它的數(shù)據(jù)采集方法、采集延時已經(jīng)固定，將實(shí)測的該類型合并單元轉(zhuǎn)換延時填入SV數(shù)據(jù)集中的采集延時通道，保護(hù)或合并單元識別到這一延時信息后，將相關(guān)通道信號進(jìn)行滯后或超前處理，即1 000 μs延時信號滯后處理500μs或1 500 μs延時信號超前處理500 μs，實(shí)現(xiàn)相關(guān)信號的同步。對于對端為常規(guī)保護(hù)的線路電流縱差保護(hù)，本端差動保護(hù)須對信號進(jìn)行超前處理，處理后的信號與常規(guī)變電站保持一致，再通過與常規(guī)變電站保護(hù)一樣的方法實(shí)現(xiàn)兩側(cè)信號的同步。

2.4 GOOSE 控制及狀態(tài)信號與相關(guān)SV信號同步

GOOSE信號分為狀態(tài)信號和控制信號，對于狀態(tài)信號，一般情況下是通過智能終端送上來的開關(guān)、刀閘位置信號及反映其他設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)的指示信號，控制信號一般是保護(hù)或測控等裝置送下去的跳閘或操作指令，它們之間以及與相關(guān)SV信號之間也必須實(shí)現(xiàn)同步，但對同步的要求不同于合并單元和保護(hù)、測控設(shè)備對SV信號之間的同步要求，SV信號之間的同步要求是μs級的，誤差100 μs將產(chǎn)生1.8°相角差，將對保護(hù)或測控的測量產(chǎn)生誤差，影響其動作行為，嚴(yán)重時可能造成電網(wǎng)事故。GOOSE信號之間以及它們與相關(guān)SV信號之間的同步要求可以是ms級的，它的同步誤差僅影響保護(hù)測控等設(shè)備的響應(yīng)時間，一般不會造成電網(wǎng)事故。因此，GOOSE信號之間以及它們與相關(guān)SV信號之間的同步可以通過標(biāo)準(zhǔn)時鐘源實(shí)現(xiàn)同步，對時鐘源的要求相對較低，短時時鐘源消失可通過智能設(shè)備自守時功能得以保證。

3 信號同步技術(shù)

3.1 基于外部源的IRIG-B碼硬接線時鐘同步

變電站設(shè)置統(tǒng)一的GPS或北斗標(biāo)準(zhǔn)時鐘源，標(biāo)準(zhǔn)時鐘源輸出精確的秒脈沖給各需要同步的智能設(shè)備，各智能設(shè)備收到秒脈沖后將自身的時鐘強(qiáng)制與標(biāo)準(zhǔn)時鐘源同步，在1 s內(nèi)各智能設(shè)備按自身的晶振守時功能實(shí)現(xiàn)信號的同步采集，在1 s內(nèi)使用高精度、高穩(wěn)定度的晶振，信號誤差是很小的。

3.2 基于IEEE 1588的網(wǎng)絡(luò)時鐘同步

IEEE 1588[3]是用于測量和自動化系統(tǒng)中的高精度網(wǎng)絡(luò)時鐘同步協(xié)議，能夠達(dá)到ns級同步精度。協(xié)議定義的各種類型同步報文均是基于用戶數(shù)據(jù)報協(xié)議和網(wǎng)際協(xié)議UDP/IP（User Datagram Protocol/Internet Protocol）發(fā)送的，尤其適合于在以太網(wǎng)上實(shí)現(xiàn)。IEEE 1588系統(tǒng)包括多個節(jié)點(diǎn)，每個節(jié)點(diǎn)代表一個1588時鐘，時鐘之間通過網(wǎng)絡(luò)相連，并由網(wǎng)絡(luò)中最準(zhǔn)確的時鐘基于報文傳輸?shù)姆绞酵剿衅渌麜r鐘，實(shí)現(xiàn)全網(wǎng)絡(luò)各智能設(shè)備時鐘同步。

3.3 基于插值算法的數(shù)據(jù)同步

由于利用時鐘同步技術(shù)完成各電流電壓信號之間的同步，對時鐘源的要求太高，一旦時鐘源不穩(wěn)定，將有可能引起保護(hù)設(shè)備誤動或拒動，造成電網(wǎng)事故，這是不允許的。因此，在保護(hù)設(shè)備和合并單元的數(shù)據(jù)采集環(huán)節(jié)多采用了插值算法，實(shí)現(xiàn)各相關(guān)信號的數(shù)據(jù)同步，確保在時鐘源不穩(wěn)定時保護(hù)動作行為正確。

插值算法的基本原理就是利用已采集到的不一定同步的采樣點(diǎn)數(shù)據(jù)，通過函數(shù)在有限點(diǎn)處的取值狀況估算出該函數(shù)在同步點(diǎn)值的一種數(shù)據(jù)同步方法。如圖1所示，假定f（X1）和f（X2）為需要進(jìn)行數(shù)據(jù)同步的2個函數(shù)（信號），X11、X12、X13為函數(shù)f（X1）鄰近的3個采樣點(diǎn)，X21、X22、X23為函數(shù)f（X2）臨近的3個采樣點(diǎn)，插值算法就是利用鄰近的采樣點(diǎn)，通過線性Lagrange[2、4]（或其他方法）方法估算出t時刻兩個函數(shù)的值（采樣值），實(shí)現(xiàn)兩個信號的數(shù)據(jù)同步。

圖1 插值再采樣算法示意圖

由于插值再采樣算法中需要用到兩相鄰間隔（如t12至t13間隔）時間值，所以，插值再采樣要求采樣值必須等間隔傳輸，否則插值算法會導(dǎo)致信號畸變。為保證采樣值等間隔傳輸，最好采用點(diǎn)對點(diǎn)傳輸或簡化網(wǎng)絡(luò)傳輸，以減少網(wǎng)絡(luò)不確定延遲誤差。智能變電站繼電保護(hù)技術(shù)規(guī)范Q/GDW 441—2010要求報文的發(fā)送、傳輸和接收處理的延時抖動不得超過10μs。

4 故障錄波信號的同步技術(shù)的思考

目前，在建或已建成智能變電站故障信號的錄波多采用網(wǎng)絡(luò)方式，采用點(diǎn)對點(diǎn)采集錄波信號的較少，當(dāng)采用全站或某一電壓等級的網(wǎng)絡(luò)錄波方式時，各信號之間的同步將出現(xiàn)一個新的問題，即網(wǎng)絡(luò)的傳輸延時不固定問題，雖然全站各智能設(shè)備都進(jìn)行了時鐘同步處理，各設(shè)備的時鐘源均為一個時鐘，但經(jīng)過網(wǎng)絡(luò)傳輸后，由于網(wǎng)絡(luò)的傳輸延時不固定，故障錄波器記錄下的各信號之間將產(chǎn)生一定的時間誤差。如1臺錄波器記錄的1個元件的SV信號和GOOSE信號來自兩個網(wǎng)絡(luò)，SV信號和GOOSE信號之間必然產(chǎn)生時間誤差，即便是SV信號和GOOSE信號來自同一個網(wǎng)絡(luò)，由于這兩個信號的傳輸機(jī)制不一致，也必然會產(chǎn)生時間誤差。從而造成保護(hù)記錄的故障錄波圖與故障錄波器記錄的同一事件的故障錄波圖出現(xiàn)不一致的情況，給日后事故分析帶來麻煩，這一點(diǎn)必須有一個正確的認(rèn)識。

故障錄器需要打印或顯示故障錄波波形時，目前波形時標(biāo)對齊方法有如下幾種。

a）讀取記錄數(shù)據(jù)（SV和GOOSE）信號標(biāo)準(zhǔn)時標(biāo)，采用波形信號時標(biāo)對齊顯示或打印的方法校正由于網(wǎng)絡(luò)傳輸延時帶來的時間誤差。

b）故障錄器記錄數(shù)據(jù)（SV和GOOSE） 到達(dá)錄波器的時刻，以故障錄波器錄波記錄時刻對齊波形數(shù)據(jù)。

c）上述兩種時標(biāo)對齊方法都采用，即在一張錄波圖中同時標(biāo)注兩個時標(biāo)，以便于事故分析。

由于智能變電站故障錄波方式的變化，所以選用故障錄波器型號及功能時應(yīng)特別注意，最好能選用在一張錄波圖中同時標(biāo)注兩個時標(biāo)的故障波器。另外，在進(jìn)行事故分析以前必須先了解錄波圖的時標(biāo)對齊方式，以免造成分析偏差。

5 結(jié)束語

目前，各設(shè)備制造廠家對智能變電站信號同步技術(shù)都已經(jīng)基本掌握，處理方法大同小異。在實(shí)際工程中，運(yùn)行維護(hù)和調(diào)試單位必須對信號同步問題有一個全面的認(rèn)識，一方面督促各設(shè)備廠家做好智能變電站內(nèi)信號的同步工作，另一方面在運(yùn)行過程中注意防范信號失步風(fēng)險，提高智能變電站安全運(yùn)行水平。

［1］ 郭樂，潘濟(jì)猛，盧家力，等.插值算法在智能變電站中的應(yīng)用［J］.電力自動化設(shè)備，2010，30（10）：103-105.

［2］ 周斌，魯國剛，黃國方，等.基于線性Lagrange插值法的變電站IED采樣值接口方法［J］.電力系統(tǒng)自動化，2007，31（3）：86-90.

［3］ 胡國，唐成虹，徐子安，等.數(shù)字化變電站新型合并單元的研制［J］.電力系統(tǒng)自動化，2010，34（24）：51-54.

［4］ 周斌，沈健，張何，等.一種新型變電站智能設(shè)備采樣值接口方案［J］.電網(wǎng)技術(shù)，2006，30（增）：398-401.