基于组网的智能变电站采样同步问题探讨

高红亮+陶文伟+刘东超+付艳兰+陈志刚

摘 要：智能变电站中，为了减少投资，提高数据共享，会采用网络采样方式，但是网络中的电压电流信息需要保持同步，以便实现类似差动和距离保护的功能。在智能站过程层网络化后，各种差动保护（如不出站的母线差动保护、主变差动保护，出站的线路差动保护）、单端量的距离保护与功率测量、合并单元、PMU、故障录波器等二次设备对采样同步提出了更新、更高的要求。所以在网络采样方式下，保护的性能依赖于对时系统。分析了目前的同步采样技术的机制，研究了由于同步信号异常可能导致的问题，最后提出了几种解决方案。

关键词：合并单元；同步；对时；延时可测

中图分类号：TM769 文献标志码：A

Sampling Synchronization Strategy in Intelligent Substation Based on Network Sampling

GAO Hong-liang1，TAO Wen-wei1，LIU Dong-chao2，FU Yan-lan3，CHEN Zhi-gang2

（1.Power Dispatching and Control Center of China Southern Power Grid，Guangzhou，Guangdong 510663，China；

2.NR Electric Co.，Ltd，Nanjing，Jiangsu 211100，China；

3.Power Dispatching and Control Center of Hainan Power Grid，Haikou，Hainan 570203，China）

Abstract：

In smart substations， in order to reduce investment and improve data sharing， network sampling is adopted， but the voltage and current information in the network needs to be synchronized in order to achieve functions like differential and distance protection.After the intelligent station process layer networking， various differential protection （such as not out of the substation differential protection， differential protection of the main transformer， outbound line differential protection）， single-ended distance protection and power measurement， merging secondary devices such as PMU and fault recorder are newer and higher in sampling synchronization， so the performance of protection depends on time synchronization system in network sampling mode.This paper analyzes the current mechanism of synchronous sampling， Analyzed the problem that may be caused by the abnormality of the synchronization signal， and finally proposed several solutions.

Key words：merging unit；sampling synchronization；measured time delay

1 引 言

智能變电站在过程层上与传统变电站的差别很大。通常来说，智能变电站包括合并单元、智能终端和交换机，保护通过网络采集合并单元的数字采样值。常规变电站则只有常规互感器和控保设备，常规互感器和控保之间，以及控保设备之间的电缆在智能站被取消，采用数字化信号传输，所以采用光纤代替电缆。保护测控等设备由常规的模拟量采样，变成了数字化采样，原来保护内部的采样环节转变为合并单元实现[1-2]。

智能变电站中，保护和控制设备需要采集多个交流量信息，所有这些信息都需要严格同步以实现相应功能[3]。因此智能站过程层数字化后，各种差动保护（如不出站的母线差动保护、主变差动保护，出站的线路差动保护）、距离保护与功率测量、合并单元、PMU、故障录波器等二次设备对采样同步提出了更新、更高的要求。

在实际工程应用中，保护控制所要求的同步一般要求同步精度小于4 μs，而作为自动化的SOE时间的对时精度要求一般小于1 ms[4]。对于保护要求的同步精度小于4 μs，一般指合并单元输出的组网的数据，时标精度与PPS的精度要小于4 μs。而自动化要求的SOE精度小于1 ms，指的是报文的记录时间，这个指标指的是装置的报文要能够区分1 ms的事件。本文主要讨论的是同步，指的是采样同步的技术及其实现方法，而不是SOE的对时精度。当然，为简化二次回路的接线复杂度，实际的智能变电站，往往将采样同步信号和对时信号合并，作为统一的一个时钟源。比如电力系统二次控保设备常用的IRIG-B码实现对时和同步，B码以编码的方式提供时间信息，码流里面包含了整秒绝对时间信息和秒起始时刻，其时间同步准确度优于1 μs[5]，只要被对时设备能够实时解码，完全能够满足智能变电站过程层设备的同步与对时要求。然而，由于采样同步是一个相对的时间概念，而这种以对时信号作为基准的同步方式依赖于时钟源的稳定输出，因此需要智能站过程层设备在时钟源异常的情况下做严密的措施，以保证既不会因失步导致保护误动，也不会闭锁无关的保护功能。endprint

2 同步技术现状

2.1 装置内部同步技术

1）图1是传统微机型装置的采样示意图。在传统微机型保护装置中，DSP系统通过定时中断，触发AD芯片的转换信号，开始同一时刻的采样，一般AD芯片内会有采样保持回路的。触发保持后，由DSP以此读取各个AD的转换后的采样数据。通过同一个转换信号，保证装置中的采样数据是同一时刻的数据。

2）此外，采样数据的同步不仅仅由DSP发出的同一锁存脉冲决定[6]，采样回路中CT、PT模块自身也会产生相移。但CT、PT相移差值不大，所以可以认为传统继电保护装置的采样数据是同步的。

3）线路纵差保护、分布式母线保护（多IED）也采用内同步的技术，其实现机制与传统保护装置的采样有相似性。以多IED主从同步方式为例，由于主从IED间中断存在一定的偏差，从IED可以通过调节采样中断来实现与主IED的同步，如图2。

2.2 装置外部同步技术

随着智能化变电站发展，内同步方式已经无法满足智能站内多类型、跨系统设备之间的采样同步需要，出现了以时钟同步装置为基准的外同步方式，时钟同步设备同时提供同步与对时功能。

以MU同步为例，时钟同步设备给所有MU提供硬件同步脉冲，脉冲上升沿的时刻为MU的采样时刻[7]。互感器及其他硬件电路的固定延时由MU通过插值的方法补偿，如图3。

2.3 插值同步

为了满足测量等应用要求，合并单元输出的数据采樣率一般设置为4 kHz[8]，而传统微机保护装置的采样频率一般为1.2 kHz。因此，数字化保护设备需要通过插值同步方式将采样率由4 kHz变换为1.2 kHz。插值同步方式广泛应用于数据同步及采样率转换。

当采用采样点对点方式时，由于光纤传输延时可以忽略，所以在控保设备接收合并单元数据传输时间就不会发生变化，为某一确定的固定延时。控保设备通过FPGA芯片可以准确的标记采样数据的到达时刻。通过硬件标记的报文到达时刻和互感器传过来的报文额定延时，就可以计算出报文的真正采样时刻。这样就完成了标记所有报文的真实采样时刻，在通过插值算法，可以插值到任意时刻的数据，插值后的数据，完成了数据的同步。数据同步方法如图4所示。

采用此种数据同步方式时，通过物理点对点连接，硬件标记到达时刻，进而得到报文真实采样时刻，通过插值完成数据的同步。整个分析过程，不依赖于外部时钟源，因而其可靠性很高。

当数据传输采用组网模式，多了一个交换机环节，交换机为存储转发机制，其报文的驻留时间是变化的，所以控保设备和合并单元之间的数据传输延时是实时变化的，即使控保设备可以准确标记报文的到达时刻，也无法准确的计算出数据的采集时刻[9]。所以在这种数据传输方式下，必须在发送端即合并单元中完成采样数据的同步。

此时，组网方式下，只能通过外部时钟源的方式，对合并单元中的采样数据进行编号（样本计数器），当同一时钟源正常工作时，同一样本计数器所对应的采样数据是同一时刻采样的。控保设备在接收到不同合并单元的数据后，忽略数据到达的真实时刻，将所有样本计数器相同的数据放在同一时刻进行处理。数据同步方法如图5所示。

通过以上的分析，采用组网交换机后，虽然提高了数据的共享，但是也造成了数据的失步，必须依赖外部时钟源完成源端的采样控制。但由于采样同步需要依赖外部的同一同步源，可靠性下降，当外部同步脉冲丢失后，全站合并单元之间的采样数据将失去同步从而造成很大影响。

3 外部信号同步存在的风险

3.1 时钟信号跳变

变电站内时钟同步设备一般有多个时钟源，比如北斗和GPS。由于受到电磁干扰、天气等因素影响，变电站中的主时钟卫星信号在某些情况下存在短时丢失的可能性，此时会发生时钟源切换，如果对时装置处理不合理可能会出现时钟源跳变或时钟源相移的情况，如图6所示。采用独立于卫星信号的站内统一时钟时，时钟源复位也会造成同步信号相移。

时钟源发生跳变或相移时，合并单元或保护装置如果不针对采样同步脉冲做处理，会使最终保护计算收到错误的采样数据，从而可能导致保护误动作。因此在时钟同步信号异常的情况下，一方面在条件允许的前提下，合并单元需要更长时间的等间隔的同步采样数据，以减少对保护等设备的影响，为保证MU输出数据的等间隔性，失步到同步的瞬间，允许采样数据的样本计数器不连续；而另一方面必须防止所谓的“假同步”，即因各MU同步信号跟踪策略的差别导致“各MU发出的采样数据均置同步品质，但各MU的采样数据实际上处于不同步状态”，下文将对此做细致分析。

3.2 假同步

3.2.1 MU失步到同步过程

对于MU装置，时钟信号异常主要分两种情况：一是从无到有，即合并单元由于时钟信号扩展设备重新上电或是同步光纤连接恢复导致时钟脉冲从无到有；另一种情况是时钟跳变，即时钟装置跟踪卫星信号，导致合并单元接收到的时钟信号发生了跳变，即相位变化。在这些情况下，MU必须合理处理同步信号，以保证输出的采样数据的等间隔性，尽可能减少对保护的影响。

点对点方式下保护设备对数据的要求是等间隔。需要保证合并单元在同步脉冲从无到有或发生跳变，即相位变化时，采样数据需要等间隔采样和发送，其发送的离散不超过10μs。同时为保证合并单元尽快的与主时钟同步，需要调整采样中断，逐步逼近真实的秒脉冲，在完成同步后，允许调整完毕瞬间（即从失步到同步瞬间）样本计数器跳到0值。

合并单元需按照以下步骤，保证快速跟踪主时钟信号的同时，保证数据的等间隔采样和发送（如图7所示）：

1）判断收到同步信号（比如IRIG-B信号）的有效性，即确定收到的时钟信号确实是精确等间隔秒的有效信号；

2）补偿原主时钟信号与卫星时钟信号的时间差。把这个插值平均到每个采样间隔的上，保证某一个采样间隔与主时钟的秒脉冲沿为同一时刻。；endprint

3）在下一个秒脉冲时刻，即采样间隔与秒脉冲对齐的时刻，将样本计数器清零，同时置同步位。

合并单元按照上述步骤处理，可以完成时钟发生跳变时的同步输出，采样数据的等间隔输出。在时钟信号发生跳变即相位偏移时，合并单元逐步调整采样时刻，逐步逼近秒脉冲，由于调整的采样间隔变化非常小，一般小于1 μs，所以输出的采样数据为等间隔输出，在调整过程中，数据同步时钟有效。在下一个秒脉冲时刻（即步骤3），通过样本计数器清零表征此时完成了同步的切换。

不同厂家在上述环节的处理细节上的不同，可能会导致误同步状态。比如A厂家的合并单元检测秒脉冲的有效性的门槛为2 s时间，用了3 s完成了时钟同步，即整个跟踪用了5 s的时间；而B厂家的合并单元检测秒脉冲的有效性的门槛为3 s时间，用了4 s完成了时钟同步，即整个跟踪用了6 s时间；那么当时钟跳变后的第5秒A厂家合并单元输出同步信号，而B厂家MU仍按原主时钟信号提供样本计数器，导致各MU输出数据事实上的不同步。

3.2.2 跟踪时钟信号

合并单元发送的数据要保证秒脉冲时刻采样序号为0，所以需要快速跟踪时钟信号。合并单元内部虚拟的时钟信号要时刻与真实的时钟信号重合，但实际上由于时序关系，不能完全重合，所以合并单元需要补充这个差值，通过逐步调整采样中断，使得下一秒的秒脉冲正好对应到采样间隔上，如图9所示。

对于采样率为4 K的MU，由于需要调整采样中断，所以最多只需要半个间隔就可以找到秒脉冲的对应时刻，即需要调整125 μs的采样间隔。假设每个采样点补偿0.5 μs只需250个采样点即可保证在采样间隔级别与卫星时钟信号拉入同步。因此采样时刻跟踪最大时间为62.5 ms（250*250 μs）。

3.2.3 时钟同步装置的失步再同步

主钟卫星信号从无到有情况下，如果主钟与卫星信号的时间误差小于1 ms，主钟的输出信号应平滑过渡到卫星信号，每秒时间间隔调整范围小于10 μs；如果时间误差大于或等于1 ms，主钟输出应快速跟踪到卫星信号[2]。之所以提出1 ms边界的不同处理方法原因在于，一方面主时钟的守时能力应该较强，电力行业标准要求主时钟的守时能力应优于55 μs /h[3]，误差累计到1 ms需要近20小时，所以采用这个策略可以保证卫星信号不好的变电站也不会因主时钟信号的频繁跳变影响保护设备。最恶略的情况下出现小于1 ms的时间误差，也可在1-2分钟内快速地从原主时钟信号平滑调整到卫星时钟信号。假设输出秒脉冲最大调整10 μs，主时钟与卫星时间偏差500 ms情况下，样本计数器跟踪最大时间达到13 h，因此，此时需要通过样本计数器重置来迅速完成样本计数的同步。

4 解决思路

因为站内过程层同步仅需要有一个站的基准就行，不需要卫星的绝对时钟信号，而对于站内的同步系统来说，卫星时钟信号跳变反而是个坏事。理论上来说，过程层同步系统的时钟源采用就地时钟（不接卫星天线）可以消除卫星信号不稳定性对同步的影响[8]，但带来的问题是：

1）智能变电站需要设置两套时间系统，一套系统用于接收卫星信号，用于对时；而另外一套仅采用地面钟，用户站内设备的同步；

2）同步时钟源复位仍将产生信号源的相移等问题；

3）间隔层设备需要两个接口，一个为SOE提供时标的对时接口，一个用于过程层同步的同步接口；

4）IEEE1588对时方式解决了站间时间同步信号传输链路的问题，但不能解决时钟源问题。

因此要根本解决组网方式下的同步问题，根本思路是要开发不依赖于外部同步時钟的采样同步技术。

为解决数据共享的问题，各厂家提出了用交换机解决此问题的方案。下面分析比较近两年提出的几种具有代表性的解决思路的优缺点和存在的问题。

4.1 千兆交换机方案探讨

智能变电站的过程层交换机均为百兆交换机，只有站控层的级联口采用千兆口。过程层交换机由于传输延时太长且延时不固定，因此其无法满足点对点方式下SV数据的传输要求。采用千兆以太网交换机后传输延时基本可以忽略，SV独立组网的情况下，一帧大小为260 byte的24通道SV数据包传输延时约为2 μs。

对于母差保护等采样间隔数较多的保护装置，当单网口接入的间隔较多时，会造成采样间隔的抖动增大，影响保护计算精度。另外，由于目前智能站二次设备均为百兆端口，无法与千兆交换机对接，且千兆交换机配套的光纤模块和PHY芯片相对百兆交换机较贵，增加了变电站建设的成本。

4.2 延时固定交换机

如图10所示。固定延时交换机是在等待1个或多个周期接收到各个MU数据后，再对接收的SV报文进行排序处理，在下一个中断时刻按固定的顺序发送SV数据。先不论此种交换机与传统的标准的交换机的存储转发机制已大相径庭，单就同步的可靠性而言，此方案一方面可能造成延时增加，另一方面，当多MU之间相互失步后将造成处理困难，甚至无法进行等间隔地发送数据。此外，固定延时交换机也会造成SV级联困难以及与其他应用报文共网处理困难。

4.3 延时可测交换机

延时可测交换机，就是交换机能够准确记录报文的驻留时间，把报文驻留时间，填入SV报文的两个保留字段Reserved1、Reserved2。级联情况下，读取原有的Reserverd字段，并且加上本交换机的驻留时间作为总体的驻留时间，作为总的延时，此种方式适合多级级联。如图11所示。

此方案要求交换机实现数据传输路由延时测量，并读取原有报文的延时，加入本次延时，写入SV报文中的Reserved字段中，所以交换机是专用交换机。从技术实现角度看，可以采用FPGA标记SV数据到达时刻，此技术在控保设备的中已经使用，属于成熟的技术。本身交换机是不需要解包的，延时可测交换机需要解包找到对应的Reserved时刻。endprint

延时可测交换机依赖于各个MU的SV报文独立延时时标，与MU是否同步无关，因此可靠性更高。另外多类应用报文共网时不影响延时计算精度且SV级联不受影响。

缺点在于需要修订SV报文的以太网帧结构，与标准协议不兼容；同时延时离散，需要SV接收设备实时补偿。

5 结 语

智能变电站采样同步的可靠性取决于时间参考系的可靠性，当保护、控制采样同步算法依赖GPS等外部信号进行同步时存在诸多不可靠因素。目前技术条件下，对于智能变电站网采条件下的同步方案，采用基于交换机延时可测的方案可以有效的解决链路延时不可测量的问题，不依赖外部时钟，比较可靠。虽然站间采样同步有需求，但基于传输网的采样同步技术还需进一步研究。

参考文献

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