IEEE1588對時系統在金南智能變電站的實現

劉海峰，林海鷹，歐陽帆，趙永生

(1． 湖南省電力公司科學研究院，湖南 長沙410007;2． 上海思弘瑞電力控制技術有限公司，上海201108)

在常規綜合自動化變電站中，電流和電壓基于模擬量信號傳輸，裝置的采樣基于中斷機制實現，傳輸的鏈路延時可以忽略不計，數據具有天然同步性，時鐘同步技術主要用于為各個裝置提供統一的運行時鐘，從而為電力系統中SOE 記錄、故障錄波、保護動作記錄提供精確的同步數據。但智能變電站以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求〔1〕，裝置采用分散式采樣，全站的信息數據均是以數字信號的形式通過網絡實現交互，也不能夠忽略傳輸鏈路延時，這就需要各個智能裝置在一個統一的時間基準上運行，從而實現數據的同步。

IEC 61850 通訊協議實現了智能變電站中的數字通信和數據共享，由合并單元實現對各個間隔數據的分散采樣，而間隔層設備往往對應著多個合并單元，采集多個間隔的數據，再進行數據的整合計算。目前智能變電站主要有網絡采樣和點對點光纖直連2 種組網方式，其中網絡采樣依賴于外部絕對時鐘同步數據，而直采的方式主要依賴于裝置插值采樣同步，但不論采用那種方式，都要依賴于時鐘同步技術。特別是像線路差動保護、母線差動保護和變壓器縱差保護等需要多端數據配合的保護設備，更需要精確的時鐘同步，以防止保護誤動。Q/GDW－2010 《智能變電站合并單元技術規范》規定，采樣的同步誤差應不大于± 1 μs，這樣才能滿足關口計量對于數據同步精度的要求。可見，高精度的網絡時鐘同步對保證電力系統通信網絡的安全運行具有重要的意義〔2－4〕。

目前智能變電站間隔層和過程層裝置主要采用IRIG-B 碼和1 pps 秒脈沖對時方式，對時精度在us級，站控層主要采用SNTP 對時方式，對時精度在ms 級。文中介紹了IEEE 1588V2 精確時鐘對時方式，這種對時方式已成功應用于湖南長沙110 kV金南變變電站，使整個系統的對時精度達到ns 級，系統中的各智能裝置能完全同步。

1 金南變組網方案

圖1 金南變系統網絡結構圖

金南變按無人值班運行方式設計。變電站自動化系統采用開放式分層分布式系統(見圖1)，由站控層、間隔層和過程層組成。采用了三層一網、四網合一的組網方案，即全站采用光纖環形以太網，3 層設備共用1 層網絡，過程層設備接入變電站網絡，網絡上傳輸的信息有SV，GOOSE，IEEE1588，MMS。

站控層包括主機兼操作員工作站、遠動通信裝置、網絡通信記錄裝置、站域控制裝置等;間隔層包括各測控裝置、保護裝置等;過程層包括智能組件(含智能單元、合并單元功能等)。

變電站自動化系統統一組網，信息共享，通信規約采用DL/T860 或IEC 61850 標準。變電站內信息具有共享性和唯一性，保護故障信息、遠動信息不重復采集。

110kV，10 kV 就地設備采用集成“合并單元、智能單元、保護、測控”功能的一體化智能組件，就地一體化布置，110 kV 就地設備的智能組件布置在GIS 智能控制柜內，10 kV 就地設備的智能組件分散在相應的開關柜上。

主變非電量保護由配置在就地的本體智能組件實現，采集主變中性點電流、油溫等信號，實現非電量保護功能，包括主變中性點接地刀、主變有載調壓分接頭位置、風冷等的控制;主變本體智能組件的跳閘出口接點直接通過電纜至主變各側智能組件的操作回路實現。主變本體智能組件布置在主變本體智能柜上。

各間隔的智能設備實現“間隔”功能自治，保護直接采樣，保護功能不依賴于網絡。

網絡記錄分析裝置兼具全站故障錄波功能，功能合二為一。

配置1 套站域控制裝置，具備110 kV 備自投和10 kV 低頻/低壓減載功能。

110kV 合并單元具備電壓、電流同步功能，同步后的數據上傳智能電表作為和對側線路關口計量比對用。10 kV 線路計量單元作為智能組件的一部分，不單獨配置計量裝置，由10 kV 智能組件完成計量功能。遠動工作站兼計量信息采集功能，將10 kV 計量信息轉發給電量采集系統。

全站配置一套公用的時間同步系統，采用IEEE 1588 網絡方式對時。

2 站內IEEE1588 對時方案

智能變電站內常見的對時方式有3 種，即SNTP 對時，IRIG-B 對時和脈沖對時。近幾年開始引入IEEE 1588，但尚沒有工程應用。IEEE 1588的全稱是網絡測量和控制系統的精密時鐘同步協議標準，IEEE1588v1 精度可以達到亞mS 級，IEEEv2精度可以達到nS 級。IEEE1588v2 對IEEE1588v1進行了改進，提高了同步精度，加入了故障容限，滿足冗余和安全的保障功能，并引入邊界時鐘和透傳時鐘2 種新的時鐘類型。通過主從設備間傳遞PTP 消息包，從時鐘計算時間和頻率偏移，實現與主時鐘的頻率和時間的同步〔5〕。

IEEE 1588 時鐘具有邊界時鐘(OC)和透明時鐘(TC)2 種方式。透明時鐘具有多個端口，但它只能用來轉發PTP 報文，并提供消息駐留時間、不對稱延時、平均鏈路時延的修正，其端口既不能作為授時設備為其他設備授時，也不能同步于其他主設備。邊界時鐘對上作為從鐘進行對時，對下作為主鐘，為其他被對時設備提供時鐘源信號。

站控層的MMS 服務在對時精度要求不高的情況下，可以考慮采用SNTP 對時。間隔層和過程層的保護跳閘、斷路器位置、聯鎖信息等實時性要求高的數據傳輸采用GOOSE 服務，過程層傳輸采樣值信息和跳閘信息，需要達到μs 級的同步精度。考慮到對時精度要求較高以及IED 設備之間通訊數據快速且高效可靠，采用IEEE 1588 進行同步對時將更加精確。

金南變作為國家電網公司第一批試點站之一，在組網方案上進行了大膽的嘗試和革新，并率先在工程應用中引入了IEEE 1588 對時方式。全站采用三層一網、四網合一的組網模式，即站控層、間隔層和過程層共享一層物理網絡，SV，GOOSE，IEEE 1588，MMS 共網傳輸。這樣不需要單獨組建IRIG-B 的對時網絡，而是利用現有網絡實現全站設備時間精確同步。具體配置如下:

1)時鐘源采用符合電力系統相關標準的傳統電力GPS，具備GPS 和北斗2 種授時方式。該時鐘源可以提供IRIG-B，PPS，PPM，RS－232/422/485 等幾種接口方式，本站將其輸出的IRIG-B 時鐘信息接入間隔層帶IEEE 1588 主鐘功能的RSG2288 交換機，作為IEEE 1588 交換機的輸入時鐘基準源。

2)間隔層配置2 臺具有IEEE 1588 對時功能的光纖接口交換機，交換機1 做主鐘，通過IRIGB 碼方式與GPS 進行對時。然后該交換機作為IEEE 1588 對時的主鐘，通過各交換端口向全網廣播IEEE 1588 對時報文，給掛在交換口上的主變保護測控裝置、內橋智能組件、進線智能組件等裝置對時。交換機2 為peer-to-peer 透明鐘，透明轉發交換機1 的IEEE 1588 對時報文，給掛在交換口上的內橋、進線、母線PT 智能組件等裝置對時。

3)10kV 設備區配置普通電口交換機，完成信息傳輸。由于該交換機口上掛接的10 kV TV，10 kV 出線、電容器、接地變智能組件等裝置無需傳輸同步采樣值，其同步精度僅需達到mS 級即可，通過普通交換機對時誤差在數uS 級，完全可以滿足要求。而內橋智能組件、進線智能組件、母線TV 智能組件等需要采樣同步的智能組件，則直接通過間隔層IEEE 1588 交換機進行同步對時，可達到ns 級精度。

4)站控層配置帶有光口及電口的普通交換機，后臺主機、站域控制裝置、故障錄波裝置、公用測控裝置等均采用IEEE 1588 軟報文對時，對時誤差在uS 級，可以滿足mS 級對時精度要求。

5)主變保護測控裝置的過程層網口與10 kV進線、主變本體智能組件等裝置通過點對點光纖連接。主變保護測控裝置內部是通過FPGA 來實現IEEE 1588 邊界時鐘的功能，其相對于間隔層IEEE 1588 交換機主鐘而言是從鐘，相對于智能組件而言是主鐘。間隔層裝置上電后從RTC 獲取時鐘信息作為當前的軟時鐘，FPGA 完成IEEE 1588 報文交互獲得精確時間后將解出的時間信息送給CPU，CPU 將該信息轉換為UTC 時間，供系統打時標用。在一定時間間隔后，CPU 用同步的時間刷新RTC。FPGA 將站控層網口作為從IEEE 1588 接收間隔層IEEE 1588 主鐘交換機發過來的IEEE 1588 對時報文，將過程層2 個網口作為主IEEE 1588，發送對時報文給智能組件。間隔層主變保護測控裝置的對時示意圖如圖2 所示。

圖2 間隔層保護測控裝置對時示意圖

采用以上配置，過程層、變電站層以及間隔層設備只作為對時網絡的末節點(除主變保護測控裝置在內部實現了BC 功能)，扮演從時鐘的角色。整個通信網絡僅用了4 臺交換機組成環網，即完成了站內3 層網絡所有設備的互聯。網絡中的交換機根據需要扮演了OC，TC 及普通交換機等不同角色，共同參與了整個對時過程，通過總線環網將全站智能設備統一到與主時鐘同步。

這樣配置簡化了系統網絡結構，使智能變電站對時網絡的層次清晰、功能明確。過程層網絡、間隔層網絡及站級網絡都采用IEEE 1588 進行高精度對時，使全站設備都能實現高精度的時間同步。

3 站內IEEE 1588 對時性能測試

3.1 IEEE 1588 報文交互測試

主要目的是測試被測裝置進行IEEE 1588 對時報文交互時是否符合協議規范，可采用PC 機通過抓包軟件進行抓包測試。測試方法如圖3 所示。

圖3 IEEE 1588 報文交互測試方法

IEEE 1588 交換機與裝置之間對時同步采用的是延時請求－響應機制，用到Sync，Delay_Req，Delay_Resp(Follow_Up 可選)消息。將被測裝置與交換機相連的端口進行鏡像，PC 機通過鏡像口可以查看交換機與被測裝置之間的交互報文。

消息交換過程如下:

1)Master 發送Sync 消息，記下該消息的本地發送時間t1。

2)Slave 接收到Sync 消息，并記下其接收到該消息的本地時間t2。

3)Master 有2 種方式告訴Slave 該Sync 消息的發送時間t1。

將t1時間嵌入到Sync 消息中，這需要某種硬件處理以獲得高精度。

在后續的Follow_Up 消息中發送。

4)Slave 發送Delay_Req 消息往Master，并記下發送時間t3。

5)Master 接收到Delay_Req，并記下該消息到達時間t4。

6)Master 發送Delay_Resp 消息告知Slave t4。

利用這4 個時間可以算出Master 和Slave 之間的時鐘差值，前提是鏈路是對稱的，即發送和接收延時一樣。計算公式為:

IEEE 1588 交換機主鐘和透明鐘之間采用peer延時機制，在支持peer-to-peer 路徑更正的時鐘中測量鏈路傳輸延遲，用到Pdelay_Req，Pdelay_Resp(Pdelay_Resp_Follow_Up 可選)消息。將2個交換機之間的接口進行鏡像，PC 機通過鏡像口可以查看主鐘和透明鐘之間的交互報文。

這里沒有主從之分，交互過程如下:

1)PORT1 發送一個Pdelay_Req 消息，并記下該時間t1。

2)PORT2 收到Pdelay_Req 消息，記下接收時間t2，然后返回一個Pdelay_Resp 消息，記下該消息的發送時間t3(收到消息到發送消息的時間間隔要盡可能的短以減小由于2 個端口之間的頻率偏移引起的誤差)

3)然后PORT2 可以:

在Pdelay_Resp 中返回t2和t3的差值。

在Pdelay_Resp_Follow_Up 消息中返回t2和t3的差值。

4)在Pdelay_Resp 和Pdelay_Resp_Follow_Up消息中分別返回t2和t3。

5)PORT1 收到Pdelay_Resp 后，記下時間t4。利用這4 個時間可以計算平均鏈路延時〔6〕。

3.2 IEEE 1588 對時精度測試

主要目的是測試系統中任一智能裝置經過IEEE 1588 對時后所能達到的同步精度。測試方法如圖4 所示。

圖4 裝置對時精度測試

用雙蹤示波器同時測量GPS 對時裝置輸出的秒脈沖及被測裝置輸出的秒脈沖，將測量結果進行比較，可以精確地測出兩者之間的誤差。實測誤差結果為190 ns。

4 結語

長沙金南110 kV 智能變電站IEEE 1588 對時方式除了對時精度在ns 級之外，最大的優勢在于可以共享站內的通訊網絡，無需組建單獨的對時網絡，從而可以大大簡化網絡結構，減少設備資源。尤其在站與站之間需要進行遠距離精確對時的時候，由于其能夠修正鏈路延時，將具有獨特的優勢。

〔1〕國家能源局． Q/GDW 383－2009 智能變電站技術導則〔S〕．北京:中國電力出版社，2010，9．

〔2〕趙上林，胡敏強，竇曉波，等． 基于IEEE 1588 的數字化變電站時鐘同步技術研究〔J〕. 電網技術，2008，32(21):97-102.

〔3〕汪祺航，黃偉，吳在軍，等． 基于IEEE 1588 標準的變電站同步網絡的研究〔J〕. 江蘇電機工程，2010(01):51-54.

〔4〕魏偉，李揚，陳芳． 電力骨干通信網時間同步系統〔J〕. 電力系統通信，2011，32(1):10-15.

〔5〕殷志良，劉萬順，楊奇遜，等． 基于IEEE 1588 實現變電站過程總線采樣值同步新技術〔J〕. 電力系統自動化，2005，29(13):60-63.

〔6〕IEEE 1588． Standard for a Precision Clock Synchro-nization Protocol for Networked Measurement and Control Systems〔S〕，2008．