智能變電站采樣同步中隱含的風險

　　在智能變電站中，通常采用網絡采樣方式，減少投資，提高數據共享。但是網絡中的電壓電流信息要時刻保持同步，從而實現距離保護的功能。在智能變電站過程中，需要經過網絡化，各種差動保護，單端量的距離保護與功率測量，合并單元，PMU，故障錄波器等這些設備對采樣同步也提出了創新、更高的要求。因此在網絡采樣方式下，設備保護的功能依賴于對時系統。本文分析了目前的同步采樣技術的相關機制，發現同步信號異?？赡墚a生的問題，最后提出了幾種相應的解決方案。

　　關鍵詞：合并單元,同步,對時,延時可測

　　1 引 言

　　智能變電站在過程層上與傳統變電站的差別很大。通常來說，智能變電站包括合并單元、智能終端和交換機，保護通過網絡采集合并單元的數字采樣值。常規變電站則只有常規互感器和控保設備，常規互感器和控保之間，以及控保設備之間的電纜在智能站被取消，采用數字化信號傳輸，所以采用光纖代替電纜。保護測控等設備由常規的模擬量采樣，變成了數字化采樣，原來保護內部的采樣環節轉變為合并單元實現。

　　智能變電站中，保護和控制設備需要采集多個交流量信息，所有這些信息都需要嚴格同步以實現相應功能。因此智能站過程層數字化后，各種差動保護(如不出站的母線差動保護、主變差動保護，出站的線路差動保護)、距離保護與功率測量、合并單元、PMU、故障錄波器等二次設備對采樣同步提出了更新、更高的要求。

　　在實際工程應用中，保護控制所要求的同步一般要求同步精度小于4 μs，而作為自動化的SOE時間的對時精度要求一般小于1 ms[4]。對于保護要求的同步精度小于4 μs，一般指合并單元輸出的組網的數據，時標精度與PPS的精度要小于4 μs。而自動化要求的SOE精度小于1 ms，指的是報文的記錄時間，這個指標指的是裝置的報文要能夠區分1 ms的事件。本文主要討論的是同步，指的是采樣同步的技術及其實現方法，而不是SOE的對時精度。當然，為簡化二次回路的接線復雜度，實際的智能變電站，往往將采樣同步信號和對時信號合并，作為統一的一個時鐘源。

　　比如電力系統二次控保設備常用的IRIG-B碼實現對時和同步，B碼以編碼的方式提供時間信息，碼流里面包含了整秒絕對時間信息和秒起始時刻，其時間同步準確度優于1 μs[5]，只要被對時設備能夠實時解碼，完全能夠滿足智能變電站過程層設備的同步與對時要求。然而，由于采樣同步是一個相對的時間概念，而這種以對時信號作為基準的同步方式依賴于時鐘源的穩定輸出，因此需要智能站過程層設備在時鐘源異常的情況下做嚴密的措施，以保證既不會因失步導致保護誤動，也不會閉鎖無關的保護功能。

　　2 同步技術現狀

　　2.1 裝置內部同步技術

　　1)圖1是傳統微機型裝置的采樣示意圖。在傳統微機型保護裝置中，DSP系統通過定時中斷，觸發AD芯片的轉換信號，開始同一時刻的采樣，一般AD芯片內會有采樣保持回路的。觸發保持后，由DSP以此讀取各個AD的轉換后的采樣數據。通過同一個轉換信號，保證裝置中的采樣數據是同一時刻的數據。

　　2)此外，采樣數據的同步不僅僅由DSP發出的同一鎖存脈沖決定[6]，采樣回路中CT、PT模塊自身也會產生相移。但CT、PT相移差值不大，所以可以認為傳統繼電保護裝置的采樣數據是同步的。

　　3)線路縱差保護、分布式母線保護(多IED)也采用內同步的技術，其實現機制與傳統保護裝置的采樣有相似性。以多IED主從同步方式為例，由于主從IED間中斷存在一定的偏差，從IED可以通過調節采樣中斷來實現與主IED的同步，如圖2。

　　2.2 裝置外部同步技術

　　隨著智能化變電站發展，內同步方式已經無法滿足智能站內多類型、跨系統設備之間的采樣同步需要，出現了以時鐘同步裝置為基準的外同步方式，時鐘同步設備同時提供同步與對時功能。

　　以MU同步為例，時鐘同步設備給所有MU提供硬件同步脈沖，脈沖上升沿的時刻為MU的采樣時刻[7]?；ジ衅骷捌渌布娐返墓潭ㄑ訒r由MU通過插值的方法補償，如圖3。

　　2.3 插值同步

　　為了滿足測量等應用要求，合并單元輸出的數據采樣率一般設置為4 kHz[8]，而傳統微機保護裝置的采樣頻率一般為1.2 kHz。因此，數字化保護設備需要通過插值同步方式將采樣率由4 kHz變換為1.2 kHz。插值同步方式廣泛應用于數據同步及采樣率轉換。

　　當采用采樣點對點方式時，由于光纖傳輸延時可以忽略，所以在控保設備接收合并單元數據傳輸時間就不會發生變化，為某一確定的固定延時。控保設備通過FPGA芯片可以準確的標記采樣數據的到達時刻。通過硬件標記的報文到達時刻和互感器傳過來的報文額定延時，就可以計算出報文的真正采樣時刻。這樣就完成了標記所有報文的真實采樣時刻，在通過插值算法，可以插值到任意時刻的數據，插值后的數據，完成了數據的同步。數據同步方法如圖4所示。

　　采用此種數據同步方式時，通過物理點對點連接，硬件標記到達時刻，進而得到報文真實采樣時刻，通過插值完成數據的同步。整個分析過程，不依賴于外部時鐘源，因而其可靠性很高。

　　當數據傳輸采用組網模式，多了一個交換機環節，交換機為存儲轉發機制，其報文的駐留時間是變化的，所以控保設備和合并單元之間的數據傳輸延時是實時變化的，即使控保設備可以準確標記報文的到達時刻，也無法準確的計算出數據的采集時刻[9]。所以在這種數據傳輸方式下，必須在發送端即合并單元中完成采樣數據的同步。

　　此時，組網方式下，只能通過外部時鐘源的方式，對合并單元中的采樣數據進行編號(樣本計數器)，當同一時鐘源正常工作時，同一樣本計數器所對應的采樣數據是同一時刻采樣的。控保設備在接收到不同合并單元的數據后，忽略數據到達的真實時刻，將所有樣本計數器相同的數據放在同一時刻進行處理。數據同步方法如圖5所示。

　　通過以上的分析，采用組網交換機后，雖然提高了數據的共享，但是也造成了數據的失步，必須依賴外部時鐘源完成源端的采樣控制。但由于采樣同步需要依賴外部的同一同步源，可靠性下降，當外部同步脈沖丟失后，全站合并單元之間的采樣數據將失去同步從而造成很大影響。

　　3 外部信號同步存在的風險

　　3.1 時鐘信號跳變

　　變電站內時鐘同步設備一般有多個時鐘源，比如北斗和GPS。由于受到電磁干擾、天氣等因素影響，變電站中的主時鐘衛星信號在某些情況下存在短時丟失的可能性，此時會發生時鐘源切換，如果對時裝置處理不合理可能會出現時鐘源跳變或時鐘源相移的情況，如圖6所示。采用獨立于衛星信號的站內統一時鐘時，時鐘源復位也會造成同步信號相移。

　　時鐘源發生跳變或相移時，合并單元或保護裝置如果不針對采樣同步脈沖做處理，會使最終保護計算收到錯誤的采樣數據，從而可能導致保護誤動作。因此在時鐘同步信號異常的情況下，一方面在條件允許的前提下，合并單元需要更長時間的等間隔的同步采樣數據，以減少對保護等設備的影響，為保證MU輸出數據的等間隔性，失步到同步的瞬間，允許采樣數據的樣本計數器不連續;而另一方面必須防止所謂的“假同步”，即因各MU同步信號跟蹤策略的差別導致“各MU發出的采樣數據均置同步品質，但各MU的采樣數據實際上處于不同步狀態”，下文將對此做細致分析。

　　3.2 假同步

　　3.2.1 MU失步到同步過程

　　對于MU裝置，時鐘信號異常主要分兩種情況：一是從無到有，即合并單元由于時鐘信號擴展設備重新上電或是同步光纖連接恢復導致時鐘脈沖從無到有;另一種情況是時鐘跳變，即時鐘裝置跟蹤衛星信號，導致合并單元接收到的時鐘信號發生了跳變，即相位變化。在這些情況下，MU必須合理處理同步信號，以保證輸出的采樣數據的等間隔性，盡可能減少對保護的影響。

　　點對點方式下保護設備對數據的要求是等間隔。需要保證合并單元在同步脈沖從無到有或發生跳變，即相位變化時，采樣數據需要等間隔采樣和發送，其發送的離散不超過10μs。同時為保證合并單元盡快的與主時鐘同步，需要調整采樣中斷，逐步逼近真實的秒脈沖，在完成同步后，允許調整完畢瞬間(即從失步到同步瞬間)樣本計數器跳到0值。

　　合并單元需按照以下步驟，保證快速跟蹤主時鐘信號的同時，保證數據的等間隔采樣和發送(如圖7所示)：

　　1)判斷收到同步信號(比如IRIG-B信號)的有效性，即確定收到的時鐘信號確實是精確等間隔秒的有效信號;

　　2)補償原主時鐘信號與衛星時鐘信號的時間差。把這個插值平均到每個采樣間隔的上，保證某一個采樣間隔與主時鐘的秒脈沖沿為同一時刻。;

　　3)在下一個秒脈沖時刻，即采樣間隔與秒脈沖對齊的時刻，將樣本計數器清零，同時置同步位。

　　合并單元按照上述步驟處理，可以完成時鐘發生跳變時的同步輸出，采樣數據的等間隔輸出。在時鐘信號發生跳變即相位偏移時，合并單元逐步調整采樣時刻，逐步逼近秒脈沖，由于調整的采樣間隔變化非常小，一般小于1 μs，所以輸出的采樣數據為等間隔輸出，在調整過程中，數據同步時鐘有效。在下一個秒脈沖時刻(即步驟3)，通過樣本計數器清零表征此時完成了同步的切換。

　　不同廠家在上述環節的處理細節上的不同，可能會導致誤同步狀態。比如A廠家的合并單元檢測秒脈沖的有效性的門檻為2 s時間，用了3 s完成了時鐘同步，即整個跟蹤用了5 s的時間;而B廠家的合并單元檢測秒脈沖的有效性的門檻為3 s時間，用了4 s完成了時鐘同步，即整個跟蹤用了6 s時間;那么當時鐘跳變后的第5秒A廠家合并單元輸出同步信號，而B廠家MU仍按原主時鐘信號提供樣本計數器，導致各MU輸出數據事實上的不同步。

　　3.2.2 跟蹤時鐘信號

　　合并單元發送的數據要保證秒脈沖時刻采樣序號為0，所以需要快速跟蹤時鐘信號。合并單元內部虛擬的時鐘信號要時刻與真實的時鐘信號重合，但實際上由于時序關系，不能完全重合，所以合并單元需要補充這個差值，通過逐步調整采樣中斷，使得下一秒的秒脈沖正好對應到采樣間隔上，如圖9所示。

　　對于采樣率為4 K的MU，由于需要調整采樣中斷，所以最多只需要半個間隔就可以找到秒脈沖的對應時刻，即需要調整125 μs的采樣間隔。假設每個采樣點補償0.5 μs只需250個采樣點即可保證在采樣間隔級別與衛星時鐘信號拉入同步。因此采樣時刻跟蹤最大時間為62.5 ms(250*250 μs)。

　　3.2.3 時鐘同步裝置的失步再同步

　　主鐘衛星信號從無到有情況下，如果主鐘與衛星信號的時間誤差小于1 ms，主鐘的輸出信號應平滑過渡到衛星信號，每秒時間間隔調整范圍小于10 μs;如果時間誤差大于或等于1 ms，主鐘輸出應快速跟蹤到衛星信號[2]。之所以提出1 ms邊界的不同處理方法原因在于，一方面主時鐘的守時能力應該較強，電力行業標準要求主時鐘的守時能力應優于55 μs /h[3]，誤差累計到1 ms需要近20小時，所以采用這個策略可以保證衛星信號不好的變電站也不會因主時鐘信號的頻繁跳變影響保護設備。最惡略的情況下出現小于1 ms的時間誤差，也可在1-2分鐘內快速地從原主時鐘信號平滑調整到衛星時鐘信號。假設輸出秒脈沖最大調整10 μs，主時鐘與衛星時間偏差500 ms情況下，樣本計數器跟蹤最大時間達到13 h，因此，此時需要通過樣本計數器重置來迅速完成樣本計數的同步。

　　4 解決思路

　　因為站內過程層同步僅需要有一個站的基準就行，不需要衛星的絕對時鐘信號，而對于站內的同步系統來說，衛星時鐘信號跳變反而是個壞事。理論上來說，過程層同步系統的時鐘源采用就地時鐘(不接衛星天線)可以消除衛星信號不穩定性對同步的影響[8]，但帶來的問題是：

　　1)智能變電站需要設置兩套時間系統，一套系統用于接收衛星信號，用于對時;而另外一套僅采用地面鐘，用戶站內設備的同步;

　　2)同步時鐘源復位仍將產生信號源的相移等問題;

　　3)間隔層設備需要兩個接口，一個為SOE提供時標的對時接口，一個用于過程層同步的同步接口;

　　4)IEEE1588對時方式解決了站間時間同步信號傳輸鏈路的問題，但不能解決時鐘源問題。

　　因此要根本解決組網方式下的同步問題，根本思路是要開發不依賴于外部同步時鐘的采樣同步技術。

　　為解決數據共享的問題，各廠家提出了用交換機解決此問題的方案。下面分析比較近兩年提出的幾種具有代表性的解決思路的優缺點和存在的問題。

　　4.1 千兆交換機方案探討

　　智能變電站的過程層交換機均為百兆交換機，只有站控層的級聯口采用千兆口。過程層交換機由于傳輸延時太長且延時不固定，因此其無法滿足點對點方式下SV數據的傳輸要求。采用千兆以太網交換機后傳輸延時基本可以忽略，SV獨立組網的情況下，一幀大小為260 byte的24通道SV數據包傳輸延時約為2 μs。

　　對于母差保護等采樣間隔數較多的保護裝置，當單網口接入的間隔較多時，會造成采樣間隔的抖動增大，影響保護計算精度。另外，由于目前智能站二次設備均為百兆端口，無法與千兆交換機對接，且千兆交換機配套的光纖模塊和PHY芯片相對百兆交換機較貴，增加了變電站建設的成本。

　　4.2 延時固定交換機

　　如圖10所示。固定延時交換機是在等待1個或多個周期接收到各個MU數據后，再對接收的SV報文進行排序處理，在下一個中斷時刻按固定的順序發送SV數據。先不論此種交換機與傳統的標準的交換機的存儲轉發機制已大相徑庭，單就同步的可靠性而言，此方案一方面可能造成延時增加，另一方面，當多MU之間相互失步后將造成處理困難，甚至無法進行等間隔地發送數據。此外，固定延時交換機也會造成SV級聯困難以及與其他應用報文共網處理困難。

　　4.3 延時可測交換機

　　延時可測交換機，就是交換機能夠準確記錄報文的駐留時間，把報文駐留時間，填入SV報文的兩個保留字段Reserved1、Reserved2。級聯情況下，讀取原有的Reserverd字段，并且加上本交換機的駐留時間作為總體的駐留時間，作為總的延時，此種方式適合多級級聯。如圖11所示。

　　此方案要求交換機實現數據傳輸路由延時測量，并讀取原有報文的延時，加入本次延時，寫入SV報文中的Reserved字段中，所以交換機是專用交換機。從技術實現角度看，可以采用FPGA標記SV數據到達時刻，此技術在控保設備的中已經使用，屬于成熟的技術。本身交換機是不需要解包的，延時可測交換機需要解包找到對應的Reserved時刻。

　　延時可測交換機依賴于各個MU的SV報文獨立延時時標，與MU是否同步無關，因此可靠性更高。另外多類應用報文共網時不影響延時計算精度且SV級聯不受影響。

　　缺點在于需要修訂SV報文的以太網幀結構，與標準協議不兼容;同時延時離散，需要SV接收設備實時補償。

　　5 結 語

　　智能變電站采樣同步的可靠性取決于時間參考系的可靠性，當保護、控制采樣同步算法依賴GPS等外部信號進行同步時存在諸多不可靠因素。目前技術條件下，對于智能變電站網采條件下的同步方案，采用基于交換機延時可測的方案可以有效的解決鏈路延時不可測量的問題，不依賴外部時鐘，比較可靠。雖然站間采樣同步有需求，但基于傳輸網的采樣同步技術還需進一步研究。

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