电力系统是时间相关系统,无论电压、电流、相角、功角变化,都是基于时间轴的波形。近年来,超临界、超超临界机组相继并网运行,大区域电网互联,特高压输电技术得到发展。电网安全稳定运行对电力自动化设备提出了新的要求,特别是对时间同步,要求继电保护装置、自动化装置、安全稳定控制系统、能量管理系统和生产信息管理系统等基于统一的时间基准运行,以满足同步采样、系统稳定性判别、线路故障定位、故障录波、故障分析与事故反演时间一致性要求。确保线路故障测距、相量和功角动态监测、机组和电网参数校验的准确性,以及电网事故分析和稳定控制水平,提高运行效率及其可靠性。未来数字电力技术的推广应用,对时间同步的要求会更高。
1 电力系统时间同步概况
目前,电力系统中的时间同步处于变电站内gps统一的状态,甚至有很多老旧变电站还没有实现gps统一,需要对时的每套设备都配置一套独立的时钟系统。由于gps设备品牌不同,性能不统一,造成站内、站与站之间时间不统一。这些时间接收系统相互间不通用。无法互为备份,使得整个系统的可靠性无法保证。为了逐步实现全电网的同一时间,有必要在发电厂、变电站、控制中心、调度中心建立集中和统一的电力系统时间同步系统,而且该系统应能基于不同的授时源建立时间同步并互为热备用。
2 电力系统对时间同步的需求
电力自动化设备对时间同步精度有不同的要求。一般而言,电力系统授时精度大致分为4类:
(1)时间同步准确度不大于1μs:包括线路行波故障测距装置、同步相量测量装置、雷电定位系统、电子式互感器的合并单元等。WwW.11665.CoM
(2)时间同步准确度不大于1ms:包括故障录波器、soe装置、电气测控单元、rtu、功角测量系统(40μs)、保护测控一体化装置、事件顺序记录装置等。
(3)时间同步准确度不大于10ms:包括微机保护装置、安全自动装置、馈线终端装置(ftu)、变压器终端装置(ttu)、配电网自动化系统等。
(4)时间同步准确度不大于1s:包括电能量采集装置、负荷,用电监控终端装置、电气设备在线状态检测终端装置或自动记录仪、控制,调度中心数字显示时钟、火电厂和水电厂以及变电站计算机监控系统、监控与数据采集(scada),ems、电能量计费系统(pbs)、继电保护及保障信息管理系统主站、电力市场技术支持系统等主站、负荷监控,用电管理系统主站、配电网自动化,管理系统主站、调度管理信息系统(dmls)、企业管理信息系统(mls)等。
3 目前电力系统内时间同步技术
电力系统设备常用的对时方式有以下4种:
(1)脉冲对时
也称硬对时,是利用脉冲的准时沿(上升沿或下降沿)来校准被授时设备。常用的脉冲对时信号有1pps和分脉冲(1ppm),有些情况下也会用时脉冲(1pph),其中1ppm和1pph也可以通过累计1pps得到。
脉冲对时的优点是授时精度高,使用被动点时,适应性强;缺点是只能校准到秒(用1pps),其余数据需要人工预置。
(2)串口报文对时
也称软对时,是利用一组时间数据(年、月、日、时、分、秒)按一定的格式(速率和顺序等),通过串行通信接口发送给被授时装置,被授时装置利用这组数据预置其内部时钟。常用的串行通信接口为rs-232和rs-422/rs-485。
串口报文对时的优点是数据全面,不需要人工预置;缺点是授时精度低,报文的格式需要授时和被授时装置双方约定。
目前,很多场合采用以上2种方式的组合方式,从而可以充分利用两者的优点,克服两者的缺点。
(3)时间编码方式对时
为了解决前2种对时方式的矛盾,在实际应用中常采取2种对时方式结合的方法,即串口+脉冲。这种方式的缺点是需要传送2个信号。为了更好地解决这个矛盾,采用国际通用时间格式码,将脉冲对时的准时沿和串口报文对时的那组时间数据结合在一起,构成一个脉冲串,来传输时间信息。被授时设备可以从这个脉冲串中解析出准时沿和一组时间数据。这就是目前常用的irig-b码,简称b码。
时间编码方式对时的优点是数据全面。对时精度高,不需要人工预置;缺点是编码相对复杂。
(4)网络方式对时
网络方式对时基于网络时间协议(ntp)、精确时间协议(ptp)。目前,简单网络时间协议(sntp)应用较多。网络时钟传输的是以1900年1月1日0时0分0秒算起时间戳的用户数据协议(udp)报文。用64位表示,前32位为秒,后32位为秒等分数。网络中报文往返时间是可以估算的,因而采用补偿算法可以达到精确对时的目的。网络授时方式可以为接入网络的任何系统提供对时,其中ntp授时精度可达到50ms,ptp授时精度可达到1μs,sntp授时精度可达到1s。
网络方式对时的优点是基于现有网络,物理实现方便;缺点是高精度补偿算法复杂。
上述4种授时方式各有优点。实际应用中,在满足同步精度要求的前提下,考虑到经济性,采用组合方式授时,即在一套运行管理系统中并存多种方式,可以充分应用授时时钟能够提供的信息。
