时间同步技术在电力系统中的应用

随着电力自动化技术的发展，时间同步不仅可以为电力系统的事后故障分析提供支持，而且已经参与到电力系统的实时控制中来，其可靠性对电力系统的稳定运行影响越来越大。在电力系统中，时间同步技术广泛应用于调度控制中心、发电厂、变电站、配电网中，对同步相量测量（phasor measurement unit，PMU）采样、相量测量、行波测距、事件顺序记录（SOE）、故障录波、监控系统等的稳定运行有着直接影响。根据应用对象的功能要求，各类系统/设备对时间同步系统的精度要求一般在1μs~1s范围内，电气接口覆盖TTL、RS-232、RS-485、光纤、Ethernet等，编码协议覆盖IRIG-B、NTP、IEEE 1588等。除需满足以上复杂需求外，时间同步系统还需要在电力现场的复杂环境下保持信号正确连续，这对时间同步信号的可靠性提出了极高的考验，也促使电力系统时间同步系统通过高性能的守时、抗扰、冗余架构来满足这些严格要求。本章结合应用实例阐述了时间同步技术在电力系统中的应用。

3.1 电力调度控制中心时间同步技术

当前，各级调度控制中心都建立了调控一体的智能电网调度技术支持系统，同时大部分变电站实施了无人值班改造，调控中心的工作人员需在远方完成所辖范围内各变电站运行状态的全天候监测和一、二次设备的远程智能控制，指令的传递、执行、记录均有严密的时序的关系。要实现调度主站内多个系统及主站间协调稳定的运行，主站系统均需建立在严格统一的时间系统之上，这对全网时间同步提出了更高的要求。

调度控制中心的同步通常包括调度自动化系统（energy management system/supervisory control and data acquisition，EMS/SCADA）、生产管理系统（production management information system，PMIS）、信息管理系统（management information system，MIS）、桌面办公系统（office automation，OA）、电子挂钟等系统和设备的时间同步，这些系统和设备分布在安全Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区。

3.1.1 时间同步系统构成及功能

调度控制中心对时间同步性能要求最高的部分主要体现在调度自动化系统，而桌面办公系统、电子挂钟等设备的同步需求为秒级，要求较低，下面主要阐述时间同步在调度自动化系统中的应用。

调度自动化系统主要包括调度支持系统、电能量计费、保护信息管理、电力市场技术支持、负荷监控、用电管理、配电网自动化管理、调度生产和企业管理等系统的主站。调度自动化系统对时间精度的要求优于1s，一般使用的时间同步信号为网络NTP方式授时或串口对时报文。

调度控制中心的时间同步，对时间同步系统的可靠性稳定性要求较高，短以上的时问跳变会给调度系统的安全稳定运行带来隐患；调度系统三个安全区间相互隔离也是调度控制中心建设时间同步系统的必要条件；调度控制中心大楼内的时间框架结构常采用DL/T 1100.1—2009《电力系统的时间同步系统 第1部分：技术规范》中述及的主备式，为了保证三个安全区的对时系统的物理隔离，同时又能共享主备时间的冗余配置，通过三个独立的时间扩展装置分别给三个安全区提供以太网NTP对时，主备钟同时为三个独立的时间扩展装置各提供一路IRIG-B码，根据三个安全区对授时资源的要求，在时间扩展装置上扩展需要的授时板卡，结构如图3-1所示。在调度控制中心的时间基准传递上，除采用北斗和GPS外，目前地面链路传输时间的解决方案也已在电网中多处试点，实现方式是基于SDH数字同步网的2Mbit/s业务通道承载时间信息，完成地面链路时间的传递[1]。对于单向的DCLS、自定义时间报文、IEEE 1588双向交互、单向2Mbit/s频率分频为1PPS脉冲进行相位锁定等方式，均有尝试，目前还没有标准规范具体的实现方式。

时间同步系统的核心单元是频率振荡器，它是决定时间同步系统稳定连续可靠运行的重要器件，频率振荡器的频率通过外部时间源（GPS、北斗或其他时间源）校正后，可提供准确度很高的频率信号。目前电力系统时间同步系统招标技术规范书中对该技术指标要求到1μs/1h，即3×10^-9的频率准确度，按ITU G.812对本地基准时钟源（local primary reference，LPR）区域时钟频率准确度1×10^-8的要求，调度控制中心的时间同步系统完全可提供优于区域基准钟的通信级安全定时系统（building integrated timing system，BITS）信号作为SDH外时钟的备用。

3.1.2 应用分析

以某网调主站统一时钟及授时系统建设为例，其系统的结构如图3-2所示。

3.1.2.1 系统特点

该系统一级基准钟冗余配备两套独立的主时钟，主时钟接入铯钟提供的10MHz频率源，同时接受北斗和GPS对时，通过IRIG-B码进行互备，采集电网工频信号，通过三个时间扩展装置给安全Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区提供完全隔离的授时服务。主备钟同时为三个独立的时间扩展装置各提供一路IRIG-B码，根据三个安全区对授时资源的要求，在时间扩展装置上扩展需要的授时板卡NTP输出单元，与安全Ⅱ区的自动化系统以及桌面系统对时，主备钟分别采集的工频信号通过串口输出到安全区，提供电网工频信息，实现对安全区的调度自动化系统（D5000、OPEN3000）、广域相量测量系统（wide area measurement system，WAMS）/安全Ⅱ区的计费系统等的时间同步。

主备钟分别输出1路IEEE 1588或IRIG-B码信息到时间分配器，时间分配器连接到SDH的2Mbit/s通道与厂站设备对时，完成全网的地面链路对时功能。该网调主站统一时钟及授时系统设备具备如下功能：①可以提供BITS信号给SDH通信链路，作为通信链路的备用时钟；②作为绝钟维护时的后备频率源；③能够提供安全可靠的高精度的时间信号，满足调度自动化系统对统一的高精度时间的需要；④实时可靠的提供准确的电网频率采集信息，满足电力调度系统对电网频率的采样需求。

该网调的调度自动化系统、WAMS、EMS系统对同步时间精度要求优于10ms，计费系统优于1s。

3.1.2.2 系统总体方案

（1）组网运行方案。以该网调中心的时钟系统为时间基准，采用分层区域同步的组网方案。区域中心提供区域时间，区域网络保证各区域内时间同步，各个区域中心向上同步，分层覆盖范围达到全网时间统一；实施方案必须要实现标准接口（频率传输提供2M信号，时间传输采用IEEE 1588协议），整体规划，向上兼容，分布实施，逐步完善。

（2）主备钟组成方案。主备钟分别输出1路IEEE 1588或IRIG-B码信息到时间分配器，时间分配器连接到SDH的2Mbit/s通道与厂站设备对时，完成全网的地面链路对时功能。改造原有通过地面链路对时的两个变电站。

（3）通信系统方案。通信系统中SDH电力数字同步网的时间同步方式分别为：全同步方式（主从同步方式和互同步方式），准同步方式（独立时钟方式）以及主从和准同步混合方式。系统ITU-T时钟分级为：基准主时钟转接局从时钟、端局从时钟和SDH的网元时钟。SDH有四种时钟源：外部时钟源、线基准钟提供BITS信号给SDH电力数字同步网，作为外部备用时钟源，当优先级高的外部时钟源失效时，启动该备用时钟作为工作时钟。

（4）时间频率同步系统基准钟设计方案。

1）硬件系统。该网调所辖的电网基准时钟主机的硬件系统主要包括：
①时间标准单元：提供本系统的标准时间来源，包括北斗对时信号、GPS对时信号，以及上一级调度通过SDH通道传送的IEEE 1588时间基准信号，接入该网调的时间基准的IRIG-B信号。
②频率标准单元：提供本系统工作的标准频率。一级时钟主机频率来源包括本地铯钟、本地铷钟，三级时钟主机频率为高稳晶振。
③时间测量单元：通过对每一路时间标准源的测量，为校准频率和修正内部时间提供基准数据。
④频率测量单元：通过对每一路频率标准源的测量，调整频率源的频率准确度。
⑤电网工频测量单元：测量电网220V（AC）的频率值。
⑥多源比对单元：每一级时钟主机均采用多路时间和频率基准输入，进行比对，确保时间和频率的精确性、安全性和各级时钟的同步性。
⑦时间输出单元：通过IEEE 1588协议向下一级时钟（各地调）提供时间基准信号，采用E1输出时间基准信号至通信设备；串口时间工频信号输出，NTP网络时间输出。
⑧电源模块：为时钟提供稳定供电。具备双路冗余，抗电压跌落特性。

2）软件系统。该网调中心各级基准时钟的软件系统主要包括：
①时间源管理功能：解析在线的GPS、北斗以及IEEE 1588数据包的数据信息、状态信息、秒信号，根据解析结果判断信号的质量和可用性，选择时间信息。
②频率源管理功能：接收并解析各路频率源，获取相应频率信息。
③测量功能：量化外部时间源和所有频率源的信息优劣程度，作为时间节点设备频率源准确度校正、时间信号准确输出的数据依据。
④校正功能：根据时间源的秒间隔测量值，采用标准方差，对多次测量值进行偏差估算，采用卡尔曼滤波器算法平滑处理标准信号的抖动，获取频率源修正值，采用频率微调方法控制相位精度。通过长时间的频率测量，可以克服测量过程中短期频率稳定度对最终测量精度的影响。
⑤切换输出功能：根据校正和比对的结果，选择使用最优时钟源输出时间信号和频率信号。
⑥主控功能：完成各种数学算法的运算，运行方式组态和系统状态管理。
⑦通信功能：输出时钟信息和各级主机的当前状态至网管系统。

3.2 厂站端时间同步技术

厂站端时间同步是电力系统时间同步的重要支撑部分，是智能电网安全、可靠运行的重要基础。电力调度自动化系统、变电站计算机监控系统、火电厂机组自动控制系统、微机继电保护装置、电力故障录波装置、同步相量测量装置等都依赖于高精度的时间基准。厂站端时间同步系统为发电厂、变电站、集控中心提供统一的时间基准，确保发电、输电、变电、配电和用电各环节的时间一致性、采样信息的准确性。

3.2.1 常规变电站时间同步系统

3.2.1.1 现状分析

常规变电站系统直接监测和控制电网运行，具有分布广、同步精度要求高、可靠性要求高、接入设备多和接入方式复杂等特点，采用自治的时间同步系统。时间同步系统可以使各常规变电站自行接收时钟源信号并实现守时，以多种方式为现场设备提供时间同步。常规变电站按照电压等级不同、需求授时接口数量不同，其时间同步系统有多种组成方式，典型的有基本式、主从式和主备式。

（1）基本式。基本式时间同步系统由一台主时钟和信号传输介质组成，为被授时设备或系统对时，见图3-3。主时钟应能接收上一级时间同步系统下发的地面时间基准信号。该系统是最简单的时间同步系统，不具有冗余性。由于单台时钟输出接口有限，能够驱动的被授时设备数量也较少。通常存在于早期不规范阶段，为某些特定设备提供时间同步服务。随着技术改造，一个变电站可能有多个这样的时间同步系统，分布式地为站内不同设备服务。一旦发生故障，则站内可能出现时间不同步问题。（2）主从式。主从式时间同步系统由一台主时钟、多台从时钟和信号传输介质组成，为被授时设备或系统对时，见图3-4。根据实际需要和技术要求，主时钟可用以接收上一级时间同步系统下发的地面时间基准信号。该类型系统通过从时钟扩展了输出接口，能够驱动全站的被授时设备，缺点是不具有冗余能力，若主时钟故障则全站时间同步系统瘫痪。（3）主备式。主备式时间同步系统由两台主时钟、多台从时钟和信号传输介质组成，为被授时设备或系统对时，见图3-5。根据实际需要和技术要求，主时钟可留有接口，用来接收上一级时间同步系统下发的地面时间基准信号。该类型的时间同步系统具有冗余配置和热备用切换能力，在一台主时钟故障时可以不间断的提供时间同步服务。过去成本较高而应用有限，现今卫星授时已经普及，是目前主要的发展方向。35kV变电站可以按基本式或主从式配置，110kV及以上变电站应尽量按主备式进行配置。
对于已运行的变电站，时间同步系统应按照统一时钟方式考虑进行改造。将站内原有系统服务器、保护、测控、故障录波、相量测量等设备的授时接口调整至新建时钟系统，对于内置有时钟同步系统无外部时间输入接口的设备保持原运行方式，待装置改造后具备接入条件后再接入新建时间同步系统。新建时间同步系统也应考虑配置两台主时钟，互为备用，每台主时钟按多时钟源设计，采用北斗、GPS卫星时钟和地面时间基准的主备方式。
而对于新建变电站，应建设一套统一的时间同步系统，所有需要实现时间同步的设备都统一接入时间同步系统，单个设备不再单独配备同步时钟设备。从可靠性方面考虑，时间同步系统应配置两台主时钟，互为备用，每台主时钟按多时钟源设计，即北斗、GPS卫星时钟和地面时间基准的主备方式（北斗、GPS卫星时钟为主用，地面时间基准为备用）。

3.2.1.2 组成方式

某500kV变电站，是新建的变电站，其时间同步系统采用主备式，以提高时间同步系统的可靠性和稳定性。系统由主时钟、扩展时钟和信号传输通道组成。主时钟以卫星授时为时间基准，两台主时钟（主备互用）设1面主时钟屏，各小室的多台扩展时钟单独组屏，主时钟与扩展时钟之间采用光纤或电缆连接，以IRIG-B码方式授时，扩展时钟具有延时补偿功能，补偿主钟到扩展时钟间传输介质的时延。IRIG-B对时系统组成框图如图3-6所示。
主时钟装置和扩展时钟多采用模块化结构，可以灵活配置授时输入、输出接口模块。输出对时信号包括1PPS/1PPM/1PPH脉冲信号，IRIG-B码，串行时间报文和IEEE 1588或NTP网络授时信号，各路输出信号在电气上相互隔离。时间同步信号扩展装置同时分别接收两台主时钟输出的时间基准信号作为输入，实现两路时间基准信号的互为备用。

3.2.1.3 应用分析

变电站日常监控和事故发生后的故障分析需要各变电站之间及站内各设备之间具有统一的时间同步系统，只有信号采集和传输基于统一的时间标准，才能够保证数据的准确性、可靠性和有效性，才能依靠统一的时钟源、高质量的对时精度来完成电力系统潮流实时分析、电力系统稳定计算、故障再现、事故分析等工作。

从时间同步系统的标准化方面来说，目前在常规变电站中，由于设计阶段对全站时间同步系统考虑不够全面，使变电站内同时存在多套时钟系统，多个时钟源完成站内设备的时间同步。这样就造成了由于不同的授时设备同步精度的差异，站内不同设备的时间同步精度不同，上述的报文时间标志也不同，使调度端对各变电站上述数据的可用性大打折扣。但随着变电站升级改造，这种情况正在逐步改善，常规变电站的时间同步系统也在按照统一的标准进行升级换代。

从接口应用角度来说，目前电力系统调度自动化主站、继电保护系统、变电站自动化系统采用不同的接口方式实现授时。调度自动化主站的硬件大量使用服务器、工作站等计算机设备，主要采用网络NTP和串口对时方式，时间同步的精度要求为秒级；继电保护系统的各个装置主要采用脉冲、串口、IRIG-B码方式实现时间同步，精度要求为毫秒级；变电站自动化系统中测控、远动工作站以及装置型智能设备过去一般采用脉冲对时方式，目前随着IRIG-B码对时技术的成熟，正在逐步推广应用IRIG-B码对时技术；随着PMU装置推广应用，变电站内对时间同步精度的要求达到了1μs，IRIG-B码对时技术在时钟精度和信息完整性两个方面都具有明显的优势，因此新建变电站时间同步系统都采用IRIG-B码对时方式。在常规变电站中采用时间同步系统有着明显的优势，可以实现全站各系统在统一时间基准下的运行监控和事故后的故障分析。变电站的各种自动化设备（如故障录波器、微机保护装置、监控系统等），根据时间同步系统提供的精确时间同步信号，统一变电站、调度中心的时间基准，在电力系统发生故障后，提高了SOE的时间准确性，大大提高了电力系统的安全稳定性，为分析故障的情况及断路器动作的先后顺序提供了有力的证据，为电网安全稳定监视和控制系统创造了良好的技术条件。

3.2.2.1 智能变电站时间同步系统

在智能变电站中，统一的时间基准是各种保护、控制设备协同工作及提高电网运行水平的基本要求，也是分析电网事故中各种设备动作行为的重要依据。目前大多智能变电站系统中，与继电保护相关的采样值和跳闸命令以点对点方式进行传输，母线保护和变压器保护等跨间隔保护设备的数据同由保护装置利用再采样插值方法实现，而不依赖于外界时钟。然而，从智能变电站的发展来看，取消点对点传输方案，将传输采样值的SV（sample value）服务网络、传输开关量的面向通用对象的变电站事件（generic object oriented substation event，GOOSE）网络和时间同步网络进行合并是一种趋势，不仅可以进一步简化智能变电站的通信网络结构，还可以进一步提高信息共享的程度。但由于网络传输方式会引起采样值传输延迟的不固定，跨间隔保护设备无法利用再采样插值方法实现精确同步，而必须依赖外部时钟，因此，时间同步将成为继电保护的重要组成部分，在智能变电站中起到极为重要的作用。

3.2.2.2 组成结构

根据智能变电站技术方案，全站自动化系统采用“三层两网”结构，三层为站控层、间隔层和过程层，两网为过程层网络和站控层网络。①站控层包括自动化场级监视控制系统、站级控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。②间隔层设备一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备，实现使用同一个间隔的数据并且控制该间隔一次设备的功能，完成与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信，遵守安全防护总体方案。③过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。

智能变电站时间同步系统通常设置在站控层，时间同步系统输出各种时间同步信号对站内各层被授时设备统一授时，建立统一的时间同步系统。为提高时间同步系统安全性，通常采用主备式时钟架构，另配置扩展时钟实现站内所有被授时设备的软件、硬件授时需求；通常采用基于卫星（北斗系统和GPS）的方式获取精确时间信号，同时预留地面时钟源接口，支持地面设备提供的时钟信号。

3.2.2.3 组网授时

智能变电站时间同步系统授时有如下几种组网方案：
（1）采用NTP/SNTP授时与IRIG-B授时的组网方案。在智能变电站内，采用NTP/SNTP授时与IRIG-B授时的组网方案，根据授时精度要求，采用不同的授时方式，配置选择如表3-1所示。NTP/SNTP与IRIG-B组网方案：在站控层采用NTP/SNTP网络授时，间隔层采用IRIG-B授时方式，现场需敷设电缆对间隔层保护装置、测控装置等设备点对点予以授时；过程层采用IRIG-B授时方式，现场需敷设光缆对过程层合并单元、智能终端（需有对时接口）设备点对点予以对时。组网架构如图3-7所示。该方案的缺点是：只有站控层采用NTP/SNTP网络授时方式，间隔层和过程层设备依然采用点对点授时方式，并未将传输采样值的SV网络、传输开关量的GOOSE网络和时间同步网络进行合并，且授时精度只能满足当前所需；该方案的授时网络架构和授时精度不能满足未来智能变电站的发展要求。

（2）采用NTP/SNTP授时、IRIG-B授时与IEEE 1588授时的组网方案。在智能变电站内，采用NTP/SNTP授时、IRIG-B授时与IEEE 1588授时组网的方案，根据授时精度要求，采用不同的授时方式，配置选择如表3-2所示。NTP/SNTP、IRIG-B与IEEE 1588授时的混合组网方案：站控层采用NTP/SNTP网络授时方式，间隔层采用IRIG-B授时方式，现场需敷设电缆对间隔层保护装置、测控装置等设备点对点予以对时；过程层采用IEEE 1588网络授时方式，该方案利用过程层交换机即可实现，只需将时间同步系统通过光缆接入过程层中心交换机，通过交换机对过程层设备授时，该方案对过程层交换机要求较高，但对时精度高，并节约了与过程层点对点的光缆及敷设施工。组网架构如图3-8所示。NTP/SNTP、IRIG-B与IEEE 1588混合方案较NTP与IRIG-B组网方案有较大改进，站控层和过程层均采用网络授时方式，将变电站不同网络进行部分融合，但间隔层依然采取点对点授时方式，时间同步网络架构未能完全融合；且由于NTP和IRIG-B授时精度的限制，依然不能完全满足未来智能变电站的发展要求。

 （3）IEEE 1588组网方案。在智能变电站内，采用IEEE 1588组网的方案中，站控层、间隔层和过程层均采用IEEE 1588网络授时方式，组网架构如图3-9所示，该方案只需利用站控层网络交换机和过程层网络交换机即可实现，只需将时间同步系统接入站控层中心交换机和过程层中心交换机，通过交换机转发IEEE 1588授时报文对各层设备进行授时，该方案要求交换机支持IEEE 1588协议，同时要求各层被授时设备支持IEEE 1588授时协议，授时精度高，并节约了与间隔层设备点对点的电缆敷设施工工作和与过程层点对点的光缆敷设施工工作。该方案将传输采样值的SV网络、传输开关量的GOOSE网络和时间同步网进行合并，提高了网络利用率，节省了点对点授时方式的线缆敷设施工工作；同时由于IEEE 1588协议是一种达到亚微秒级的高精度网络授时方式，所以IEEE 1588组网方案完全能够满足智能变电站的未来发展需求。IEEE 1588授时单独组网方案也是一种新的智能变电站授时模式。
智能变电站应用IEEE 1588技术的优点主要有：①对时精度高，同步精度可达亚微秒级，能够满足合并单元、保护装置、智能终端设备、同步相量测量装置（PMU）及行波测距装置、雷电波定位装置等对时间精度的需求；②与变电站自动化系统信息共网传输，不需要单独布线，网络结构简单；③减少了设备数量，降低了设备成本，智能变电站采用IEEE 1588技术，在系统中只需要保留两台主时钟，减少了扩展装置的投入，扩建时也不需要增加设备；④全站采用网络时间同步技术，有利于变电站二次系统的集中监控和管理，使时间同步系统建模更加方便。
虽然IEEE 1588技术有很多优点，但现阶段仍然存在很多需要解决的问题：①IEEE 1588技术在智能变电站应用的案例不多，经验少，产品不成熟，系统运行稳定性，存在时间抖动大、抗网络风暴能力差及长时间对时失效的现象；②IEEE 1588网络时延修正技术，需要在系统研制时就要采取足够的安全防护措施，降低设备被恶意攻击的可能，减少产品设计缺陷，消除系统运行存在的安全隐患；③实际应用经验较少，方案设计不够合理，虽然已有一些试点智能变电站，但深入了解该技术的人才非常少，系统设计存在缺陷（如缺少备用主时钟，间隔层缺少守时系统等）；④支持IEEE 1588技术的成熟产品不多，造成变电站二次系统造价过高，阻碍了该技术在智能变电站中的应用。但随着技术的成熟和市场的有序竞争，当前问题将逐步得到解决，IEEE 1588时间同步技术在智能变电站全站同步实现上具有十分重要的意义。

3.2.2.4 应用分析

以某220kV智能变电站时间同步系统为例，该智能变电站时间同步系统采用主备式架构，由2台主时钟（分别接收北斗和GPS信号）和2台扩展时钟组成，全站采用IEEE 1588网络对时，时间同步系统单独组屏；2台主时钟之间通过IRIG-B码时间基准信号实现互连、互为备用，主时钟预留1路接上一级时间同步系统的IRIG-B码接口；2台扩展时钟通过IRIG-B码分别接2台主时钟，实现主备工作模式；系统以卫星授时为主用时间基准，上一级的IEEE 1588、IRIG-B码授时输入为备用时间基准。网络架构如图3-10所示。
该智能变电站时间同步系统主要采用IEEE 1588网络授时，每台时钟提供4路光和4路电的IEEE 1588授时接口，每台扩展时钟配置4个IEEE 1588授时板（每个IEEE 1588授时板提供2路光或电IEEE 1588授时接口），配置8路时间报文、8路IRIG-B码、8路脉冲、2路NTP对时输出接口，同时接收来自两台主时钟的时间基准信号如下：
该智能变电站时间同步系统的特点如下：
（1）采用主备式冗余设计，提高时间同步系统的硬件可靠性，时间基准也采用主备冗余设计，GPS、BD、有线时间基准信号互为备用。
（2）扩展时钟实现主备时钟的平滑切换。扩展时钟以主用时钟输出的授时基准信号为基准，当切换到备用主时钟时，采用自有专利技术实现主备时钟之间的平滑切换，有效消除主时钟之间的授时抖动偏差。
（3）可扩展性好。可采用插卡式结构，输出脉冲、网络、串口、IRIG-B码对时信号，以及装置告警信号，具有很好的扩展性。
（4）授时精度高。全站采用IEEE 1588网络授时，授时精度达1μs。
（5）具有较好的时钟保持性能。当时间基准失效时，时钟的保持性能优于1μs/h。

3.2.3 电厂时间同步系统

3.2.3.1 现状分析

电厂大多采用不同厂家的自动化装置、微机保护装置、计算机监控系统、集控控制系统（distribution control system，DCS）、管理信息系统，及输煤、除灰、脱硫等控制装置。各系统大多采用各自独立的时钟，各时钟之间存在较大的时间偏差，因没有统一的时间基准，不利于运行维护和数据分析。
随着计算机和网络通信技术的飞速发展，电厂热工自动化系统已经实现了数字化、网络化。这一方面为各控制和信息系统之间的数据交换、分析和应用提供了更好的平台；另一方面对各种实时和历史数据的时间标签的准确性也提出了更高的要求。电厂各控制系统大量的实时数据需在不同地方打上时间戳，然后送至厂级监控信息系统（supervisory information system，SIS）、管理信息系统（management information system，MIS），用于各种应用[4]。

3.2.3.2 组成结构

电厂时间同步系统以卫星发送的无线标准时间信号为统一时钟信号源，再由统一时钟信号源向电网中各类装置提供标准时间，精度可达到百纳秒级。电厂时间同步系统方案如下：在电厂、变电站主控制室及机组监控室，500kV、220kV继电保护小室分别安装一套卫星时间同步系统，时间同步系统屏配置的GPS/BD卫星同步时钟提供各种时间同步信号，用于实现电厂内计算机监控系统、保护装置等的时间同步，使电厂内各设备具有统一的时间基准。
电厂时间同步系统方案如图3-11所示。

3.2.3.3 应用分析

以某电厂时间同步系统为例进行分析，该电厂时间同步系统采用主备式架构，由1面主时钟屏（2台主时钟，每台同时接收北斗和GPS信号）、1面扩展时钟屏（2台扩展时钟组成）和1台扩展时钟组成，时间同步系统单独组屏，装置以卫星授时为主用时间基准，上游IRIG-B码授时或IEEE 1588输入为备用时间基准。

主时钟屏与扩展时钟屏、扩展时钟之间采用光纤传输，用IRIG-B码连接，主时钟将满足所有时间同步信号扩展装置的接入，时间同步信号扩展装置同时分别接收两台主时钟输出的时间基准信号作为输入，并实现两个时间基准信号互为备用。该电厂时间同步系统装置的网络架构如图3-12所示。主时钟屏安装在集控楼内，主时钟屏配置的两台主时钟为整个时间同步系统提供两路冗余的时间基准信号输出，每台主时钟同时接收GPS和北斗信号，两台主时钟之间通过IRIG-B码时间基准信号实现互连、互为备用，卫星天线安装在集控楼楼顶。升压站继电室安装的一面扩展时钟屏，通过光纤同时接收来自主时钟屏中两台主时钟的两路IRIG-B码时间基准信号，输入扩展时钟的时间基准信号主备互用。