典型工程应用三

5.3 广域时间同步方式工程应用

5.3.1 海南电网时间同步系统

为贯彻海南电网关于科学技术创新以及智能电网建设的发展思路，针对海南电网各地调及各变电站存在 GPS 对时不统一的问题，结合目前海南电网 SDH 通信网络的覆盖情况，利用我国自主的北斗卫星时间基准，GPS 卫星时间基准和地面传输链路时间基准，构建智能多时间源的全网时间同步系统[7]。

海南电力全网时间同步系统利用中调至各地调、220kV 变电站的电力 SDH 网络 E1 链路（2M 链路）作为通信通道[8]，基于 IEEE 1588 V2 协议规范传输高精度的地面时间基准，同时结合北斗卫星时间基准、GPS 卫星时间基准，多时间源有效融合，使时钟源更加安全、可靠运行。海南电力全网时间同步系统采用中调、地调和变电站三级网络架构，为通信网络及变电站继电保护、测控、故障录波等二次装置提供高精度同步时钟；同时构建全网时间同步网络管理系统，实现对系统运行状况、授时性能等的集中监控与管理。

海南电网目前的时间同步基本上采用 GPS 时间基准，且各装置的 GPS 时间基准互相独立，没有直接联系。以 220kV 变电站为例，运动通信服务器、同步电力系统时间同步技术

（1）总体方案。
针对海南电网时间同步系统目前存在的问题，实施了海南电网全网时间同步系统改造试点工程。全网时间同步系统采用逐级连接的三级网络拓扑结构，由一级时间同步系统（设在中调）、二级时间同步系统（设在琼海地调和三亚地调）和变电站时间同步系统组成，利用电力 SDH 网络的 E1 业务通道传递地面时间基准，实现全网的时间同步。海南全网时间同步系统架构如图 5-28 所示。中调一级时间同步系统主时钟接收北斗、GPS 卫星系统的时间基准，获取高精度 UTC 时间信息，同时预留来自上级网调的时间基准信号接口，卫星时间基准和来自网调的地面时间基准可有效融合，地面和卫星时间基准互为备用，同时驯服高稳时钟，提供时间同步所需的各类授时信号。

地调二级时间同步系统的二级时钟接收北斗、GPS 卫星系统的时间基准，获取高精度 UTC 时间信息，同时接收来自中调一级时间同步系统通过 SDH 网络 E1 通道传输的时间基准信号，卫星时间基准和来自中调的地面时间基准有效融合，地面和卫星时间基准互为备用，同时驯服高稳时钟，提供变电站内各二次装置时间同步所需的授时信号。

变电站三级时间同步系统的三级时钟分别接收北斗、GPS 卫星时间基准，获取 UTC 时间信息，同时接收地调二级时间同步系统通过 SDH 网络 E1 通道传输的地面时间基准信号，卫星时间基准和来自地调的地面时间基准有效融合，地面和卫星时间基准互为备用，同时驯服高稳时钟，提供变电站内各二次装置时间同步所需的授时信号。

搭建全网时间同步系统的同时，建设专用网络组成网管系统，实现对各时钟装置的监控和管理，网管监控中心服务器负责收集各设备管理服务上报的设备性
能及状态提示信息，进行状态分析，同时收集设备管理服务上报的故障告警信息，及时通知管理员，并可远程配置各时钟装置的运行参数。
（2）技术特点。
智能电网全网时间同步系统技术要求高、难度大、市场前景广阔、需求迫切。目前，国内外正在全力开展基于SDH传输的全网时间同步关键技术研究，而智能电网通过SDH网络E1链路传递高精度时间基准（精度优于1μs）是研究的重点和难点，该时间同步系统涉及通信、SDH传输、卫星授时应用、PTP(IEEE 1588 V2）高精度网络授时处理、精确时钟控制等学科领域.
海南电网全网时间同步集中网管系统采用省调监控管理中心、地调监控中心、厂站时间同步系统监控中心三级架构。网管系统设计架构如图5-29所示。
海南电网全网时间同步集中网管系统主界面如图5-30所示。
海南电网全网时间同步系统主要技术难点包括：①基于电力SDH网络E1链路传递高精度的地面时间基准；②基于IEEE 1588（简称PTP）协议的高精度网络授时；③北斗高精度授时处理；④高精度时钟控制；⑤空间卫星与地面时间基 准的多时间源融合；⑥利用电力 SDH 网络 E1 链路、PTP 协议实现 SDH 传输时延误差修正；⑦电力时间同步系统集中网管系统。

海南电网全网时间同步系统技术创新点包括：①首创智能电网全网时间同步组网技术；②独创 SDH 网络 E1 传输的时延抖动测量与时延误差修正技术；③独创北斗、GPS 及地面链路的多时间基准源授时融合技术；④基于 IEEE 1588 协议的高精度网络时间同步技术。

（3）应用效果。
目前，海南电网全网时间同步系统试点工程已经完成，经过挂网运行，经历了 SDH 网络实际运行时的各种链路倒换、指针调整等对时间同步的影响，经运行测试，系统可满足电力系统对时间误差小于 1μs 的精度要求。

通过海南电网全网时间同步系统的技术研究和实施，形成中调、地调、变电站的时钟同步网，为电网运行、监控、故障分析等业务提供统一、高同步性、天地备用的高精度时钟，实现电网各系统在统一高精度时间基准下的运行监控与故障分析，解决了目前电力系统的时间同步系统以 GPS 为主要时间基准所面临的安全风险，保证了电网的安全运行；为海南电网的生产经营提供了先进的技术手段，提高了电力系统的运行维护管理水平，降低了管理成本，实现了对电网安全运行的科学有效管理，为海南电网的智能电网时间同步系统的建设积累了宝贵经验，具有较好的经济效益和社会效益。

5.3.2 浙江电力时间同步网

（1）总体方案。
1）概述。
浙江电力时间同步网由省公司部署 PTP 主时钟，由馈原子钟和 GPS 产生精确的基准同步信号，PTP 主时钟为一台独立、冗余的基准时钟，该基准时钟输出优于 100ms 的 PTP 精密时间信号，能够接收多路外参考同步信号并设立优先级。SDH 传输系统采用星型结构，由省公司配置专用的 PTP 交换机相互充分配置，将主时钟的 PTP 信号从省公司传送到各个地市公司、500kV 变电站。PTP 交换机可以级联，以满足实际需要的 PTP 端口数。为减轻省公司的 2M 通道压力，本项目也同时考虑了二级组网的可行性，由各个地调的 PTP 从时钟增加 PTP 输出端口，形成结构上的 BC（边界时钟）单元，因此地调的 PTP 从时钟对于可转换为主时钟模式，在地调配置一定数量的 PTP 分配器，可以解决 220kV 变电站和 110kV 变电站的对时需要。同时，每一路 PTP 信号再通过 Ethernet（E1 适配器（适配器），将 PTP 的数据包转换为 E1 格式并接入到 SDH 设备上，从而实现 IP over SDH 的可能。
位于对端的地市供电公司或变电站的 SDH 设备在接收到包含 PTP 信息的 E1 信号时，再通过 E1/Ethernet 适配器，反向转换为 PTP 信号，从而传送给地市供电公司或变电站的站内接收设备。
各站点的 PTP 接收设备作为站点的主时钟，既能接收 PTP 信号，又能内置一个 GPS 备用接收模块，通过内部的高性能 OCXO 振荡器，输出稳定、高精度的 DCS、NTP 等信号，提供给扩展时钟或更下一级的主时钟使用。
技术方案如图 5-31。

 2）技术方案。
省公司为一级主时钟，设置 PTP 主时钟，配置馈原子钟（与频率同步网共用）、PTP 主时钟、PTP 交换机、RJ45/E1 适配器；11 个地市供电公司为二级主时钟，设置 PTP 边界时钟、RJ45/E1 适配器；31 个 500kV 变电站为二级主时钟，设置 PTP 从时钟、RJ45/E1 适配器；在省公司设置网管系统，管理全省时间同步设备，配置网管服务器、网管软件、网管终端及网管路由器、网络交换机；在 11 个地市供电公司配置远程网管终端，管理所辖网管时钟设备。
PTP 的传输通道利用省基础 MSTP 网的 E1 通道，网管通道利用省基础 MSTP 网的 FE 通道。

实施网络的拓扑结构见图 5-32。
浙江省电力公司时间同步网建设的同时还组建了实时时间监测网，选择典型站配置。经过中国计量院检测的时间监测单元 TimeAcc-001，用以监测时间同步网的同步精度，监测网拓扑如图 5-33 所示。
监测单元测量被测信号与监测单元的绝对偏差。监测单元自身精度可保证在 50ms 以内，因此所测绝对偏差可看作是被测设备的精度，此时的最大误差范围为 100ms。监测系统将各监测单元测量到的带时标精度数据通过电力数据网或 SDH 传输网传送到网管终端，网管根据时标进行排列、统计分析。此时，传送数据时路径上的延时对测量结果不造成任何影响。
监测单元可以设置一个最大偏差值为告警门限，当测量到的信号相对参考信号超出门限时，系统将及时给出告警，并建立事件库以备后续查对，告警可以通过短信、电子邮件等方式传送给维护人员。
TimeAcc-001 实时时间监测系统还可用于实时监测电网变电站 GPS 时间同步系统的时间精度，实现对时钟设备的在线监测。
被监测的时钟输出 DCS/NTP 时间信号通过 SDH 网络/数据网络传送到监测中心，在监测中心配置 TimeAcc-001 集中时间监测屏，可以比较经济地实现实时时间精度集中监测，精度可达 100μs。

（2）技术特点。
1）关键技术。
① PTP 从时钟自适应 SDH 网络特性的补偿算法。SDH 网络存在固有的由指针调整引起的抖动、漂移，如果没有针对 SDH 特性的补偿算法，PTP 从时钟虽能跟踪到主时钟，但未必能正常锁定。本项目的技术关键之一，就是在 PTP 从时钟中增加了特殊适应 SDH 网络特性的补偿算法，从而能保证 PTP 从时钟快速锁定。
② PTP 从时钟可以是 Ordinary Clock，可以是 Boundary Clock，也可以是 Transparent Clock。

Ordinary Clock 与 Grandmaster 组合起来的类似 BC 的设备。但不管是哪一种，都需要“灌装”SDH 自适应算法。
② 智能时延补偿机制。PTP 同步机理的最基本点是要求主从时钟之间的收发路径要对称。但现实网络中的收发路径往往是不对称的，而且这种不对称是变化值，智能延时补偿技术解决了收发路径延时不对称值随网络变化的问题，在 PTP 从时钟中补偿该值之后，PTP 从时钟的输出精度就会回复到正常的水平。
③ 协议转换过程的时延抖动控制。适配器是 PTP 收发路径中的重要组成部分，因此，控制 PTP 经过适配器的时延，对后端的 PTP 同步精度有着非常重要的意义。本项目的技术关键之一就是采用了特制的适配器，从而很好地控制了每次 PTP 经过适配器的时延抖动变化。
本方案通过改造配器的硬件，做到每次 PTP 信号到达适配器单元不作缓存即直接封装送出去，这样就能确保每次的驻留时间都在几十到几百纳秒的量级，满足本方案中的驻留时间比较恒定的要求。
④ PTP 从时钟的适应 SDH 自愈环路径倒换算法。利用 SDH 传送 PTP 较之传DCLS 或 PPS 的最主要优势，就在于 PTP 协议本身就是一种收发双向时标比对的技术，因此，PTP 从时钟很容易识别网络是否发生倒换。本项目的技术关键之一就在于 PTP 从时钟内部 SDH 自适应算法，用以识别 SDH 自愈环的倒换，并自动补偿由此带来的路径不对称。
⑤ 多源同步。由于时间同步网涉及全省范围的各个地调及变电站，因此，基准时钟的可靠性不言而喻。为了确保时钟源的可用性，应充分利用不同种类的源信号，如北斗、GPS 及上级地面时间参考，项目的技术关键之一就在于基准时钟具有多路信号自动比对功能，可同时接收不同的时间基准信号，当第一路优先信号中断不可用时，能自动切换到第二个外部参考信号。
⑥ 时频融合。随着通信技术、网络技术、安全技术、自动化技术等的不断发展和提高，同步将越来越重要。今后许多网络和应用既需要时间同步，也需要频率同步，同步技术的发展方向也是时频融合。而对于电力行业来说，SDH 自身需要可靠的频率同步，SDH 同时又为其他专业提供时间同步的传输通道。本方案不仅能够提供高精度的时间同步，而且能提供满足 ITU-T G.812 或更高性能的 E1 同步信号。
2）系统特点。
① 充分利用现有 SDH 光纤传输资源，无需任何技术改造，项目实施方便可靠；
② 通过 SDH 的 2M 通道传送 PTP 协议，实现广域的时间同步，并且同步精度能够完全控制在 1μs 以内，满足电力行业的相关标准；
③ 建成的时间同步网，完全适应 SDH 的自愈倒换，对倒换所造成的时延、路径不对称等自动补偿，确保输出精度始终控制在有效范围；
④ 只要 SDH 网络满足 ITU-T 相关同步规范[9-10]，无其他特殊要求；
⑤ 不受 SDH 网络节点数量的限制；
⑥ 支持多级组网模式，两级组网模式下的从时钟精度都优于 1μs；
⑦ 各级 PTP 从时钟可选配 GPS 或北斗接收机作为备用时间源，在地面传输彻底中断的情况下，可根据用户的设定被用作备用基准；
⑧ 当选配卫星接收机作为备用时，卫星接收机可在设备断电重启情况下作为补偿修正的参考源；
⑨ 每台 PTP 从时钟内置铷原子钟，可提供优越的保持性能；
⑩ 可以在实现时间同步的同时实现频率同步；
⑪ 时间监测系统实时监测时间同步的精度。
3）网络参数特点。
① 支持 PTP，支持 ITU-TG.8265.1 规范的电信格式和 IEEE PC37.238 规范的电力格式；
② 支持组播/单播（multicast/unicast）；
③ 支持 one-step/two-step；
④ PTP 报文传输速率高达 128kbit/s；
⑤ 支持 VLAN；
⑥ 支持 PTP 抓包分析；
⑦ 支持 SNMP 网管；
⑧ 支持 SFP 光接口。
主时钟网络对时技术的时间精度、稳定性和可靠性能够达到智能变电站的要求。
（3）应用效果。图 5-34 为中国泰尔实验室对浙江省电力公司 SDH 时间同步组网测试的现网测试报告，包括二级节点 500kV 兰溪变电站 PTP 从时钟经 SDH 2M 与 PTP 主时钟同步，连续 11h 的 PTP 从时钟 IRIG-B 码输出精度数据。
从图 5-34 中可以看出，时间同步精度在-150ns～+100ns 之间。
图 5-35 为三级节点 220kV 灵洞变电站 PTP 从时钟经 SDH 2M 与 PTP 主时钟同步，连续 14h 的 PTP 从时钟 IRIG-B 码输出精度数据。
从图 5-35 中可以看出，时间同步精度在 -300ns～+250ns 之间。
SDH 链路倒换时间同步精度的测试结果见图 5-36。从图 5-36 中可以看出，SDH 链路发生倒换时，时间同步精度在 160ns 以内。
浙江电力时间同步网的同步精度测试结果均小于 1μs，通过了泰尔实验室的检测，检测结果如图 5-37。

5.3.3 苏州玉山 500kV 智能变电站时间同步系统

苏州玉山 500kV 智能变电站是国家电网公司在智能变电站建设方面进行的重要试点项目。该项目在建设变电站自动化系统的过程中大量采用智能化程度较高的数字化保护、测控装置，而这些装置对时间同步系统的精度、稳定度和可靠性提出了极高的要求，因此该变电站在建设站内时间同步系统时采用了新的授时架构和技术，确保时间同步系统的精度、稳定度和可靠性达到使用要求。

（1）总体方案。
玉山 500kV 智能变电站的地面中心站时钟系统设在国家电网公司华东分部调度大楼内，其系统组成包括：铯原子钟、共视设备、时间分发设备、网管系统等。铯原子钟作为频率参考源，其共视设备可溯源到中国科学院国家授时中心。时间分发设备将标准时间信号进行封装后通过 SDH 光通信网络将标准时间分发至玉山变电站。
传递标准时间信号的 SDH 通信通道可以是 SDH 业务通道或开销通道，通道保护方式可以是 1+1、环网、复用段、子网等保护方式。由于时间中心由电网自主控制，且传递通道为电力专用光传输网络，从而大大提高了电网时间的可靠性和安全性，且通过 SDH 光通信通道传递标准时间的精度优于 0.5μs，时间传递精度能够满足智能化设备的用时要求。
变电站内采用全站统一时钟架构。变电站主钟采用 SDH 链路授时与北斗/GPS 卫星授时相结合的方式，以提高时间同步的可靠性和精度。GPS双星被动授时相结合技术，与多时间源比对切换技术结合组建了天地多源主钟系统[-12]，确保了站内时间基准在精度、可靠性、稳定性与可用性等方面满足需求。变电站内部同时采用NTP技术为站控层的计算机设备提供时间服务，采用PTP技术为数字化间隔中的智能化设备提供授时服务，采用IRIG-B码授时为常规间隔提供授时服务。该站时间同步系统架构如图5-38所示。（2）技术特点。
1）SDH 链路时间传递。
玉山 500kV 智能变电站主时钟系统除接入 GPS、北斗信号源外还接入了 SDH 链路信号源，形成了天地多源互备的时间同步系统。
系统通过 SDH 的 E1 时隙传送时间信号，由主节点、从节点组成，从节点可以再以中间节点的身份向下传送时间。在现有的 SDH 系统中增加时间同步设备（TSE）和时钟同步设备（CSE），主节点上的 CSE 产生高稳定度的时钟频率信号，TSE 产生标准时间信号，从节点的 CSE 和 TSE 接受主节点的同步；同时，从节点的 TSE 又可以以中间节点的身份传递标准时间信号给下一级的从节点，标准时间经过此类主从的接力传递到整个网络。与时间传递相比时钟的同步更为简单，主节点的时钟可以通过 SDH 网络直接同步到 SDH 系统中的所有节点。
同时，利用 SDH 链路传递时间和传统的授时方式相比具有一些独特的优势：
① SDH 链路传递时间可以使一个地区内变电站的时间保持高度一致，为区域电网分析提供了良好的条件；
② SDH 链路传递时间可以同时将站内时间同步设备的管理信息传到中心站，加强了时钟设备的管理；
③ SDH 链路传递时间能够在恶劣天气下提供精确的授时，提高了授时的稳定性。
2）多源综合计算授时技术。
系统采用了多源综合计算授时技术将各个外部时间源完整的融合，确保整个主时钟的时间输出精度和稳定度，从而大大提高了变电站主时钟的时间可靠性。玉山 500kV 智能变电站多源综合计算的具体处理逻辑如图 5-39 所示。多源综合计算技术的基本思路：对各外部时间源进行有效性判别，以及相对于本地时钟的剩余误差测量，将测量数据经过一系列的滤波、统计分析和加权计算后[15-16]，生成一个精确、稳定的时间基准信号，作为本地时钟时间校时依据。若某一个时间源信号在计算期间发生了劣化或中断等异常情况，则令其退出，以确保由质量稳定的时间源参与生成时间基准信号。退出的时间源信号恢复稳定后可重新返回到综合计算过程中。该计算方法能有效防范由于时间源切换和外部时间劣化所导致的输出时间信号抖动现象。
3）数字化间隔 1588 对时。
玉山 500kV 智能变电站数字化间隔采用双以太网、双 PTP 主备钟架构。PTP 主时钟、支持 PTP 功能的组网交换机、保护设备、测控设备、合并单元等用时设备构成一个完整的 PTP 授时网络，对时方式采用 P2P。其中，PTP 主时钟、组网交换机均为双机配置，各用时设备可通过主钟/备钟实时评估切换算法（BMC）来选择自己的 PTP 服务器，从而确保了授时网络的可靠性。PTP 主钟采用的 BMC 算法如下：
① 主时钟周期性地通告本钟的固有属性，包括：本时钟 ID，本地主时钟优先级 1，本地主时钟时钟质量，本地主时钟优先级 2，本地主时钟 ID，本钟距主钟距离等。
② 本时钟每收到一个 announce 通告，就把它加入到外部主钟集中，并从中选择一个最好的主钟与本地钟比较，根据比较结果确定本时钟的下一个状态是主用还是后备主。
③如果本时钟的时间源质量劣化，需要动态调整本时钟的固有属性，即本
主钟的时钟质量降一个档次。

（3）应用效果。
玉山 500kV 智能变电站时间同步系统投运以来，经过长期严谨的数据测量，验证了主时钟设备的授时精度、稳定度、可靠性，以下为测试数据分析。
1）主时钟与合并单元的网络对时效果测试分析，如图 5-40 所示。图 5-40 曲线的测量时间为 16h，曲线表明合并单元输出的秒脉冲波动范围在-300～200ns 之间。经统计分析，均值为-46ns，标准差为 32ns。
2）主时钟与线路差动保护装置的网络对时效果测试分析如图 5-41 所示。图 5-41 曲线的测量时间为 4h，曲线表明线路差动保护装置输出的秒脉冲波动范围为 60～300ns。经统计分析，均值为 218ns，标准差为 22ns。
3）两个合并单元的时间一致性测试分析如图 5-42 所示。

图 5-42 曲线的测量时间为 2h，曲线表明两个受主时钟对时的合并单元输出秒脉冲的波动范围为80100ns。经统计分析，均值为1ns，标准差为 27ns。通过上述主时钟与典型设备网络对时的效果测试分析，验证了采用地面（SDH）时间传递技术、多源综合计算技术和 PTP 授时技术的时间精度、稳定性和可靠性能够达到智能变电站的要求。

参考文献

[1] 冯军. 智能变电站原理及测试技术 [M]. 北京：中国电力出版社，2011.
[2] 袁宇波，高磊，卜强生，等. 智能变电站集成测试技术与工程应用 [M]. 北京：中国电力出版社，2013.
[3] 高磊，袁宇波，宋亮亮. 智能变电站监控系统时间体系的研究 [J]. 电力自动化设备，2012, 32(3): 116-120.
[4] 刘昊昊，浮明军，左群业，等. 基于三网合一过程层的变电站集中式保护采样和网络方案研究 [J]. 电力系统保护与控制，2013, 11. 1(6) 142-146.
[5] IEEE Std 1588-2008, IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems [S].
[6] 张坤，邓志刚，张道农，等. 智能化变电站中多源自适应时间同步系统 [J]. 电力科学与工程学报，2011(3): 30-34.
[7] 胡春阳，焦群. 电网时间统一系统可行性研究 [J]. 电力系统通信，2011(1): 1-5.
[8] 张大元，谢毅，孟文立，等. 利用光纤数字同步传送网 2.048 Mbit/s 支路传送高精度标准时间信号 [J]. 现代电信科技，2006(12): 17-20.
[9] ITU-T G.8272 Primary Reference Time Clock (PRTC).
[10] ITU-T G.8272.2 Assisted Partial Timing Support.
[11] 许保落，张道农，袁文广，等. 基于多时钟源的时间同步系统设计与应用 [J]. 电力科学与工程学报，2011, 26(3): 25-29.
[12] 李永乐，江道灼，禹化然. 一种基于多授时源多授时方式的电力系统同步授时方案. 电力系统保护与控制，2011, 39(21): 76-80.

[13] 秦永元，张洪锐，汪叔华. 卡尔曼滤波与组合导航原理 [M]. 西安：西北工业大学出版社，2012.
[14]（美）西蒙，著. 最优状态估计——卡尔曼 H∞ 及非线性滤波 [M]. 张勇刚，李宁，奔粤阳，译. 北京：国防工业出版社. 2013.