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**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。

  (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***，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***。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，**2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。

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