电力系统时间同步方案_于跃海
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收稿日期 : 2007209221 ; 修回日期 : 2008202225 。 作者均为《电力系统时间同步技术规范》标准编写组成员 。
立电力系统动态监测与时间同步工作组 ,目前正加 紧《电力系统时间同步技术规范》的制定工作 ,以规 范电力系统时间同步运行 。
目前 ,中国电力行业通常使用的是北京时间 。 协调世界时间 ( U TC) 加 8 h 后 ,转换为北京时间 。 本文中的时间同步概念 ,就是通过接收授时系统所 发播的标准时间信号和信息 ,校准本地时钟 ,换言 之 ,就是实现标准时间信号 、信息的异地复制 。
关键词 : 电力系统 ; 时间同步 ; 对时方式 ; 授时精度
中图分类号 : TM73
0 引言
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 ( EMS) 和生产信息管理系统 等基于统一的时间基准运行 ,以满足事件顺序记录 ( SO E) 、故障录波 、实时数据采集时间一致性要求 , 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 。
3) 频率源 频率源又称频标 ,提供稳定的频率信号 ,作为时 间同步信号接收器失效时的守时脉冲信号源 。对于
守时精度要求高以及重要的应用场合 ,可以选用原 子频标 (如铯原子频标 、铷原子频标) 、恒温晶振 ;对 于一般应用场合 ,可以选用普通晶振 。
4) 主时钟 主时钟也称分频钟[2] ,用来接收时间同步信号 接收器的时间 、秒脉冲 (1 PPS) 信号以及频率源的频 率脉冲 ,并将时间信号分配成多路信号 ,或直接分配 给应用系统或装置 ,或分配给二级钟 。主时钟需要 采取必要的补偿算法 ,以保证出口精度 。 主时钟要求配置 2 路不同的时间同步信号接收 器 ,以接收来自不同时钟源的时间信号 ,只要其中任 何一路时钟源正常 ,都可以完成授时功能 。
1 电力系统对时间同步的需求
电网对时间同步的需求主要体现在电网调度 、 电网故障分析判断上 ,与电力生产直接相关的是实 时控制领域 ,直接使用时间同步系统的是电力自动 化设备 (系统) 。随着数字电网建设的加快 ,一些新 型的实时监测控制系统 ,如电网预防控制在线预测 系统 (O PS) 、广域测量系统 ( WAMS) 、广域监测分 析保护控制系统 ( WA RMA P) 等 ,对时间同步的需 求更为迫切 。
8. 中国电力科学研究院 , 北京市 100085)
摘要 : 从实际工程应用需求出发 ,从不同侧面分析了电力自动化设备 (系统) 对时间同步的要求 ,介 绍了电力系统时间同步技术相关概念 ,澄清了一些模糊认识 ,给出了电力系统时间同步时钟的组成 及其对时方式 ,以及适用于主站 、子站的不同的时间同步配置方案 。
通常 ,授时时钟源会修正延时到用户端的时间 信号接收单元 。不同时钟源的授时精度不同 ,例如 , GPS 授时精度达到 6 ns～12 ns ,基于网络的对时系 统授时精度为 50μs ,中国北斗导航系统授时精度为 20 ns～100 ns ,B PL 授时精度为 1 μs ,B PM 授时精 度为 1 ms 。从测量角度分析 ,被校验系统的溯源要 求比其自身的精度至少高 1 个数量级 ,因此 ,子站授 时系统时间同步需要选择授时精度达到 100 ns 的 时钟源 ,主站授时系统时间同步需要选择授时精度 达到 100 ms 的时钟源 。— 8Βιβλιοθήκη —2008 , 32 (7)
5) 二级钟 二级钟用来接收主时钟的时间和脉冲信号 ,提 供多路不同方式的时间同步信号输出 。二级钟配置 必要的守时元件 (如原子频标 、晶振) ,以确保在主时 钟失效状态下能够保持一定时间长度的授时精度 。 二级钟要求配置 2 路主时钟输入 ,可以实现主 备方式配置的主时钟输入 。 为确保授时精度 ,二级钟与主时钟之间采用光 纤连 接 , 传 输 内 容 可 以 有 2 种 方 式 : IRIG ( Inter Range Inst rumentatio n Gro up ) 2B 码 ; 1 PPS + 时间 报文 。 二级钟与主时钟之间的传输距离需要进行算法 补偿 ,以确保时间同步 ,保证二级时钟出口精度 ,补 偿算法将另文介绍 。
目前 ,电力系统中的时间同步处于“各自为政” 的状态 ,要求对时的每套系统都会配置一套独立的 时钟系统 ,通常选用美国的全球定位系统 ( GPS) 接 收器[1] ,结果使电力企业 、电厂 、变电站的楼顶天线 林立 。由于处理方式 、接口标准不统一 ,这些时间接 收系统相互间不通用 、无法互联 ,更不用说形成互为 备用 ,而且整个系统的可靠性无法保证 ,过于依赖于 GPS。为了逐步实现全电网的统一时间 ,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 ,而且要求该系统能基 于不同的授时源建立时间同步并互为热备用 。全国 电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会已成
根据各类电力自动化设备 (系统) 对时间同步精 度要求的不同 ,确保电力自动化设备 (系统) 安全稳 定可靠地对电力系统实施控制 ,保证电力系统运行 , 考虑到时钟源的互为备用 、战时备用等因素 ,电力系 统的同步时钟不能只选 1 个或同一时钟源 ,应至少 选择 2 个不同的时钟源 。《电力系统时间同步技术 规范》给出了指导性意见 。图 1 所示为电力系统同 步时钟体系结构 ,由时钟源 、时间同步信号接收器 、 频率源 、主时钟 、二级钟组成 。
图 1 电力系统同步时钟体系结构 Fig. 1 Architecture of synchronizing clocks in power system
1) 时钟源 时钟源提供标准时钟信号 。其中 :无线授时系
统有欧洲伽利略 ( Galileo) 导航系统 、中国北斗导航 系统 、俄罗斯全球导航卫星系统 ( GL ONA SS) 等卫 星定位 、导航 、授时系统 ,以及长波授时系统 (B PL ) 、 短波授时系统 (B PM) 等 ,而目前广泛应用的时钟源 是美国的 GPS ; 有线授时系统 ,例如通信网络授时 系统 ,它以网络或专线作为载体 。
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 IRIG2B 码 ,简称 B 码 。
2) 时间同步信号接收器 时间同步信号接收器用来接收时钟源信号 ,经 处理后为主时钟提供初始时间信号 。基于无线授时
的信号处理方法 ,是将载波扩频信号解码成时间及 其相关信息 ,包括空间 (经度 、纬度 、海拔高度) 、接收 卫星颗数等 ,其中 B PL 和 B PM 只有时间信息传送 给时钟信号接收单元的处理器 ;基于有线授时的信 号处理方法 ,是将传输的时间报文直接解包 ,然后读 出 ,根据数据传输进行延时补偿 。
B 码分为调制 B 码 (也称交流 B 码) 和非调制 B 码 (也称直流 B 码) 。交流 B 码调制在正弦波信号 上 ,其包络线是直流 B 码 。交流 B 码是模拟量 ,由 授时设备直接传送给被授时设备 。直流 B 码可以 直接传送给被授时设备 ,电压等级常用 T TL 电平 ( + 5 V) ,用 IRI G2B DC T TL 表示 。直流 B 码还可 以通过串行通信接口发送给被授时装置 ,用 IRI G2B DC 232 和 IRI G2B DC 422 表示 。
第 32 卷 第 7 期 2008 年 4 月 10 日
Vol. 32 No . 7 Ap r. 10 , 2008
电力系统时间同步方案
于跃海1 , 张道农2 , 胡永辉3 , 杨国庆4 , 胡 炯5 , 邓志刚6 , 张立培7 , 李 刚8
(1. 国网南京自动化研究院/ 南京南瑞集团公司 , 江苏省南京市 210003 ; 2. 北京国电华北电力工程有限公司 , 北京市 100011 ; 3. 中国科学院国家授时中心 , 陕西省西安市 710600 ; 4. 国家电网公司华东电网有限公司 , 上海市 200000 ; 5. 北京四方继保自动化股份有限公司 , 北京市 100085 ; 6. 武汉中元华电科技有限公司 , 湖北省武汉市 430223 ; 7. 北京波行电力技术开发有限公司 , 北京市 100055 ;
电力自动化设备 (系统) 对时间同步精度有不同 的等级要求 ,而不是通常所理解的精度越高越好 ,对 时精度的提高需要付出相应的代价 ,因此 ,没有必要 盲目追求高精度 ,原则是满足被授时设备本身的最 小分辨率即可 。工作组组织专家调研后 ,将电力系 统被授时装置对时间同步准确度的要求大致分为以 下 4 类:
3) 时间同步准确度不大于 10 ms :包括微机保 护装置安全自动装置 、馈线终端装置 ( F TU ) 、变压 器终端装置 ( T TU) 、配电网自动化系统等 。
4) 时间同步准确度不大于 1 s :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
3 电力自动化设备 (系统) 对时方式
电力自动化设备 (系统) 可以选用的对时方式有 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 (1PP H) , 其中 1PPM 和 1PP H 也可以通过累 计 1 PPS 得到 。脉冲对时信号分为有源脉冲和无源接 点 。有源脉冲电源由授时设备提供 ,电压等级常用 的有 T TL 电平 ( + 5 V ) 、24 V 电 平 和 差 分 电 平 ( ±5 V) ;无源接点等效于开关 ,准时闭合/ 断开 ,被 授时设备自身提供电源 ,通过无源接点转换为有源 脉冲 。实际应用中常用无源接点 ,因而授时设备与 被授时设备之间不需要约定电压等级 。 脉冲对时的优点是授时精度高 、使用无源接点 时 ,适应性强 ;缺点是只能校准到秒 (用 1 PPS) ,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 RS2232和 RS2422/ RS2485 。 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 。
1) 时间同步准确度不大于 1 μs :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 1 ms :包括故障录波
— 82 —
·研制与开发 · 于跃海 ,等 电力系统时间同步方案
器 、SO E 装 置 、电 气 测 控 单 元/ 远 程 终 端 装 置 ( R TU) / 保护测控一体化装置等 。
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 (DM IS) 、企业管理信息系统 (M IS) 等 。
2 同步时钟
立电力系统动态监测与时间同步工作组 ,目前正加 紧《电力系统时间同步技术规范》的制定工作 ,以规 范电力系统时间同步运行 。
目前 ,中国电力行业通常使用的是北京时间 。 协调世界时间 ( U TC) 加 8 h 后 ,转换为北京时间 。 本文中的时间同步概念 ,就是通过接收授时系统所 发播的标准时间信号和信息 ,校准本地时钟 ,换言 之 ,就是实现标准时间信号 、信息的异地复制 。
关键词 : 电力系统 ; 时间同步 ; 对时方式 ; 授时精度
中图分类号 : TM73
0 引言
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 ( EMS) 和生产信息管理系统 等基于统一的时间基准运行 ,以满足事件顺序记录 ( SO E) 、故障录波 、实时数据采集时间一致性要求 , 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 。
3) 频率源 频率源又称频标 ,提供稳定的频率信号 ,作为时 间同步信号接收器失效时的守时脉冲信号源 。对于
守时精度要求高以及重要的应用场合 ,可以选用原 子频标 (如铯原子频标 、铷原子频标) 、恒温晶振 ;对 于一般应用场合 ,可以选用普通晶振 。
4) 主时钟 主时钟也称分频钟[2] ,用来接收时间同步信号 接收器的时间 、秒脉冲 (1 PPS) 信号以及频率源的频 率脉冲 ,并将时间信号分配成多路信号 ,或直接分配 给应用系统或装置 ,或分配给二级钟 。主时钟需要 采取必要的补偿算法 ,以保证出口精度 。 主时钟要求配置 2 路不同的时间同步信号接收 器 ,以接收来自不同时钟源的时间信号 ,只要其中任 何一路时钟源正常 ,都可以完成授时功能 。
1 电力系统对时间同步的需求
电网对时间同步的需求主要体现在电网调度 、 电网故障分析判断上 ,与电力生产直接相关的是实 时控制领域 ,直接使用时间同步系统的是电力自动 化设备 (系统) 。随着数字电网建设的加快 ,一些新 型的实时监测控制系统 ,如电网预防控制在线预测 系统 (O PS) 、广域测量系统 ( WAMS) 、广域监测分 析保护控制系统 ( WA RMA P) 等 ,对时间同步的需 求更为迫切 。
8. 中国电力科学研究院 , 北京市 100085)
摘要 : 从实际工程应用需求出发 ,从不同侧面分析了电力自动化设备 (系统) 对时间同步的要求 ,介 绍了电力系统时间同步技术相关概念 ,澄清了一些模糊认识 ,给出了电力系统时间同步时钟的组成 及其对时方式 ,以及适用于主站 、子站的不同的时间同步配置方案 。
通常 ,授时时钟源会修正延时到用户端的时间 信号接收单元 。不同时钟源的授时精度不同 ,例如 , GPS 授时精度达到 6 ns～12 ns ,基于网络的对时系 统授时精度为 50μs ,中国北斗导航系统授时精度为 20 ns～100 ns ,B PL 授时精度为 1 μs ,B PM 授时精 度为 1 ms 。从测量角度分析 ,被校验系统的溯源要 求比其自身的精度至少高 1 个数量级 ,因此 ,子站授 时系统时间同步需要选择授时精度达到 100 ns 的 时钟源 ,主站授时系统时间同步需要选择授时精度 达到 100 ms 的时钟源 。— 8Βιβλιοθήκη —2008 , 32 (7)
5) 二级钟 二级钟用来接收主时钟的时间和脉冲信号 ,提 供多路不同方式的时间同步信号输出 。二级钟配置 必要的守时元件 (如原子频标 、晶振) ,以确保在主时 钟失效状态下能够保持一定时间长度的授时精度 。 二级钟要求配置 2 路主时钟输入 ,可以实现主 备方式配置的主时钟输入 。 为确保授时精度 ,二级钟与主时钟之间采用光 纤连 接 , 传 输 内 容 可 以 有 2 种 方 式 : IRIG ( Inter Range Inst rumentatio n Gro up ) 2B 码 ; 1 PPS + 时间 报文 。 二级钟与主时钟之间的传输距离需要进行算法 补偿 ,以确保时间同步 ,保证二级时钟出口精度 ,补 偿算法将另文介绍 。
目前 ,电力系统中的时间同步处于“各自为政” 的状态 ,要求对时的每套系统都会配置一套独立的 时钟系统 ,通常选用美国的全球定位系统 ( GPS) 接 收器[1] ,结果使电力企业 、电厂 、变电站的楼顶天线 林立 。由于处理方式 、接口标准不统一 ,这些时间接 收系统相互间不通用 、无法互联 ,更不用说形成互为 备用 ,而且整个系统的可靠性无法保证 ,过于依赖于 GPS。为了逐步实现全电网的统一时间 ,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 ,而且要求该系统能基 于不同的授时源建立时间同步并互为热备用 。全国 电力系统管理及其信息交换标准化技术委员会已成
根据各类电力自动化设备 (系统) 对时间同步精 度要求的不同 ,确保电力自动化设备 (系统) 安全稳 定可靠地对电力系统实施控制 ,保证电力系统运行 , 考虑到时钟源的互为备用 、战时备用等因素 ,电力系 统的同步时钟不能只选 1 个或同一时钟源 ,应至少 选择 2 个不同的时钟源 。《电力系统时间同步技术 规范》给出了指导性意见 。图 1 所示为电力系统同 步时钟体系结构 ,由时钟源 、时间同步信号接收器 、 频率源 、主时钟 、二级钟组成 。
图 1 电力系统同步时钟体系结构 Fig. 1 Architecture of synchronizing clocks in power system
1) 时钟源 时钟源提供标准时钟信号 。其中 :无线授时系
统有欧洲伽利略 ( Galileo) 导航系统 、中国北斗导航 系统 、俄罗斯全球导航卫星系统 ( GL ONA SS) 等卫 星定位 、导航 、授时系统 ,以及长波授时系统 (B PL ) 、 短波授时系统 (B PM) 等 ,而目前广泛应用的时钟源 是美国的 GPS ; 有线授时系统 ,例如通信网络授时 系统 ,它以网络或专线作为载体 。
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 IRIG2B 码 ,简称 B 码 。
2) 时间同步信号接收器 时间同步信号接收器用来接收时钟源信号 ,经 处理后为主时钟提供初始时间信号 。基于无线授时
的信号处理方法 ,是将载波扩频信号解码成时间及 其相关信息 ,包括空间 (经度 、纬度 、海拔高度) 、接收 卫星颗数等 ,其中 B PL 和 B PM 只有时间信息传送 给时钟信号接收单元的处理器 ;基于有线授时的信 号处理方法 ,是将传输的时间报文直接解包 ,然后读 出 ,根据数据传输进行延时补偿 。
B 码分为调制 B 码 (也称交流 B 码) 和非调制 B 码 (也称直流 B 码) 。交流 B 码调制在正弦波信号 上 ,其包络线是直流 B 码 。交流 B 码是模拟量 ,由 授时设备直接传送给被授时设备 。直流 B 码可以 直接传送给被授时设备 ,电压等级常用 T TL 电平 ( + 5 V) ,用 IRI G2B DC T TL 表示 。直流 B 码还可 以通过串行通信接口发送给被授时装置 ,用 IRI G2B DC 232 和 IRI G2B DC 422 表示 。
第 32 卷 第 7 期 2008 年 4 月 10 日
Vol. 32 No . 7 Ap r. 10 , 2008
电力系统时间同步方案
于跃海1 , 张道农2 , 胡永辉3 , 杨国庆4 , 胡 炯5 , 邓志刚6 , 张立培7 , 李 刚8
(1. 国网南京自动化研究院/ 南京南瑞集团公司 , 江苏省南京市 210003 ; 2. 北京国电华北电力工程有限公司 , 北京市 100011 ; 3. 中国科学院国家授时中心 , 陕西省西安市 710600 ; 4. 国家电网公司华东电网有限公司 , 上海市 200000 ; 5. 北京四方继保自动化股份有限公司 , 北京市 100085 ; 6. 武汉中元华电科技有限公司 , 湖北省武汉市 430223 ; 7. 北京波行电力技术开发有限公司 , 北京市 100055 ;
电力自动化设备 (系统) 对时间同步精度有不同 的等级要求 ,而不是通常所理解的精度越高越好 ,对 时精度的提高需要付出相应的代价 ,因此 ,没有必要 盲目追求高精度 ,原则是满足被授时设备本身的最 小分辨率即可 。工作组组织专家调研后 ,将电力系 统被授时装置对时间同步准确度的要求大致分为以 下 4 类:
3) 时间同步准确度不大于 10 ms :包括微机保 护装置安全自动装置 、馈线终端装置 ( F TU ) 、变压 器终端装置 ( T TU) 、配电网自动化系统等 。
4) 时间同步准确度不大于 1 s :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
3 电力自动化设备 (系统) 对时方式
电力自动化设备 (系统) 可以选用的对时方式有 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 (1PP H) , 其中 1PPM 和 1PP H 也可以通过累 计 1 PPS 得到 。脉冲对时信号分为有源脉冲和无源接 点 。有源脉冲电源由授时设备提供 ,电压等级常用 的有 T TL 电平 ( + 5 V ) 、24 V 电 平 和 差 分 电 平 ( ±5 V) ;无源接点等效于开关 ,准时闭合/ 断开 ,被 授时设备自身提供电源 ,通过无源接点转换为有源 脉冲 。实际应用中常用无源接点 ,因而授时设备与 被授时设备之间不需要约定电压等级 。 脉冲对时的优点是授时精度高 、使用无源接点 时 ,适应性强 ;缺点是只能校准到秒 (用 1 PPS) ,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 RS2232和 RS2422/ RS2485 。 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 。
1) 时间同步准确度不大于 1 μs :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 1 ms :包括故障录波
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·研制与开发 · 于跃海 ,等 电力系统时间同步方案
器 、SO E 装 置 、电 气 测 控 单 元/ 远 程 终 端 装 置 ( R TU) / 保护测控一体化装置等 。
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 (DM IS) 、企业管理信息系统 (M IS) 等 。
2 同步时钟