智能变电站过程层高精度采样值同步技术方案研究

廖 能 周明平 李 翔

（国网江西省电力有限公司赣州供电分公司，江西赣州341000）

0 引言

高精度数据同步是实现信息全网共享的重要前提，IEC 61850标准将对时同步要求划分为5级，分别用T1～T5表示，合并单元输出的采样信号应达到T4级别，即4 μs。目前，智能变电站数据采样采用的算法为傅里叶、小波分析等，这类算法要求采样点均匀分布，但工频信号的频率是变化的，造成数据采样点非均匀地分布在整个信号周期上，导致采样精度达不到T4级别。本文从该影响因素出发，解决因采样时间间隔非等分而导致的同步采样精度降低问题。

1 合并单元同步方案

合并单元实现两个作用：（1）获取GPS信号并采集多路电子互感器的输出信号；（2）将采集到的数字信号按标准格式上传至间隔层网络。因此，合并单元具有两类接口：同步采集接口、数据上传接口。为实现合并单元的两个功能，可将合并单元设计为同步功能模块、数据处理功能模块及数据网络通信模块。

同步功能模块是实现智能变电站中各合并单元具有相同的采样启动信号，确保数据采样过程中保持高精度的第一步。从目前的技术及装置来看，同步采样的实现方法主要有两种：（1）合并单元接收变电站统一授时装置信号，该信号的频率为1 Hz，不能满足采样要求，通过倍频处理模块，将1 Hz的时钟信号转换为所需频率的同步信号，此信号可满足采样要求。（2）采用线性插值法。各路合并单元在采集到的数字信号上打上时间戳，在合并单元装置内通过插值算法计算出同一时间戳下的各电子互感器的采样值，从而实现同步采样。

2 采样时间同步系统

2.1 采样时间同步系统结构

智能变电站的优势在于采样值共享，采样值的高精度同步是实现保护、测量、计量的基础，变电站时间同步由电子互感器的采样时序、站内统一对时系统两部分构成。由于IEC 61850未规定同步采样方案，从目前已投运的智能变电站来看，电子互感器的A/D采样时序多采用分频/倍频技术，站内统一对时系统多采用GPS+IEEE 1588对时、B码对时。实际工程中的采样时间同步系统主要存在对时系统不稳定及电子式互感器、合并单元在分频/倍频等数据处理环节上存在不同，导致采样数据的时序存在差异。

2.2 时钟同步系统设计

为确保智能变电站对时系统的高可靠性，提高时间同步系统的稳定性，时间同步系统可构造三级对时同步系统，并可接收多种对时信号，如：北斗、GPS、网络时间同步等。三级对时系统可以通过SDH通道传送时钟同步信号。同时，过程层、间隔层交换机均支持IEEE 1588对时，根据IEC 61850-9-2协议可升级现有的电子互感器，使过程层设备直接与间隔层交换机之间实现同步及采样值的上传。依据该时间同步系统的设计，站与站之间的时钟同步可以通过SDH链路实现，同步精度优于1 μs，确保了变电站之间的时间同步。

3 软件补偿技术

针对采样点非均匀分布在整个信号周期上的问题，提出了一种能够算出补偿系数的软件补偿算法，弥补因工频信号带来的采样误差，提高同步采样精度。

3.1 同步误差与补偿

被测的周期信号在0～N个均匀时刻进行交流采样，令t0=0，且：ΔT=2π-NTs=0，Δti=ti+1-ti=Ts（i=0，1，2，…，N-1，N），则为理想同步采样，Ts为采样周期。设周期为T连续的交流电压信号为：ut=Umcos ωt，在满足里赫利条件下，可展开为傅里叶级数，得到第k次采样后的基波分量：

式中，u[k-（N-1-n）]为最近N次电压采样值。

设周期差值ΔT=2π-NTs，ΔT≠0时存在误差，一个周期内采样点数为N，假设第一个采样点的位置在α处，则α处的各离散点电压值为：uk=Umcos（Tsk+α）（k=0，1，2，…，N-1），代入式（1）可得电压的实部为：

若周期T内采样点数为N，电压的最大测量误差值与采样点数成反比，当N较大时，相对误差较小，从而ΔT=2π-NTs很小：

令补偿系数λ=，于是式（4）可以表示为：Um′=λUm。

将处理过的测量值除以补偿系数λ或λ2便可得到高精度的同步值。

3.2 软件补偿技术仿真验证

使用交流电压信号ut=Umcos ωt进行仿真，设定电压频率按照0.1 Hz递增，采样点数N=25，软件补偿法前后电压幅值的相对误差如图1所示，未进行补偿的相对误差是补偿后的10倍以上，因此该软件补偿方法能大幅度提高测量精度，从而提高数据采集同步精度。

图1 软件补偿前后的误差仿真对比

4 结语

本文针对智能变电站采样值同步的各个环节提出了合并单元同步方案；在分析采样时间同步系统的基础上，构建了时间同步系统的设计；提出一种软件补偿法，解决了因工频信号频率波动使采样点非均匀分布在信号周期上而导致采样精度下降的问题，结果表明，该方法能大幅度降低采样数据的相对误差，提高采样值同步精度。