智能变电站网络通信技术
A 组网方案
结合国家电网公司关于智能变电站的技术导则规范，考虑南方电网公司对于数字化变电站的规划，当前智能变电站网络通信的结构主要有以下四种：（1）采用光纤点对点与GOOSE网络相结合的方式，其中，国网智能变电站中的保护装置是“直采直跳”，即点对点采样、点对点跳闸，亦存在“直采网调”的保护构架，集中在南网的数字化变电站；（2）采用光纤点对点、采样值网络与GOOSE网络相结合的方式，对于保护装置是光纤点对点的模式，而就测控、计量、故障滤波则是从采样值网络获取相关信息；（3）采用过程总线方式，即采用交流采样（SMV）和GOOSE组网的方式，其中又分为共网或分网模式；（4）采用完全过程总线方式，即交流采样9-2、IEEE 1588 和GOOSE 统一组网。方案四与方案三实际的运行方式相似，方案三用IEEE1588进行对时处理，而方案二是用国际流行的B码对时。
现对上述三种方案做简要阐述及评价：
方案一的结构与现行常规变电站的网络结构模式是一致的，只是规约由IEC60870 改为IEC 61850，在这一点上3个方案是一致的。在方案一中，过程层采用光纤点对点与过程总线相结合的方式，即交流采样合并单元采用点对点的方式，将交流实时数据用光纤传输至保护、测控、计量、录波，这样采样数据独立传输，跳合闸等开关量信息采用GOOSE网络方式，为保证动作的可靠性，GOOSE 网必须保
证一定冗余，即按照双网方式组建，且必须同时工作于主机方式。在目前100 M以太网技术成熟的条件下，采样数据独立传输虽然有需要敷设大量光缆的缺点，但其优点是能够保证数据响应实时性。
方案二的结构同方案一类似，不同之处则在于测控、计量、录波等二次设备是通过采样值网络获取相关信息，该方案可一定程度上减少光缆的铺设，并促进数据信息的共享互用。
方案三的特征点在于采样值和GOOSE信号均组网传输，有利于信息的共享化。在采样值和GOOSE共同组网的情况下，为了保证GOOSE报文的实时性，可以利用VLAN技术将过程层划分为一些功能子网，启用交换机分级服务质量提供优先传输机制，保证重要报文优先传输，减少重要帧的排队延时。
方案四的关键特点则是使用了IEEE1588网络对时技术，实现SV，GOOSE、1588的三网合一，达成了完全意义上的网络化共享平台，但对网络交换机的要求相对较高，推广难度较大。
给出三网合一的实例：
以变压器保护为例，采用IEC61850-9-2采样信息、GOOSE 信息、IEEE1588对时信息共网传输。间隔层与过程层合并单元遵循IEC61850-9-2标准，与过程层智能终端采用GOOSE 通信协议。过程层网络按间隔配置独立的间隔交换机，各间隔通过主干网交换机组成过程层网络实现信息共享。系统结构如下图所示。
本方案的优点是实现了GOOSE、采样值传输、IEEE1588三网合一，最大程度地实现了信息共享，网络结构清晰，节省了大量的光缆，
便于设计、维护，是代表未来技术发展的一种方案；但由于网络技术的要求比较高，技术难度大，且欠缺有效的冗余手段，其可靠性受到一定的质疑和担忧。
三网合一的配置方案
针对间隔层的二次设备，数据通信的模式差别如表1所示。
以下GOOSE网络的构建做主要分析。
关于GOOSE的组网方式，分3个阶段逐渐改进，即：
（1）GOOSE独立组网。基于GOOSE传送的信息对实时性以及可靠性的要求，GOOSE网络采用独立组网。IED装置具备独立的GOOSE通信口。独立组网优点在于：避免了与不同优先级数据的同网传输，保证了数据传输的可靠性，数字化变电站内部网络之间基于物理隔离。某一网络故障不会影响到另一网络的运行，提高了数字化变电站的安全性。
（2）GOOSE与站控层共用网络方式。这种组网方式的前提是支持IEEE802.1P协议交换机的应用。在正常状态还是故障状态时，基于MMS的站控层报文占用的带宽远大于GOOSE 报文所占带宽，支持，IEEE802.1P协议的交换机保证网络上GOOSE报文的优先传送。
（3）数字化变电站内共用网络方式。随着网络通信技术的发展，采样报文基于IEC61850-9-2标准，过程层网络与变电站层网络合并是数字化变电站组网方式发展的目标。这种组网方式的优点在于：间隔层智能设备仅需一个通信口，降低了智能设备的成本，同时降低了数字化变电站的网络建设成本。在实际工程应用时，应根据电压等级、网络负载量、网络通信介质、经济性、安全性等因素确定GOOSE 的组网方式。
B 组网结构
GOOSE网络结构主要有装置单环网、交换机环形网和星形网，各有其优缺点：
（1）装置单环网。装置内部自带交换功能，实现一进一出的2个网络口，环网中所有装置串联的通信方式。
装置单环网
优点在于：结构简单，投资费用低。缺点在于：装置间的报文传输延时随环网中装置数目的增加而增加，实时性差；环网发生故障时自愈时间较长；装置检修时对环网通信的影响很大；对装置性能要求更高，要求装置具备交换功能。
（2）交换机环形网。具体指连接装置的交换机之间采用实时环网的通信方式，如下图所示。
交换机环形网
优点在于：网络冗余性最好，交换机之间网络发生故障时，通过环网自愈依然可以保证网络通信。缺点则是：网络实时性差，环网中节点间的网络通信延时要高于星形网；网络可靠性较差，环网通信基于快速生成树协议，通信故障时可能会引起网络风暴问题；设备兼容
性较差，不同厂家交换机的私有快速生成树协议实现方式存在差异，互联时可能会有问题。投资成本高于星形网，因为交换机需要的网口数要多于星形网。
（3）星形网。星形网是指交换机之间采用级联方式组网。如下图所示。
星形网
优点在于：网络实时性好，网络延时最少，不会产生网络风暴。
缺点则是：网络冗余性较差，星形网交换机之间网络发生单点故障时，网络通信将受到较大影响。
注：当前智能变电站的网络结构普遍采用双星形冗余结构，不过对于环形的结构，具体延迟及网络风暴等，亦应做具体评估。
220kV及以上电压等级的继电保护装置由于实时性要求较高，为确保保护速动性要求，装置MMS与GOOSE网口应独立；110kV及以下应用场合则可考虑合用网口。
C 组网通信技术
在GOOSE 组网中，应用了若干网络通信技术，诸如VLAN划分（IEEE802.1Q协议），报文优先级定义（IEEE802.1P 协议），链路聚合（IEEE802.3ad协议）等通信技术，这些技术的应用对网络通信
的可靠性、实时性及安全性有着关键的作用。
a VLAN技术
VLAN（Virtual LAN）划分是为解决以太网的广播问题和安全性而提出的一种网络技术，在以太网帧的基础上增加了VLAN头，通过VLANID 把用户划分为更小的工作组，限制不同工作组间的用户二层互访，每个工作组就是一个虚拟局域网。
根据IEC61850-7-1标准，过程层和间隔层采用IEC61850-9-1/ 2协议和GOOSE协议通信，间隔层装置和站控层采用IEC61850-8-1（MMS）通信。IEC61850-9-1采用点对点传送方式,只需考虑传送介质的带宽和接受方CPU处理数据的能力，而不用担心数据流量对于其他间隔设备传输的影响，因为它并没有通过网络与其他间隔共享网络带宽，所以不需要交换机。这种方式简单可靠，但光纤连线繁杂，无法在标准范围内实现跨间隔保护，安装方式不灵活。而IEC61850-9-2方式将合并器采样数据信号以光纤方式接入过程层网络，间隔层测控、计量等设备不再与合并器直接相连，通过过程层网络获取信息数据，从而达到采样信号的信息共享。通过在交换网络中采用网络优先级技术、VLAN技术、组播技术等网络技术有效的防止采样值传输流量、速度对过程层网络地影响，保证过程层数据在100 M以太网上安全、高效、有序传输。
因为不同间隔间需要共享部分信息，而不是全部信息，因此将全站过程层交换机经过主干交换机进行星型模式级联。如果不对间隔层交换机流出数据进行流量控制，主干网交换机很容易流入流量超负荷
的情况，使网络产生阻塞甚至瘫痪。在此对单个间隔的SMV 数据流量及GOOSE 数据流量进行理论计算和实际测试。
基于IEC61850-9-2 工程中实际最大报文长度（SVLD为变长量），单间隔SMV理论计算流量为：
按照每帧1点(12个模拟量通道)计算，一个合并器每秒种的数据流量：
S=159 字节×8 bit/字节×50 周波/s×80 点/周波= 5.088 Mbit/s；
GOOSE工程中实际最大报文长度：
按照T=10 s 计算，一个智能设备每秒种的数据流量：
S = 6016 字节×8bit/字节×（1s/10）帧= 0.048 Mbit/s。
过程层组网结构图
交换机数据吞吐总量由流入交换机的数据决定，理论上流入数据都可以正确流出，只是数据流量的大小决定了网络（延时）性能。主干网交换机上流入的数据主要是跨间隔保护需要的数据，如失灵保护、母线保护等需要的数据。按照单位间隔估算，如SMV数据中的保护电流、GOOSE 数据等。由于GOOSE信息流量和SMV相比可以忽略不计，所以流入主干网交换机的数据相当于间隔交换机的1/3，按照理论计算数据为1.6 Mbit/s。所以主干网交换机除了在交换口数
量上要满足工程选型外，对于一般规模的智能化变电站都可以满足容量的要求。
在此明确了网络上需要横向传输的数据并不是全部数据，而是跨间隔保护或者其它设备需要的一部分，所以必须采用VLAN 方案，即802.1p 协议使其横向通过需要的数据，不需要共享和跨间隔利用的数据就在本间隔纵向流通即可。其次数据流通需要优先级区分，IEC61850 规范对变电站内的网络上的数据进行了详细的划分，根据网络信息的不同需求和要求，给予不同的报文不同的优先级。
VLAN的划分模式：
基于端口的VLAN；
这种方式是把局域网交换机的某些端口的集合作为VLAN的成员。这些集合有时只在单个局域网交换机上，有时则跨越多台局域网交换机。虚拟局域网的管理应用程序根据交换机端口的标识ID，将不同的端口分到对应的分组中，分配到一个VLAN的各个端口上的所有站点都在一个广播域中，它们相互之间可以通信，不同的VLAN 站点之间进行通信需经过路由器来进行。这种VLAN方式的优点在于简单，容易实现，从一个端口发出的广播直接发送到VLAN内的其他端口，也便于直接监控。它的缺点是自动化程度低，灵活性不好。比如，不能在给定的端口上支持一个以上的VLAN；一个网络站点从一个端口移动到另一个新的端口时，如新端口与旧端口不属于同一个VLAN，则用户必须对该站点重新进行网络地址配置。
基于MAC地址的VLAN；
这种方式的VLAN要求交换机对站点的MAC地址和交换机端口进行跟踪，在新站点入网时，根据需要将其划归至某一个VLAN。不论该站点在网络中怎样移动，由于其MAC地址保持不变，因此用户不需要对网络地址重新配置。所有的用户必须明确地分配给一个VLAN，在这种初始化工作完成后，对用户的自动跟踪才成为可能。在一个大型网络中，要求网络管理人员将每个用户一一划分到某一个VLAN中，是十分繁琐的。
基于路由的VLAN；基于策略的VLAN；
基于间隔的VLAN。
基于端口的VLAN划分模式是最简单、有效的方法，在智能化变电站网络中得到了充分有效的应用。基于端口的VLAN 模式是从逻辑上把交换机按照端口划分成不同的虚拟局域网络，使其在所需用的局域网络上流通。
VLAN 划分原则
对于采样值的处理：电流合并器和其对应的装置应该划分到一个VLAN，且全站唯一；电流合并器应和其所在母线上的全部需要电压的装置划分为一个VLAN且全站唯一。
GOOSE 信息的处理：
采用IEC61850-9-2方式，对全站GOOSE 信息统一分配一个VLAN，且全站唯一。当采用IEC61950-9-2 方式时，考虑到和采样值相比较，GOOSE 的信息量非常少，不对其划分VLAN也不会对网络性能造成太大影响。
对时报文处理：
统一分配一个VLAN，默认为VLAN1。
过程层网络VLAN划分方法
按照间隔划分VLAN，是过程组网的基本原则，每个间隔划成一个VLAN。如110 kV线路间隔、110 kV分段间隔、110 kV PT测控间隔、主变间隔、10 kV线路间隔、10 kV分段间隔、10 kV PT测控间隔、电容器间隔、电抗器间隔、所用变间隔等。如果10 kV线路的间隔比较多(例如50多个)，而所用交换机支持的最大VLAN个数又比较有限(如RUGGEDCOM 型号交换机支持64个VLAN)，可以一段母线或者多条线路间隔划为1个VLAN，以满足交换机的本身参数要求。如下图所示，某变电站的VLAN示意图。
b 报文优先级定义及应用
IEEE802.1P协议是IEEE802.1Q 协议的扩充协议，为以太网上数据包定义不同的优先级，确保关键应用和时间要求高的信息流优先
进行传输，同时照顾优先级低的应用和信息流。以太网数据包中3 比特的优先级标签定义8个优先级，交换机报文阻塞时，优先发送优先级高的数据包。
根据数字化变电站的应用要求，过程层GOOSE网络中传输的信息优先级按照由高到低的顺序做定义。
最高级：电气量保护跳闸、保护闭锁信号；
次高级：遥控分合闸、断路器位置信号；
普通级：刀闸位置信号、一次设备状态信号；
站控层与过程层公用网络时，应设置GOOSE 报文的优先级高于站控层非实时性报文的优先级。
c GMRP组播技术
GMRP协议是一个动态二层组播注册协议，就是根据组播MAC 地址来在以太网交换机上注册和取消组播成员身份的。当然，如果以太网交换机没有实现GMRP协议，那么就只能通过静态配置来实现组播了。
根据装置的GMRP注册报文动态划分数据流向，注册报文流向全网，交换机定时查询所有运行装置，运行装置需要给出回答报文；需要配置装置订阅报文的MAC地址，体现在SCD模型文件中，储存在装置内部。
目的MAC地址用于区分报文！
GMRP和VLAN的比较：
VLAN已经广泛应用，GMRP目前在试点；
GMRP使用的是报文MAC目的地址和端口
VLAN使用的是报文VID和端口；
在交换机配置了VLAN的条件下，GMRP报文在其对应的VLAN 内传播；
GMRP对网络进行动态划分，VLAN对网络进行静态划分；
GMRP相关配置仅在装置中，VLAN配置在装置和交换机中均有；
GMRP在正常运行时需要发送查询报文，VLAN在正常运行时无额外报文。
GMRP无需预先划分网络，VLAN需要预先进行网络划分。
d 快速生成树协议（RSTP）
RSTP是目前智能化变电站常用的网络自愈协议，采用环网结构，基本思路是通过配置交换机的优先级生成逻辑断点，使物理上的环形网络成为逻辑上的树形结构，从而避免广播风暴，并在单点断线时提供自愈能力。
协议通过交换机之间互相发送网桥协议数据单元(bridge protocol data unit，BPDU) 报文进行网络状态监视和配置。BPDU主要包含交换机优先级、端口优先级、本交换机到根交换机的最小路径开销等信息。网络启动后，所有交换机通过互相发送BPDU报文，将网络中优先级最小的交换机确定为根网桥，在 2 个优先级最高的交换机之间配置逻辑断点，数据传输到此中断，从而避免广播风暴。但两者仍然定时互发BPDU报文，以便及时检测断线，或在接收到其他交换
机传来的网络拓扑改变报文时即时改变端口状态。
在RSTP中，交换机必须首先检测到网络断线，然后再逐级发送网络配置报文，直到所有交换机都作出相应改变才能实现完全的网络自愈，无法满足零自愈时间要求。
D 组网对时技术
在目前可利用的时钟基准源中，GPS 有其独具的优越性，是最佳的候选同步时钟源。其输出的秒脉冲统计误差为1μs，且没有累积误差，能够满足许多应用领域对同步时钟的要求。变电站接收GPS 发出的标准时秒脉冲信号（Pulse per Second，PPS），在每个秒脉冲信号到来后，通过专门的电缆向全站所有IED发送同步脉冲。各个IED 在接收到同步脉冲后，通过软件解码出系统的同步计时点，并通过该值校正装置自身的计时时钟。这种方案能实现同时与多个IED对时，并且简单易行。但是，变电站数字化的发展趋势使得站内二次硬接线被串行通信线所取代。GPS 脉冲直接对时系统已表现出了一定的局限性。
针对变电站这种一体化的通信网络和更高的同步精度要求，IEC61850引入了简单网络时间协议（Simple Network Time Protocol，SNTP）。SNTP是网络时间协议(Network Time Protocol，NTP)的简化，应用于简单网络中。作为使用最为普遍的国际互联网时间传输协议，SNTP 的应用已较为成熟，在一定的网络结构下，SNTP 的对时精度可在大多数情况下保持在1 ms 以内。但是实现25μs的对时精度还是很困难。而IEC61850 标准对IED 最高等级的同步精度要求达到
±1μs。
IEEE1588是应用于工业控制和测量领域的具有亚微秒级同步功能的精确时钟同步协议（Precise Time Protocol, PTP）。一个IEEE1588精确时钟系统包括普通时钟（仅有一个PTP 端口）、透明时钟和边界时钟（具有多个PTP 端口），系统的每个节点均被认为是一个时钟，通过以太网将整个系统的时钟相连。系统中的时钟工作在主时钟（Master Clock）、从时钟（Slave Clock）和无源时钟（Passive Clock）三种状态。系统中的源时钟称为超主时钟（Grandmaster Clock）。具体的时钟状态则是由最佳主时钟（Best Master Clock，BMC）算法所确定。
E 采样值同步要求
ECT、EVT采样值信息在数字化变电站共享，为了避免幅值与相位的误差，母线保护设备、变压器保护设备要求同一间隔ECT、EVT 采样值数据之间保证时间同步，不同间隔ECT、EVT 采样值数据之间也要保证时间同步。线路保护设备要求不同变电站之间采样数据保持时间同步，数字化变电站时间同步系统主要由ECT、EVT 信号处理中A/D采样时序和时标参考基准源组成，并且IEC61850 没有给出数字化变电站采样值同步的具体实现方法。目前A/D 采样时序普遍采用的是时钟分频、倍频技术，时标参考系统普遍采用的是GPS Global Positioning System，IEEE1588对时技术。工程应用中所遇到的主要问题是时间同步系统长期稳定性差及各厂家对ECT、EVT、MU 等环节的处理方式不一致，导致采样数据时序不同步。
a 过程层采样时序
由MU发出统一的采样同步脉冲至同一间隔中的ECT、EVT，在ECT、EVT 信号处理系统中对本地时钟信号进行分频、倍频处理后与采样同步脉冲信号锁相。发送A/D采样时序，确保同一间隔中所有ECT、EVT采样值同步。MU同步采样结构如下图所示。所对应的12路ECT、EVT均以MU采样同步脉冲信号为基准保持同步采样。
过程层同步采样结构
为确保站内间隔之间、站与站之间所有采样脉冲同步，所有MU 发送至ECT、EVT 的基准信号应保持绝对同步，必须引入系统时标参考源作为MU的时钟基准参考。目前，同步时钟参考信号可以选择GPS、北斗、原子钟或者IEEE1588精密时钟源。MU收到外部基准时钟信号后，经过处理、即刻发送至ECT、EVT 形成A/D转换芯片的同步转换脉冲。
整个时间同步系统的流程可以描述如下：来自外部基准源的时标信号经MU同步模块送入ECT、EVT 信号处理单元，在FPGA 或EPLD内与本地晶振时钟的分频输出完成鉴相、锁相功能，并输出同相时钟，同相时钟经过分频之后形成采样脉冲送入A/D转换芯片。
由系统时钟流程可以看出，时标参考源、本地晶振、时序处理 3 个环节均存在误差因素，时间同步系统结构如下图所示。
时间同步系统结构
为确保站内间隔之间、站与站之间所有采样脉冲同步，所有MU 发送至ECT、EVT 的基准信号应保持绝对同步，必须引入系统时标参考源作为MU的时钟基准参考。目前，同步时钟参考信号可以选择GPS、北斗、原子钟或者IEEE1588精密时钟源。MU收到外部基准时钟信号后，经过处理、即刻发送至ECT、EVT 形成A/D转换芯片的同步转换脉冲。
b 时标参考源误差
GPS发送频率为1 Hz 的秒脉冲至MU同步模块作为时标信号，在ECT、EVT中以该时标信号为基准，对本地晶振输出进行分频、鉴相、锁相等操作，在实际使用时，受天气、电磁环境、接收机可靠性、政治等方面的影响，GPS信号存在丢帧，受干扰等异常情况时，必须考虑兼容设计。如果晶振精度比较高，GPS 时钟故障短时间不会影响系统同步，考虑到晶振的漂移、抖动等因素，长时间运行必然会导致采样值失步。
鉴于GPS同步信号故障情况的兼容设计，建议MU具备产生本地同步基准信号的功能，考虑到高频晶振存在抖动、漂移大、间歇振
荡、可靠性低等不稳定因素，建议采用低频率且高可靠性晶振，并在ECT、EVT信号处理中加入故障判别、故障报告功能。考虑到GPS 受军事、政治等因素的影响，可考虑接收国产北斗卫星发送的协调世界时UTC信号。
随着芯片技术及高速以太网数据通信技术的发展，IEC61850-9-2 将IEEE1588精密时钟同步校时协议引入数字化变电站的对时应用中，IEEE1588基于TCP/IP的网络协议，采用分布式网络多播报文传送技术的对时方式，为抑制分布式系统中各设备之间的时钟误差提供了有效途径。该协议根据系统各节点的时钟精度及时间可溯源性，采用最佳时钟算法选择区域内的主时钟，并以主时钟为基准，在包括时间标记的网络数据报文中计算各节点设备与主时钟的时间偏移量及传输延迟，并及时反馈调节各节点设备的时间，保证分散节点设备上独立运行的时钟与主时钟同步对时，对时精度可达亚微秒，且具有更高的可靠性。
为了确保系统所选的主时钟为最佳时钟，可综合运用数据集比较算法、状态决策算法，根据本地时钟特性的参数及时钟级别，选出网络中最优时钟。IEEE1588协议算法的前提是传输时间路径对称，即假设同步报文收到的延迟与延迟请求报文发送的延迟相同，主、从节点之间的双向传输时间延迟恒定且对称。
实际应用中，以太网交换机的路由算法、网络风暴、网络堵塞等因素均会导致传输时间延迟既不恒定又不对称，为解决传输时间路径非对称问题，介绍了边界时钟方法。交换机的边界时钟视为从时钟，
而对于交换网络中其他节点设备，交换机是它们的主时钟源。边界时钟的从属时钟与所外接主时钟保持同步，边界时钟的主时钟同步其所在子网的其他从属时钟。当时钟同步报文经过边界时钟的主、从端口时，通过在物理层加盖时间戳信息，可使主、从端口时钟校准。由于边界时钟将节点与交换机的时钟抖动相隔离，从而最大程度地减少了传输延迟抖动。
数字化变电站过程层网络与站控层网络均采用IEEE1588进行高精度对时之后，可以满足单个变电站中母线差动保护、变压器差动保护的采样值同步需求。考虑到线路保护对不同变电站之间的同步带来的误差，需要引入GPS 根时钟，作为整个网络系统的对时基准参考源，确保各个MU之间发送的A/D 转换时序保持高精度同步，解决MU之间的同步问题。
c 时序处理误差
ECT、EVT 同步采样频率由每周期采样点数决定，IEC61850-9-1 规定最大采样率为200点每周期，IEC61850-9 - 2 规定最大采样率为256点每周期，分别对应的采样频率为10 kHz、12.8 kHz，并且规定采样值同步误差小于1 us。
d 时间同步系统
数字化变电站一时间同步系统如下图所示。该时间同步系统兼容了站内及站站之间的同步性能，实现了基于IEEE1588网络时间同步的GPS、北斗、SDH多源授时统一时间同步系统的应用。变电站站内时标管理系统可以接收GPS秒脉冲、北斗时统信号以及上级调度
通过SDH通道传送的时钟同步信号，并且可以设置优先级别从而确保时标系统的可靠性。
过程层MU以及间隔层测控设备、保护设备、计量设备均通过支持IEEE1588的千兆以太网交换机进行对时，MU与ECT、EVT 之间仍进行串行同步采样，将来ECT、EVT接口升级为支持IEC61850-9- 2标准的以太网接口，可以不通过MU直接与交换机对接，采样值直接上送交换网。变电站与变电站之间通过SDH链路与上级调度一级主时钟同步，同步精度优于1us，确保变电站之间的时间同步。
时间同步系统结构
e 对时试验
（1）时钟同步模块的时间精度。利用便携式原子时钟测试仪通过以太网直接接收时钟同步装置IEEE1588时钟报文，在时钟同步系统处于卫星接收的正常状态下，测量网络对时模块输出与GPS、北斗授时之间的误差。分析IEEE1588的授时精度；
（2）终端设备的对时精度。对于MU、测控装置、保护装置计