智能变电站的对时系统(一)

继电保护员初级工复习题与答案1、对变压器绝缘强度影响最大的是()。

A、温度B、水分C、纯度D、磁场答案：B2、一根长为L的均匀导线电阻为8Ω。

若将其对折后并联使用，其电阻为()。

A、4ΩB、2ΩC、8ΩD、1Ω答案：B3、中性点非有效接地系统中,作单相接地监视用的电压互感器,一次中性点应接地,为防止(),应在一次中性点或二次回路装设消谐装置。

A、谐振过电压B、操作过电压C、大气过电压D、雷电行波答案：A4、保护装置的参数、配置文件仅在（）投入时才可下装，下装时应闭锁保护。

A、主保护投退压板B、检修压板C、远方操作投退压板D、后备保护投退压板答案：B5、蓄电池引出线绝缘电阻应用()V兆欧表测量，对于220V蓄电池组，绝缘电阻不低于20MΩ。

A、100B、500C、1000D、2500答案：B6、一条线路M侧为系统，N侧无电源但主变（Y0/Y0/△接线）中性点接地，当Y0侧线路A相接地故障时，如果不考虑负荷电流，则()。

A、N侧A相有电流，与B.C相电流大小相等且相位相同B、N侧A相有电流，B.C相有电流，但大小不同C、N侧A相有电流，B.C相无电流D、以上都不对答案：A7、将一额定电压数值相同的交流接触器应用到直流电路中，将引起()。

A、线圈烧毁B、触头烧毁C、铁芯烧毁D、引线烧断答案：A8、智能变电站配置的对时系统应优先采用（）。

A、伽利略系统B、北斗系统C、GPS系统D、以上均可答案：B9、运行中电压互感器发出臭味并冒烟应()。

A、注意通风B、监视运行C、防油D、停止运行答案：D10、不应在二次系统的保护回路上接取()。

A、试验电源B、电源C、充电电源D、检修电源答案：A11、微机型防误装置的运行状态必须与变电站实际运行状态实时对位，在每次现场操作前，()。

A、必须核对无误后方可进行模拟操作B、为了节约时间不用核对即可进行模拟操作，因为微机五防装置与设备有实时对位功能C、要与操作票核对正确D、以上都正确答案：A12、由两个及以上厂站的稳定控制装置通过通信设备联络构成的系统，实现区域或更大范围的电力系统的稳定控制。

1、DL/T860标准中关于SCD描述正确的是 AA、是全站系统配置文件，全站唯一；B、是IED实例配置文件；C、是系统规范描述文件；D、是IED能力描述文件2、DL/T860标准中关于ICD描述正确的是 DA、是全站系统配置文件，全站唯一；B、是IED实例配置文件；C、是系统规范描述文件；D、是IED能力描述文件3、DL/T860标准中关于CID描述正确的是 BA、是全站系统配置文件，全站唯一；B、是IED实例配置文件；C、是系统规范描述文件；D、是IED能力描述文件4、DL/T860标准中关于SSD描述正确的是 CA、是全站系统配置文件，全站唯一；B、是IED实例配置文件；C、是系统规范描述文件；D、是IED能力描述文件5、DL/T860标准中不同的功能约束代表不同的类型，ST代表的是 AA、状态信息；B、测量值；C、控制；D、定值组6、DL/T860标准中不同的功能约束代表不同的类型，MX代表的是 BA、状态信息；B、测量值；C、控制；D、定值组7、DL/T860标准中不同的功能约束代表不同的类型，SG代表的是 DA、状态信息；B、测量值；C、控制；D、定值组8、DL/T860标准中不同的功能约束代表不同的类型，CO代表的是 CA、状态信息；B、测量值；C、控制；D、定值组9、DL/T860-7 关于TrgOp触发条件中dchg描述正确的是 AA、数据变化；B、数据更新；C、品质变化；D、以上都不正确10、DL/T860-7 关于TrgOp触发条件中qchg描述正确的是 CA、数据变化；B、数据更新；C、品质变化；D、以上都不正确11、DL/T860-7 关于TrgOp 触发条件中dupd描述正确的是 BA、数据变化；B、数据更新；C、品质变化；D、以上都不正确12、应用DL/T860标准的变电站，设备之间采用TCP/IP通讯，其中站控层设备、间隔层设备分别是（B ）A、服务器端、客户端；B、客户端、服务器端；C都是服务器端；D、都是客户端13、SV报文中，电压采样值值为32为整形，1LSB=（）；电流采样值值为32为整形，1LSB=（A）A、10mV 1mA；B、1mV 1mA ；C、10mV 10mA；D、1mV 10mA14、SCL模型中，LDNAME的字符数不大于（ D ）A、4；B、8；C、16；D、3215、SCL模型中，dataNAME的字符数不大于（D ）A、1；B、5；C、7；D、1016、DL/T860中，取代是一种功能约束，其英文标示为（ A ）A、SV；B、SP；C、DC；D、CF17、SCL模型中数据属性列入标示为“M”代表（ B ）A、可选；B、强制；C、取代；D、配置18、逻辑节点组指示符中的“M”代表（C ）A、控制；B、保护；C、计量和测量；D、监控19、SCL模型中的数据属性“q”代表的是（A ）A、品质；B、时间；C、值；D、其他20、常用（B）节点表示GOOSE服务节点。

智能变电站常用的对时方式的分析摘要：通过对智能变电站的脉冲对时、IRIG-B码对时的原理的分析与探讨，对比出各自的优缺点以及适用场合，从而为理解智能站的对时系统打好基础。

关键字：智能变电站；对时方式；脉冲对时；IRIG-B码1. 引言变电站中常用的对时方式有：脉冲对时（硬对时）、串口通信（软对时）、编码对时。

在智能站中，最常见的授时方式有脉冲对时、直流IRIG-B码对时。

本文就此两种对时方式做了详细的说明。

2. 脉冲对时2.1 概述脉冲对时信号主要分为三种：秒脉冲信号PPS（Pulse per Second）、分脉冲信号PPM（Pulse per Minute）和时脉冲信号PPH（Pulse per Hour）。

秒脉冲是利用GPS所输出的每秒一个脉冲方式进行时间同步校准，获得与UTC同步的时间准确度较高，上升沿的时间误差不大于1μs，这是国内外IED常用的对时方式；分脉冲是利用GPS所输出的每分钟一个脉冲方式进行时间同步校准。

其输出方式有TTL电平、静态空接点、RS-422、RS-485和光纤等。

脉冲对时方式进行对时时，装置利用GPS所提出的时间脉冲信号进行时间同步校准，常见的秒脉冲信号如图3所示：图1 秒脉冲信号2.2 技术指标智能变电站的过程层设备若采用1PPS对时方式，应采用850nm波长的光纤接口，其技术指标如下：（1）脉冲宽度th＞10ms；（2）秒准时沿：上升沿，上升时间≤100ns；（3）上升沿的时间准确度：优于1μs；（4）使用光纤传导时，亮对应高电平，灭对应低电平，由灭转亮的跳变对应准时沿。

2.3 特点脉冲对时方式的特点如下：（1）实现简单：可适用于以翻转序号为主要应用的装置，如合并单元等；可用电缆或光缆作为传输通道；（2）抗干扰能力弱于IRIG-B码；（3）不能传输完整的时间信息，需与串口报文等其他报文配合使用；（4）对时误差不小于1μs，只能对时到秒。

3. IRIG-B码对时3.1 概述IRIG（InterRange Instrumentation Group）时间标准有两大类：（1）并行时间码：这类码由于是并行格式，传输距离较近，且是二进制，因此远不如串行格式广泛；（2）串行时间码：共有六种格式，即A、B、C、D、E、G、H。

智能变电站时间同步系统分析摘要：变电站同步系统主要作用是通过接收授时系统所发播的标准时间信号和信息来校准本地时钟，实现标准时间信号、信息的异地复制。

从而为变电站内各类运行设备提供精确、安全、可靠的时间基准，以满足不同等级的时间同步精度要求。

关键词：智能变电站；时间同步；网络时间协议一、智能变电站主要对时方式1.1硬对时（脉冲对时）主要有PPS（秒脉冲信号）、PPM（分脉冲信号），以及PPH（时脉冲信号）。

对时脉冲是利用GPS（全球定位系统）所输出的脉冲的上升沿（或下降沿）来进行时间同步校准，对时精度高，但不包含年月日等时间信息，传输信道包括电缆和光纤。

硬对时按接线方式可分成差分对时与空接点2种方式。

1.2软对时（串口报文对时）主钟通过串口以报文的形式发送时间信息，报文内容包括年、月、日、时、分、秒等在内的完整时间。

待对时装置通过串行口读取同步时钟每秒1次串行输出的时间信息实现对时，串口又分为RS232接口和RS485接口方式。

一般精确度为ms级，输出距离从几十到上百米。

串口对时往往和脉冲对时配合使用，弥补脉冲对时只能对时到秒的缺点。

1.3编码对时目前普遍采用IRIG-B码（美国靶场仪器组B型码）对时，有调制和非调制2种。

IRIG-B码实际上是一种综合对时方案，输出的帧格式既包含了对时的准时沿，又包含了串口报文对时的时间信息。

IRIG-B码可靠性高、接口规范，因此得到了广泛的应用，但不便于组建时间同步网。

根据传输介质的不同，B码对时又分为光B码和电B码，对时精度可以达μs级。

1.4网络对时网络对时是以电力自动化系统现有数据网络提供的通信通道为依托，为接入网络的任何系统提供对时。

主时钟将时间信息按特定协议封装为数据帧，发送给各被授时装置，被授时装置接收到报文后通过协议解析，获取当前时刻信息，校正时间，达到与主时钟时间同步的目的。

网络对时方式的授时精度因所采用协议的不同而有所差异：其中NTP（网络时间协议）授时精度可达到50ms；SNTP（简单网络时间协议）授时精度可达到1s；PTP（精确时间协议）授时精度可达到1μs。

智能变电站的继电保护技术分析摘要：电力系统中的继电保护技术的关键为，在一定程度上能够反映电网的运行状况，其中主要是指通过智能化设备对变电站进行控制、管理和维护等工作过程中所产生出来信息内容以及相应数据内容进行分析处理之后形成。

这一过程当中需要将相关信息准确地记录下来并根据实际需求来合理有效地利用这些数字化资源所具有的功能特点，从而实现其自身对于电力系统运行状态能够全面监控与监测。

关键词：智能变电站；继电保护；技术1 智能变电站与继电保护电力系统之中融入智能技术，就得到了非常成功的实践，智能变电站就是以网络信息技术为根基的新型变电站模式。

与传统变电站不同的是，智能变电站在电力数据信息收集以及分析的过程中，智能化的优势都更加突出，不仅运行效率高，运行质量也更有保证。

其中比较明显的体现就是电磁兼容问题得到了有效的解决，再加上智能断路器的使用，从而提升变电站的稳定性和运行效率。

提升继电保护系统可靠性的意义。

电力系统很容易受到外界环境的影响，从而导致运行状态出现波动，最终为电力的供给造成影响。

而在智能变电站之中，继电保护系统的作用就体现为对整个系统的运行形成保护，可以说继电保护系统越完善越稳定，整个电力系统的运行状态也就更好，很多既定的任务才能更好地得以完成。

因此提升继电保护系统的可靠性，对于整个电力系统的运行都存在重要的意义。

智能变电站的运行需要网络信息技术的支持，所以也会应用到很多智能电子设备，一旦设备的运行状态出现波动，继电保护系统可以对相关的故障形成有效的分析，并且予以解决。

当故障发生时，系统会将故障线路阶段，并应用备用线路，这样整个电力系统的运行也会恢复到稳定的状态。

结合现实生活中的案例可以发现，继电保护系统在智能变电站之中得到了非常重要的应用，例如宜昌夷陵220KV的智能变电站，就充分发挥了继电保护系统的优越性。

一方面，让变电站的运行更加稳定和高效，有利于满足社会中的电力需求。

另一方面，有效地节约了运行成本，尤其体现在维护和维修上，因为当变电站出现故障时，还需要耗费大量的维护和维修成本，而继电保护系统可以对电力系统予以高效的分析和诊断，故障解决也会更加便利，所以也能够节约很多维护成本。

智能变电站对时异常分析2020年以来通过设备异常数据发现，“对时异常”信号共计发生5次，保护装置1次，测控装置4次，均为智能变电站间隔层设备，通过数据发现间隔层对时异常概率较高目前智能变电站对时系统一般采用主备式时间同步系统，由两台主时钟、多台从时钟、信号传输介质组成，为被授时设备、系统对时。

主时钟采用双重化配置，支持北斗和GPS标准授时信号，优先采用北斗对时系统。

站控层设备一般采用SNIP对时方式，间隔层和过程层设备采用IRIG-B码对时方式，如现场通过敷设RS485电缆对间隔层保护装置、测控装置等设备点对点对时，过程层对时输入采用光信号对时方式，如现场需敷设光缆对过程层合并单元、智能终端设备点对点对时。

站控层设备通讯方式较为稳定，对时渠道同设备通讯网络共网，链路中基本不会出现问题，目前运行变电站中故障率很低；间隔层主要包括保护装置及测控装置，通过扩展时钟电B码对时，中间环节包括扩展时钟和RS485电缆，当个别间隔层设备出现对时异常时，通常检查电缆是否破损、断线，或者端子接线松动，再或者检查扩展时钟对时口是否正常，如用万用表量取直流电平，与正常间隔进行对比；当大片装置出现对时异常时，应检查装置的共性，如接在同一个扩展时钟，故障点基本就在于扩展时钟本身，如与主时钟的光纤损坏、或者相应的接口损坏、扩展时钟装置故障等；过程层设备包括合并单元、智能终端对时方式同样采用B码对时，只不过扩展时钟接口和传输介质不一样，一般采用光缆点对点对时，这里的故障点主要发生在光纤链路损坏，还有少部分接口损坏等其他原因。

对于对时异常缺陷处理发现，通常有以下几种常见原因：一、运行年限时间长的变电站，间隔层设备对时异常基本为扩展时钟对时口损坏，现场人员通过更换备用对时口后设备对时正常，这种情况我们已将运行时间长的对时装置列入技改大修项目，通过整体更换进行处理；二、对时装置本身运行健康的，总结发现如屏内设备较多，通过一根RS485电缆并接实现对时功能的，因为对时口长期高功率运行，容易造成对时口电平或者功率衰减，造成多个装置同时对时异常，这类异常我们将通过新增一根RS485电缆，将多个设备平均分配，同时这项内容也作为新变电站的验收重点；三、部份新投运变电站也会出现对时异常现象，由于近年来各种不知名厂家纷纷进入市场，技术水平还在成长过程中，主要体现在设备质量问题，也为我们日后的维护造成巨大的困扰，希望在后面的协议签订中用延长售后服务等方式保证设备质量。

智能变电站时钟同步系统分析摘要：时钟同步系统是智能变电站的重要组成部分，在故障监测、变电站运维方便发挥着重要作用。

本文运用文献法、调查法等对智能变电站时钟同步系统的作用、关键技术及运维要点等展开探究论述，提出几项观点建议，以供借鉴参考。

关键词：智能变电站；时钟同步系统；时钟同步技术时间同步系统为我国电网各级调度机构、发电厂、变电站、集控中心等提供统一的时间基准，以满足各种系统和时钟装置及时钟同步系统对时间同步的要求，确保数据采集时间的一致性【1】。

下面结合实际，对智能变电站时钟同步系统做具体分析。

1智能变电站时钟同步系统作用时钟同步技术是随着智能变电站发展与成熟起来的一项重要技术。

传统变电站不需要时钟同步技术，这是因为，在传统变电站中，二次侧通常采用电磁式互感器采集电流电压模拟量，再由电缆并行送入保护、测控等二次时钟装置及时钟同步系统，这样保护装置就能直接同步采集多路模拟量，故而变电站对时钟的同步性无过高要求。

但智能变电站与传统变电站不同，智能变电站中采用了许多传统变电站所没有的先进技术，如故障定位技术、事件顺序记录技术、故障录波技术、电网同步相量测量技术等，这些技术的运用，大大提高了电网运行的稳定性、安全性与可靠性，但也对电网的时钟同步提出了更高要求。

在智能变电站中，时钟同步技术与上述几种技术同等重要，只有时钟同步技术正常发挥作用，故障定位、故障录波等技术才能发挥作用。

可以说智能变电站的安全稳定运行离不开时钟同步技术【2】。

智能变电站以数字化变电站为基础，在站内二次侧采用数字报文进行信息的传递。

智能变电站内二次回路从信号采样到动作跳闸，其数据流经过以下几个环节：合并单元的同步采集信号由电子式互感器接收→合并单元接收到模拟量信号（模拟量信号经过采样、调理与转换处理）→多路同步采样值由合并单元接收→合并单元进行相位差补偿、内同步、打时标处理→合并单元按采样值报文格式将数据组帧发送给交换机网络→数据组帧经过交换机处理在网络中传播（按通信规约）→保护装置获得数据包对数据包进行处理（包括解包、数据分析）→保护装置将含有跳闸命令的GOOSE报文发送回交换机网络→GOOSE报文被智能终端获取并得到解析→智能终端按照解析到信息将相应开关跳开。

智能变电站时间同步系统方案1智能变电站定义采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。

2时间同步在智能变电中的地位近年来国家电网公司正在全面建设坚强的智能电网，即建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网，并实现电网的信息化、数字化、自动化、互动化。

网络智能节点的正常工作和作用的发挥，离不开统一的全网时间基准3智能变电站的结构智能变电站分为三个层：站控层、间隔层、过程层站控层包括自动化站级监视控制系统、站域控制、通信系统、对时系统等，实现面向全站设备的监视、控制、告警及信息交互功能，完成数据采集和监视控制（SCADA）、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

间隔层设备一般指继电保护装置、系统测控装置、监测功能组主IED等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、传感器和控制器通信。

遵守安全防护总体方案。

过程层包括变压器、断路器、隔离开关、电流/电压互感器等一次设备及其所属的智能组件以及独立的智能电子装置。

4智能变电站时间同步系统时间同步系统主时钟源设置在站控层。

全站建立统一的时间同步系统。

全站采用基于卫星时钟与地面时钟互备方式获取精确时间；地面时钟系统支持通信光传输设备提供的时钟信号；数据采样设备通过不同接口方式获取时间同步系统的统一时钟，使得数据采样的同步脉冲源全站唯一。

智能变电站站控层设备选择SNTP方式对时；间隔层和过程层网络采用IEEE1588(PTP)对时方式；同时可扩展IRIG-B码（光B码、DC码、AC码）、串行口、秒脉冲、网络PTP/NTP/SNTP等授时方式输出，对需要授时的传统设备进行授时。

5时间同步系统关键技术及其特点由于各种时间源与UTC本身存在的一定的误差，误差的精度范围是小于1us以内，所以在现阶段电力行业运用中可以接受，但随着智能变电站一次设备，二次设备等的全面智能的使用，对时间的精度和稳定就更提出了更苛刻的要求，那么在这几种时间源中，就不能像现在变电站任意选择一个时间源作为基准源，其它时间源作为备份的方式。