| Advanced substation automation applications such as wide area phasor monitoring with Phasor Measurement Units (PMU) and sampled value process buses require synchronising accuracy to be better than 1 µs, rather than the 1–2 ms that is generally required today. | Các ứng dụng tự động hóa trạm biến áp hiện đại như việc giám sát Pha lưới diện rộng với các Bộ thiết bị đo pha (PMU-Phasor Measurement Units) và các bộ xử lý lấy mẫu giá trị đo trên các ngăn lộ đòi hỏi phải đồng bộ chính xác tốt hơn 1 µs, chứ không phải là 1–2 ms như thường được yêu cầu hiện nay. |
| Substation automation systems are now using Ethernet to communicate between SCADA systems and protection relays. | Các hệ thống Trạm biến áp tự động hóa hiện nay đang sử dụng mạng Ethernet để giao tiếp giữa các hệ thống SCADA và các rơ le bảo vệ. |
| Precision Time Protocol (PTP) is a time synchronisation system that uses the substation LAN, rather than a dedicated time distribution system, that can synchronise protection relays, merging units and other devices to better than 1 µs. | Giao thức PTP (Precision Time Protocol) là một giao thức truyền đồng bộ thời gian sử dụng mạng LAN của trạm biến áp, ưu việt hơn hệ thống phân phối thời gian truyền thống, nó có thể đồng bộ các rơ le bảo vệ, các bộ trộn tín hiệu và các thiết bị khác với độ chính xác tốt hơn 1 µs. |
| This white paper explains how PTP can be used in substation automation systems to overcome incompatibilities and shortcomings of existing time distribution systems. | Sách Trắng này giải thích cách mà PTP có thể được sử dụng trong các hệ thống trạm biến áp tự động hóa để khắc phục sự không tương thích và thiếu sót của các hệ thống phân phối thời gian hiện nay. |
| The operation of PTP using the “Power Profile” is explained and examples of how PTP can be used in new and existing substations are presented. | Hoạt động của PTP sử dụng “Power Profile” được giải thích và đưa ra các ví dụ về cách thức mà PTP có thể được sử dụng trong các trạm biến áp mới và các trạm biến áp đang hoạt động hiện tại. |
| Tekron has over fifteen years’ experience in producing timing equipment for the power industry. | Hãng Tekron có hơn mười lăm năm kinh nghiệm trong sản xuất thiết bị đồng bộ thời gian cho lĩnh vực truyền tải điện. |
| Their latest substation timing products support PTP and this white paper explains how these can be used to meet the timing needs of modern substation automation applications, while retaining compatibility with existing substation protection and control designs. | Các sản phẩm đồng bộ thời gian cho trạm biến áp mới nhất của Tekron hỗ trợ PTP và sách trắng này mô tả PTP được sử dụng như thế nào để đáp ứng các yêu cầu thời gian của các ứng dụng tự động hóa mới trong Trạm biến áp, trong khi vẫn duy trì khả năng tương thích với các thiết kế điều khiển và bảo vệ hiện tại của Trạm. |
| This allows utility and industrial substation operators to gradually gain experience with PTP. | Điều này cho phép việc khai thác các Trạm biến áp mới hữu hiệu hơn và người vận hành dần dần thích ứng với PTP. |
| Challenges in substation timing | Thách thức về đồng bộ thời gian trong |
| Time synchronisation has been required in substations for many years to ensure consistent timestamping of events, with a required accuracy of 1 millisecond (1 ms). | Trạm biến áp Đồng bộ thời gian đã được yêu cầu trong các Trạm biến áp từ nhiều năm trước để đảm bảo phù hợp với việc định thời các sự kiện, với độ chính xác yêu cầu là 1 ms. |
| More accurate time-stamping, in the order of 1 microsecond (1 µs), is now required for advanced substation automation applications such as wide area phasor monitoring and sampled value process buses. | Các nhãn thời gian chính xác cao hơn (cỡ 1 µs) hiện được yêu cầu cho các ứng dụng tự động hóa mới trong các trạm biến áp như là giám sát Pha diện rộng và các bộ xử lý lấy mẫu giá trị đo trên các ngăn lộ. |
| There are two main approaches for synchronising protection relays and other control devices: | Có hai phương pháp chính để đồng bộ thời gian các rơle bảo vệ và các thiết bị điều khiển khác: |
| Dedicated timing systems that use stand-alone cabling and repeaters. | Hệ thống cấp đồng bộ thời gian truyền thống sử dụng cáp đơn và các bộ lặp. |
| Networked timing systems that use Ethernet networking cables and switches shared with other automation applications. | Hệ thống cấp đồng bộ thời gian sử dụng cáp mạng và switch Ethernet được dùng chung với các ứng dụng tự động hóa khác. |
| The rest of this section discusses commonly used time synchronising systems and the benefits and disadvantages of each. | Nội dung còn lại của mục này sẽ thảo luận về các hệ thống đồng bộ thời gian thường được sử dụng và ưu nhược điểm của chúng. |
| Dedicated timing systems | Hệ thống đồng bộ thời gian truyền thống |
| Time synchronisation systems in substations have historically used a separate distribution system with its own cabling (coaxial, twisted pair or fibre-optic). | Các hệ thống đồng bộ thời gian trong các trạm biến áp truyền thống sử dụng một hệ thống phân phối riêng biệt với cáp dùng riêng (đồng trục, cáp xoắn đôi hoặc cáp quang). |
| Two common methods in use are: | Hai phương pháp phổ biến được sử dụng là: |
| IRIG-B time code, conveying time and date information along with synchronisation pulses; and | Truyền thời gian theo mã hóa IRIG-B: truyền đạt thông tin thời gian cùng với các xung đồng bộ; và |
| 1 Pulse Per Second (1-PPS), which is a very accurate synchronisation pulse that has no time of day or date information. | Truyền thời gian theo xung 1-PPS (1 xung trên giây) là một xung đồng bộ chính xác cao mà không có thông tin về thời gian theo ngày và giờ. |
| Data communications between protection relays and the SCADA system have no influence on the accuracy of time synchronisation. | Việc truyền dữ liệu giữa các rơle bảo vệ và hệ thống SCADA không ảnh hưởng đến độ chính xác của đồng bộ thời gian. |
| Separate systems increase the cost of construction through extra cable, terminal blocks and documentation, and this can be significant for large transmission substations. | Sự tách biệt giữa các hệ thống làm tăng chi phí xây dựng do cần sử dụng thêm cáp, các khối thiết bị đầu cuối và tài liệu vận hành, điều này có thể là đáng kể đối với các trạm biến áp truyền tải lớn. |
| Figure 1 shows the use of IRIG-B for time synchronisation and Ethernet for data transfer, however RS485 may be used in older substations in place of Ethernet. | Hình 1 cho thấy việc sử dụng IRIG-B để đồng bộ thời gian và dùng Ethernet để truyền dữ liệu, tuy nhiên RS485 có thể được sử dụng trong các trạm biến áp cũ thay thế cho Ethernet. |
| Twisted pair cable is used instead of coaxial cables in many substations for IRIG-B. | Cáp xoắn đôi được sử dụng thay cho cáp đồng trục để truyền IRIG-B trong nhiều trạm biến áp. |
| More accurate time-stamping, in the order of 1 microsecond (1 µs), is now required for advanced substation automation applications | Nhãn thời gian chính xác cao hơn, mức 1 micro giây (1 µs), hiện nay được yêu cầu cho các ứng dụng tự động hóa của trạm biến áp tiên tiến |
| Illustration of separate timing and communication networks in a substation automation system. | Minh họa sự tách biệt của các mạng đồng bộ thời gian và truyền thông trong một hệ thống tự động hóa Trạm biến áp. |
| The time synchronisation method most commonly used in substations is the IRIG-B time code, which uses a dedicated distribution network. | Cách thức đồng bộ thời gian thường được sử dụng trong các trạm biến áp là truyền tín hiệu mã hóa thời gian IRIG-B1, nó sử dụng một mạng phân phối riêng biệt. |
| This time code can be transmitted as raw pulses over copper cables (coaxial or twisted pair) and fibre-optic cables, or as an amplitude modulated (AM) 1 khz carrier over coaxial cable. | Mã thời gian này có thể được truyền đi như các xung thô trên các sợi cáp đồng (cáp đồng trục hoặc cáp xoắn đôi) và trên cả cáp quang, hoặc như là tín hiệu 1khz đã được điều chế biên độ (AM) để truyền trên cáp đồng trục. |
| IRIG-B has been extended over the years, primarily by IEEE standards for synchrophasors. | Tiêu chuẩn về IRIG-B đã được mở rộng qua nhiều năm, chủ yếu bởi các tiêu chuẩn IEEE cho các thiết bị đồng bộ pha. |
| These extensions provide information such as year, time zone offset from Coordinated Universal Time (UTC), daylight saving (Summer) time, and time quality that are essential for substation automation. | Những phần mở rộng cung cấp các thông tin như năm, sai lệch múi giờ so với UTC (Coordinated Universal Time), thời gian tiết kiệm ánh sáng ban ngày (mùa hè) và chất lượng thời gian đó là những yếu tố cần thiết cho tự động hóa trong trạm biến áp. |
| Unmodulated IRIG-B is capable of sub-microsecond accuracy, however many client devices are limited to millisecond accuracy because of their designs. | Tín hiệu IRIG-B không điều chế có khả năng chính xác tới vài micro-giây, tuy nhiên nhiều thiết bị nhận lại bị giới hạn độ chính xác cỡ mili giây do thiết kế của chúng. |
| IRIG-B has a number of options for how the time code is formatted and transmitted. | IRIG-B có một số tùy chọn đối với cách thức mã hóa thời gian được định dạng và truyền đi. |
| Unfortunately the time synchronisation requirements of the various vendors of substation equipment can be mutually exclusive and cannot be met with one IRIG-B signal. | Đáng tiếc là các yêu cầu về đồng bộ thời gian của nhiều nhà cung cấp thiết bị cho Trạm biến áp lại không tương thích lẫn nhau và không thể dùng chung một loại tín hiệu IRIG-B. |
| Such differences include whether modulated or unmodulated signals are used, and whether the time is referenced to local time or to Coordinated Universal Time (UTC). | Những khác biệt đến từ việc sử dụng tín hiệu IRIG-B điều chế hoặc không điều chế, và cho dù thời gian được tham chiếu đến thời gian địa phương hoặc thời gian phối hợp quốc tế (UTC). Các loại 'định dạng |
| The various “flavours” of IRIG-B are known by code values, for example: | ' khác nhau của tín hiệu IRIG-B được nhận biết bởi các giá trị mã hóa, ví dụ: |
| B003: pulse width code (unmodulated), no extensions for year or IEEE extensions; | B003: Mã hóa độ rộng xung (không điều chế), không được mở rộng từng năm hoặc mở rộng theo IEEE; |
| B004: pulse width code (unmodulated), extensions for year and IEEE extensions; | B004: Mã hóa độ rộng xung (không điều chế), có mở rộng từng năm và mở rộng theo IEEE; |
| B124: amplitude modulated on 1 khz carrier, extensions for year and IEEE extensions. | B124: điều chế biên độ trên sóng mang 1 khz, có phần mở rộng cho năm và mở rộng theo IEEE. |
| Figure 2, reproduced from IRIG Standard 200-04, compares the unmodulated and modulated signals that are used in the IRIG-B time code. | Hình 2, trích dẫn từ Tiêu chuẩn IRIG 200-04 , so sánh các tín hiệu điều chế và không điều chế được sử dụng trong mã hóa thời gian IRIG-B. |
| The time synchronisation method most commonly used in substations is the IRIG-B time code, which uses a dedicated distribution network. | Các phương pháp đồng bộ thời gian thường được sử dụng trong các trạm biến áp là tín hiệu mã hóa IRIG-B, nó sử dụng một mạng lưới phân phối riêng. |
| IRIG Serial Time Code Formats, IRIG Standard 200-04, Range Commanders Council, Sep. 2004. | IRIG Serial Time Code Formats, IRIG Standard 200-04, Range Commanders Council, Sep. 2004. |
| Graphical representation of 1-PPS signal specification. | Đồ thị biểu diễn đặc tính kỹ thuật cảu tín hiệu 1-PPS |
| Client devices, such as protection relays, need to be configured to match the master clock: UTC vs local time, fixed time zone fixed or set by IEEE extensions and so forth. | Hình 2: Đặc điểm của tín hiệu IRIG-B từ xung bắt đầu bản tin tham chiếu và tiếp đến là các xung dữ liệu ("0" và "1") đối với tín hiệu không điều chế và tín hiệu điều chế. T hiết bị nhận đồng bộ thời gian 'client', như các rơle bảo vệ, cần phải được cấu hình để phù hợp với các đồng hồ chủ: giờ UTC so với giời địa phương, đặt múi giờ cố định hoặc thiết lập bằng phần mở rộng theo IEEE |
| The flexibility of configuration of protection relays varies significantly, even with protection relays from the same manufacturer. | Sự linh hoạt trong cấu hình của các rơle bảo vệ khác nhau đáng kể, ngay cả với các rơle bảo vệ từ cùng nhà sản xuất. |
| Some protection relays can be configured to accept almost all IRIG-B time codes, but many are limited in their flexibility. | Một số rơle bảo vệ có thể được cấu hình để nhận hầu như tất cả các mã thời gian IRIG-B, nhưng nhiều loại lại bị giới hạn sự linh hoạt này. |
| Other challenges faced by substation designers when using IRIG-B include: the burden (loading) on the time distribution network, transmission line termination, immunity to noise, galvanic isolation and wiring maintenance. | Các nhà thiết kế Trạm biến áp còn gặp phải những thách thức khác khi sử dụng tín hiệu IRIG-B như: sự phân tải trong mạng phân phối tín hiệu thời gian, giới hạn đường truyền, khả năng triệt nhiễu, cách điện và bảo trì hệ thống dây dẫn. |
| The output capability of master clocks can range from 15 ma to 150 ma, but each make and model of protection relay presents a different load (typically 5 ma to 10 ma) to the master clock. | Khả năng đáp ứng đầu ra của đồng hồ chủ có thể dao động từ 15 ma đến 150 ma, nhưng mỗi loại rơle bảo vệ đưa ra tải khác nhau (thường là 5 ma đến 10 ma) khi nối tới đồng hồ chủ. |
| This complicates the timing design with a moderate to large number of protection relays, such as in distribution or industrial substations with medium voltage (6.6 kv to 33 kv) metalclad switchgear. | Điều này gây rắc rối hơn cho thiết kế mạng đồng bộ thời gian với số lượng rơ le bảo vệ từ số lượng trung bình tới số lượng lớn các rơle bảo vệ, chẳng hạn như trong các trạm biến áp phân phối hoặc trạm biên áp công nghiệp điện áp trung thế (6,6 kv lên 33 kv). |
| One Pulse per Second (1-PPS) One pulse per second (1-PPS) can be used to provide an accurate synchronisation reference, but does not include “time of day” information. | 1-PPS (One Pulse per Second) Tín hiệu 1-PPS có thể được sử dụng để cung cấp tín hiệu tham chiếu đồng bộ thời gian chính xác, nhưng nó không đi kèm thông tin "thời gian trong ngày (time of day)". |
| This is sufficient for sampled value process bus applications at present, but time of day information is likely to be required in the future for event time stamping or cryptographic message authentication (to prevent replay attacks). | Điều này đáp ứng được cho các bộ xử lý lấy mẫu giá trị đo trên các ngăn lộ hiện tại, nhưng thông tin thời gian thực có thể sẽ được yêu cầu trong tương lai cho việc gán nhãn thời gian các sự kiện hoặc để xác thực bản tin mã hóa (để ngăn chặn các tấn công tái diễn). |
| The 1-PPS specification most commonly used for synchronising signals in substations comes from IEC 60044-8, and is referred to by the IEC 61850-9-2 process bus implementation guideline commonly referred to as “9-2 Light Edition”. | Đặc điểm kỹ thuật của tín hiệu 1-PPS thường được sử dụng để đồng bộ thời gian trong trạm biến áp được quy định theo tiêu chuẩn IEC 60.044-8, và được tham chiếu tới bởi nguyên tắc triển khai truyền thông trong Trạm biến áp theo tiêu chuẩn IEC 61850-9-2 thường tham chiếu tới "phiên bản nhẹ 9-2". |
| The draft IEC 61869-9 standard for merging unit communication retains 1-PPS over fibre-optic cable as an option for time synchronisation. | Theo bản dự thảo tiêu chuẩn IEC 61869-9 đối với kết nối truyền thông các Bộ trộn tín hiệu thì vẫn giữ lại tín hiệu 1-PPS truyền qua cáp sợi quang như một tùy chọn để đồng bộ thời gian. |
| Figure 3 illustrates the 1-PPS pulse specification. | Hình 3 minh họa các đặc điểm của tín hiệu 1-PPS. |
| The rise and fall time (t f) between the 10% and 90% levels must be less than 200 ns, and the high time (th) must be between 10 µs and 500 ms (measured at the 50% level). Figure 2: IRIG-B specification for the start of message reference and the data pulses (“0” and “1”) for unmodulated and modulated signals. | Thời gian sườn xung lên hoặc xuống (tf) giữa các mức 10% và 90% phải nhỏ hơn 200 ns, và mức cao (th) phải ở giữa 10 µs và 500 ms (đo ở mức 50%). |
| Instrument transformers - Part 8: Electronic current transformers, IEC 60044-8 ed1.0, 19 Jul. 2002. | Instrument transformers - Part 8: Electronic current transformers, IEC 60044-8 ed1.0, 19 Jul. 2002. |
| Implementation guideline for digital interface to instrument transformers using IEC 61850-9-2 (R2-1). | Implementation guideline for digital interface to instrument transformers using IEC 61850-9-2 (R2-1). |