高精度同步时钟信号在分布式录波器中的实现

　　随着智能电网技术大踏步地向前发展，电力部门对故障录波装置的分布式应用要求越来越高，对在分布式系统中的录波同步的要求也越来越严格，仅采用单一的GPS对时系统已不能完全满足电网运行的要求。因此，需要引入更多的启动逻辑作为系统同步录波的判据。

　　故障录波器是电力系统发生故障及振荡时能自动记录故障前、后过程的各种电气量变化的一种装置。它可以记录因短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等大扰动引起的系统电流、电压及其导出量(如有功、无功以及系统频率)的全过程变化。主要用于检测继电保护与安全自动装置的动作行为，了解系统暂态过程中系统中各电参量的变化规律，以及校核电力系统计算程序及模型参数的正确性等。目前，故障录波装置的录波结果是分析电力系统故障的重要依据。

　　在分布式的录波系统中，各子单元之间需要在同一节拍下完成模数转换工作，以达到同步采样的功能。因此需要一个“同步节拍器”来完成各子单元之间的信号同步，当出现故障的时候，由监测到故障的单元向本同步器发出录波启动信号，由本同步器向其他子单元发出同步录波的命令，从而达到同步录波的功能。

　　本文介绍的一种采用MAXII570实现分布式录波系统同步的设计思想，为充分利用MAXII570芯片资源，将上述所有同步启动信号的启动逻辑均集成在芯片中。

　　1 系统结构

　　采用MAXII570实现分布式录波系统的IRIG-B(DC)解码器的框图如图1所示。在变电站中由主时钟或扩展钟送出的IRIG-B码到达故障录波装置后，经过MAXII570解码后产生秒脉冲、串行时标等TTL信号。由于TTL传输距离比较短，很容易受到干扰，所以将其转换为RS485电平后发送给各子单元。这样不仅可以做到长距离传输，而且可以大大提高抗干扰性能。在实际的应用环境中，若主时钟系统送过来的IRIG-B码源为本身就为RS485信号，则在该系统中同样可以工作，只需调整光耦前端的限流电阻大小即可实现解码。

　　为提高系统同步时钟的精度和稳定性，设计时采用一片12.8 MHz的温度补偿晶振的输出作为主振频率。温度补偿晶振的精度为0.5 ppm，经过分频后可以产生稳定可靠的12.8 kHz作为模数转换的工作频率。

　　故障信号为各子单元发送过来的信号，作为系统的同步判据。当系统收到故障信号后，发出录波启动信号，通知各子单元启动录波，经过一段时间后(该时间可以由整定值设定)，发出录波结束信号，完成本次录波工作。当出现连续故障时，只要对应的子单元发出故障信号即可，其余的同步工作由本系统完成。

　　2 IRIG-B解码器的实现

　　图2为IRIG-B(DC)码的示意图[1]。它是每秒一帧的时间串码，每个码元宽度为10 ms，一个时帧周期包括100个码元，为脉宽编码。码元的“准时”参考点是其脉冲前沿，时帧的参考标志由一个位置识别标志和相邻的参考码元组成，其宽度为8 ms。每10个码元有一个位置识别标志：P1、P2、P3，…，P9、P0，均为8 ms宽度;PR为帧参考点，二进制“1”和“0”的脉宽分别为5 ms和2 ms。

　　一个时间格式帧从帧参考标志开始。因此连续两个8 ms宽脉冲表明秒的开始，如果从第二个8 ms开始对码元进行编码，则分别为第0，1，2，…，99个码元。在B码时间格式中含有天、时、分、秒，顺序为秒-分-时-天，所占信息位为秒7位、分7位、时6位、天10位，其位置在P0～P5之间。P6～P0包含其他控制信息。其中“秒”信息为第1~8个码元;“分”信息为第10~17个码元;“时”信息为第20~27个码元;第5、14、24码元为索引标志，宽度为2 ms。时、分、秒均用BCD码表示，低位在前，高位在后;个位在前，十位在后。