由智能配电网的发展现状及存在问题，引出了光纤电流互感器的研制背景，简要介绍了其设计原理、产品特性及功能实现，并结合典型工程应用进行了实例分析。
国家电网公司从20世纪90年代初就开展了配电网自动化系统的试点工作，先后进行了一系列大量的科技试点和运行实践活动。随着智能电网技术的发展，技术、产品不断革新。与一次侧电网相比，智能配电网发展相对不快，主要原因如下：
（1）配电网涉及范围广、投资大。配电网所测控的对象包括开闭站、环网柜、分段开关、联络开关等，需要进行监测的设备众多，但由于经济等方面的限制，实际的测量设备安装数量远远无法满足需要。而且，由于设备性能、安装环境等方面的原因，配网量测终端采集的数据受外界干扰较大，数据可用性不高。
（2）已建配电网的配电网自动化终端安装、电动操动机构改造等实施难度大。
（3）在试点过程中存在不少误区。如存在认识偏差，过分追求狭义的故障处理功能（DA），没有建立整体全局观，导致配电网自动化系统综合效益无从显现。
（4）中心主站系统没能很好地融合到综合信息系统，没能很好地服务于配电网的规划、运行、维护；缺乏对整个配电调度管理系统的统筹考虑，大大限制了配电自动化系统的易用性和实用性。在过去近20年的配电网自动化改造当中，真正整体实现了配电网自动化的区域非常少见，这与智能电网所要达到的目标，出现了非常大的差距。
国家电网公司提出了智能配电网步步推进的技术路线图。配电网自动化作为智能电网发展的关键技术也备受重视。
在新一轮以智能电网为核心的配电网自动化系统建设过程中，给出新建项目技术方案的同时，应充分考虑到已建项目正处于运行之中的特点，必须考虑到因实施配电网自动化改造而带来的对运行可靠性的影响，及前述配电网自动化已存在的缺陷。配电网自动化所需要的数据基础主要是电流和电压，其他数据基本上都可以通过电流和电压数据计算来获取，为此希望在智能电网范畴内的配电网自动化改造过程中，能够结合目前存在的缺陷，找到一个尽量降低缺陷影响的新办法和新思路。
2004年IEC60044-8《互感器电子式电流互感器》技术标准颁布以来，有的新建变电站采用了光纤电流互感器技术，光纤传感技术已融入到智能变电站中。但是同时也必须认识到，在高电压等级所采用的光纤电流互感器技术，在稳定性、抗干扰性能等多个方面，还存在很多问题。目前尚不能做为成熟产品来应用。
国内10kV网架的配电终端所采集的数据，都是基于传统电磁原理的互感器，主网的先进技术迟迟不能应用到配电网领域。在配电网自动化改造过程中，对已存在的一次系统加装电流互感器，也成为一项比较耗时费力的工作。为了破解这个困扰业界的难题，将新型传感技术运用到配电网自动化的电流互感器当中，替代传统电流互感器就变得非常必要和迫切。
光纤电流互感器的提出及研制
光纤技术测量电流始于20世纪60年代，1963年美国就已经在230kV变电站中挂网运行。1979年英国挂网运行了全光纤互感器，1993年我国在广东电网运行了华中科技大学研制的光纤电流互感器；进入2000年后，许继集团联合华北电力大学，南瑞集团联合航天科技，ABB、西安创维等都在国内电网上试运行了光纤电流互感器；近几年上海嘉定变电站等投运了光传感电流互感器。
以上的技术和产品主要集中在高电压等级的主网，在中压领域开展光纤传感技术研究，国内尚未有实际应用产品。
而在国外，拥有150万客户的丹麦最大电力公司DONGEnergy在2002年提出需求：“希望能有产品在不停电、不破坏现有运行设备的条件下，具有检测中压电缆线路故障和电流的精确测量功能。”经广泛调查后发现市场上没有符合条件的标准定型产品，为此，DONGEnergy发起并联合丹麦大学光学实验室及相关机构，组织了公司专攻技术与工程应用。2004年，光纤电流互感器在DONGEnergy实现了现场运行，配电终端以光纤互感器为基础，具有“技术先进、功能实用、安装便捷、适应智能电网需求、可靠性高”等特点，目前在全世界20多个国家的配电网领域得到实际运行应用。
经过了工程实践和不断完善，以光纤电流互感器为主体组成的配电网自动化系统，已成为一个专业的、相对成熟的技术产品体系。
光纤传感配电终端通过光纤电流互感器来采集运行时的电流量，配合FTU/DTU所采集的电压量，可以将有功功率、无功功率、频率等信息进行精确计算，以及判断短路故障电流、接地故障和故障距离等，采集精度高，计算量准确；还有多路信号采集回路及控制输出回路；通过通信模块，以网络RJ45、无线GPRS及串行RS485/232为物理接口，以IEC60870-5-101/104和CDT协议和配电网自动化系统主站实现双向数据交互。也可以通过IEC61850协议，实现光纤电流互感器独立发布数据。
光纤电流互感器的设计原理及实现
基本原理
当一束线偏振光在介质中传播时，若在平行于光的传播方向上加一强磁场，则光振动方向将发生偏转，偏转角度β与磁感应强度B和光穿越介质的长度d的乘积成正比，即β=VBd，比例系数V称为费尔德常数，与介质性质及光波频率有关。偏转方向取决于介质性质和磁场方向。上述现象称为法拉第磁光效应。
光纤电流互感器基本结构
LED发出的光源，经过光学准直镜头以后，形成平行光进入起偏器，经过起偏器以后转变为线偏振光，当线偏振光经过安装在导线上的磁光晶体时，导线中的电流产生的磁场将使光的偏振方向发生偏转，偏转后的偏振光通过检偏器，检测出偏振面旋转的角度。
经过检偏器以后的变化了光强的光，经过第二光纤后由光处理模块上的光电探测器接收，并把它转换成电信号，然后经过相关电路检出其光强变化，再经过信号处理、信息提取等智能过程，从而实现对导体内电流强度的检测。图1为光纤电流互感器的结构示意图。
光纤电流互感器的实现方法
光电检测原理主要通过以下几部分实现：光学器件：包括光传感头、绝缘件、夹具、定制光纤等；
光电处理模块：包括发光器件、光接收器件、光电转换、计算及分析判断。图2为光电检测原理框图。
光纤电流互感器的特点如下：
（1）量程宽、精度高、频带宽、响应快，可同时满足测量和保护需要。
（2）安装维护便利，不损坏、不切割已有设备。
（3）全绝缘、耐高温，无二次开路危险。
（4）短路故障测距，提高供电系统可靠性。
（5）节能环保，促进可持续发展。
硬件架构模式
光纤电流互感器所运行的硬件平台，以高速双CPU架构模式和16位AD作为核心元器件，包含大容量的程序FLASH、RAM、I/O接口、SCI、SPI等资源，大大地简化了硬件的复杂程度，提高了硬件的可靠性。主体硬件构架模式如图3所示。
支撑光纤电流互感器的硬件平台功能
（1）板件组成。光纤电流互感器由通信ARM板、采集DSP板、光纤电流互感器板、电流互感器板、PT板、遥信板、遥控板、电源板组成。
（2）通信ARM板功能。ARM板配置了RS232调试口、以太网口、RS232/485口、GPRS模块以及光纤通信接口，实现终端同主站之间的数据交换功能。ARM板还拥有大容量的程序空间、SDRAM、I/O口以及SCI、SPI、I2C、Ethernet等接口，使用双口RAM与采样DSP板交换数据；芯片具有IEEE1588硬件支持功能，其时钟精确性能达到40ns，可满足IEC61850协议所需的精确对时要求。
（3）采集DSP板功能。负责计算和分析FPGA传输过来的采样数据，同时通过双口RAM与通信ARM板进行数据交换，是整个设备的处理中心，最大容量可设计为40路遥测、64路遥信、10路遥控，可满足10条线路开闭所的测量和遥控的技术要求；FPGA芯片负责收集各采集板的采样数据，同时也是命令下发的中间通道；DSP板还拥有程序存储空间NORFLASH、RAM等接口；另外还具有CAN通信口、RS232调试口、数字量输入和输出。
（4）光纤电流互感器板功能。每块光纤电流互感器板完成6路交流电流和2路零序电流的采集和模数转换功能，6路交流电流是通过接收光纤电流互感器的光信号转换为CPU能接受的信号，2路零序电流是通过接收传统电流互感器的电流信号转换为CPU能接受的信号，一般采集两条线路的三项交流电流量和零序电流量。交流电流可测最大一次侧电流10000A，零序电流量程可通过电阻改变，一般为0~1A。
以光纤电流互感器为核心的配电网自动化终端（FTU/DTU）功能
（1）三遥功能。遥测、遥信、遥控。
（2）故障检测功能。通过采集线路的电压、电流量，提供零序过电压、零序过电流、线路过负荷、线路三相过电流等检测功能。根据采集到的电流大小及设置的定值，能够自动快速判别线路是否发生故障，区分故障电流方向、识别单相接地或相间短路故障，并将故障信息和性质及时主动上报给配电网自动化系统，以便进行相应故障处理。
（3）其他配电网自动化必要的功能。包括通信功能，调试、维护、管理功能，统计及数据存储功能，可靠性设计等。
光纤电流互感器安装及应用
光纤电流互感器外观
（1）户内型光纤电流互感器及DTU外观见图4。
（2）户外型光纤电力传感器及FTU外观见图5。
安装方法
安装光纤电流互感器的具体方法如下：
（1）安装前应将传感头放置于所安装的环境约2小时，以使传感头充分适应安装地点的环境。
（2）清洁安装点，擦拭掉尘土和油污等；若在电力电缆上进行安装，此安装点处应没有铠甲和屏蔽层，因为铠甲会对磁场的分布产生影响，而屏蔽层中可能存在的感应电流，都会对测量结果产生影响。
（3）在所需安装位置涂抹硅胶（指甲大小即可），将传感头凹面贴紧硅胶并用扎带扎紧。
（4）将光纤沿电缆下引，用耐热垫片将光纤和导体隔开，并用扎带扎紧。当光纤进入铠甲或屏蔽层区域后即可不必使用垫片（即光纤表面和电缆绝缘表面直接接触）；此处还应注意，传感头圆圈的直径应控制在8cm左右。见图6。
（5）将光纤沿事先选择好的路径敷设好，并在适当位置用扎带固定；敷设过程中应保证光纤保持自然曲度（弯曲半径应大于10cm），以免影响光线传播。
（6）对于三相电缆，传感头的安装位置还应考虑相间电磁场的影响；根据法拉第磁光效应原理，只有当磁场方向平行于光的传播方向时才会造成光的偏转，因此多个传感头在多条电缆的环境中安装时，安装方式的选择对测量精度的影响很大。如图7所示，L2相产生的磁场B垂直穿过L1、L3相上的传感头，因此不会对其的测量精度产生影响，若按图8的方式安装，每个传感头均受到3相磁场的影响，因此，测量的精度较低。
（7）将光纤引入箱体，并在箱体内保留适宜的长度以保证足够的弯曲度。
（8）将光纤轻轻插入光纤接口的一端，另一根轻轻插入另一端；插入过程要注意确保光纤已插至底部但不可太过用力；将光纤连接端子轻轻向里推至底部固定光纤。如图9所示。
拆除光纤时，先将光纤连接端子轻轻向外拔出，随后将光纤拔出，并用相应的保护帽对连接端子以及光纤尾部进行保护。光纤的尾部截面经特殊工艺打磨处理，操作过程中必须保证光纤尾部截面的清洁，不可接触泥土、油污等，也不要用手指触碰截面，以免污物造成光的折射、反射，影响光的传输，造成测量误差过大。
（9）系统安装完成上电后首先要对系统光值进行测量，光值过大或过小都会影响测量精度，因此在光值不满足要求时应调整光纤插入长度，直到光值满足要求。
典型工程应用
以本文原理研发的光纤电流互感器以及与之配套的FTU/DTU已经在多个环境下使用过。其中户内型的典型应用如大庆油田等，见图10；户外型的典型应用如山东滨州供电公司、山东淄博供电公司、天津供电公司等，见图11。在现场实施的过程中，均体现了光纤电流互感器安装方便快捷的特点。户外型本身设计可以带电安装。户内型以大庆油田采油二厂35kV/6kV变电站为例，该变电站监测线路包括14条6kV出线，仅用了两天时间即全部完成自动化改造，其中最少停电时间的线路仅仅为20分钟，大大缩短了工期，减少了停电时间。
存在的问题及解决方法
虽然光纤电流互感器具有较多的优点，但是同时也具有一定的缺点，如：
（1）对安装的要求比较高。为了避免邻相的电磁干扰影响，对于光纤电流互感器的安装要求比较高，必须严格与所检测相的电缆保持垂直。
（2）需要进行二次校准。由于各种电缆参数、温度参数等的不同，安装户内的光纤电流互感器以后，需要进行校准后再运行。
（3）小电流下误差比较大。在20~80A的环境下，测量误差为±1A。安装位置与二次校准的缺陷，可以用海量电缆参数数据库的方法，或者直接将光纤电流互感器固化到开关内部的办法来解决。
小电流误差比较大的原因，主要是因为小电流所产生的磁场强度比较弱，相对于周围环境的磁场强度，更容易受到影响。需要通过加强屏蔽等抗干扰措施，或者应用于大电流区域等方法来解决。
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原标题：【技术】光纤电流互感器在配电网自动化中的应用
