互感器变比选型存在的问题，提出了用全光纤电流互感器替代传统发变组保护用电磁型电流互感器的设想，介绍了传统火电机组发变组保护配置情况及基于全光纤电流互感器的结构，对基于全光纤电流互感器的火电厂发变组保护系统各子单元的配置进行了深入探索，并对全光纤电流互感器在火电机组中的应用进行了展望。
发电机组的发变组差动保护作为机组的主保护，对采集电流的暂态特性要求比较高，国内300 MW及以上火力发电机组差动保护用电流互感器常规采用TPY级电磁式电流互感器。根据《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》（DL/T 866—2015）要求，发电机主回路电流互感器二次电流宜采用5 A[1]，而根据《互感器 第2部分：电流互感器的补充技术方面的要求》（GB 20840.2—2014）及IEC 61869的要求，对于暂态特性保护用电流互感器，额定二次电流标准值为1 A[2]。以上规范用于发电机差动保护用互感器二次侧额定电流值选型时具有差异。
大型发电机组中性点及出线侧额定电流值较高，这就导致电磁式电流互感器设计尺寸较大，但实际可供安装该电流互感器的位置空间非常有限，如果将二次额定电流选为1 A，会造成线圈匝数成比例增加，增大绕组温升过高发生短路的概率，还会因体积过大而无法生产及安装。
相比传统的电磁式电流互感器，全光纤电流互感器具有尺寸小、安全性及灵敏度较高、测量范围宽、安装便捷等优点，用全光纤电流互感器替代火电机组发变组差动保护用电磁式电流互感器，有望解决以上变比选择及安装等难题。近年来，基于法拉第磁光效应原理的全光纤电流互感器已在智能变电站、水电机组、抽水蓄能机组等领域得到了充分应用，但尚未在火电机组上进行过完全替代性的尝试，因此，开展全光纤电流互感器在大型火力发电机组继电保护上的应用研究非常有价值。
目前，大型火力发电机组发变组保护用电流互感器为电磁式电流互感器，根据《继电保护和安全自动装置作业规程》（GB/T 14285—2006）要求[3]，100 MW及以上容量的发变组装设数字式保护时，除非电量保护外，应双重化配置。
图1所示为某300 MW火电机组发变组双重化保护用互感器配置情况（其他非用于发变组保护的互感器未示意），其中，保护用电流互感器均采用双套配置方案，即TA01、TA03、TA06、TA11、TA13、TA21为第一套保护用电流互感器，TA02、TA04、TA05、TA12、TA14、TA22为第二套保护用电流互感器；双重化的发电机保护所需的发电机出口电压分别取自TV1和TV2，TV3同时用于双套的发电机匝间保护；双重化的主变保护所需的主变高压侧电压分别取自TV4的不同二次线圈；接地变二次侧实现发电机启停机保护（16L）及基于不同原理双套配置的定子接地保护（64G1、64G2、64G3）；双重化转子接地保护分别采取了注入式和乒乓式配置在励磁系统中。
发变组差动保护作为机组的主保护，对采集电流的暂态特性要求比较高，如图1所示，发电机差动保护（87G）电流取自TA01（TA02）与TA06（TA05），主变差动保护（87T）电流取自TA06（TA05）与TA21（TA22），该部分差动保护用电流互感器均选用TPY级以满足暂态特性要求，其中发电机主回路的电流互感器二次侧额定电流值选取为5 A，主变高压侧的电流互感器二次侧额定电流值选取为1 A。用于发电机逆功率（32G）及程跳逆功率保护（37G）的TA03（TA04）选用0.2S级，用于主变零序过流保护（51TN）的TA11（TA12）和主变间隙零序过流保护（51N1GT）的TA13（TA14）选用P级。
TA01和TA02两组电流互感器安装于发电机中性点侧，TA03～TA06四组电流互感器安装于发电机出口侧。目前，大型火力发电机组发电机常采用高压出线套管结构，从发电机底部出线，对应以上六组电流互感器均采用吊装方式吊装在发电机底部罩壳下方，如图2所示。TA01～TA06的二次侧接线引至布置于发电机旁的发电机CT端子箱后，再转接至相应的保护设施。
TV1～TV3三组发电机出口电压互感器分别组柜，布置在发电机旁，电压采取从发电机出口封母T接的方式引入电压互感器柜，另在发电机旁设发电机出口PT端子箱作为转接箱，将TV1～TV3的二次侧电压转接至相应的保护设施。
TA11和TA12两组电流互感器安装于主变高压侧中性点套管内，二次侧电流通常由变压器厂家引接至主变本体端子箱；TA13和TA14两组电流互感器安装于主变中性点间隙接地保护设施内；另在主变旁设主变端子箱作为转接箱，将TA11～TA14的二次侧电流转接至相应的保护设施。
主变间隔高压配电装置为户外布置，当采用GIS结构时，TA21、TA22及TV4均封装于主变间隔GIS装置内，如图3（a）所示；当主变间隔高压配电装置采用隔离式断路器结构时，TA21、TA22及TV4均为支柱式安装，如图3（b）（c）所示。对于GIS结构，互感器二次侧电流/电压通常引至GIS汇控柜后再接至相应保护装置；对于隔离式断路器结构，需另配置断路器端子箱及PT端子箱作为转接箱，互感器的二次侧电流/电压转接至相应的保护装置。
目前，大型火力发电机组的发变组保护装置常组柜布置在主厂房内的机组电气继电器室，各CT、PT的接线箱就近布置在主设备附近，其中，发电机CT、PT端子箱也位于主厂房内，通常与机组电气继电器室距离较近，不足200 m；主变间隔高压配电装置则远离主厂房，对应的各CT、PT转接箱体与发变组保护装置的距离常在200 m以上。
全光纤电流互感器（Fiber-Optical Current Transformer，FOCT）以围绕被测载流导体的光纤为电流敏感单元。基于法拉第磁光效应的光学电流互感器的测量原理是对被测电流i周围磁场强度的线性积分，即线偏振光通过磁光介质时，在磁场H的作用下其偏振面旋转了φ角度[4]，结合安培环路定理可知，旋转角度为：
式中：V为磁光介质的费尔德常数；l为通光路径长度；N为围绕通流导体闭合光路的圈数；i为电流。
对于特定的磁光介质，其费尔德常数V为恒定数值，因此由式（1）可知，偏振光的旋转角大小与电流的大小及光纤环路的匝数成正比。
如图4所示，基于Sagnac反射结构的全光纤电流互感器光路主要由光源、耦合器、起偏器、相位调制器、保偏光纤延迟环、光纤波片及传感光纤（含反射膜）组成，光源依次经过耦合器、起偏器、45°熔接点，形成两个互相垂直、大小相等的偏振光。这两个正交模式的线偏振光在调制解调器处受到相位调制后，经过λ/4波片分别转变为左旋和右旋的圆偏振光，并进入传感光纤。在传感光纤中传输时，受被测电流磁场影响，这两束圆偏振光的相位发生明显的变化，当传输至反射镜处时发生反射，两束圆偏振光发生模式互换，然后再次穿过传感光纤，使法拉第效应产生的旋转角加倍[5]。当两束圆偏振光再次经过λ/4波片后，恢复为线偏振光，并在偏振器处发生干涉，最终得到的光波信号相位差为：
经过整个光路，线倍的法拉第相移，极大地提高了系统的灵敏度。经过测量该偏转角，就可以间接地测量出导体中的电流值。
由前述原理可知，与电磁式电流互感器相比，全光纤电流互感器结构上不再采用铁芯结构，不存在磁饱和、剩磁、铁磁谐振等带来的测量误差问题，具备比较好的低频传变特性和暂态特性；全光纤电流互感器将电流量转换为数字量进行传输，也不存在二次侧开路过电压的问题，安全性能高；且传感元件为柔性结构，能较好地适应狭窄拥挤的空间的安装环境，安装方法灵活。
针对发电机主回路电流互感器二次侧额定电流值在不同规范中要求不一致，以及适用于大型火电机组发电机主回路的二次侧额定电流值为1 A的电磁式电流互感器生产安装困难的问题，本文提出将发变组保护用电磁式电流互感器替换为全光纤电流互感器的设想，并对基于全光纤电流互感器的发变组保护的配置情况展开分析。
全光纤电流互感器具有比电磁式电流互感器更优良的暂态特性，因此，考虑将发变组保护中对电流互感器暂态特性要求比较高的保护用电流互感器（图1中TPY级电流互感器TA01、TA02、TA05、TA06、TA21、TA22）替换为全光纤电流互感器，其余电流互感器（TA03、TA04、TA11～TA14）仍采用电磁式，电压互感器（TV1～TV4）仍采用传统的电磁式电压互感器。
基于全光纤电流互感器的继电保护系统可分为光纤传感环、采集单元、合并单元及保护设施四个部分，如图5所示。
光纤传感环可以看作互感器的一次侧，用于将电流量转换为光的相位偏转角度，含传感光纤、λ/4波片及反射镜，在实际应用中，对于外置式的电流互感器还包括固定整体结构用的外壳。
采集单元则为互感器的二次侧，由光源、耦合器、起偏器、相位调制器、延迟光纤及调制电子电路等组成，用于发射及接收光信号，对信号做处理并将被测电流值处理为数字量后输出。
合并单元是用来对来自二次转换器的电流或电压数据来进行时间相关组合的物理单元[6]，在基于全光纤电流互感器的继电保护系统中，合并单元可将不同传感器采集到的模拟量信号或光数字信号组合成同一时间断面的数据，再将这部分数字信号按照IEC 61850-9-2规约以统一的数据格式提供给保护设施。目前，普遍采用插值法对采样数据来进行同步，即采集单元异步采样，不同采集单元间时间不同步，各采集单元采集的数据发送到合并单元后，合并单元给各数据帧打入时标，再利用插值算法计算出各路测量信号在同一时刻的采样值。在智能变电站中，合并单元通常按照间隔来设置，即同一间隔内的电流、电压信号均接入同一合并单元。
保护设施是整套继电保护系统的核心，系统采集的电流、电压量最终进入保护装置进行计算、整定及出口。对于同一套继电保护系统需接入多个合并单元的情况，除各合并单元需对本间隔内的电流、电压数据来进行同步外，还需要将各合并单元间的数据来进行同步，这一同步功能由保护设施采用与合并单元类似的延时补偿、插值重采样等数据处理方法完成[7]。
在传统发电厂继电保护系统中，电磁式互感器以模拟量数据将电流、电压量通过电缆直接接入到保护设施，模拟量在电缆中的传播速度接近光速，可认为基本上没有延时，即保护设施接收到的各路采样值是同步的。当引入全光纤电流互感器后，全光纤电流互感器将电流量转换为数字量，通过光缆接入到保护设施，但互感器的光纤传感环、合并单元的数据处理单元等回路均会导致数据延时。因此，在基于全光纤电流互感器的火电厂发变组保护配置中，需考虑保护设施接收到的模拟量与数字量数据不同步的问题。目前，对于混合数据源的继电保护系统，普遍采用的技术方案为，增加模拟量输入的合并单元，将电磁式互感器的模拟量输出转换为数字量后接入保护设施，在保护设施中再对各合并单元的数据实现同步[8]。结合大型火力发变组的双重化保护要求，并参考智能变电站设计中对双采样系统的要求[9]，提出基于全光纤电流互感器的大型火电厂发变组保护配置结构，如图6所示（非用于发变组保护的互感器未示意）。
与传统电磁式电流互感器配置相同，考虑发变组保护的双重化，在每个需要配置电流互感器的位置配置两组全光纤电流互感器。电流互感器的安装的地方可参考常规工程，即发电机主回路处吊装在发电机下端；主变间隔断路器处根据配电装置结构选型选择内嵌式安装或外置式安装。同时，对发电机主回路处电流互感器的组合结构可以进行优化，将一组全光纤电流互感器与一组0.2S级电磁型电流互感器组合安装在同一支撑平板上，发电机出口侧每相共配置两组该结构及形式的组合型电流互感器，极大地降低了发电机出口侧电流互感器的安装空间需求。该结构及形式使得发电机出口侧电流互感器排序与常规配置略有不同，即从发电机出口侧往主变侧依次为0.2S级电磁型、5TPE级FOCT、0.2S级电磁型、5TPE级FOCT。
考虑需采用双采样系统接入合并单元，每个采集单元需配置两路能独立工作的采样系统，每路采样系统均应包括A/D、D/A，每个采集单元的两路采样数据送入同一个合并单元，如图7所示。采集单元与FOCT的光纤传感环间采用保偏光纤连接，这是一种可以使偏振光在光纤中传输时较长时间维持偏振态不变的特殊光纤，从经济性角度考虑，常规配置中会将采集单元布置在光纤传感环附近，组柜式安装。由于发电机与机组电气继电器室距离较近，而主变间隔高压配电装置离机组电气继电器室较远，离网络保护小室较近，因此图6中TA01、TA02、TA04、TA06对应的12个采集单元可组一面机柜布置在机组电气继电器室，TA21和TA22对应的6个采集单元可组一面机柜布置在网络保护小室，TA41和TA42对应的6个采集单元可组一面就地设备柜布置在主变压器及高压厂用变压器附近。
每个具有双采样系统的采集单元输出两路采样数据进入同一个合并单元，因此，对应的合并单元需具有双通道接入条件。合并单元根据输入数据类型可分为模拟量合并单元及数字量合并单元，对于全光纤电流互感器回路，配置数字量合并单元，对于电磁式电流/电压互感器回路，配置模拟量合并单元。数字量合并单元与采集单元间采用普通光缆连接，模拟量合并单元与电磁式电流/电压互感器间采用电缆连接。
对于发电机部分，考虑将数字量合并单元1A/1B分别与对应的发变组保护设施合并组屏，布置在机组电气继电器室，而从节省电缆的方面出发，可将模拟量合并单元2A/2B均组柜布置在发电机附近。
对于主变及高厂变部分，模拟量合并单元3A/3B和数字量合并单元4A/4B均可与TA41和TA42的采集单元共同布置在变压器区域的就地设备柜内。
对于主变间隔部分，模拟量合并单元5A/5B和数字量合并单元6A/6B均可与TA21和TA22的采集单元共同组屏布置在网络保护小室。
基于FOCT的发变组保护设施需实现与普通发变组保护设施相同的保护功能，与普通装置略有不同的地方在于，它要实现各合并单元间的数据同步采集功能，且信号采集接口为光口。与常规火电机组相同，发变组保护设施按照电量保护双重化配置，双套分别组柜安装于机组电气继电器室，与合并单元间通过光纤连接。
结合工程真实的情况，合理配置及布置各子单元设备，可在保证整体系统运行可靠性的前提下，节省硬接线电缆，推动火力发电厂向全方位数字化发展。
本文探讨了大型火力机组发电机主回路电磁式电流互感器变比选择存在的问题，介绍了基于全光纤电流互感器的继电保护原理及结构，并根据大型火电机组发变组继电保护的基本配置，提出了将全光纤电流互感器应用于大型火电机组发变组保护回路的整体拓扑结构设想，分析了各子系统的配置情况和安装的地方，为火电机组的智能化发展提供了新思路。
全光纤电流互感器在火电机组继电保护中的实际应用已有所尝试，但尚未能完全替代电磁式电流互感器。随着火电机组向数字化、智能化的不断推进以及全光纤电流互感器技术的快速的提升，全光纤电流互感器在火电机组继电保护中的应用必将愈来愈普遍。
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