一种基于光学电流互感器的故障测距系统技术方案

本实用新型专利技术涉及一种基于光学电流互感器的故障测距系统，包括在两变电站内均设置依次连接的光学电流互感器、行波测距装置、交换机和时钟采集装置，各光学电流互感器均包括通过第一光缆相互连接的光学电流互感器敏感单元和光学电流互感器采集单元，各光学电流互感器敏感单元分别设置在输电线的两端，各光学电流互感器采集单元的行波信号输出端通过第二光缆连接同一变电站内的行波测距装置的输入端，故障测距系统还包括数据处理主站，两变电站的各行波测距装置的输出端均通过第三光缆输入至数据处理主站。本实用新型专利技术较大程度降低测距误差，提高其可靠性和精度，并符合智能变电站的行波测距要求。

【技术实现步骤摘要】

本技术涉及一种输电网故障测距
，特别是一种基于光学电流互感器的故障测距系统。
技术介绍
输电网故障的快速、可靠检测是实现智能电网安全可靠运行的主要功能之一，目前在我国IlOkV及以上电网中，中性点直接接地的变电站中广泛采用了输电线路故障测距系统，大多数是基于电磁式互感器来采集故障行波信号，使用硬电缆的方式将电磁式互感器输出的模拟量接入行波测距装置。当采集量增加和采集量改变时，相应的采集线路和接线必须加以调整，这增大了运行人员的工作量和系统出错的几率，己经无法满足数字化变电站的需求。此外，实际运行结果表明，电磁式互感器在测距可靠性、精度以及系统优化应用方面，还存在诸多问题:因传感带宽受限，存在磁饱和、动态测量精度差，在电网故障时不能正确传变一次电流，原始故障波形信息不准确，导致测距系统测距结果的离散性很大，可以在数公里范围波动；有的变电站使用传统的通信手段，例如音频拨号，这种模式存在占用通道、专线利用率低、通信不稳定、时效性不好等问题;缺乏对智能变电站IEC61850协议的支持。
技术实现思路
本技术针对现有的输电线路故障测距系统采用电磁式互感器导致测距可靠性差、精度低无法满足数字化变电站的需求等问题，提供一种基于光学电流互感器的故障测距系统，采用光学电流互感器实现高保真行波采集，使用光缆的方式将数字信号传输至行波测距装置，较大程度降低测距误差，提高其可靠性和精度，并符合智能变电站的行波测距要求。本技术的技术方案如下:—种基于光学电流互感器的故障测距系统，用于测定两变电站之间的输电线中的故障点的位置，其特征在于，包括在两变电站内均设置依次连接的光学电流互感器、行波测距装置、交换机和时钟采集装置，所述各光学电流互感器均包括通过第一光缆相互连接的光学电流互感器敏感单元和光学电流互感器采集单元，所述各光学电流互感器敏感单元分别设置在输电线的两端，所述各光学电流互感器采集单元的行波信号输出端通过第二光缆连接同一变电站内的行波测距装置的输入端，所述故障测距系统还包括数据处理主站，两变电站的各行波测距装置的输出端均通过第三光缆输入至数据处理主站。所述输电线为三相输电线，所述三相输电线的两端均设置三个光学电流互感器，各变电站内的三个光学电流互感器敏感单元分别设置在三相输电线的三相端，各变电站内的三个光学电流互感器采集单元的行波信号输出端均连接同一变电站内的行波测距装置的输入端。所述光学电流互感器为全光纤电流互感器，所述光学电流互感器敏感单元包括传感光纤环，输电线端穿过所述传感光纤环的内部。所述各光学电流互感器均为全光纤电流互感器，所述各光学电流互感器敏感单元均包括传感光纤环，各变电站内的三相输电线端对应穿过三个传感光纤环的内部。所述光学电流互感器选择采样频率为200KHZ?2MHz的光学电流互感器。所述光学电流互感器的采样频率为500KHZ。所述光学电流互感器的采样频率为1MHz。本技术的技术效果如下:本技术提供的基于光学电流互感器的故障测距系统，在两变电站内均设置依次连接的光学电流互感器、行波测距装置、交换机和时钟采集装置，还包括设置在两变电站之间的数据处理主站，各部件配合工作，每个变电站中的光学电流互感器敏感单元对输电线上高频电流信号进行感应，基于法拉第磁光效应并配合光学电流互感器采集单元最终输出电流行波信号，采用具有高带宽特性的光学电流互感器能够实现高保真电流行波信号采集，光学电流互感器采集单元通过光缆与行波测距装置相连以进行两部件的双向信号传输，时间采集装置将时间信息送到交换机，行波测距装置从交换机获取到时间信息，从而给光学电流互感器采集单元发送同步时钟，光学电流互感器采集单元将采集的电流行波信息传输给行波测距装置，两变电站的行波测距装置输出带有时间戳的电流行波数据并通过光缆发送至数据处理主站进行简单方便的数据处理，获取故障行波数据并计算故障距离，完成故障点的定位。采用光学电流互感器进行故障测距避免了传统的输电线路故障测距系统采用电磁式互感器由于其性质导致的测距可靠性差、精度低无法满足数字化变电站的需求等问题，光学电路互感器实现高保真电流行波信号采集，使用光缆的方式能够提高通讯效率，本技术结构简单容易实现，准备方便地进行输电线故障测距，可以使得行波测距的误差相对于传统行波测距系统误差有较大程度降低，提高了其可靠性和测距精度，并符合智能变电站的行波测距要求。【附图说明】图1为本技术基于光学电流互感器的故障测距系统的结构示意图。图中各标号列示如下:I 一输电线；2—故障点；3 —光学电流互感器敏感单元;41 一第一光缆;42 —第二光缆;43—第三光缆。【具体实施方式】下面结合附图对本技术进行说明。本技术涉及一种基于光学电流互感器的故障测距系统，某一条输电线I连接变电站I和变电站II，该故障测距系统用于测定两变电站之间的输电线I中的故障点2的位置，其结构如图1所示，包括在两变电站(变电站I和变电站II)内均设置依次连接的光学电流互感器、行波测距装置、交换机和时钟采集装置，还包括设置在变电站I和变电站II之间的数据处理主站。两变电站的光学电流互感器均包括通过第一光缆41相互连接的光学电流互感器敏感单元3和光学电流互感器采集单元，两光学电流互感器敏感单元3设置在输电线的两端(S端和R端)，各光学电流互感器采集单元的行波信号输出端通过第二光缆42连接同一变电站内的行波测距装置的输入端，时钟采集装置通过交换机连接行波测距装置的输入端，两变电站的各行波测距装置的输出端均通过第三光缆43输入至数据处理主站。光学电流互感器可以是全光纤电流互感器或其它类型的光学电流互感器，如图1所示实施例的光学电流互感器为全光纤电流互感器，该光学电流互感器敏感单元包括拨片、传感光纤环和反射镜，输电线I的S端和R端分别穿过传感光纤环的内部，光学电流互感器采集单元包括光源、分光器、相位调制器、光电探测器、A/D转换电路以及数字信号处理电路等组件，光学电流互感器敏感单元受法拉第磁光效应作用产生相位差，光学电流互感器采集单元采集携带相位信息的光并转化成电流行波信息按照IEC61850协议传给行波测距装置，即具有高带宽特性的光学电流互感器接入行波测距装置并使得该光学电流互感器的输出符合IEC61850协议，进一步实现高保真行波采集。变电站I在输电线S端安装了光学电流互感器敏感单元S，变电站II在输电线R端安装了光学电流互感器敏感单元R，光学电流互感器敏感单元S和光学电流互感器敏感单元R即为光学电流互感器敏感单元3。在变电站I内，时间采集装置S连接天线S，将时间信息送到交换机S，行波测距装置S从交换机S获取到时间信息，从而给光学电流互感器采集单元S发送同步时钟，光学电流互感器采集单元S将采集到的电流行波信息按照IEC61850协议传给行波测距装置S，行波测距装置S输出带有时间戳的电流行波信息。同理，变电站II内，时间采集装置R连接天线R，将时间信息送到交换机R，行波测距装置R从交换机R获取到时间信息，从而给光学电流互感器采集单元R发送同步时钟，光学电流互感器采集单元R将采集到的电流行波信息按照IEC61850协议传给行波测距装置R，行波测距装置R输出带有时间戳的电流行波信息。两个变电站的本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种基于光学电流互感器的故障测距系统，用于测定两变电站之间的输电线中的故障点的位置，其特征在于，包括在两变电站内均设置依次连接的光学电流互感器、行波测距装置、交换机和时钟采集装置，所述各光学电流互感器均包括通过第一光缆相互连接的光学电流互感器敏感单元和光学电流互感器采集单元，所述各光学电流互感器敏感单元分别设置在输电线的两端，所述各光学电流互感器采集单元的行波信号输出端通过第二光缆连接同一变电站内的行波测距装置的输入端，所述故障测距系统还包括数据处理主站，两变电站的各行波测距装置的输出端均通过第三光缆输入至数据处理主站。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：徐长宝，高吉普，肖小兵，鲁彩江，梁冰，刘东伟，
申请(专利权)人：贵州电力试验研究院，易能乾元北京电力科技有限公司，
类型：新型
国别省市：贵州;52