故障定位系统综述

第一章 系统设计概述1. 1系统概述本项目利用现代科技、电子信息和通信技术，对配网线路的短路和单相接地故障进行监测，能迅速给出故障具体地理位置和故障时间的指示信息，帮助维修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电，大大提高供电可靠性。该系统的建成还能有效地提高配网设备健康水平和运行管理水平，降低故障判断对人的经验依赖，减少和缩短设备检修停电操作时间和范围。本系统基于故障指示器技术、单相接地故障检测技术和现代通信技术，在配网故障后，它能够在故障后的几分钟内将故障线路和故障地点等信息通过GSM网络传送至控制中心的计算机，在屏幕上显示出故障具体地理位置和故障时间的指示信息，帮助维修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电1. 2系统实施意义配电网直接联系用户，其可靠供电能力和供电质量既是电力企业经济效益的直接体现，又对应着不可估量的社会效益。配电网故障自动定位作为配电自动化的一个重要内容，对提高供电可靠性有很大影响，也得到了越来越多的重视。配电系统因为分支线多而复杂，在中国发生短路故障时一般仅出口断路器跳闸，即使在主干线上用开关分段，也只能隔离有限的几段，要找出具体故障位置往往需耗费大量人力、物力和时间。故障查找在中国虽研究较多，也有各种成型产品提供，但基本上都需人工现场查找，自动化水平不高。故障定位系统是基于故障指示器技术和GIS（地理信息系统）技术的一套自动高效的故障点检测及定位系统，主要用于配电系统各种短路故障点的检测和定位，包括相间短路和单相接地故障。配电控制中心的故障定位软件系统与大量现场的故障检测和指示装置相配合，在故障发生后的几分钟内即可在控制中心通过与地理信息系统的结合，给出故障位置和故障时间的指示信息，帮助维修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电，大大提高供电可靠性，同时大大减少故障巡线人员的劳动强度，提高工作效率。1. 3层次结构故障定位系统由以下几部分组成：安装在局内的主站（后台）监控系统、安装在线路上的故障指示器及故障信号接收处理的数据转发站、安装在变电站内(或线路上配电变压器附近)的配电自动化柜、提供中心站和数据转发站之间通信联系的通信系统。中心站部分：设备组成：由计算机、系统软件、应用软件、中心站、UPS等组成主要功能：通过通信系统采集各数据转发站传来的各探头的线路信息，通过拓扑分析和计算找出故障位置及故障通路，显示在网络拓扑图上，记录存储相应信息通信系统：设备组成：由GSM网络、短信息通信模块、手机SIM卡组成主要功能：为中心站和各数据转发站提供通信联系，使中心站与分散在线路上的数据转发站及各故障探头组成一个系统故障探测部分：设备组成：由信号发生装置、故障探头、故障指示器组成主要功能：检测线路短路和单相接地故障。发生单相接地故障时，配电自动化柜发出特殊信号，故障探头检测到该信号后驱动故障指示并发出相应信息给数据转发站1. 4与其他系统的互联系统具有标准的对外接口和通信协议，便于与目前的GIS和DMS系统进行对接，实现故障信息共享。信息数据的共享可以通过通信进行数据交换实现，也可以通过共享数据库的形式实现。通过通信实现时，系统通过RS-232口，以IEC8705-101协议向其他系统汇报故障信息（故障点位置和发生时间）；通过共享数据库实现时，系统主站直接将故障信息以特定格式写入数据库，供其他系统调用。1. 5系统的原理整个系统图如下图所示：FD：Fault Detector 故障探头ST：Sub-transmitter 发射子站SFI-RS：带触点指示输出的故障指示器FTU：开闭站内或现场安装的子FTURBS： Base Station GSM接收总站RP：Repeater无线中继站图一 故障探头（FD）安装在各线路分支处的分支线上,系统出现短路或单相接地故障时，故障探头检测到短路故障电流，驱动显示回路，给出当地指示。同时架空线路的故障指示器通过内置的短距离无线通讯装置，将动作信号传送给相隔2-30m的数据转发站。数据转发站安装在线路的分支处，通过无线接收装置，可以接收6只故障探头（分别在两个分支的6相线路上）发送过来的动作信息。数据转发站具有独立的电源和标准的通讯接口（RS232），在收到动作信息后，将地址信息和故障信息通过通讯口，借助于GSM网络，发回中心站。电缆系统的故障指示器将故障信息通过本地光纤网送给FTU，FTU利用GSM网将该信息发给中心站。通讯系统可借助于GSM网络，在数据转发站和主站处配备具有RS232接口的可接入GSM网络的无线通讯模块，为中心站系统及各数据转发站建立通信联系。中心站接收数据转发站发来的信息，并将故障信息送给主站。主站监控软件将从中心站接收到的这些故障信息，进行网络拓扑计算分析，容错处理，显示故障点地理位置信息，运行维修人员可以根据这些信息直接到故障点排除故障。为检测中性点不直接接地系统的单相接地故障，需要增加一个配电自动化柜，用于在单相接地故障发生时在变电站自动向相应线路注入用于单相接地故障探测的信号。1. 6系统的特点系统特点可以归结为以下几点：1 采用GSM进行通信，降低用户的通信系统维护费用2 数据转发站采用微功耗设计，简化了安装工作，减少传统取能方式（安装PT）给系统带来故障隐患的可能3 系统可以实现工厂化生产，减少现场通信调试工作4 系统自成体系，既可独立运行，也可与GIS和DMS系统互连，实现数据共享5 特殊的低功耗设计，使等候功耗仅为20mW6 完善的主站容错软件，使系统出现某些故障时，依然能够正确判断故障位置，并防止误报7 GIS支撑环境，使故障可以进行直观的显示8 可靠的数据转发站和中心站系统，即使在主站不能正常工作的情况下，也可以保证信息不被丢失9 强的抗恶劣环境性能，探头和子站可以在-3070度的环境下正常工作1. 7系统的环境条件系统的使用环境：户外部分：子站工作温度 -30C70C，湿度5%95%，无凝露 探头工作温度 -45C70C户内部分：主站工作温度 0C55C，湿度5%95%，无凝露 中心站工作温度 -10C70C，湿度5%95%，无凝露通信部分：GSM信号覆盖到的区域1. 8系统的标准和设计思想1.8.1 标准本系统依据以下标准：远动终端通用技术条件GB/T13729地区电网调度自动化功能规范DL/T550配电自动化系统远方终端DL/T721配电自动化系统功能规范DL/T814循环式远动规约DL451电信设备和系统的高低频电磁兼容性改善技术要求YDC 029 1.8.2 设计思想（1） 系统的目的是解决在分支较多、结构复杂的配电网中查找接地和短路故障点较难的问题，为线路维护人员在短时间内提供直观、可靠的故障信息。（2） 系统安装方便，便于带电操作，安装维护不影响正常供电。（3） 采用GSM进行信息传送，降低用户自建通信系统的费用和对通信系统的日常维护。（4） 数据转发站采用微功耗设计，避免系统设备与线路一次设备有直接的电气连接，减少系统故障点，降低系统造价，提高系统的可维护性。（5） 主站采用GIS背景的显示方法，使故障点显示的更加清晰和直观。软件设计上，采用了面向对象的技术，大大提高了软件的可靠性、可继承性、可维护性和可扩充性。（6） 在目前配网自动化系统的其他软件（如GIS，DMS）不太成熟的情况下，系统自成体系，尽量避免故障判断、显示、存储对其他系统的依耐性。 第二章 主站系统 故障定位系统主站系统的主要作用是搜集中心站传送的故障信息，对其进行纠错、校正后，通过网络拓扑分析和计算找出故障位置及故障通路，并在GIS的地理背景上进行显示，给出直观的故障信息，同时进行记录和保存，便于以后查找。2. 1主站系统的技术原则主站系统依据的原则是：（1） 具有友好的人机界面，便于运行人员的使用、故障查询和日常维护。（2） 采用基于MAPOBJECT的地理信息系统，对系统资源占用小，更有利于系统软件的稳定运行。（3） 采用了面向对象的技术，大大提高了软件的可靠性、可继承性、可维护性和可扩充性。（4） 系统支持windows2000等目前主流操作系统，具有声、光报警等明显提示。2. 2主站系统的总体结构 主站系统的总体结构可以表示成如下的形式： 该系统采用层次式结构，硬件/软件平台主要用来实现程序启动、通信物理链路层处理，得到的数据进行校验处理后进入数据库（实时数据库、历史数据库和GIS数据库），这些数据库的数据结合配电网的网络模型和SCADA系统，在FLS应用系统中进行容错判断、修补等处理后，在GIS背景系统中进行显示，同时驱动声光报警装置，并生成相应的报表、记录等。23主站系统的硬件配置 主站硬件具体配置如下：1台 华北工控RackMount PC工控机：CPU 为PIII 600512 MB主存80GB硬盘48倍速光盘驱动器2*10MB/100MB自适应网卡1台17”的液晶显示器 24主站系统软件的功能介绍主站的主要功能有：1故障指示器动作信息和网络拓扑数据的实时搜集故障定位系统在收集故障指示器动作信息和网络拓扑数据时，要遵循以下两个基本原则：l 故障指示器动作信息的完整性原则一般来讲，各故障指示器的动作信息到达通讯主站的时间是不同步的，在一个采样周期内采集到的故障指示器动作信息很可能是不完整的。因此，该系统假定：如果在若干个周期内没有新的故障指示器动作信息到达，则故障指示器动作信息已经搜集完整。这样，即使在系统发生多重故障时，也能够保证故障指示器动作信息的完整性。l 故障指示器的动作信息和网络拓扑数据的一致性原则由于故障指示器的动作信息和开关动作到达通讯主站的时间也是不同步的，而故障定位是以故障前的网络拓扑状态为基础的。因此，系统在实时数据采集时随时保留故障前的开关状态，待搜集到完整的故障指示器动作信息时，作为拓扑分析的基础。2故障通路和故障点的查找故障通路和故障点的确定是故障定位系统主站软件的核心。首先，输入故障前网络的开关状态和故障指示器的动作信息，调用拓扑分析程序，从网络中提取各条馈线包含的支路，并按照宽度优先法扩展支路的次序将其保存在一个双向链表中。接着，对每条馈线，从线路末端开始查找出最后一个判断为正确动作的故障指示器，对应的支路即为故障点。3纠错和补漏通讯主站在采集故障指示器动作信息时，偶尔会出现误报和漏报，故障指示器本身也会出现异常。因此，纠错和补漏是故障定位系统的一个必不可少的组成部分。本系统设计了一个智能纠错模块，它在网络拓扑分析过程中，不但可以有效地滤除错报的指示器信息，而且可以自动填补漏报的指示器信息。4GIS支撑平台故障定位系统以地理信息系统GIS为图形支撑平台，既可以单独运行，也可以作为DMS的一个高级应用与SCADA系统集成。系统的核心算法（如拓扑分析、故障查找、纠错和补漏）是采用组件技术实现的，GIS平台采用了MapObjects 2.0组件。除了基本的GIS功能，如显示、放大缩小和漫游等，本系统在GIS平台上实现了如下特有的功能：（1）以不同的颜色显示故障通路；（2）不断闪烁故障支路直至调度员清除；（3）以不同的颜色显示动作不正确的故障指示器以提醒调度员；（4）保存、打印故障信息以便故障重演和分析。第三章 中心站可靠性指标：CPU负载12系统MTBF20,000小时主要设备的寿命正常使用年限 10年电气性能指标：电源输入电压220VAC/DC功耗 3W串行接口对外：2个带隔离RS232，2个带隔离RS485/RS232以太网接口1个带隔离的10BASE-T环境温度-40 75相对湿度5% 95%电源耐浪涌电压2000V外形及安装尺寸：标准机柜19英寸宽、2U高整体重量：净重：2kg第四章 数据转发站系统架空线的数据转发站一般安装在线路分支点处，它能接收两个分支共6个FD的编码信息，它与FD的关系是1个子站对3只（主干线）或6只（分支点）为一组，收到的动作信息通过处理后，经过地址编码和时序控制，由GSM通信模块发射出去。电缆系统可以用分离式故障指示器SFI-SR与装在线路上的FD配套使用，FD检测到故障后，送出编码信号，与之相配套的SFI-SR接收到信号后进行解码，给出故障信息指示，同时驱动继电器触点改变原状态。继电器触点的正常状态，可由用户根据需要自己整定，当设为常开触点输出时，则故障后触点自动闭合；如设为常闭触点，则故障后触点由闭合自动转换为开断状态。将其与FTU配合使用，可通过FTU集中将信号用GSM通信送回监控中心，4.1数据转发站系统简介数据转发站系统如下图所示。整个系统由接收板、数据转发站站控制板、GSM通信板构成，接收板接收探头发送的无线编码信号，经过解码后送给数据转发站控制板，数据转发站控制板进行解密和比较验证，确认信息是否是该数据转发站管辖的探头发送的故障信息，如果是，则通过串口将信息传送给GSM通信板，否则，放弃该信息。GSM通信板得到该信息后，以短消息的方式将该信息传送给主站系统。4. 2数据转发站系统的技术特点数据转发站系统的技术特点为：1 短距离无线传输信息，避免系统与一次设备直接接触，减小该系统的安装给一次系统增加故障点的可能性。2 微功耗设计，采用微功耗MCU和特殊唤醒模式，减小系统的功耗，减轻后备电源的压力。3 每帧信息长达66位，其中包括34位的固定信息，32位的跳变信息。最大密码量为7.381019。因此可以有效防止误动4 完善的电源管理系统，可以最大限度的延长后备电源的使用寿命和待机时间。5 精密的温度控制系统，保证系统在-30C70C时正常运行。4. 3数据转发站的功能数据转发站的功能有：1 接收探头发射的故障信息调制的无线信号并进行解调2 电缆系统子站接收光纤传来的光信号并将其转换为开关信号3 对解调后的信号进行解密计算并判断是否正确4 将故障信息以短消息的方式发送给主站系统5 对后备电源的充放电进行管理6 数据转发站工作环境调节4. 4数据转发站配置 数据转发站配置如下： 无线信号接收头：有效距离：20m GSM通信模块：双频GSM 模块执行ETSI GSM Phase 2+的标准 类别4（2W 900MHz），类别1（1W 1800/1900MHz），外部 3V/5V SIM4. 5数据转发站系统技术指标 4.5.1 实时性指标无线解码扑捉故障时间：故障后2秒钟GSM信息发送： 故障后2分钟 4.5.2 可靠性指标 每桢信息长66位，密码量为7.381019 GSM可靠发送率：99.99% 4.5.3 系统运行环境户外：-30C70C，湿度5%95%，无凝露户内：-30C50C，湿度5%95%，无凝露第五章 故障探头5. 1简介THFI系列智能型线路故障指示器是可以指示线路故障电流通路的装置。使用线路故障指示器，可快速确定相间短路及接地故障区段。该产品被广泛应用于油田、城市的架空、电缆线路或与开关柜、箱变等一次设备配套，可迅速、准确判断故障线路和故障点。该产品采用微功耗、高性能微控制器作为信号处理单元，利用现代的数字信号处理技术对故障信息进行识别，与目前市场上的采用模拟电路的故障指示器相比，具有可扩展性强、一致性好、性能稳定、精度高、抗干扰能力强等优点。使故障分支上的FD在故障后被触发，给出红色显示，同时将其数字编码信号通过短距离发射单元，以无线电波的方式发射出来，通讯距离在2030m之间。FD可以安装在架空线、电缆等线路或开关柜的母排上。5. 2技术特点电力系统正常运行时，负荷电流经常发生变化，但变化幅度一般不会很大。而当发生短路故障时，线路电流突然增大，然后在继电保护的作用下，出口断路器闸断电，线路电流又降为零（图2）。故障探头FD的短路检测部分就是根据这个特征设计的。它的工作原理是：根据短路时的特征，通过电磁感应方法测量线路中的电流突变及持续时间判断故障。因而它是一种适应负荷电流变化，只与故障时短路电流分量有关的故障检测装置。它的判据比较全面，可以大大减少误动作的可能性。如：当系统运行结构变化，负荷变大时（图5-1），尽管电流很大，但无电流突变，故不动作；当有大的负荷投切，电动机负荷的投入时（图5-2），虽然有电流正突变，但电流增大后未降为零，故不动作；当系统中出现短时励磁涌流（图5-3）时，因大电流持续时间较短，也不动作；当投大负荷后，人为停电时（图5-4），因大电流持续时间较长，也不动作。图2 短路故障电流ItDIDTtI图 5-1大的工作电流tItItI图 5-2负荷投切图 5-3励磁涌流图 5-4人为停电特点： 在线运行 直接安装在电力线路(架空线，电缆及母排)上，可长期户外运行。 显示方式 无故障时显示窗口呈白色。发生短路 故障时示窗口呈红色或给出灯光、触点闭合等信号。 故障判断 只有发生短路故障，电流突增，且开关跳闸后方给出指示，不需要设定动作值。 THFI-II短路接地故障指示器与安装在线路上（或变电站内）的配电自动化柜相配合，可以很准确的检测到接地故障。THFI-III短路接地故障指示器不需要配电自动化柜，它利用接地故障发生时产生的电流脉冲和电压之间的相位关系来检测单相接地故障，对绝缘击穿造成的接地故障检测准确率很高。采用自适应算法，安装没有方向要求，避免了环网供电时导致的拒动问题和操作错误。采用14位A/D转换器对故障波形进行采样，利用小波变换提取接地脉冲信息，使得装置对单相接地故障的检测具有很高的灵敏度和可靠性。 自动复位 动作之后能够按照用户选定的复位时间自动复位。 带电装卸 可带电进行安装和摘卸。（母排型除外） 抑制涌流 当给线路送电时，动作回路闭锁，防止指示器误动作。53功能THFI系列故障指示器（以下简称指示器）是一种安装在电力线（架空线，电缆及母排）上，指示线路故障电流或接地特殊信号通路的装置。采用故障指示器，可快速指示故障点所在分支和区段。缩短故障点的查找时间，节省寻线工作的人力、物力。减少停电面积和售电量的损失，提高供电可靠性指标。避免多次拉路和闸，延长电力设备寿命。指示瞬时性短路故障，极早发现设备隐患。解决地下电缆故障的查找困难。划分故障区段、界定故障责任，提高箱式变、开闭站等配电设备的技术优势。54技术参数系统电压等级：0.435kV 过流定值：根据负荷电流自动调整过流定值适用导线直径：2000次重量：0.35kg 尺寸：F75mm100mm无线发射：距离20m第六章 单相接地故障检测在小电流接地系统中单相接地的选线和定位一直是当前困扰配电网运行的技术难点，准确的选择接地线路，查找发生单相接地的区段，可以避免对非故障线路不必要的倒闸操作，保持供电的连续性。为此国内外科研人员不断的研究这个课题，并且有许多相应的产品在电网中运行。目前国内有多家公司研制和生产接地短路故障二合一的故障指示器，指示单相接地和短路故障，通过观察故障指示器状态的变化来查找故障区段。 目前检测单相接地故障的方法主要有两种，一种是配电自动化柜（有源法），一种是基于接地特征的方法（无源法）。1. 配电自动化柜该系统适用于10kV及以下小电流接地系统，能够实现系统的短路和单相接地故障定位功能。系统由挂在线路上的故障指示器THFIII、户内或户外配电自动化柜（也称为信号源）组成。一工作原理配电自动化柜未动作故障指示器动作故障指示器户内安装的原理图配电自动化柜户外安装的原理图为了确定小电流接地系统接地故障点所在的出线、分支和区段，该系统用配电自动化柜使故障线路上的负荷电流叠加一个具有明显特征的电流信号作为接地故障判据，特征电流流经故障线路、接地故障点和大地返回配电自动化柜。挂在线路上的故障指示器检测到该电流信号后自动翻牌，从而指示出接地故障点所在的出线、分支和区段。这种方式克服了现有产品准确度低的缺陷，解决了单相接地故障定位的难题。当检配电自动化柜测到开口三角电压升高到设定值（或者准电子PT检测到接地故障发生）并持续5秒钟后，控制内部的高压交流接触器工作，使得故障线路上产生具有特殊特征的电流信号。该系统具有很高的安全性，配电自动化柜产生的信号不影响变电站主变、接地变、消弧线圈及线路的正常运行（相当于一个阻性负荷投入和退出），在配电自动化柜系统正常运行时与一次线路完全隔离。同时由于配电自动化柜产生的信号是低频纯阻性的，还可以消除谐振，抑制过电压，降低过电压对系统的危害。由于配电自动化柜使故障线路上流过具有明显特征的电流信号，挂在线路上的指示器检测到该特殊信号后才会给出故障指示，因此该检测方法不受系统运行方式、拓扑结构、中性点接地方式的影响，检测准确率很高。二系统组成该系统由以下两部分组成：1. RXPD-1型配电自动化柜发生单相接地故障时，安装在变电站（或线路上靠近变电站的配变附近）的配电自动化柜动作，使故障线路产生具有特殊特征的脉冲电流信号。2短路及接地故障指示器（Short and Grounded Fault Indicator）THFIII发生单相接地故障时，安装在故障线路上的故障指示器检测到配电自动化柜产生的信号后翻牌并闪光指示。以此可以判断单相接地故障点所在的出线、分支和区段。故障指示器还可以通过判断短路电流的特征指示短路故障，以此可以判断短路故障点所在的出线、分支和区段。安装在变电站出线处的故障指示器可通过光纤、光电转换器将故障信号传给变电站RTU，实现接地故障选线。三信号源分类及技术指标1、 分类及符号含义 RX PD- 安装方式：O：户外；I：户内； 适用系统：F：用于有接地变压器系统 M：用于没有接地变压器系统 配电自动化柜 公司名称2、主要技术参数一次额定电压：(610)kV 工作电源电压：AC220V功耗：正常工作时8VA，可变负荷投入时800VA 工作温度范围：-4085绝缘水平：一次接线端对外壳耐压42kV/1min；二次接线端对外壳2kV/1min 可变负荷投入时间：不大于20s 接地启动：采用电子PT检测接地信号，安全方便，也使得现场安装更加容易配电自动化柜一次侧接线图打开后，如下图所示接线配电自动化柜二次侧接线表功能说明线号端子代号X备注监测PT第一相线UA1监测PT第二相线UB2监测PT第三相线UC3监测PT中性点线N4监测PT开口电压UN5监测PT开口电压UO6AC220V电源相线进线L7AC220V电源零线进线N89备用10备用 地基安装图2. 无源法基于无源法检测单相接地的原理主要有下面几种：5次谐波法。检测线路电流的5次谐波的变化情况，当5次谐波突然增大，同时系统电压下降，则判断为发生接地。检测5次谐波电流的变化进行单相接地故障的检测是一种比较普遍采用的方法。其工作原理是依据：当小电流接地电网中发生单相接地故障时，系统中含有铁芯的设备，由于三相电压不平衡，使得其进入磁饱和状态（磁化曲线在非线性区），尤其是电压互感器等设备，这样就会有大量谐波分量产生，其中以奇次谐波分量较为突出。在中性点谐振接地的系统中（中性点经消弧线圈接地），由于零序阻抗趋于无穷大，当发生单相接地故障时，3次谐波与3次谐波的整倍数的高次谐波很难通过，所以接地电流中基本不包含3次谐波与3次谐波的整倍数的高次谐波，这样在发生单相故障时高次谐波中5次谐波分量就较大。尽管理论上5次谐波在单相接地时有非常明显的变化，但在实际运行中却不尽然，如我们在不同电网，不同接地方式的63次接地试验中对5次谐波电流在接地前后的变化进行的录波发现：单相接地后故障出线的故障相5次谐波电流增加的比例为46.65%，5次谐波电流几乎没有变化的比例为41.6%，而反而减少的比例为11.75%。另外还有一些在发生单相接地故障后，故障出线的故障相5次谐波电流增加，同时非故障出线的故障相5次谐波电流也增加的现象，甚至还有单相接地后故障出线的故障相5次谐波电流没有增加，而非故障出线的故障相5次谐波电流反而增加的现象。可以看出，实际线路中5次谐波的变化很难用来准确的检测单相接地故障，再加上目前系统使用的磁性元件为了增加可靠性，均采用大的磁饱和裕度，导致接地发生时磁饱和现象明显减少，5次谐波分量增加的成份也就越来越少，检测的准确性也就很小。电容电流脉冲幅值法。该方法是基于单相接地故障发生在相电压接近最大值瞬间这一假设来检测的。在发生单相接地的瞬间，故障相的对地电容会对接地点放电，从而产生一个放电的电流脉冲，该放电脉冲具有以下特点：1.在接地故障的瞬间，接地点出现一个频率很高幅值很大的暂态电流，暂态电流分量的幅值比流过同一点的电容电流的稳态值大几倍到几十倍。2。在接地瞬间故障相电容电荷通过故障相线路向故障点放电，而故障线路分布电容、分布电感和电阻对高频率的暂态分量具有衰减性。3。由于所有非故障线路的暂态电流均流向故障线路，经故障点回到大地，导致故障线路从变电站到故障点之间的暂态电流幅值最大。在变电站接地选线中，可以采集所有出线的暂态电容电流幅值进行比较，幅值最大的就是接地故障线路。而在故障指示器中使用该原理时，由于无法测到其它线路的暂态电容电流幅值，因此无法比较，所以目前这些厂家均设定一个固定的阈值，当电容电流脉冲的幅值大于该阈值时(同时对地电压下降3kV)，则认为发生接地故障，翻牌显示。这样一来，阈值的确定很重要，阈值选的过大，则在小的系统如农网、供电半径比较小的城网、接地电阻大(如300欧)时，均不能动作，阈值选的过小，则故障下方的电容对地放电电流或非故障线路的电容对地放电电流幅值就有可能超过该阈值，导致故障下方的或非故障线路的故障指示器误动。实际上，该阈值与线路结构、电缆多少、接地电阻大小、接地点离变电站的远近等均有关系，几乎无法确定，而且不同系统均有不同阈值，系统发生变化时，阈值要跟着变化才能保证检测的准确性。为了解决该问题，这些厂家把目前一些线路参数进行综合，取一个平均值作为阈值。该阈值很难适合所有线路，也很难适合某条线路的所有种类的接地情况，因此这种故障指示器检测故障的准确性无法保证。厂家在推销时也说：如果要检测的很准确，需要提供安装线路的详细参数，或者只建议用户将故障指示器安装在分支侧等下方电容电流较小的地方。实际上，就算提供给厂家系统参数，由于不同故障点使得不同线路和线路上不同位置的电容电流脉冲幅值也不同，导致该阈值也很难确定。首半波法。这种方法基于的原理也是单相接地故障发生在相电压接近最大值瞬间这一假设来检测的，于是在发生单相接地的瞬间，故障相的对地电容会对接地点放电，从而产生一个放电的电流脉冲，与电容电流脉冲幅值法不同的是，该方法不是比较幅值大小，而是采样接地瞬间的电容电流首半波与电压波形，比较其相位。当采样接地瞬间的电容电流首半波与接地瞬间的电压同相，同时导线对地电压降低，则判断线路发生接地。与电容电流脉冲幅值法相比，这种方法不需要设定阈值，而且对于任何结构的供电网络来说，当发生单相接地故障时，故