PT的并列与切换应属于两个不同的概念

按照二次设计要求（单母线分段）电气一次并列（即母联接通）电气二次亦要求并列，这样可以保证二次电压的质量（两pt分担二次负荷）,同时还可以退出一个pt检修而不影响供电。电压切换是用于双母接线的二次回路，保证二次保护、测量、计量所用电压为一次设备所接母线的电压

并列只是在母线PT因为检修等原因退出时才运行，一般用于手动 

切换指的是二次电压经压变闸刀重动继电器切换后成1.2段母线电压

电压切换是从一个电源电压切换到另一个电源电压，主要是针对双母线来说的，随着工作母线的切换，电压也自动切换。

电压并列是二个电源连接在一起，形成一个电压，是针对单母分段来说的，分段开关合上后，可实现两段母线上PT的二次侧电压实现并列运行 

配电网中性点接地方式的几个问题的讨论（摘）

2007/12/13 01:32 P.M.

1          中性点接地方式 

我国早期曾规定：将电力系统中性点接地方式分为大接地短路电流系统和小接地短路电流系统两类。因电流大小难以用电力系统中性点接地方式分类来明确界定，因此改成分为中性点有效接地系统和中性点非有效接地系统。

电力系统中性点有效接地，包括直接接地或经低值电阻器或低值电抗器接地，并要求全系统的零序电抗(X0)对正序电抗(X1)之比(X0/X1)为正并低于3，零序电阻(R0)对正序电抗(X1)之比为正并低于1。反之为中性点非有效接地系统。

电力系统中性点非有效接地，包括谐振(消弧线圈)接地和不接地。

2          配电网中性点不同接地方式的优缺点

配电网中性点与参考地的电气连接方式，按运行需要可将中性点不接地、经消弧线圈接地、经（高、中、低值）电阻器接地、经低值电抗器接地及直接接地等。这些中性点接地方式各具独有的优缺点。

2.1 配电网中性点不接地的优缺点

配电网中性点不接地是指中性点没有人为与大地连接。事实上，这样的配电网是通过电网对地电容接地。

中性点不接地系统主要优点：

a电网发生单相接地故障时稳态工频电流小。这样

·         如雷击绝缘闪络瞬时故障可自动清除，无需跳闸。

·         如金属性接地故障，可单相接地运行，改善了电网不间断供电，提高了供电可靠性。

·         接地电流小，降低了地电位升高。减小了跨步电压和接触电压。减小了对信息系统的干扰。减小了对低压网的反击等。

b经济方面：节省了接地设备，接地系统投资少。

中性点不接地系统的缺点：

a 与中性点电阻器接地系统相比，产生的过电压高（弧光过电压和铁磁谐振过电压等），对弱绝缘击穿概率大。

b 在间歇性电弧接地故障时产生的高频振荡电流大，达数百安培，可能引发相间短路。

c 至目前为止，故障定位难，不能正确迅速切除接地故障线路。

2.2 配电网中性点谐振（消弧线圈）接地的优缺点

配电网中性点谐接地是指配电网一个或多个中性点经消弧线圈与大地连接，消弧线圈的稳态工频感性电流对电网稳态工频容性电流调谐，故称谐振接地，目的是使得接地故障残流小，接地故障就可能自清除。因此，中性点不接地系统的优点，中性点消弧线圈接地系统全有并更好些。同样地，中性点不接地系统的缺点，中性点消弧线圈接地系统亦全有仅是出现最大幅值弧光过电压概率小些。这是因消弧线圈降低了单相接地时的建弧率。

消弧线圈接地方式的使用是否成功很大程度上还取决于消弧线圈，跟踪系统，选线装置本身的可靠性。

2.3 配电网中性点直接接地的优缺点

配电网中性点直接接地是指配电网中全部或部分变压器中性点没有人为阻抗加入的直接与大地（地网）充分连接。使该电网处达到R 0≤X1和X0 / X1≤3。

中性点直接接地系统的优点有：

a 内部过电压较低，可采用较低绝缘水平，节省基建投资。

b 大接地电流，故障定位容易，可以正确迅速切除接地故障线路。

中性点直接接地系统的缺点有：

a 接地故障线路迅速切除，间断供电。

b 接地电流大，地电位上升较高。这样：

l         增加电力设备损伤。

l         增大接触电压和跨步电压。

l         增大对信息系统干扰。

l         增大对低压网反击。

2.4 配电网中性点电阻器接地的优缺点

配电网中至少有一个中性点接入电阻器，目的是接地故障电流。中性点经电阻器（每相零电阻R0≤Xc0每相对地容抗）接地，可以消除中性点不接地和消弧线圈接地系统的缺点，即降低了瞬态过电压幅值，并使灵敏而有选择性的故障定位的接地保护得以实现。由于这种系统的接地电流比直接接地系统的小，故地电位升高及对信息系统的干扰和对低压电网的反击都减弱。因此，中性点电阻器接地系统具有中性点不接地及消弧线圈接地系统或直接接地系统的某些优点，也多少存在这两种接地方式的某些缺点。

按接地故障电流大小的要求不同，分高、中、低值电阻器接地系统，具体的优缺点亦不同。

2.4.1中性点高值电阻器接地系统的优缺点

中性点高值电阻器接地系统是接地故障电流水平为10A以下，高电阻接地系统设计应符合每相零序电阻R 0≤Xc0（每相对地容抗）准则，以由于间歇性电弧接地故障时产生的瞬态过电压。

优点： a 可防止和阻尼谐振过电压和间歇性电弧接地过电压，在2.5P·U及以下。

            b 接地电流水平为10A以下，减小了地位升高。

            c 接地故障可以不立即清除，因此能带单相接地故障相运行。

缺点：使用范围受到，适用于某些小型6～10KV配电网和发电厂厂用电系统。

2.4.2 中性点低值电阻器接地系统的优缺点

为获得正确迅速切除接地故障线路，就必须降低电阻器的电阻值。优点：

a 内过电压（含弧光过电压、谐振过电压等）水平低，提高网络和设备的可靠性。

b 大接地电流（100～1000A），故障定位容易，可以正确迅速切除接地故障线路。

缺点：a 因接地故障入地电流If=100～1000A，地电位升高比中性点不接地、消弧线圈接地、高值电阻器接地系统等的高。

         b 接地故障线路迅速切除，间断供电。

2.4.3中性点中值电阻器接地系统的优缺点

为了克服高值和低值接地系统的弊端而保留其优点，而采用中值电阻。接地故障电流控制在50～100A，仍保留了内过电压水平低、地电位升高不大、正确迅速切除接地故障线路等优点，并亦具有切除接地故障线路间断供电等缺点。

3          我国城市配电网中性点经消弧线圈接地方式存在的问题

近年来，随着我国电力工业的迅速发展，城市配电网的结构变化很大，在馈电线路中电缆所占的比重越来越大，中性点经消弧线圈接地运行方式的一些问题日渐暴露。

随着配网电容电流的迅速增大，很难保证消弧线圈在一定脱谐度下过补偿运行。主要原因为：（1）消弧线圈的调节范围有限，一般为1：2，不适合工程初期和终期的需要。（2）消弧线圈各分接头的标称电流和实际电流误差较大，有些甚至可达15%，运行中就发生过由于实际电流值与铭牌数据差别而导致谐振的现象。（3）计算电容电流和实际电容电流误差较大，多数变电站是电缆和架空线混合的供电网络，准确而及时的掌握配电线路的长度是很难做到的，而且电缆型号繁多，单位长度的电容电流也不尽相同。（4）有些配电网在整个接地电容电流中含有一定成分的5次谐波电流，其比例高达5%～15%，即使将工频接地电流计算得十分精确，但是对于5%～15%接地电容电流中的谐波电流值还是无法补偿的。综上所述，以电缆为主的配电网，当发生单相接地故障时，其接地残流较大，运行于过补偿的条件也经常不能满足。

电缆为主配电网的单相接地故障多为系统设备在一定条件下由于自身绝缘缺陷造成的击穿，而且接地残流较大，尤其是当接地点在电缆时，接地电弧为封闭性电弧，电弧更加不易自行熄灭（单相接地电容电流所产生的弧光能自行熄灭的数值，远小于规程所规定的数值，对交联聚乙烯电缆仅为5A），所以电缆配电网的单相接地故障多为永久性故障。由于中性点经消弧线圈接地的系统为小电流接地系统，发生单相接地永久性故障后，接地故障点的检出困难，不能迅速检出故障点所在线路。这样，一方面使系统设备长时间承受过电压作用，对设备绝缘造成威胁，另一方面，不使用户断电的优势也将不复存在。

在中性点经消弧线圈接地系统中，过电压数值较高，对设备绝缘造成威胁。(1)单相接地故障点所在线路的检出，一般采用试拉手段。在断路器对线路试拉过程中，有时将产生幅值较高的操作过电压，（2）中性点经消弧线圈接地系统和中性点不接地系统相比，仅能降低弧光接地过电压发生的概率，并不能降低弧光接地过电压的幅值，（3）中性点经消弧线圈接地的系统在某些条件下，会发生谐振过电压。由于上述原因，另外由于电缆为弱绝缘设备，例如10kV交联聚乙烯电缆的1分钟工频耐压为28kV，比一般设备低20%以上，所以电缆在单相接地故障在故障点检出过程中，由于工频或暂态过电压的长时间作用，常发展成相间故障，造成一线或多线跳闸。

单相接地时，非故障相电压升高至线电压甚至更高，在不能及时检出故障点线路情况下，无间隙金属氧化物避雷器（MOA）长时间在线电压下运行，容易损坏甚至爆炸，此类事故前些年并不鲜见。提高MOA的额定电压后，虽然可以大幅度的降低此类事故的发生，但在MOA阀片特性没有明显改善的情况下，势必使MOA在雷电冲击电流下的残压升高，降低了保护性能。另外，中性点经消弧线圈接地系统发生弧光接地过电压、谐振过电压时，过电压作用时间有可能较长，MOA由于动作负载问题，一般并不要求MOA此类过电压。这使MOA 的限压作用降低，优势减弱，不利于MOA在配电网的推广使用。

4          配电网中性点经低值电阻器接地人们关注的几个问题

4．1关于可靠性

4．1.1 供电可靠性的要求和影响供电可靠性的因素：

根据我国供电可靠性管理的有关规定，判断供电可靠性高低主要有三个指标：停电频率、停电持续时间及少供电量。这些指标与许多因素有关，有计划停电原因，也有故障停电原因，影响10kV配电网供电可靠性指标的主要原因基本集中在用户影响、气候因素、市政建设、设备老化四个方面。应该说，10kV配电网中性点接地方式的不同对10kV配电网供电可靠性的影响是综合的，配电网中性点接地方式改变后，就某一种故障原因来讲可能会增加故障几率，就另一种故障原因来讲可能会减少故障几率或不受影响。为了提高供电可靠性，应该根据接地方式对故障的影响采取一些措施。

4.1.2中性点接地方式对供电可靠性的影响：

众所周知，配电网中性点不接地或经消弧线圈接地方式与中性点经小电阻接地方式比，

最大的优点是在发生单相接地故障时，如果是瞬间故障，当系统电容电流或经消弧线圈补偿后的残余电流小到自行熄灭的程度时，则故障可自行消除，如果是永久故障，该系统可带单相接地故障运行2小时，获得足够的时间排除故障，以保证对用户的不间断供电。但这一优点在以电缆为主的城市配电网中并不突出。电缆故障的原因，从统计情况看，主要是绝缘老化、电缆质量、外力破坏等，一般都是永久性故障，当发生接地故障时不应带故障运行。从实际运行情况看，在以电缆为主的配电网中，中性点不接地或经消弧线较圈接地方式下，单相接地故障引发的相间短路故障较多。一些实际事故表明，单相接地故障发展为相间故障，反而扩大了停电范围，尤其是当发展为母线短路故障时，相当于变压器出口短路，而由于目前一些变压器抗短路冲击能力较弱，从而可能造成变压器损坏。

就城市配电网供电方式的实际情况看双电源供电方式，架空绝缘线的采用，环网布置，开环运行方式，电缆线路所占比重等因素造成了采用中性点不接地或经消弧线圈接地方式的优点不突出。从目前已改小电阻接地方式的变电站实际运行情况分析；保护配置得当，可不降低供电可靠性。

综合上述分析，电缆供电为主的变电站采用中性点经小电阻接地，不会对供电可靠性造成多大影响，在某些方面对供电可靠性的提高反而有益。

4．2关于对通信的影响

接地故障入地电流及运行中的零序电流，对邻近通信线路感性耦合产生纵电动势。三相产生的不对称电压，对邻近通信线路容性耦合产生静电感应电压。

配电网接地故障入地电流产生的地电位升高，通过接地电极之间的阻性耦合在接地的电信线路上产生电压，称为阻性耦合或直接传递。

上述在通信系统产生的电压和电流是以危害通信系统的，称为危险影响。而以降低通信质量，电话产生杂音，电报信号和数据传输失真等情况的，称为干扰影响。

因电网中性点直接接地，中性点电阻器（或电抗器）接地，其接地故障入地电流比中性点不接地（绝缘）和消弧线圈接地要大，对通信系统的影响，前者比后者大。这是如下概念产生的，单电源馈电，在线路末端（F点）产生单相接地故障，故障电流在与电力线路平行的通信线路上感应出较大的电压（若通信线路一端接地，则在另一端可用电压表量出），随故障电流的增大而增加。

根据这一简单基本概念而得到的通信线路的电磁感应的判断，显然是过大的。实际城市配电网只一端中性点接地，而另一端呈开路情况是很少的。实际配电网比这复杂得多。当线路某处F发生单相接地故障时，接地故障电流是从两端流入故障点F的线路电流方向相反，通信线路全长感应电压与（i1l1-i2l2）绝对值成比例，故中性点直接接地系统、中性点低值电阻器（或低值电抗器）接地系统就不一定比中性点消弧线圈接地系统和中性点不接地（绝缘）系统对通信线路的感应电压大，要具体计算和实测，如都以最严重的极端情况考虑，那么中性点消弧线圈接地和中性点不接地（绝缘）系统两相导地接地故障时（这种系统的架空线路的雾闪造成两相异地接地故障时有发生的），对通信线路的感应电压反而更严重。

实际大城市的配电网和通信网都是电缆，接地故障电流从电缆外皮分流，一般是没有影响的。总之，具体情况要具体计算分析。还须指出的，感应电压超过规定值时还有很多防护措施可采用。

4．3关于人身的安全性

从供电局提供的实际例子分析，无论是在不接地或经消弧线圈接地系统，还是在经小电阻接地系统，都有触电伤亡及逃脱电击事故发生的例子，所以对于这种直接接触高压的事故，是否会造成人身伤亡的关键不在于是哪一种中性点接地方式，而是在于触电者接触带电体的方式以及触电后脱离的时间。所以从保护人身安全方面考虑，中性点不接地或经消弧线圈接地系统由于在发生单相接地时不立即跳闸，所以对误碰带电线路且不易立即脱离电源的人会带来比较大危害，而对于中性点经小电阻接地系统在发生金属性单相接地时，由于时间短、保护能正确及时动作使触电人员立即脱离电源所以尽管短路电流较大但是给人身造成的伤害相对而言会比较小，但是如果中性点经小电阻接地系统在发生单相经过渡电阻接地时（如珠海机场变电站例子），由于保护不能准确及时的动作，此时仍会给人身造成伤害。所以应综合考虑触电的方式、触电后保护的动作情况等等，具体对于许多城市，架空线均换成了绝缘线，所以外力造成架空线单相接地的事故会大量减少，而电缆发生单相接地时由于外皮的分流作用，入地电流仅有很少部分，所以引起的电位升高也较小，所以从这一方面来讲， 10kV配电系统采用小电阻接地系统在人身安全方面会优于不接地或消弧线圈接地系统。

4．4 关于断路器

从理论上讲，原先中性点不接地（绝缘）和消弧线圈接地系统，在发生单相接地故障时线路断路器不跳闸。改为中性点低值电阻器（或低值电抗器）接地系统，在发生单相接地故障时线路断路器要跳闸的，因而出现所担心的“频繁跳闸，设备烧损”和“维修工作量增加”。根据上海等地的长期运行经验证明是不会的。上海西郊变电所23KV中性点低值电阻器接地系统的线路断路器的维修工作量不比同变电所35KV中性点消弧线圈接地系统的线路断路的维修量大。究其原因是故障电流不大，单相接地故障入地电流在1～2KA以内，比负荷电流稍大，小于断路器开断电流的八分之一，不会引起断路器的严重烧损：断路器开断单相短路的条件比开断相间短路的情况要好得多。中性点不接地（绝缘）和消弧线圈接地系统，在单相电弧接地故障引发相间短路故障的概率是很高的。

5 电阻接地时继电保护的考虑

中性点经小电阻接地后，对单相故障而言，故障电流增大，并有零序电流产生，因而保护配置应增加零序保护。根据经验，保护配置宜采用不同时限的零序电流保护，或采用零序方向保护。保护配置还应考虑：

(1)    配电线路采用零序电流互感器和反应工频电流值的零序电流接地保护作为单相接地主保护，作用于跳闸。

(2)    保护整定值躲过本段电容电流，可靠系数可取2.0。

(3)    灵敏度按流过故障线路的电容电流校验。灵敏系统工程>1.25。

(4)    本段母线电压互感器的开口三角3U0作为信号。

(5)    零序CT最好采用套在三相电缆上的单个CT方式，以避免三个CT的误差和饱和差异所造成的不平衡电流。

(6)    保护的配置可以通过时间进行配合，使故障范围缩到最小。

6 电阻值的合理选取

   采用中性点电阻接地时，电阻值的选取必须根据电网的具体情况，应综合考虑过电压倍数，继电保护的灵敏度，对通信的影响，人身安全等因素。

（1）对高阻接地，在系统发生单相接地时，允许带故障运行，故障点电流应在10A以下。因此接地电阻R0的选取为Xc≧R0, 和R0 ≧Uφ/10A。 Xc为系统每相对地容抗，

Uφ为系统相电压。

（2）对低阻接地

   a 从降低内过电压考虑根据TNA模拟和计算机计算，当I0≥Ic时（I0为流过中性点电阻的电流，Ic为系统电容电流），可将健全相过电压倍数到2.8倍以下，当I0≥1.5Ic时，

可将健全相过电压倍数到2倍以下。I0≥1.5Ic后，过电压的效果已变化不大了。因此，可按1.5Ic≥ I0≥Ic来选取电阻值。R0= Uφ/ I0。

   b 从保证继电保护灵敏度考虑，电阻值越小越好，目前的微机保护一般都有零序保护功能，且起动电流值相当小，单相接地故障电流远大于每条线路的对地电容电流，一般都能满足零序保护的灵敏度要求。问题时当接地过渡电阻高时，继电保护的灵敏度会受到影响。按照a)所选择的电阻值，当过渡电阻不大于100Ω时，保护灵敏度一般没有问题，对电缆为主的配电线路，过渡电阻一般都小于100Ω。

   c 从降低对通信的干扰考虑，电阻不宜选得过小。我国四部协议规定，如通信电缆与大地间未装放电器时，危险影响电压不得大于430V,对高可靠线路，不大于630V。目前，深圳电网中性点电阻取15Ω，北京电网取10Ω，上海电网取5.7Ω。对应电流分别为400A,600A,1000A。均未造成对通信线路的影响。

   d 从人身安全考虑，中性点接地电阻阻值越大越好。因为中性点经低电阻在发生单相接地故障时，通过故障点的接地短路电流比较大，引起故障点地电位升高，有可能造成跨步电压，接触电势超过允许值。因此，在选择电阻值时，因根据地网接地电阻，保护动作时间，接地短路电流核算跨步电压和接触电势是否超过规程。根据深圳，广州，上海，北京的实践经验，并未因采用电阻接地造成跨步电压和接触电势过高产生人身事故。

7 结论

配电网中性点接地方式的选择是具有综合性的技术问题。中性点不接地、谐振接地、电阻接地各有其优缺点，应结合电网具体条件，通过技术经济比较确定，也就是说，因每种中性点接地方式的系统，具有独自的优点，得到了发展。在同一城市同级标称电压，多种中性点接地方式的系统并存。那种按电压等级“一刀切”决定中性点接地方式是不对。因每种中性点接地方式的系统，具有独自的缺点（弊端）。所以，在选择时必须从具体实际出发，权衡利弊，择利大于弊。

例如：架空线路的小电网，即网络电容电流小，可选用中性点高值电阻器接地系统。

架空线路的大电网，即网络电容电流较大，可选用中性点谐振接地系统。

城市电缆配电网，网络结构较好，可选用中性点中值或低值电阻器接地系统。若要求补偿网络电容电流接地故障入地电流，可选用中性点经中值电阻器与消弧线圈并联的接地方式。

中性点中值或低值电阻器接地方式及中值电阻器与消弧线圈并联接地方式可以克服不接地和谐振接地方式存在的两大弊端：（1）单相间歇性电弧接地时产生的瞬态过电压和瞬态电流。（2）解决选线难，达到正确迅速选线断开单相接地故障线路。

2007/12/18 06:43 P.M.

一、线路故障指示器的概况

近年来，我国大规模进行着两网改造工程，国家投资几千个亿去建设，但同时经济的加速发展也带出一系列的令人难以接受的“电荒”，由此引发了100多年电力发展史上最大规模的电力投资。与之紧密相连的输配电产业经济随之也日益发达。其中故障指示器的市场需求量更是大大增加。目前，全国的市场需求量很大，因为现在仍有很多的电力单位还没有开始电力线路故障的监测，依旧依靠人力去维护线路。不过这种情况未来会逐步好转，2004年在国家的指导性文件中就提到，建议有条件的电力单位都要上线路故障指示器。因为在输配电网运行系统中，线路分支较多，运行方式复杂，线路的管理维护工作量很大。发生故障时查询费时费力，供电可靠性较低。而故障指示器能够弥补上述输供电故障查询的不足，省时省力，为快速查询故障点，快速恢复供电提供有力的保障。

我国生产故障指示器的企业及相关技术的发展历史都不长，但在高科技发展的推动下，故障指示器的生产日益扩大，厂家达数十家之多。产品技术含量越来越高，能够针对用户的需求生产出相应的产品，新产品的推出频率也越来越高。大多数厂家能依据自己的方案和研究成果，推出自己特有的产品，有些产品甚至具有国际先进技术。

智能型线路故障指示器是现有架空线路故障指示器的升级换代产品。主要特征为翻牌和发光同时显示，也是一种安装在6－35KV输配电线路上，用于检测架空线路接地和短路故障点的装置。线路发生故障后，巡线人员可借助指示器的红色报警显示或发光显示迅速确定故障区段并找出故障点。智能型故障指示器制造技术仍然采用国家发明专利，供电线路单相接地故障显示方法及所用仪器。智能型线路故障指示器安装在架空线、电力电缆、箱变、环网柜、电缆分支箱里，用于指示故障电流的通路。线路发生故障后，巡线人员可借助指示器的报警显示，迅速确定故障区段，并找出故障点。同时，故障指示器能够做到实时检测线路的运行状态和故障发生的地点，诸如送电、停电、接地、短路、过流等。在线路运行状态发生变化时迅速告知值班人员以及管理人员，快速做出处理决定，能极大地提高供电可靠性、提高用户的满意度。

配电网系统中，线路分支较多，运行方式复杂，线路的管理维护工作量很大。发生故障时查询费时费力，供电可靠性较低。而故障指示器能够弥补上述输供电故障查询的不足，省时省力，为快速查询故障点，快速恢复供电提供有力的保障。

二、线路故障指示器的分类主要技术指标

1、按功能分类

所有利用线路故障指示器查找故障点的方法都是相同的，即当线路发生短路或接地故障后，故障线路上从变电站出口到故障点的所有故障指示器均翻牌或闪光指示，而故障点后的故障指示器不动作。这样，运行人员从变电站出发，沿着故障线路找到最后一个动作的故障指器和第一个未动作的故障指示器构成的区间，就找到了故障发生区间，从而迅速确定故障区段、分支及故障点。目前，线路故障指示器随着技术的发展，其科技含量不断提高，品种繁多，根据输配线路不同特点，相应的有各种规格、型号的产品，主要包括以下几个系列。

电缆短路故障指示器：根据短路现象，在短路瞬间电流正突变，保护动作停电作为动作依据。主要用于空架线路（裸导线和绝缘导线上）、还网柜与箱变上，当线路发生短路时翻牌显示为红色。它体积小，安装方便，具有自检功能。

接地及短路故障指示器：接地及短路故障指示器专为电网供电系统自动监控而设计的检测装置，适用于35KV(含)以下高压开关设备及变配电系统。主要用于检测、指示、传递故障信号和发送远程指示报警，同时还具备记忆和恢复功能。使维护人员能精确判别故障发生的区间，提高故障分析的能力，以便迅速排除故障，缩小停电区域，缩短停电时间。对确保电网安全运行，提高电网供电质量起着重要作用。主要安装在高压开关柜、环网柜、电缆分接箱等电器设备的馈出回路及变配电系统中。其原理是利用线路出现故障时电流正突变及线路停电来检测故障。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。

接地及短路故障指示器在设计上，综合考虑接地和短路时输电线路的特点，一方面根据短路现象，在短路瞬间电流正突变、保护动作停电作为动作依据。另一方面根据接地检测原理，判断线路是否发生了接地故障。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。故障指示器检测单相接地的原理基本还是沿用小电流接地系统单相接地选线的原理，其检测单相接地故障的原理主要有下面几种：

·5次谐波法：对线路电流的5次谐波采样，当5次谐波突变增大，同时系统电压突变下降，则判断为发生接地。

·电流突变法：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。在发生单相接地的瞬间，线路对地电容在短时间内放电，同时由于线路电阻和分布电感的存在，在线路上形成一个较大的衰减振荡电流，故障指示器检测到该电流后，同时检测到对地电压下降，则判断为接地。

·首半波法：采样接地瞬间的电容电流首半波与接地瞬间的电压首半波，比较其相位。当采样接地瞬间的电容电流突变且大于一定数值，并且与接地瞬间的电压首半波同相，同时导线对地电压降低，则判断线路发生接地。

·零序电流法：当零序电流值超过设定值时判断为接地故障。以上检测原理都是被动检测，是依赖于发生单相接地故障前后配电网参数的变化。鉴于小电流接地系统的自身特点，发生单相接地故障时，所产生的故障信号本身较弱，并且受到电磁干扰和谐波污染，导致获得的信号失真，这些都直接影响了故障指示器的选择性和准确性。另外为判断单相接地故障，一般都需要在故障指示器设定动作定值，大于定值则认为是有单相接地，小于定值则认为不是接地。由于配电网拓扑结构的复杂性，运行方式的变化的多变性，具体设置定值作为单相接地的门槛值在实际工程的实施中是很困难的。

最近国内学者研发出了一种主动式的检测方法——信号注入法：即在发生单相接地故障后，安装在变电站的信号源主动向母线注入一个特殊的信号，这样这个特殊的信号在接地点和信号源构成的回路上流过，故障指示器检测到这个特殊信号后翻转指示接地故障。信号注入法不受系统运行方式、拓扑结构、中性点接地方式，以及故障随机因素等影响，不需要给故障指示器设定门槛值，是在发生单相接地故障后主动发送信号检测单相接地故障的方法。从目前的试验结果来看，其检测单相接地故障的准确率远远高于其他方法的检测结果。

面板型故障指示器：该类故障指示器主要用于环网柜、开关柜等电缆供电系统中，具有短路电流报警指示、接地报警指示、自动复位系统、人工复位和测试等功能。一般由前面介绍的故障指示器、连接光纤和面板显示器组成，故障指示器负责检测线路的短路和接地故障，同时发出一个光脉冲信号，该信号经塑料光纤送给面板显示器，触发面板显示器内部的接收电路，从而给出闪光指示。

高压线路故障指示器：是用于110kV及以上线路用来检测接地或短路故障点的装置。它分为单电源供电线路和双电源联网供电线路指示器，单电源供电线路故障指示器，设计原理是利用线路出现故障时电流正突变及线路停电来检测故障点，并增加了快速检测电路；对于双电源联网供电线路，其设计原理是基于线路发生故障时的电流突变和功率方向判断，当短路瞬间电流突变且大于一定数值并与设定的功率方向相同，而且线路很快因故障而停电，则认为线路发生了故障。

架空线故障指示器：是通过绝缘杆很容易按照单相或三相的应用安装到架空导线上，故障指示器内置集成度高的微处理器，不断地采样系统中的负荷电流，根据其采样到的电流值，自动调整闸门槛。故障发生后，故障指示器通过红灯闪烁，指示永久故障。随后，故障指示器进入两分钟的锁存模式，允许重合闸和开关动作。两分钟后，故障指示器将检测系统电压和负荷电流以判别是瞬时性故障还是永久性故障。如果是瞬时性故障，系统电压和系统负荷电流将复归。否则，指示永久性故障的红灯将根据故障前的电流显示4小时或8小时。内置在故障指示器中光电传感器检测自然光线情况，在白天模式中，两面朝前的灯光以最大的亮度闪烁指示永久性故障。而在夜间模式中，这两个灯的亮度减弱以节约能量(如图)。在此模式下，一套内置的灯光同时点亮整个指示器透明的壳体，能见度保证在距离指示器超过1000英寸处，并适应360度全方位的角度。灯光闪烁的脉冲调节电路优化了亮度和电池的寿命。产品易于安装，能快速帮助维修人员找到故障线路，从而使故障发现时间缩短50%以上，大大降低了电力和工业系统中因故障而产生的损失。应用于架空线路上，瞬时故障提供八小时的故障指示，允许线路工作人员对故障线路段进行故障排除，对故障自动清除的线路和跳闸后重合闸成功的线路进行调查，提高供电的可靠性。

2、主要技术指标

一般情况下，在选择故障指示器时应主要考虑以下技术条件。

正常工作条件：即故障指示器可以正常工作所需要的线路运行环境。由于故障指示器要利用线路电流来判断线路是否带电，从而决定是否要开始判断故障电流，而且有些故障指示器直接利用线路电流提取工作电源，因此存在一个最小的工作电流Is，即当线路大于该电流时，故障指示器才能正常工作，否则其处于休眠状态。该电流越小越好。一般具有后备电池的故障指示器要求的Is会小一些，其适用范围较广，而直接从线路取工作电源的故障指示器要求的Is要大的多，一般为10A左右，这将影响这种故障指示器的使用范围，比如在一些小的分支和负载较小的线路上就不能使用。

复位时间：故障指示器应能区分瞬时性故障和永久性故障，对于瞬时性故障，由于一般可以在重合闸后消除，因此要求故障指示器能够在来电后保持到预先设定好的复位时间再复位，这样便于运行人员查找出故障隐患，及时处理；而对于永久性故障，故障指示器可以在来电之后或预设的复位时间到后复位，主要是由于故障已经被消除，继续保持指示状态已经没有必要，甚至会耽误下次故障的指示。

正常工作环境：由于故障指示器在户外工作，因此应能够在较宽的温度范围内正常工作，目前多数故障指示器可以保证在-40~85 ℃之间正常工作。同时还应考虑防雨防潮，目前多采用环氧灌封技术，该相指标基本都能满足。工作环境还应考虑电磁兼容性，由于户外电磁干扰复杂，如附近超高压线路的电晕放电、雷电闪络等电磁现象，往往会导致故障指示器误动或拒动，这种因素目前在国内还没有引起高度重视。

指示方式：目前的指示方式多为翻牌指示或LED闪光指示，翻牌指示在白天光照较好的时候可以清楚的观察，但在夜间或光照较暗的时候就很难观察，而LED闪光的情况正好相反，因此应该将这两者结合起来，即翻牌和闪光指示同时存在，这样可以实现全天候正常指示。

技术指标

◆适用电压等级：U≥6KV

◆动作复位时间：6、12、24、36小时可选

◆适用导线电流：I≤600A

◆使用环境温度：-35≤T≤+65

◆适用导线线径：16mm2≤d≤240mm2

◆动作次数：≥5000次

◆动作响应时间：0.06S≤t≤3S

◆静态功耗：≤10μW

三、智能线路故障指示器的原理及特点

1、指示器通过磁感应监视三芯电缆的总电流，当发生接地故障时，三相原本对称的电流出现偏差，当电流值的变化达到或超过指示器内电脑程序设定的指标时，指示器即判定为故障，LED警报灯会不断闪烁。故障点应在最后一个显示故障点和下一个正常工作点之间。

用于判断短路的故障指示原理图：

由2#线B相2、5、8指示器和2#线C相3、6、9指示器翻红牌显示而11指示器和12指示器仍为白色，即可判断出D点发生短路故障

在6～10KV配电网上使用，控制柜在线监测供电系统三相电压，任何一相绝缘破坏而发生接地故障时，各相对地电压改变，接地相电压降低，而另外两相电压升高，控制柜检测到这个电压异常变化后，在发出报警信号的同时，即通过控制柜内的电压互感器（PT）将一种特殊的信号电流注入到供电网中，特殊信号电流将通过电力线流经接地故障点，再经过与大地形成的回路流回控制柜。安装在线路上的故障指示器在线监测特殊信号电流，如检测到特殊信号电流流经本线路，则立即起动报警程序，呈现红色报警显示。巡线人员沿安装在线路上的故障指示器的报警指示巡查，即可迅速找到故障区段，故障区段就在最后一个有报警显示的故障指示器和下一个未报警的故障指示器之间的线路上。

2、采用高强度和高透视性的航空材料一次成型，并经过纳米技术处理，透视性更好，抗污秽，抗老化，免维护，使用寿命长。

特点

◆高性能锂电池，使用寿命可达8年以上；

◆专用芯片及单片机等进口元器件组成的电路板；

◆航空及纳米材料制成的壳体；

◆经镀镍处理、导磁性极强，可带电安装的卡线结构；

◆采用红色荧光漆，视觉强，夜间光照下可明显指示；

◆且长期在室外紫外线照射下不褪色的显示转体。

功能

◆全功能：可以检测中性点不接地系统电力线路的相间短路和单相接地故障。

◆多显示方式：指示器动作后有两种显示方式，白天翻牌，夜间翻牌及闪光。翻牌和发光在实际应用中均有一定的不足，翻牌白天指示明显而不利于夜间观察，发光则相反。智能型很好地解决了这一矛盾。

◆智能化：指示器显示故障的方式可以随着天色变化随时变化，在故障指示器动作后，翻牌显示，如果是夜间，则同时闪光显示，如果是白天，则仅翻牌显示。发光显示方式随着白天黑夜自动变化，白天熄灭，夜间闪光。

◆高准确率：接地检测采用首半波原理，智能化芯片的数据处理功能更加强大，检测率和准确率更高。独特的叠式外型设计提高故障检测并且不受雨雪天影响。

◆节能，工作寿命长。两块电池保证两种显示方式，增大了指示器电池容量，另外除了固定复位功能之外附加了送电后短时间复位功能，线路故障排除恢复供电后 30 分钟内指示器自动复位，进一步方便用户使用，并且减少电池消耗。

效益

◆迅速指明故障线路和故障点，减小停电面积；

◆缩短故障排除时间，提高售电量和供电可靠性；

◆准确指示瞬间故障，利于排除供电隐患；

◆为查找隐蔽永久性故障点提供了技术手段；

◆缩短故障点的查找时间，减轻了巡线人员劳动强度；

◆界定故障责任区，明确责任人；

◆避免传统多次拉路合闸巡线给电力设备带来的影响。

四、线路故障指示器的前景

故障指示器为电力系统的故障查找提供了有力的工具，深受广大线路维护人员的喜爱，但目前其查找故障还必须依靠人力从变电站开始一部分一部分的查看，自动化水平不高。如果能够结合现代的通信技术和计算机技术，将现场的故障指示器的信息送给监控中心（如配电管理系统），实时监测线路的各种运行状态，经计算机处理后，以声光报警、屏幕显示等方式告知值班人员，指示所监测线路的运行状态发生的变化并确认变化地点，将可以进一步提高故障处理能力，缩短处理时间。