下载文档原格式
探析10kV配电线路断线故障检测与定位发布时间：2022-03-17T08:24:06.359Z 来源：《中国电业》2021年23期作者：盛况夏建彬黄勇[导读] 10kV配电网无特殊接地故障保护措施，支线多，接地故障引起的电流变化小盛况夏建彬黄勇国网浙江长兴供电有限公司浙江湖州 313100摘要：10kV配电网无特殊接地故障保护措施，支线多，接地故障引起的电流变化小，在馈线头难以检测和发现。
因此，10kV配电网的支路故障在实际中无法及时、准确地检测出来。
配电网支路故障的快速准确诊断和定位，对于保证电网运行的稳定性具有重要意义。
目前，10kV配电网支路故障诊断的数学方法很多，但存在着信息冗余、关键信息难以识别等问题。
决策树方法以其路径优化、定位准确的优点，在10kV配电网支路故障诊断中得到了广泛的应用。
关键词：10kV配电线路；断线故障；检测；定位1 10kV配电线路断线故障原因分析1随着工程建设数量和规模的增加，外力破坏引起的线路断裂可能对施工区域周围10kV配电线路造成损坏。
大型设备在施工过程中，一旦长时间超过额定值，很容易引起配电线路部分区域的故障。
这会影响整个配电网的正常运行。
此外，在工程建设过程中，如果某些设备运行不规范，不符合标准，也可能发生环线故障。
2.电气原因引起的断线故障主要集中在短路后受大电流影响而烧毁导线，或绝缘导线受强电场影响而断裂的情况。
3、受天气等自然条件的影响，雷电多发区配电线路容易发生断线事故。
10kV配电线路一旦受到雷击，容易在绝缘区和横担处产生放电条件，产生较大的电弧，引起线路击穿。
4.受线路老化影响，部分配电线路运行时间较长、过旧或瓷横臂断裂，容易造成10kV配电线路断裂。
510kV配电线路因施工质量影响、线路施工质量差、运行管理存在问题，将导致线路故障。
2 配电网断线故障监测系统2.1系统建设技术目标利用配电网线路故障监测系统，可以实现对配电网典型线路故障的分析和定位。
配网行波型故障预警定位监测装置：卓越精准的架空线路故障定位解决方案今天江苏宇拓电力科技来为大家说明一下配网行波型故障预警定位监测装置：卓越精准的架空线路故障定位解决方案。
在电力系统的庞大网络中，配电网的架空线路扮演着至关重要的角色。
然而，由于环境因素、设备老化或是其他原因，故障在所难免。
传统的故障定位方法往往耗时且准确度不高，给快速恢复供电带来了不小的挑战。
正是为了解决这一难题，第二代配网行波故障预警与定位装置YT/XJ-001由此诞生。
这款装置在结构上堪称精密。
其核心部分包括信号采集单元、数据处理单元和通信单元，每个单元都经过精心设计和优化，以确保最高的效能。
传感器网络布局巧妙，能够在毫秒级别内捕捉到线路中的微小波动。
而数据处理单元则依托强大的算法对收集到的信号进行深度剖析，不仅判断故障位置，还能预测潜在风险。
更值得一提的是，通信单元采用先进的无线传输技术，确保了信息的实时性和准确性。
在实际应用中，这款装置表现出了惊人的性能。
它不仅能对突发故障迅速作出反应，还能通过长时间的数据积累和比对，提前预测可能发生的故障。
这种前瞻性的预警功能在很大程度上降低了重大故障的发生概率，为维护人员赢得了宝贵的抢修时间。
此外，其高精度的定位能力也大大减少了故障排查所需的人力、物力和时间成本。
第二代配网行波故障预警与定位装置YT/XJ-001不仅在定位速度和精度上具有显著优势，还为整个电力系统的稳定性提供了有力保障。
它不仅提高了供电的可靠性，减少了停电带来的损失，还提升了电力服务的整体水平。
这无疑是对传统故障定位技术的一次重大革新，为未来电力系统的智能化发展铺平了道路。
这款第二代配网行波故障预警与定位装置YT/XJ-001凭借其卓越的性能和精准的定位能力，无疑是架空线路故障定位的强大解决方案。
10kV配网线路故障自动报警系统研发与应用【摘要】本文基于故障指示器技术、GSM通信技术和GIS（地理信息系统）技术，研发了一套应用于10kV配网线路故障自动报警及定位系统。
该系统是一套具有远程传输能力的可分布监控、集中管理、即时通信的智能化故障管理系统。
系统软件与现场故障检测和指示装置相配合，通过GSM通信技术将故障信息及时传输到主站系统，在线路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结合，自动显示报警信息，指出故障位置和故障时间等，帮助维修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电。
该系统可以实现10kV配网线路相间短路、单相接地故障的检测和定位，对于快速处理线路事故，提升电网供电可靠性和用户满意度，提高供电公司10kV配网线路信息化管理水平具有重要意义。
【关键词】配电线路；自动报警；故障定位；系统研发1.引言随着我国经济发展和人民生活水平的提高，人们对供电可靠性提出了更高要求。
配电系统分支线多、线路结构复杂，在发生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。
实际电网运行环境尤其复杂，在发生设备故障后给线路巡视工作带来了诸多难题。
目前多数采用人工巡线的方法查找故障，每次查找和排除故障至少需要几个小时，然而10kV线路运行人员严重不足，一线人员人数呈负增长，设备管理无法满足日益增长的10kV线路运行需要。
因此在10kV线路运行管理上需要利用新技术来切实解决以上矛盾，帮助运行、检修人员迅速赶赴现场，排除故障，恢复正常供电，提升供电可靠性，提高工作效率。
10kV配网线路故障处理包括故障定位、故障区段隔离和非故障区段转供电等内容，其中故障自动隔离和自动转供电一般需要有一次开关设备和智能控制器等来实现，投资相对较高，而故障指示器是最容易实施、性价比最高的线路故障远程定位工具，因此基于故障指示器技术的故障远程定位系统就成为了10kV线路故障处理最基本、最实用的解决方案。
配网架空线路常见故障分析及查找方法摘要：现阶段，我国电力配网的网架基础较为薄弱，自动化水平较低，再加上配网的特点如面广、线长、点多等会增加电网运行维护工作的难度系数。
随着近些年逐渐增加配网资金成本，在一定程度上改善了配网的运行状况，但是我国的配网架空线路故障方面仍然比较突出，必须要对此进行认真的思考。
本文简析了我国配网架空线路的运维原则，并分析了常见故障及其原因，提出了故障查找方法，希望能为大家带来借鉴价值。
关键词：配网；架空线路；故障；查找引言社会的发展离不开电力事业的支持，所以电力事业在国民经济发展中作出了十分重要的贡献。
当前，电力客户的电力需求又在不断地提升，所以为了更好地满足电力服务的需要，就需要电力企业切实注重对其的维护。
但是在配网运行过程中又会出现这样或那样的问题，所以我们必须强化故障的分析，并注重对其的维护，才能更好地促进电力服务水平的提升。
笔者就此展开几点探究性的分析。
一、配网架空线路的运维原则（一）全面检修的原则即供配电安排运维人员全面参与到架空线路运行中，提供有效的检修手段，保证架空线路运行的高效性，进而实现最大的经济效益。
（二）预防性原则架空线路运行维护的过程中，强调预防检修的重要性，架空线路运维中，提倡应修必修、修必修好。
通过状态检修，掌握线路的实际情况，采取预防性的手段，能够降低检修的频率，促使架空线路保持在高效的运行状态，体现预防性运维的优势。
（三）相互结合原则电力配电架空线路运维方面，采取停电和带电相互结合的方法，遵循相互结合的原则，缩小停电的面积，同时还能降低停电检修的次数。
（四）引入技术原则电力配电架空线路运维，积极引入新技术、新方法，在此作用下，提高架空线路运维的水平，提高运维的时效性，新技术和新方法能够在原有运维策略的基础上找出新的研究点，更加适用于现代配电架空线路的运维需求。
二、十千伏配网架空线路的故障类型（一）速断故障一般出现在配网线路上端，由三相短路或两相短路造成。
配电网故障定位方法的探讨摘要：随着社会的不断发展，对电能质量以及供电可靠性的要求越来越高，确保供电的经济性、安全性以及可靠性成为当前电力企业面临的重要问题。
配电网的结构更为复杂，分支线众多，容易发生各种类型的故障，定位较为困难。
本文就配电网现阶段故障定位的方法进行对比，提出适合于配网自身性质的定位方法，供同行参考和借鉴。
关键词：配电网；故障定位；简述1.引言随着社会的不断发展，用电用户对电能质量以及供电可靠性的要求越来越高，当配电网线路发生故障后，供电部门需要快速对故障进行查找、隔离并恢复供电。
相对于输电网，配电网的结构更加复杂，分支线众多，所处环境较为恶劣，容易发生各种类型的故障，准确定位较为困难，据统计，用户停电事故中有近80%是由于配电网的故障引起，因此，实现配电网故障后的快速定位，对于提高配电网供电可靠性指标有着重要的意义。
2 配电网故障定位分类和方法现有的配电网故障定位的方法可分为两大类：一类是配电网故障区段定位，另一类是配电网故障精确定位。
其中，配电网故障区段定位是利用配网的自动化装置来监测网络各项参数的变化来进行故障判断的，其定位结果限定在两个自动化装置之间，而具体的故障点还需要其他定位方法或人工巡线确定。
配电网故障精确定位指的是不局限于现有的自动化装置的监测信息，而利用其他方法或安装相应定位装置来实现故障的精确定位，定位结果的误差较小，往往在百米级。
2.1 配电网故障定位分类（1）分布控制式定位配电网的分布控制式定位，该模式的系统较为独立，不依赖于配电自动化主站的统一调配，当线路发生故障时，各个分段开关之间依靠设定好的整定动作顺序来对故障线路进行隔离，以及恢复非故障线路的供电，或者通过配电自动化终端设备之间的相互通讯，对线路进行监控，实现故障区段的定位。
（2）集中控制模式定位由各配电终端单元采集配网各电压电流等数据信息后上传至配调中心（配电网主站），然后经由主站系统进行综合分析，判断出故障区段后，由自动化中心统一调度处理，对故障线路两端的开关下达动作指令，断开故障区段完成故障隔离。
智能电网故障诊断技术的研究与应用随着电力系统的不断发展和普及，大规模的电力输配电网已经成为了现代城市的重要基础设施，为人们的生活和经济发展提供了可靠的电力保障。
然而，电力系统中常常会发生各种各样的故障，给社会带来不小的损失，因此，如何提高电力系统的可靠性，成为了一个急需解决的问题。
智能电网故障诊断技术是当前电力系统安全和稳定运行的重要手段之一，下面就来具体探讨一下这个话题。
一、智能电网故障诊断技术的定义智能电网故障诊断技术是指通过对电力系统的数据进行采集、分析和处理，利用先进的算法以及多个传感器、测量仪器，实现对电力系统中可能存在的问题进行快速、准确的诊断和定位的技术。
二、智能电网故障诊断技术的作用智能电网故障诊断技术可以帮助电力系统实现故障两早发现、早排查、早处理的目标，具体包括以下几个作用：1.提高电力系统的可靠性通过及时发现和准确诊断电力系统的故障情况，可以快速采取有效措施，避免事故向更大规模的发展，从而提高电力系统的可靠性和安全性。
2.优化电力系统的运行通过对不同时间段和区域的数据进行采集和分析，可以实现智能化的预测和优化电力系统的运行，提高电力系统的效率和质量。
3.减少电力系统的运营成本通过减少故障发生的频率和缩短修复故障的时间，可以降低电力系统的维修和修复成本，为电力系统的长期发展提供更为可持续的发展保障。
三、智能电网故障诊断技术主要应用领域智能电网故障诊断技术的应用已经涉及到了电力系统的各个领域，主要包括以下几个方面：1.智能配电网智能配电网是指基于传感器、通讯和计算技术的新一代配电网，其特点是具有高速通讯、精细控制、可靠安全等特点，智能电网故障诊断技术在智能配电网中的应用也得到了广泛的关注和应用。
2.智能变电站智能变电站是一种通过设备自动化、智能化、信息化等手段来监控、诊断、分析、优化电力系统的运行，实现电力系统高度智能化的先进设施。
智能电网故障诊断技术在智能变电站中能够帮助快速准确地定位和解决故障问题，有效地提高了电力系统的运行效率和质量。
配电线路故障定位技术及其应用摘要：配电线路故障定位技术是以故障诊断技术为基础的一种新型的电网监控技术，它的理论基础由电位分析和测量技术构成。
目前，应用较多且具有较高价值的配电线路故障定位技术有红外故障定位技术、电磁定位系统、电力系统在线监测系统、基于网络技术为支撑的电气智能监测系统等。
关键词：配电线路故障定位技术及应用1.红外维修定位技术及应用3.1红外测温红外测温是利用红外线的透射特性对物体表面温度进行测量，一般情况下红外测温主要有两种方式直接测温，即利用温度计直接对被测物体进行测量;间接测温，即通过传感器直接对被测物体进行测量。
利用红外测温方法对缺陷进行检测可以避免漏检情况发生，并且可以精确地对故障部位进行测温，从而达到对设备安全运行状态能够实时监测和监控等目的。
3.2断路器缺陷定位及测量断路器故障定位及测量是通过红外探头在发生断路器接地故障时记录下活动频率和活动范围进行定位以及测量。
断路器故障位置主要为金属表面发热、断相、氧化及老化等。
因此，红外探针在接触或接地故障处测量红外信号时会受到金属材料温度和氧化程度等因素引起的温度变化影响，从而产生热量和金属粒子。
当红外探针在接触或接地故障区域测量时可发现断路器存在不同程度的接触不良及金属微粒故障。
3.3线路红外检修工作要求参数设置线路红外检修时，可根据实际情况设置工作要求。
其中对绝缘子的红外检测可设置绝缘子串、绝缘子、金属件、金具等参数。
对接地故障可设置接地故障发生后，红外检修的工作要求自动调整为10kv以下接地故障点自动工作,10kv及以上接地故障点可调整为1-5kv接地故障点自动工作。
对低压电网线路故障可设置故障位置，如发生接地故障则为线路故障点附近[1]。
2.电磁定位技术及应用2.1电磁感应试验电磁感应试验是利用电磁感应原理测量电网故障时在某一点上电磁干扰分量产生的相位变化，从而确定故障点的定位方法。
在电磁感应试验原理当中，由于配电线路一般都经过较长的路由损耗较大，因此其检测线路磁场时需要使用较大的感应电流以达到检测目的。
探讨10千伏配电线路负荷监测与故障定位机制的作用【摘要】10kV配电网属中压电网，属小电流接地系统的电网。
10kV配电网的分布范围较广，部分电网路段所处位置较为偏僻，交通不便，给线路故障的排查与检测带来一定难度。
本文针对10kV配电线路的负荷监测及故障定位机制的工作原理进行深刻阐述，并结合相关案例分析负荷监测及故障定位机制的应用效果。
【关键词】10千伏配电线路；负荷监测；故障定位机制；作用目前我们较为常用的配电网络为10kV电网，由于配电网分布广泛并直接延伸到用户端，且部分经过山区、树林、田地、河塘等区域，加上配电网改造和变更较为频繁，配电网在运行过程中容易出现故障，严重影响配电网供电的安全性，在现有的运行模式下对故障的发现不够及时，造成抢修效率不高，影响供电可靠性，为加强配网运行管理水平，提高配电网在线监测能力，通过配网在线监测能方便电网故障排查。
因此有必要对电网负荷监测及故障定位机制进行深入研究。
1 10kV配电线路的负荷监测方法一套有效的配网负荷监测系统主要包括数据收集、故障区段判定、信息查询管理及参数修改四个功能。
人们在对某段10kV电网进行监测时，首先可将该段线路的分布情况绘制成图，并利用计算机信息技术将其与实际网络的工作状态相联系，从而实现对各部分电流及电压情况的监测。
随后可根据电流及电压的监测结果对线路负荷进行正确判断，同时利用信息查询功能，调出线路的负荷曲线及对应的电流和电压值。
最后，当出现故障时，可将故障类型及故障区域反映在监测显示器上，以便及时进行故障排除。
2 故障定位机制的工作原理及其作用10kV配电网中较为常见的故障可分为单相及多相线路故障两类，现以不同故障所引起的电流电压变化为出发点，对故障定位机制的工作原理进行分析。
2.1 单相线路故障正常情况下，10kV配电网的三相电压具有对称性，线路中的负序电流小。
当发生线路故障时，电网的对称性遭到破坏，进而导致故障电路段的电流、电压发生明显变化，而故障定位机制即是通过对电流电压的监测，从而实现对线路故障的检出与排查。
配网架空线路故障定位及监测系统的应用研究发表时间：2017-10-30T11:53:33.783Z 来源：《电力设备》2017年第18期作者：李茂林马伟伟[导读] 摘要：配网自动化大大提高了供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，但目前配电终端（FTU/DTU/TTU）一般部署在开关或变压器位置，对长距离的配电线路得中间段缺少管控，在配电线路传输距离远（国网山东省电力公司济南市历城区供电公司山东济南 250000）摘要：配网自动化大大提高了供电可靠性和供电质量，缩短事故处理时间，减少停电范围，但目前配电终端（FTU/DTU/TTU）一般部署在开关或变压器位置，对长距离的配电线路得中间段缺少管控，在配电线路传输距离远、线路分支多、运行情况复杂，环境和气候条件比较恶劣时，外破、设备故障和雷电等自然灾害导致的线路短路、接地故障时常发生，而且故障时，故障区段（位置）难以确定，给检修工作带来较大的困难，尤其是偏远地区，查找起来更是费时费力。
为解决上述问题，在运行线路上部署故障定位及监测系统就成为一种行之有效方法，通过系统对故障特征信息的监测、采集、计算、分析，实现对短路故障、接地故障、断线故障等故障快速准确检测并定位线路故障位置。
配网架空线路故障停电仍然是影响配网正常运行和居民正常用电的最主要原因。
目前已经有多种办法来预防、减少配网线路故障停电，最先进的就是实现配网自动化。
配网自动化是通过配电终端（FTU/DTU/TTU）在线路上不同位置的部署安装，通过主站系统对配电线路进行管控，但由于配电终端的安装位置造成部分情况复杂的配电线路，故障停电多发，并且故障时，难以确定故障位置，给抢修工作带来极大地困难。
为此，在运行线路上部署故障定位及监测系统就成为一种行之有效方法，通过系统对故障特征信息的监测、采集、计算、分析，实现对短路故障、接地故障、断线故障等故障快速准确检测并定位线路故障位置。
1 现有故障定位及检测方法1.1 短路故障判定故障指示器对短路的检测是通过电磁感应方法实时监测配网线路中的电流，根据线路中的电流突变特征、电流突变持续时间及线路是否停电来判断是否出现了短路故障并做出告警指示，已有方案一般采用以下手段：1.1.1 过流法预设一个远大于线路正常工作的电流的故障电流值，当线路某时刻电流大于该预设值时，即认为线路发生短路故障。
图示如下（IL是负荷电流，Is是门坎电流）：弊端及原因：由于不同线路、同一线路的不同位置、不同时刻的运行方式使得线路的正常工作电流波动较大，如果预设值较小，可能会导致误报警，如果过大，则可能导致检测不到故障。
1.1.2 电流突变法基于电流发生突变持续一段时间后，电流变为零来判定是否发生了短路故障，图示如下：弊端及原因：输配电线路分支非常之多，用户电器各种各样；不同分支线路尤其是在线路末端，故障时电流冲击幅度是比较小的，而在干线上冲击电流幅度却非常大。
这样很容易引起误报警、漏报警。
1.1.3 微分法电流突变量与突变时间的比值大于某固定预设值，大的电流变化率引起线路跳闸，同时线路电流变为零。
弊端及原因：线路的干线、分支线、线路末端电流变化率相差大。
输电线不同地理位置、不同运行方式、气候条件可引起电流变化率相差大。
跳闸断电检测不准确，容易引起误报警、漏报警。
1.2 接地故障判断小电流接地系统主要包括中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经高阻接地三种接地方式，主要适用于66kV及以下电网，由于不同的接地方式在其发生接地故障时，其表现的故障特征是各不相同的，如果采用已有方案的单一故障判定方式难免会造成误判或漏判情况：1.3 通讯组网已有方案往往不具备安全通讯的特质，一般为非组网方式或通过GPRS公网组网。
非组网方式由于其部署灵活、安装简单，目前使用最为广泛，但由于其无法实现集中管理，需要人工配合及无法实现实时监测目前正逐步退出使用；目前作为非组网方式的替代，通过GPRS公网组网的系统正逐步实施，但鉴于GPRS公网环境比较复杂、安全性较差，使得该种组网方式存在网络层安全隐患及应用层安全隐患。
可以看出现有故障定位及监测系统在故障判定方法、新技术应用、通信技术等方面的局限性往往存在故障检测不准确、装置离散分布集成化程度低、通讯安全差、维护成本高等缺点：（1）机械式架空型线路故障指示器都是单独判断、单独显示报警，无法实现线路的实时监控，线路出现问题后必须配合人工巡线才能确定故障位置，巡线工作量非常大，而且故障排查困难和定位不迅速。
（2）通过公网（gprs）组网系统，不具备通讯安全的功能。
GPRS公网环境比较复杂，安全性较差，存在网络层安全隐患及应用层安全隐患。
（3）简单单一的故障判定计算方法，线路故障通过“电流突变法”，接地故障采用“暂态量法”或“首半波法”，无法避免线路运行相似电气特征及覆盖各类故障特征，造成误报和漏报。
2 新系统解决的问题通过分析可以看到已有方案对线路故障的判定是存在局限性的，接地故障更是由于其接地方式不同造成接地故障发生的机理及故障特征也是各不相同的，如采用已有方案则对架空线路的故障判定必然带来误报和漏报的情况。
2.1 解决故障误判、漏判问题采用检测电流变比率法并结合线路跳闸停电来检测短路故障，变比率突变值按照故障指示器内置的曲线算法并根据负荷电流的大小自动动态整定，克服了“电流突变法”采用的电流突变值静态固定不变的缺陷。
引入七次谐波加首半波法来检测接地故障，因为接地瞬间的突变量，不受线路存在的各高频干扰信号以及线路励磁涌流影响，易于可靠检测，因此采用这个方法克服了目前以暂态量大小为判据的接地故障检测方法的局限性，也克服了单纯使用首半波法的不准确性，抗干扰能力强，故障检测准确可靠。
2.2 解决通讯组网安全问题架空型线路故障指示器本地通讯采用433M短距离微功率无线模块，实现与集中器子站的通信，通信采用ACK机制完善通信链路的可靠性；同时通过“两问一答”机制保证低功耗。
解决了ZIGBEE、蓝牙模块的缺陷，在软硬件设计及结构设计上，整体考虑架空型线路故障指示器通信的特殊性（耗电少，通讯流量少，单机通信维护要求成本低），通过ESAM安全芯片解决了网络层安全隐患及应用层安全隐患。
2.3 解决安装维护困难问题一般架空线路故障指示器通过卡扣安装到线路上，安装较便捷，但拆卸困难，带来系统维护复杂性。
本发明故障指示器设计了可快速安装和拆卸的简单操作机构，采用先挂导线再关比开启式互感器进线口方式，且做到防雨、防潮，确保开启互感器接触面长时间不氧化和生锈。
3 配网架空线路故障定位及检测系统研究3.1 系统组成架空线路故障定位及监测系统利用现代通信技术和计算机技术，以故障指示器为故障触发源，当发生短路、接地、断路等故障时，其首先通过自身翻牌或发光来标识该点出现了故障，同时以蓝牙、ZigBee、小无线等形式将故障信息上报给通信终端（集中器子站），通信终端通过远程GPRS模块将信息转发给主站。
主站通过上报信息中携带的标识信息，在后台GIS系统中标识出故障点位置，同时通过主站的短信猫将故障点位置等详细信息及时通知运维部门工作人员，从而可以减少巡线的工作量。
目前市场上产品种类繁多，但良莠不齐。
部分产品故障判定种类单一，存在误判、误报、定位不准等问题。
本系统通过“变比率突变法”来判断短路故障，判断成功率达100%。
单一通过首半波法或谐波法无法有效解决接地故障的误判，本产品通过将首半波法和谐波法相结合，综合了暂态零序电流和稳态零序电流的各自特性，解决了误判问题。
采用ESAM安全芯片，通过嵌入在故障指示器中的ESAM数据安全芯片,实现安全存储、数据加/解密、双向身份认证、线路加密传输等功能，解决了传输的安全性，有效的克服了GPRS公网环境通信安全性无法保障的难题。
通过主站的接入服务器（GIS、MIS服务器等）、数据服务器等相互协作实现故障的准确定位。
整套系统组成包括：架空故障指示器、架空故障指示器通信终端（以下简称集中器）、主站软硬件系统等。
这是一款安全智能架空线路故障定位及监测系统。
系统包含架空型线路故障指示器、通信终端、主站三部分。
架空线路故障指示器以小无线形式与通信终端进行数据交换，主站接收通信终端转发的报文来实现故障定位，同时还提供线路电流、线路温度采集功能，从“维护”和“预防”两个方面保障了配电网的运行安全。
3.2 研究依据及原理3.2.1 短路故障检测原理检测线路电流的变比率，当电流的变化率突变，即If/I0>R时，依据该突变的电流变比率判断线路短路故障，其中，If、I0分别是突变后和突变前的线路电流，R是预设的电流变比率。
其中，预设的电流变比率R随线路负荷电流的大小自动变化，负荷电流越小，R越大；其中包括检测线路电压降低，当线路电压降低满足V<Vh时判定线路短路故障，其中Vh是电压下降值的预设阈值。
图示如下：本产品的故障检测参数R随线路负荷电流的大小自动变化，负荷电流越小，R越大；非常有效的避免了很多误报的缺陷，保障了短路故障的正确判断。
3.2.2 接地故障检测原理采用了七次谐波加首半波的检测方式进行接地检测。
因为在6-66kV中压供电系统中，单相接地故障发生率较高，且故障点的电流很小，使得接地故障选线很困难。
由于系统故障信号非常微弱，且容易受到各种干扰的影响，使故障选线变得更为复杂。
传统的单相接地故障选线之一是利用五次谐波电流法，当系统中存在谐波污染或高阻接地故障时，此法选线准确性比较差。
而实际上除基波外，五次、七次谐波以基波值为基数所占的百分数分别为I05=2％～8％，I07=1％～5％，五次、七次谐波所占的比例几乎相同，受系统运行方式、负荷、谐波源等影响，七次谐波分量甚至可能大大高于五次谐波分量，同时，在有消弧线圈的系统中，对于五次谐波，感抗较基波时增大5倍，而容抗却减少为原来的1／5，这样电容电流将是消弧线圈电感电流的25倍，而对于七次谐波这一差值就是7×7=49倍，这一差值是五次谐波的两倍，由此说明采用七次谐波较采用五次谐波受消弧线圈的影响更小，选线可靠性也就更高。
因此，在3-66kV中压电网的NUGS(中性点不接地、中性点经消弧线圈接地和中性点经高阻接地)中，采用暂稳态结合的首半波、七次谐波综合选线方案更为有效。
首半波法故障选线是基于接地故障发生在相电压接近最大值，利用单相接地瞬间，发生故障线路的暂态零序电流第一个周波的首半波与非故障线路相反的特点进行选线。
在谐振接地系统的接地过渡过程中，故障线路暂态零序电压与暂态零序电流首半波方向相反，非故障线路暂态零序电压与暂态零序电流首半波方向相同，而且首半波电容电流幅值比稳态电容电流大几倍到几十倍，并且对总线路长度短的电网，其暂态过程更加突出。
