电力线路故障在线监测系统(四遥故障检测系统)
浅析线路故障在线监测系统的技术方案
路 故 障 的 排 除 速 度
３ ． １ 遥 信
可 用 于短 路 故 障 、 接 地 故 障 的 准 确 判 断和 快 速 定 位
监 测 及 定 位 项 目 ，主 要 用 于配 电线 路 相 间短 路 故 障和 单 相 接
地 故 障 时 故 障 点 的监 测 和 定 位 配 电控 制 中心 的 故 障 定 位 软 件 项 目与安 装 在 现 场 的 故 障 指 示 器和 通 信 终 端 相 互 配 合 ． 在
Ｌ ｏ Ｗ Ｃ Ａ Ｒ Ｂ ｏ Ｗ ｏ Ｒ Ｌ Ｄ ２ ０ １ ３ ｆ ５
电力与资源
【 文章编号 】 ２ ０ ９ ５ — ２ ０ ６ ６ （ ２ ０ １ ３ ） １ ０ — ０ ０ ０ ７ — ０ ２
浅析线路故 障在 线监测 系统 的技 术方案
魏 辉 （ 江西宜春供电公司， 江西 宜春 ３ ３ ６ ０ ０ ０ ）
者 降 序 自定 义 显 示 查 询 结 果 。提 供 查 询 结 果 的 文件 导 出和 打 印功能。
３ ． ６ 数据 统计
提 供 历 史数 据 的分 类统 计 和 分 时 统计 功 能 。既 可分 析 比
较 某 条 线路 在 某 时 间段 的所 发 生 的各 类 不 同故 障情 况 ，也 可 分 析 比较 各 类 故 障在 某条 线 路 的 不 同 时 间段 的发 生 情 况 。
故 障检 测 终 端每 天 定 时发 送 自检 信 息 至通 信 主 机 ．通 信 主 机 也会 每 天 定 时发 送 自检 信 息到 系 统主 站 。 自检 信 息 包括 自检 信 息 特征 码 、 通信主机的组号 、 未 收到 自检 信 息 的故 障检
２ 故障在 线监测系统 的结构
故 障在 线监 测 系统 由远 方 终 端 和 系统 主 站 组 成 ：配 电远
电力调度自动化系统中的四遥异常现象分析及处理措施
电力调度自动化系统中的四遥异常现象分析及处理措施作者：穆国东王雪娇陈庆新来源：《经济技术协作信息》 2017年第34期穆国东王雪娇陈庆新前言：电力调度自动化系统是建立在计算机通信技术发展的基础上的。
该系统的应用解决了以往电力调度过程中的一些问题，但在电力调度自动化系统运行过程中可能会出现四遥异常的现象，四遥包括遥测、遥信、遥控和遥调。
这四部分分别发挥着不同的作用。
对于出现四遥异常现象常见原因的了解，更有利于预防一些突发情况，在一些问题出现时及时地处理。
一、电力调度自动化系统中的四遥异常现象１.遥信异常现象的出现及其原因。
遥信信息是远程信号。
遥信信息的作用是采集和传送各种保护和开关量信息。
遥信异常出现的原因是多方面的。
对于人为因素造成的遥信异常要对相应的原因进行详细地了解，然后提出相应的解决措施。
遥信在一定程度上反映了变电站中各种电气设备的实际运行情况。
它可以给工作人员提供准确的位置信号、报警信号等多种信息。
所以防止遥信出现异常是电力工作者的重要任务。
导致遥信异常现象出现的原因有接点接触不良。
接点接触不良直接会影响信号的质量。
对于接触不良的接点会导致在运行过程中出现信号时有时无，信号不稳定。
其中接点抖动也是影响遥信正常使用的一个重要原因。
接点的绝缘性没有保障，就会出现一些接点的绝缘性能差，这样可能会出现一些错误的报警信息等。
远动设备失电是在日常的运作过程中最常见的异常现象，设备失电的原因是多方面的，这就需要专业人员在感到异常时及时地进行检查和处理，避免发生更严重的后果。
光电隔离端子的应用为电力调度系统带来了许多便利，但同时如果光电隔离端子出现异常也会引起遥信异常现象，影响正常的工作进程。
２.遥测异常现象的出现及其原因。
遥测信息是进行远程测量，它的主要作用是采集并传达运行参数，包括各种电气量和负荷潮流。
变压器的稳定运行离不开精确的遥测值，遥测出现异常会直接影响变压器的运转。
［１］对遥测异常现象原因的了解，可以让我们更好地防患于未然。
“四遥”远动系统功能
在电力系统中，调度部门无疑是集中控制和管理的中心，每时每刻，调度都要向发电厂、变电站提取大量信息，同时又要将大量任务下达。
这时的工具只有电话通信，主要是电力载波通信，这种一来一往的通信方式不仅需要大量时间，而且缺乏实时性；而远动技术的采用，可以大大提高调度效率，它是实现系统实时调度和进一步实现变电站综合自动化，电网控制自动化的基础。
第一节功能及配置一、功能目前国内电力系统中的远动装置主要功能是遥测、遥信、遥控和遥调。
1、遥测遥测是远方测量的简称，它是将被监控厂、站的主要参数变量远距离传输到调度端记录。
遥测量一般分为直流采样和交流采样两种。
直流采样的远动系统一般配有变送器屏，其内部的电量变送器将测量转换成远动设备所能处理的量，目前，电量变送器有交流电压、交流电流、直流电流、交流有功功率和频率等，变送器将输出的直流电压（或电流）输入到远动终端（RTU）的遥测板，转换成数字量后送给遥测编码器，编码器将输入的并行数码编成在时间上依次排列的串行数字信号，并经过调制解调器将数字脉冲信号变成正弦信号传输到调度端。
交流采样就是将线路二次侧的电压、电流信号，经隔离器TV、TA隔离后，通过移相、滤波，放大电路，转换成一定的交流电压信号送到遥测板，在遥测板通过运算得到f、cos∮、U、I、P、Q、Wp、Wq等电量，模数变换后送给编码器。
2、遥信遥信是远方状态信号的简称，它是将被监视厂站的设备状态信号远距离传给调度，例如断路器位置信号、保护跳闸信号、重合闸信号等。
由于遥测量是开关量，可以直接输入编码器，编成在时间上按顺序排列的串行数字信号后经调制解调器，变成正弦信号传输到调度端。
3、遥控遥控是远方操作的简称，它是从调度发出命令以实现远方操作和切换，通常只取两种状态指令，例如命令断路器的“分”、“合”指令。
由于遥控是直接通过远动装置跳断路器，所以执行时应特别谨慎。
基本步骤是：先由调度端下遥控命令，远动终端（RTU）接令后，分析认可，然后启动相应出口，把启动的结果返送给调度端设备，调度端接到回送信息后与下发命令进行比较，确认RTU启动对象是下发命令的要求，接着就发出执行命令、启动最后出口，使断路器按遥控要求完成合闸或跳闸操作。
浅谈电力调度自动化系统中的四遥异常现象分析及处理
浅谈电力调度自动化系统中的四遥异常现象分析及处理随着电力发展的进步，电力调度自动化系统变得越来越普及，但是在实际运行中，四遥异常现象经常发生。
那么什么是四遥异常现象呢？“四遥”是指远动、遥测、遥信和遥控四种信号，当这四种信号产生异常时，就称之为四遥异常。
本文将从四遥异常现象的类型、原因以及处理方法三个方面进行探讨。
一、四遥异常现象的类型1. 遥测异常：在电力调度自动化系统中，遥测是一种重要的信号，用于实时监测电网状态。
遥测异常主要表现为遥测值偏差过大、遥测中断等情况。
2. 遥信异常：遥信是指用于传输装置状态的信号，遥信异常主要表现为遥信状态与实际状态不一致、遥信中断等情况。
3. 遥控异常：遥控是指通过远距离控制开关、装置等设备。
遥控异常主要表现为遥控中断、遥控失效等情况。
4. 远动异常：远动是指通过信号控制电力设备，远动异常主要表现为远动失效等情况。
1. 意外损坏：设备损坏是造成四遥异常的主要原因之一。
例如，由于自然灾害、意外事故等原因，导致相关设备受损或受到干扰，从而产生四遥异常。
2. 信号干扰：干扰是引起四遥异常的另一种常见原因，如雷电、电磁干扰等会导致信号出现中断或失效。
3. 信号误差：由于信号传输过程中的误差，例如传感器精度不够、网络传输错误等，导致四遥信号的接收端误判。
4. 非正常操作：操作人员的失误或疏忽也可能导致四遥异常现象的发生。
例如误操作开关、错误操作遥控、缺少检查等操作。
1. 加强设备维护：要确保设备能够正常运行，需要加强设备的维护工作，定期对设备进行检查和维修。
同时，需要进行设备备份和容错措施。
2. 提高信号质量：提高信号品质是避免四遥异常的一个重要手段。
例如，采用高精度、高可靠的传感器、加强网络传输技术等措施，可以有效地减少信号干扰和误差。
3. 引入自动化修复技术：引入自动化修复技术，可以有效地减少运维成本和人力资源。
例如，采用自动化异常检测与修复平台、采用数据分析手段来预测设备损坏等。
变电站综合自动化-四遥异常的检查
任务一 变电站综合自动化系统遥信、遥测、遥控异常检查及处理
一、变电站综合自动化系统遥信异常 变电站综合自动化系统遥信是监控系统发现保护动作和现场开关变位重 要的信息,值班员通过遥信信息可以了解目前系统的运行状态。
1.个别遥信频繁变位 2.遥信数据不更新
异常和故障检查与处理
二、变电站综合自动化系统遥测异常
1.遥控命令发出,遥控拒动 2.遥控返校错或遥控超时 3.遥控命令被拒绝 4.遥调命令发出,遥调拒动 5.遥控单元失电
异常和故障检查与处理
一、测控单元调试和验收 调试和验收按以下步骤和方法进行:
1.外部直观检查 2.绝缘和接地检查
异常和故障检查与处理
3.接线和通电检查 4.功能检查 5.系统整组检查 二、测控装置使用注意事项 屏柜应有良好、可靠的接地,接地电阻应符合设计规定 。
异常和故障检查与处理
三、测控装置故障的影响
近些年来,国内外多次发生电网重大事故后,电力生产的 管理者才逐步重视自动化设备可能对电力生产产生响进行分析研究。
谢谢观看
变电站综合自动化系统遥测是监控系统发现一次系统中电流、电压 和功率等现场设备参数有无越限的重要的信息,值班员通过遥测信息 可以了解目前系统的运行的参数,以便采取措施。
1.遥测数据不更新
2.遥测数据错误
3.遥测精度差
4.多组遥测、遥信数据不更新
5.多路遥测数据报错的处理
6.个别遥测数据不更新
异常和故障检查与处理
三、测控单元常见异常
变电站综合自动化系统遥控是监控系统对现场开关变设备进行 操作的重要的命令,值班员通过遥控可以对目前系统的运行状 态进行改变,遥控命令的执行非常重要,必须百分之百准确。
浅谈电力调度自动化系统中的四遥异常现象分析及处理
浅谈电力调度自动化系统中的四遥异常现象分析及处理电力调度自动化系统（SCADA）是电力系统运行的监控和远程控制系统，其基本任务是实时监控各个环节的电气参数、运行状态和设备状态，并实现对电力系统的控制和调度，确保电力系统的安全、稳定和经济运行。
在实际应用中，电力调度自动化系统中存在着各种异常情况。
其中，四遥异常是指电力系统中的四个遥量（遥测、遥信、遥控、遥调）出现异常或失效的情况，可能会给电力系统的正常运行带来很大的影响。
本文将针对四遥异常在电力调度自动化系统中的出现、原因及处理方法进行探讨。
1. 遥测异常：遥测是指用来采集变电站或输电线路各电气量的实时数值，并将其传送到调度中心或其他地方进行监测和分析的系统。
遥测异常通常表现为数据丢失、传输失败等情况。
2. 遥信异常：遥信是指电力系统中用来传递、汇集和处理各种与系统运行有关的信息的系统。
遥信异常通常表现为信号漏报、误报、多次跳变等情况。
3. 遥控异常：遥控是指通过遥信、遥测等信号实现对回路或接点进行开关操作的控制系统。
遥控异常通常表现为开关操作失效、延迟或操作错误等情况。
4. 遥调异常：遥调是指通过遥信或遥测测量数据来对电力系统中的各种设备进行调节的控制系统。
遥调异常通常表现为设备无法调节、出现偏差等情况。
二、四遥异常的原因及处理1. 设备故障：设备故障是四遥异常常见的原因之一。
例如，遥测设备失灵、遥信测量设备故障、遥控和遥调继电器失效等情况。
此时，需要通过人工排查或替换故障设备来处理。
2. 通信故障：通信故障是导致四遥异常的主要原因之一。
例如，通信线路异常、通信设备失效等，需要通过检查互联网工作状态，重新配置通信设备来解决。
3. 人为操作失误：在SCADA系统操作中，可能存在人为操作失误，例如误操作、误动接点等，此时可以通过实时监控和报警机制来避免人为操作失误的影响。
4. 外部干扰：四遥异常可能是由于外部干扰引起的，例如闪电击中、地震等自然灾害，或者恶意攻击、电磁干扰等人为因素。
电力系统四摇
电力系统四摇监控系统是变电站综合自动化的核心系统。
“四遥”也就是我们经常说的：遥测、遥信、遥控、遥调。
“四遥”功能是监控系统最基本最重要的功能，和我们二次检修工作密不可分。
下面就和大家一起“遥一遥”吧~1、遥测遥测就是将变电站内的交流电流、电压、功率、频率，直流电压，主变温度、档位等信号进行采集，上从到监控后台，便于运行人员进行工况监视。
采集方式整站的遥测量采集方式主要有两种：a．扫描方式：将站内所有遥测量每个扫描周期采集更新一次，并存入数据库。
扫描周期为3~8s。
b．越阈值方式：每个遥测量设定一个阈值，按扫描周期采集。
如果一个遥测量与上次测量值的差大于阈值，则将该遥测量上传监控后台显示，并存入数据库。
如果差小于阈值则不上传更新。
这样扫描周期可缩短，一般不大于3s。
电流电压遥测量的采集外部电流电压模拟量经过CT/PT转换后，强电压、电流量转换为相应的弱电电压信号。
经过低通滤波和A/D转换，进入CPU。
经过CPU处理，按照一定的规约格式组成遥测量，通过通信口上送到监控后台。
这里给出简单的电流电压采集回路的示意图。
遥测越限对于一些重要的遥测数据，可以通过设置遥测越限进行重点监视。
运行中监控系统后台遥测数据超过越限设定值后，经过整定延时后，计算机报越限告警。
通常变电站的母线电压、直流电压、主变温度、主变功率、重要线路的功率等都应该设置遥测越限监视。
2遥信，即状态量，是为了将开关、刀闸、中央信号等位置信号上送到监控后台。
综自系统应采集的遥信包括：开关状态、刀闸状态、变压器分接头信号、一次设备告警信号、保护跳闸信号、预告信号等。
（1）遥信的分类a．实遥信、虚遥信大部分遥信采用光电隔离方式输入系统，通过这种方式采集的遥信称为“实遥信”。
保护闭锁告警、保护装置异常、直流屏信号等重要设备的故障异常信号，必须通过实遥信方式输出。
另一部分通过通信方式获取的遥信称为“虚遥信”。
比如一些合成信号、计算遥信。
b．全遥信和变位遥信全遥信：如果没有遥信状态没有发生变化，测控装置每隔一定周期，定时向监控后台发送本站所有遥信状态信息。
变电站四遥功能介绍
变电站四遥功能介绍变电站四遥功能是指遥测、遥信、遥控和遥调四个遥信功能的集合。
它们通过使用远程控制设备与变电站的终端设备进行通信，实现对变电站的监测、信号传输、操作和参数调节等功能。
下面将详细介绍变电站四遥功能的作用和具体实现。
1.遥测功能遥测是指通过远程设备对变电站的参数进行实时监测和传输。
通过遥测功能，可以远程监测变电站的电流、电压、功率、功率因数等各项运行参数，实现对变电站的远程监控和数据采集。
遥测功能可以使操作人员及时了解变电站的运行状态，进行运行监测、故障诊断和数据分析，以确保变电站的安全运行。
2.遥信功能遥信是指通过远程设备将变电站的开关状态、信号状态等信息传输到控制中心或操作站。
遥信功能可以实时传输变电站的告警信息、故障状态和保护动作等信息，提供给操作人员进行判断和处理。
通过遥信功能，可以迅速发现和处理变电站的故障和异常情况，提高变电站的可靠性和安全性。
3.遥控功能遥控是指通过远程设备对变电站的开关和设备进行控制。
遥控功能可以实现远程对变电站的开关操作、设备切换和重启等功能。
通过遥控功能，操作人员可以在控制中心或操作站远程对变电站进行操作，不需要亲自前往变电站现场，提高了操作的便利性和安全性。
4.遥调功能遥调是指通过远程设备对变电站的参数进行调节。
遥调功能可以实现对变电站的电压、电流、频率等参数进行远程调节和控制。
通过遥调功能，操作人员可以根据实际需要对变电站的运行参数进行调整，实现对电力系统的调度和控制。
总的来说，变电站四遥功能的作用是实现对变电站的远程监测、控制和调节，提高了变电站的运行效率和安全性。
通过遥测功能，可以实时了解变电站的运行状态；通过遥信功能，可以及时发现和处理变电站的故障和异常情况；通过遥控功能，可以远程对变电站进行操作；通过遥调功能，可以对变电站的参数进行进一步的调节。
这些功能将变电站的运行和管理更加智能化和便捷化。
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电力线路故障在线监测系统（四遥故障检测系统）备注：四遥故障检测系统即（遥信、遥测、遥调、遥控）遥信：主要指故障类型，如短路速断、过流、接地故障。
遥测：主要指测量数据，如线路负荷电流、故障电流、线路电压等。
遥调：调整短路速断、短路过流、零序电流定值、失压定值等测量值。
遥控：主要控制开关。
一、系统概述：BD-2010型线路故障在线监测系统采用了数字化的故障显示装置和数字化的无线通讯技术，主要用于中高压输配电线路上，可检测短路和接地故障并指示出来，可以监测线路和变压器（高压侧、低压侧）的运行情况，甚至可以对同杆架设的两路电动开关进行遥控（合分闸）、遥信（采集开关位置）操作。
该系统可以帮助电力运行人员实时了解线路上各监测点的电流（负荷电流/短路动作电流、首半波尖峰电流/接地动作电流、电缆稳态零序电流/稳态零序动作电流/暂态零序电流）、线路电压（线路对地电场）、电缆头温度的变化情况，在线路出现短路、接地、断线、绝缘下降、过温等故障或者异常情况下给出声光或者短信通知报警，告知调度人员进行远程操作以隔离故障和转移供电，通知电力运行人员迅速赶赴现场进行处理。
主站SCADA系统除了显示线路故障电流途径和位置，还能显示线路负荷电流、零序电流、线路电压（线路对地电场）、接地尖峰电流的变化情况并绘制曲线图，用户根据需要还可以增加其他监测内容，例如开关位置、电缆头温度等，或者增在线监控功能，例如开关位置的遥信采集、开关遥控，无功补偿柜的电容投切状态和遥控投切，或者增加远程无线抄表，或者增加小电流接地选线功能，等等。
功能特点：BD-2010提供的主要功能有：1．监测线路上的短路、接地、过负荷、断线、停电、三相不平衡、盗割、过温等故障情况，帮助运行人员迅速查找故障点，避免事故进一步扩大。
2．监测线路负荷电流和短路动作电流，保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和事前预警。
3．监测线路首半波尖峰电流和接地动作电流、稳态零序电流和暂态零序尖峰突变电流（电缆），保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和事前预警。
4．监测架空线路对地电场、电缆头对地电场、电缆头温度，保存历史数据并绘制曲线，用于事故分析和事前预警。
5．在有刀闸和开关的地方，可监测开关位置。
无需改造开关，无需停电。
6．在有电动开关的地方，除了监测开关位置，还可实现遥控操作。
无需加装PT和CT，无需停电。
7．根据客户需求定制其它在线监测（控）和馈线自动化功能。
BD-2010的技术特点是：1．突破模拟的普通指示器技术原理和传统的FTU标准。
无需PT和CT，无需开关或开关改造，等电位和不停电安装，适用范围广，投入产出比高，运行可靠。
2．设备运行功耗极低，使用寿命长。
数字故障指示器从导线自取电，并后备长寿命锂电池，永久免维护；数据采集器从太阳能（架空场合）或者开口CT（电缆场合）取电，可选大容量铅酸蓄电池或锂电池，3～5更换一次。
3．采用数字化的信号量化的短路故障检测方法。
可监测线路各监测点的负荷电流、短路故障电流和线路电压并实时上报主站系统，并可在线调整短路故障检测参数，大大提高短路故障检测的准确性。
4．采用数字化的信号量化的接地故障检测方法。
对于小电流接地系统，可监测线路各监测点的首半波尖峰电流、接地故障电流和线路电压并实时上报主站系统，并可在线调整接地故障检测参数，大大提高接地故障检测的准确性。
5．本地通讯采用无线调频组网（64信道自动跳频），远程通讯采用GPRS/CDMA/3G网络通讯，本地和远程维护方便。
6．数字故障指示器和数据采集器安装简单，不停电安装、拆卸，本地或远程无线调试。
7．主站具有经济实用的“四遥”功能。
主站软件可以对现场的数字故障指示器和数据采集器进行“四遥”操作（遥控、遥信、遥测、遥调【参数读写】）。
可实时监测线路负荷电流和短路动作电流、首半波尖峰电流和接地动作电流、零序电流和零序尖峰电流（电缆场合）、架空线路或电缆头对地电压、架空线路或电缆头温度，带WEB浏览和GIS接口。
8．SOE记录，事故推屏，实现事故重演。
9．动态着色，故障定位，短信通知，实现无人值班。
10．主站软件采用配调SCADA/FA软件，易学易用。
二、系统组成1. 主站：1台服务器（计算机）+1台通讯交换机（短信猫）+1套主站软件+UPS电源2. 监测点：由检测终端（4个数字故障指示装置）+通讯主机（一台数据采集器）组成一台通讯主机最多可带7个检测终端3．传输方式：远程无线组网：GPRS or CDMA or 3G检测终端通讯主机系统软件BD-2010系统工作原理：检测终端主要安装在变电站出线、开关单侧或两侧、重要分支出线和电缆接头处，每条线路装1组（共3只），以实现这些监测点的在线监测（遥测）、故障检测与定位（遥信），同时在附近安装1台通讯主机。
检测终端和通讯主机都带有四字节全球唯一通信地址，用于通讯主机对检测终端的识别；通讯主机还带有一字节101协议通信地址，用于通讯主机与主站之间的地址识别。
通讯主机与检测终端采用短距离无线调频组网通信，通讯主机与主站之间采用GPRS公网通信，可选静态IP、动态域名和APN专线（VPN），推荐使用VPN通道，确保数据和控制安全。
当线路正常运行时，通讯主机定期轮询每只检测终端或由其主动上报，检测终端按预设的通讯策略进行应答或上报，将实时数据发送到通讯主机。
通讯策略的含义是：检测终端采用极低功耗设计，设计寿命为8年以上，但无线通讯能量较大，不能完全依靠内部锂电池供电，大部分能量要从高压导线感应取电。
当负荷电流大于20A时可以完全取到通讯能量，在通讯时可以做到“有问必答”或者定时主动发送；当负荷电流小于20A时，只能取到有限的电能，在通讯时会出现“两问一答”或者定时主动发送的情况，其它时间检测终端内部无线通讯模块都在休眠以减少电池损耗。
值得一提的是，由于无线通讯划分为64个独立信道，无需对多只指示器进行编码和延时错开时间发送，对于多只指示器同时发送时也不会存在互相干扰而导致通讯不上的情况。
当线路出现短路故障时，检测终端可以检测到短路故障电流，如果符合特定的短路故障判据，则本地翻牌显示，并按照预设的时间参数自动复归，也可以通过主站遥控复归。
同时，在通讯主机轮询到自己时将“及时应答”或者立即主动发送动作信息，将动作信号、短路故障电流等数据发送到通讯主机，通讯主机再通过SMS（短信）、GPRS、CDMA、3G等方式将故障动作信息和故障数据打包发到用户手机或主站系统。
对于10kV小电流接地系统，当线路出现接地故障时，检测终端可以检测到接地故障首半波尖峰电流和线路电压，如果符合特定的接地故障判据，则本地翻牌和指示灯显示，并按照预设的时间参数自动复归，也可以通过本地无线或主站遥控复归。
同时，在通讯主机轮询到检测终端时将“及时应答”或者立即主动发送动作信息，将动作信号、接地故障电流等数据发送到通讯主机，通讯主机再通过短信、GPRS、CDMA、3G等方式将数据打包发到主站。
由于检测终端的本地无线和通讯主机的GPRS网络“一直在线”，并具有双向、随机发起主动通讯的能力，所以主站在召唤通讯主机的数据的同时，还可以对通讯主机和检测终端下发参数和遥控命令，例如在线修改通讯主机和检测终端的参数，遥控通讯主机连接的开关合闸、分闸，遥控通讯主机管辖的检测终端翻牌、复归等。
1.短路故障检测原理对于短路故障，检测终端提供两种可选择的故障判据：一种是过流突变法，一种是过流速断定值法。
目前市面上绝大多数模拟电路的故障指示器主要是采用过流突变法。
数字故障指示器也采用过流突变法，但是其短路判据为数字量化判据，与模拟故障指示器的实现技术有本质区别：采用“过流突变法”时的短路故障判据（内嵌微功耗RF模块，可在线修改参数。
有关RF功能、性能介绍，详见BD-RF）：（1）线路上电：负荷电流≥5A or 线路电压≥3kV（30秒以上）（2）故障启动条件：当负荷电流IL小于等于200A时，ΔI≥100A当负荷电流IL大于200A时，ΔI≥1/2*IL（3）故障持续时间：≤10S（4）线路停电：负荷电流≤5A and 线路电压≤1kV备注：对于特殊负荷，可以采用继电保护速断、过流判据（内嵌无线模块，可在线调整参数）。
该方法的优点是自动跟踪负荷电流大小，不用整定参数；其缺点一是在有些接地短路情况下，短路电流是逐渐增大的，指示器因无法检测到电流突变而导致拒动；其缺点二是在有些接地短路情况下，非故障出线、非故障分支、故障点后面的线路如果带有大型容性负载（例如高压电容器）和感性负载（如大型电动机、水泵等），则会向故障点反馈送电，导致非故障线路误动。
由于检测终端的动作参数可以通过主站在线修改，因此在管理比较规范的电力公司，我们推荐速断、过流“二段式电流保护”法。
该方法与变电站微机保护装置的故障检测原理一致，不论是两相接地短路（电流缓慢增大），还是农网过流故障（速断、过流定值整定很小），只要变电站出口跳闸，检测终端也能检测到并给出故障指示，是目前可靠性和准确性最高的判据。
为了防止重合闸期间，非故障线路（分支）因重合闸涌流导致误动，检测终端增加了“充电判据”，只有带电稳定运行30秒以后才开始检测故障；为了防止合闸涌流，检测终端采取了“停电判据”，只有检测到线路停电（无流无压）以后才会给出短路故障动作。
采用“速断、过流二段式电流保护法”时的短路故障判据（内嵌微功耗RF模块，可在线修改参数。
有关RF功能、性能介绍，详见BD-RF）：（1）线路上电：电流≥5A 或者电压≥3kV（30秒以上）（2）速断或过流启动：0～700A（零序为0～100A）/0～9.99S（在线可设），或者自适应负荷电流的过流突变判据（请浏览BD0-A产品）（3）线路停电：电流≤5A 并且电压下降70%（10秒钟内）备注：1、BD2-A、B、C“四遥”故障指示器的短路故障参数出厂设置为：速断500A/40ms、过流400A/200ms【城网】；速断200A/40ms、过流100A/200ms【农网】。
2、速断、过流定值可以设置为一样，“二段式”就变为“一段式”过流判据了。
3、如果嫌设置速断、过流太麻烦，可以在出厂前将速断、过流定值都设置为700A以上（含），则检测终端自动启动自适应负荷电流的“过流突变法”判据。
参数说明：Ik参数：当前负荷电流采样值Iset参数：包含Iset1（速断值）、Iset2（过流值）Tset参数：包含Tset1（速断延时）、Tset2（过流延时）TfMAX参数：从变电站出口保护启动到保护跳闸停电的最大延时Iaver参数：保护启动前的平均负荷电流Uk参数：当前线路对地电场采样值Un参数：正常运行时的电场接地故障检测原理：对于架空线路接地故障，目前比较常见的方法是首半波法和信号注入法。