微机继电保护测试仪应具备的主要功能
(1)对故障录波、无功自动调节、直流系统监控、防误操作、小电流接地选线、集中控制、消防监控、继电保护等要提供相应的监视控制和报警记录手段。
(2)数据采集对电气模拟量(电流、电压、频率、相位、有功功率、无功功率、有功电度、无功电度、功率因数等)、非电气模拟量(温度、压力、流量、水位、油位等)、开关量(开关刀闸位置、各设备状态、预报警事故信号、复归等)、脉冲量(主要是脉冲电度量)、数字量(通过各种数字通信接口交换的数据，如与微机保护、故障录波装置、微机交流采样变送器、小电流接地选线装置、无功自动调节装置、直流监视系统、同期操作装置、消防监视系统等交换的数据)进行采集。
(3)运行监视及报警记录通过对开关量的判断处理，可以监视各断路器、隔离开关、接地刀闸、有载调压变压器分接头的位置和动作情况，以及微机保护、直流设备和其它自动装置的状态及动作情况，发生变位时给出对应的声光报警、弹出画面并作出相应的记录。通过对电气及非电气模拟量的判断处理，可以根据其数据来监视电网的运行并根据其是处于正常运行状态、还是处于异常运行状态、临界运行状态或振荡运行状态进行相应的处理，当处于非正常范围时给出对应的声光报警、弹出画面并作出相应的记录。
(4)控制通过键盘在屏幕所显示的画面上对各可控设备进行开/合、投/退等控制操作，可以按选择-返校-执行的方式实现每次操作一个对象的控制，也可以按批次控制、顺序控制的方式一次对多个对象进行控制。无论那种控制方式，都要具备完整的控制闭锁功能。
(5)调节通过键盘在屏幕所显示的画面上对各可调设备进行升/降、定值设定等调节操作，微机继电保护测试仪应具备的主要功能，可以一次调节一档，也可以一次调节多档，但同样要具备完整的调节闭锁和边界报警功能。
(6)同期操作对于承担电厂并网、电网互联的枢纽变，其自动化系统需具备同期功能，能够按照电压相等、频率相同、相角相同的并网条件，自动跟踪两侧的相关量，待符合同期条件时完成同期操作。
(7)设备检测与诊断对变压器、互感器、断路器、绝缘子、电缆、电容器、避雷器、消弧线圈等进行绝缘电阻、泄漏电流、直流及交流耐压、气相色谱、温升、机械特性、接地电阻等参数的检测与诊断，一般要与状态检修结合起来。
(8)画面编辑生成修改与显示能够按超高压变电站的要求生成、编辑、修改、存储、显示变电站主接线图、地理图、设备状态图、保护数据、实时历史计算统计数据、各类报表等静态和动态信息。
(9)报表编辑生成修改与打印能够按超高压变电站的要求生成、编辑、修改、存储、显示、打印变电站的各类报表。
(10)人机交互联系及系统维护管理通过键盘、鼠标、显示器、音响等人机交互设备进行各种操作以及系统的维护与管理，如编辑修改调阅打印画面报表数据库、各种控制调节操作、各种限值定值状态的设置与修改、系统操作管理权限的设置修改、系统设备的诊断维护投退切换等。
(11)计算统计利用已知量对一些没必要或不可能采集到的量进行计算，并按运行要求完成统计工作。
(12)历史数据记录记录存储有关的数据，作为历史档案。可根据数据不同类型和重要程度按分钟、小时、天、月、年等分别处理。
(13)电度量分时采集和累加按峰—谷—平的不同时段以及系统在负荷过大、负荷欠缺、负荷平衡等不同的情况下统计所用的电度量，为电力全面走向市场提供强有力的技术手段。
(14)旁路转代微机继电保护测试仪应具备的主要功能，自动处理旁路母线开关转代时的量测量、电度量的显示、打印、累加、统计等。
(15)事件顺序记录(SOE)把断路器、保护及其它自动装置的动作按先后次序顺序记录下来，作为分析事故、评价设备动作情况的依据，其分辨率为1ms～5ms。
(16)事故追忆按预先定义的事故起动条件和要记录的量，把事故发生时有关设备的状态和运行数据记录下来，一般按扫描周期计，记录事故前三个周期和后五个周期的数据即能满足基本的要求。
(17)远方通信与一个或多个调度主站以一种或多种规约通信，接收有关的命令，发送有关的数据。一般在同一时刻只能接收一个主站的控制调节命令。
(18)图像信息采集与传输对于配备有图像采集设备的变电站，还应该能把有关图像信息传送到主站，但不能影响系统的实时性能。
(19)专家系统目前在超高压变电站比较实用的专家系统主要有操作票专家系统、事故处理专家系统、无功优化专家系统及值班员培训仿真，可根据实际情况选配。
实施超高压变电站自动化应遵循的原则
近些年来，超高压变电站自动化系统方面的工作，可以说既有经验也有教训。按照“运行可靠、功能实用、技术先进、价格合理、维护方便、易于推广”的原则去实施，成绩就比较明显;偏离了这个原则，就收不到应有的效果。
运行可靠体现在：(1)本身各模块能稳定协调地工作;(2)关键部分一定要有冗余、备份等措施，不因单个模块的故障而影响整个系统的正常运行;(3)抗干扰能力强。
功能实用体现在：(1)基本功能、日常操作所需的功能必须完备、简明;(2)信息分流，哪一层需要的信息才送往哪一层。
技术先进体现在：(1)采用当前的主流技术;(2)符合开放、分布分散分层的标准。一定要改变可靠的必然在技术上落后、技术先进的必然不可靠的观念。如果能够把握好设计开发、生产制造、安装投运的各个环节，是可以做到先进性与可靠性相统一的。
价格合理、维护方便、推广容易也都是非常重要的因素，与以上几个方面是相辅相成的。
关于自动化系统的模式问题，笔者认为，应该摒弃具体模式之争，而应按以上原则通盘考虑。既不能局限于某一两种模式，又不能一盘散沙，各自为政，随心所欲。所以，应制订出适合几种模式的功能规范，特别要注意分期分步实施的可操作性和接口通信规约的统一。
接口是自动化系统中非常重要而又长期以来未得到妥善解决的问题之一，包括RTU与通信控制器、保护与通信控制器、小电流接地装置与通信控制器、故障录波与通信控制器、无功装置与通信控制器、通信控制器与主站、通信控制器与当地监控系统、通信控制器与模拟盘等设备之间的接口规范。目前已颁发的有DL\|476、IEC870\|1～5、IEC870\|5\|101/102/103等标准，适用于集成有通信控制器功能的RTU与主站及变电站有关设备的接口。
超高压变电站自动化系统结构
超高压变电站的自动化经过几个阶段的发展，目前基本趋于成熟。微机继电保护测试仪应具备的主要功能，随着逐步推广和全面实施，对其可靠性、准确性、快速性、选择性等都有了更高的要求。所以，总的来看，系统必须采用开放、分布、分散、分层的网络结构，即分为采样与隔离层、采集与处理层、通信与人机层，才能满足这些要求。当然在物理结构上应能做到既可分散安装，又能集中配屏。
(1)采样与隔离层小PT/小CT专门设置，测量与保护严格分开，采集与处理层根据需要选用该层的输出。
(2)采集与处理层采用基于现场总线的分布模块结构，加强模块的抗电磁干扰能力、抗恶劣自然环境能力。物理结构上，既可集中安装也可分散安装，逐步过渡到户外安装。
(3)通信与人机层采用标准的网络结构、标准的通信规约、客户机/服务器工作模式。
关于超高压变电站自动化发展中的几个问题的认识
(1)超高压变电站实现自动化的必要性和优越性
超高压变电站实现自动化，能够使变电站的安全稳定运行水平提高、综合造价降低、人员减少(但对人员素质的要求提高了)，具有明显的经济效益和社会效益。随着变电站电压等级的提高，必须配备运行可靠、功能完备的自动化系统作为主要的监控手段。
(2)关于超高压变电站能否实行无人值班问题，一直存在两种不同意见。一种意见认为：超高压变电站电压等级高、设备容量大、被控对象多、控制对象距离远、接线复杂、出线回路多、影响面广，因而不宜实行无人值班;另一种意见认为：超高压变电站建设投资规模大、设备先进可靠、自动化程度高、可控性好、操作次数相对较少，因而从理论上讲更有条件实行无人值班，并且华南某中心城市已在330kV市内变进行了成功实践。笔者认为，对此应客观分析，采取适当对策。就现代电力系统而言，信息量多，反应速度快，对反应速度和操作准确性的要求已经超过了人力所能达到的限度。而且，由于人对接收信息的反应及人的文化水平、工作经验、责任心、思想情绪、身体健康状况等方面的影响较大，随机因素更多，所以，即使有人值班的变电站，也应该按较高的自动化程度来考虑。
(3)关于超高压变电站自动化系统的抗干扰问题，亦即所谓的电磁兼容问题，这是一个非常重要然而却常常被忽视的方面。传统上的变电站自动化设备出厂抗干扰试验手段相当原始，仅仅做一些开关电焊机、风扇、手提电话等定性试验，到现场后往往也只加上开合断路器的试验，一直没有一个定量的指标，这是一个极大的隐患。因此，需要有关部门在科学试验和经验总结的基础上，尽快制订出定量的电场磁场干扰强度、频率和方向指标。
结束语
鉴于超高压变电站在电网安全稳定运行中的重要作用，各有关部门应该把超高压变电站自动化系统的配置及运行可靠性作为重点课题来考虑。通过合理地配置超高压变电站自动化系统的功能，达到提高运行可靠、减人增效的目的，同时也为我国发展自己的超高压变电站自动化系统探索出一条实用、可靠、经济、先进的途径。