（4）反应暂态分量首半波。小电流接地系统单相接地时还有以下特点：故障线路的暂态电流首半波比非故障线路的暂态电流大得多；且故障线路的首半波暂态零序电流与暂态零序电压相位相反；而非故障线路的首半波暂态零序电流与暂态零序电压相位相同。所以也有研究人员提出反应零序电流暂态分量首半波进行接地选线的方法，可用于中性点不接地系统，也可用于中性点经消弧线圈接地系统。由于此元件需要反应暂态电流，因此要求速动，动作后还需要自保持。但如果接地故障发生在相电压瞬时值过零点附近时，保护的灵敏度较低，可能拒动。
国内现行综合自动化系统的接地选线方法大多采用2、3两种原理，根据各自系统设计的不同又有不同的实现方式，有的通过专门的选线装置实现、也有的分散于各测控保护装置。专门的选线装置由于全部采集了零序电压和所有线路零序电流信息，所以具有加强各线路零序电流幅值、方向的比较的优势，而且尽可能多地采用多种原理和算法（包括第4项原理）。而分散于各测控保护装置进行选线的方式，一般仅在各线路装置上以零序电流和零序功率方向分散实现接地选线，部分系统设计各线路装置完成线路零序电流基波幅值及相角的采集和计算，但不进行选线，而通过通讯控制器（管理机）全部收集后，全盘比较确定接地线路。
以上无论何种原理均需要提供零序电流，对电缆出线或经电缆引出的架空线有条件通过安装零序电流互感器获取零序电流。而单纯的架空线则无法安装零序电流互感器，若必须获取零序电流则只能通过三相电流捏合，此时由于CT变比较大、三相CT不平衡等因素均降低了以上的灵敏度和准确性。为了提高接地选线可靠性，解决此类问题，1995年，原山东工业大学电力系桑在中、潘贞存教授等提出“注入法”接地选线新概念，获得国家专利并研制出相应装置投放市场。
（5）注入法。注入法选线的设备分主机、辅机两部分，主机装于主控室，辅机装于各线路出口处。当通过3U0升高确认发生单相接地后，由主机通过母线PT接地相二次测向电网注入一个特殊频率的信号电流，它在PT一次侧的感应电流通过接地线路经接地点形成通路，而在非接地线路上不流通，这样通过辅机进行电流信号探测，并与主机通讯即可判断出接地线路。注入法选线是一种比较新颖的思路，它克服了根据零序电流进行选线的诸多缺点，适用于各种非直接接地系统的单相接地选线，若能在产品实现等方面继续探索，有望在选线准确率等方面较基于零序电流原理的设备有更好表现。
故障记录、故障录波和测距
110kV及以上的重要输电线路距离长、发生故障影响大，必须尽快查找出故障点，以便缩短修复时间，尽快恢复供电，减少损失。设置故障录波和故障测距是解决此问题的最好途径。变电站的故障录波和测距可采用两种方法实现，一是由微机保护装置兼作故障记录和测距，再将记录和测距的结果送监控机存储及打印输出或直接送调度主站，这种方法可节约投资，减少硬件设备，但故障记录的量有限，一般为保护启动前2~4个周波（即发现故障前2~4个周波）和保护启动后约10个周波的数据，并适当地考虑了保护动作和重合闸等全过程的情况，在保护装置中最好能保存连续3次的故障记录。110kV及以下变电站一般采用此种方式。另一种方法是采用专用微机故障录波屏，另外配置相应的硬件采集相应模拟量、信号量，并根据一定启动条件进行录波。故障录波屏均带有相应的显示器及配套显示分析软件，但也应具有与上级通信的功能，由于故障录波屏的录波数据量大（一般为保护启动前到重合闸动作后全过程约10s甚至几分钟的数据），数据上传最好采用专用局域网。
同期操作
随着电网发电容量的不短增大、发电机组的不短增多，特别是一些自备电厂或小水电站的不断增加，在变电站实现同期操作的要求也越来越多。变电站的同期操作主要有：检同期重合闸、检同期并列合闸、自备电厂电站或小水电站的准同期合闸。
检同期重合闸由于两系统分列时间短（约1～2s），一般不考虑两系统频率有较大差异，所以仅需检测两侧电压相角满足要求即可重合闸出口，同时也不需设置“导前时间”等参数。
检同期并列合闸和准同期合闸均须检测三个条件：①频率差异一般最大不超过0.4Hz；②电压差异一般线电压不超过10V；③相角差异一般不宜超过10O。准同期功能另外还具有调整待并机组励磁电压（输出电压）、转速（输出频率）的控制功能，以使待并机组尽快满足并网条件。
声音图象远程监控
近两年，声音图象远程监控也逐步成为变电站综合自动化系统的一部分，它具有以下优越性：
（1）声音图象异常自动识别功能，当变电站发生异常情况时能够及时发出报警信息。
（2）声音图象信息存储存储功能，便于事后对异常情况的了解分析处理。
（3）真正的全天候24小时监控，在夜晚、雨天等情况下均可实现有效监控和告警。
（4）部分系统具有门禁控制功能，有效管理记录人员进入情况。
远动监控子系统
远动监控子系统应取代常规的测量系统，取代指针式仪表；改变常规的操作机构和模拟盘，取代常规的告警、报警、中央信号、光字牌等；取代常规的远动装置等等。总之，其功能应包括以下几部分内容。
（一）数据采集变电站的数据包括：模拟量、开关量和电能量。
（1）模拟量的采集。变电站需采集的模拟量有：系统频率、各段母线电压、进线线路电压、各断路器电流、有功功率、无功功率、功率因数等。此外，模拟量还有主变油温、直流合闸母线和控制母线电压、站用变电压等。
（2）开关量的采集。变电站需采集的开关量有：断路器的状态及辅助信号、隔离开关状态、有载调压变压器分接头的位置、同期检测状态、继电保护及安全自动控制装置信号、运行告警信号等。
（3）电度量采集。现行变电站综合自动化系统中，电度量采集方式包括脉冲和RS485接口两种，对每断路器的电能采集一般不超过正反向有功、无功4个电度量，若希望得到更多电度量数据，应考虑通过独立的电量采集系统。
（二）事件顺序记录SOE
事件顺序记录SOE（Sequence of Events）包括断路器跳合闸记录、保护动作顺序记录，并应记录事件发生的时间（应精确至毫秒级）。微机保护和远动监控系统必须有足够的内存，能存放足够数量或足够长时间段的事件顺序记录，确保当后台监控和远方集中控制主站设备故障或通信中断时，不丢失事件信息。详细指标见调度自动化规范。
（三）操作控制功能
操作人员应可通过远方或当地显示屏幕对断路器和电动隔离开关进行分、合操作，对变压器分接开关位置进行调节控制。为防止计算机系统故障时无法操作被控设备，在设计时，应保留人工直接跳、合闸手段。对断路器的操作应有以下闭锁功能：
（1）断路器操作时，应闭锁自动重合闸。
（2）当地进行操作和远方控制操作要互相闭锁，保证只有一处操作，以免互相干扰。
（3）根据实时信息，自动实现断路器与隔离开关间的闭锁操作。
（4）无论当地操作或远方操作，都应有防误操作的闭锁措施，即要收到返校信号后，才执行下一项；必须有对象校核、操作性质校核和命令执行三步，以保证操作的正确性。
（四）人机联系功能、数据处理与记录功能、打印功能
这几项功能与调度主站基本类似，此处不再赘述。
通信管理子系统
综合自动化系统的通信管理功能包括三方面内容：一是各子系统内部产品的信息管理；二是主通讯控制器（管理机）对其它公司产品的信息管理；三是主通讯控制器（管理机）与上级调度的通信。有关变电站通信网络后面还将独立阐述，本处仅就这三方面作概括介绍。
与上级调度的通信
变电站综合自动化系统应具有与电力调度中心通信的功能，而且每套综自系统应仅有一个主通讯控制器完成此功能。对110kV及以下中低压变电站，综自厂家的通讯控制器即作为主通讯控制器；对220KV及以上高压变电站，目前采用保护、远动监控独立的系统模式且大多属于两个厂家产品，此时一般远动监控厂家的通讯控制器即作为主通讯控制器。
需要说明的是，对专用故障录波屏、独立的电量采集系统、声音图象远程监控系统，由于其数据量较大，目前一般不通过主通讯控制器进行信息管理，而采用各自独立的通讯网送至远方相应信息监控管理系统。
主通讯控制器把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE等测量和监视信息传送至调度中心，同时从上级调度接收数据和控制命令，例如接收调度下达的开关操作命令，在线修改保护定值、召唤实时运行参数。
主通讯控制器与调度中心的通信通道目前主要有：载波通道、微波通道、光纤通道。而且对重要变电站，为了保证对变电站的可靠监控，常使用两条通道冗余设置、互为备用。载波通道一般采用300或600bps，也有特殊要求的1200bps情况；微波通道、光纤通道可达到9600bps。现在越来越多的地方在逐步实施光纤通讯手段。
也有一些地方在尝试采用局域网实现对变电站的监控，但安全性的考虑也是要慎重对待的。一般的问题可以通过防火墙设置来过滤一些有害信息，在通讯控制器上最好还要实现一个网关的功能，可以设置不同的网段进行隔离。但为了保险起见最好采用完全独立局域网。
对其它公司产品的信息管理
变电站综合自动化系统技术涉及面广、各子系统间功能要求差异大，所以现在大多数厂家不能全部提供满足其中各种功能和不同用户需求的产品。所以根据变电站综合自动化优化资源、信息共享的目的，这就必然要求主通讯控制器对其它公司的产品进行通信和管理。
主通讯控制器对其它公司产品的信息管理一般包括：保护和安全自动装置信息的实时上传、保护和安全自动装置定值的召唤和修改、电子式多功能电能表的数据采集、智能交直流屏的数据采集、向五防操作闭锁系统发送断路器刀闸信号（根据系统设计要求接收其闭锁信号）、其它智能设备的数据采集、所有设备的授时管理和通讯异常管理。
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