變電站自動化系統是通過局域網通信，將繼電保護、微機自動裝置、微機遠動裝置采集的信號經過數據處理及功能組合，按照預定的程序和要求，對變電站實現綜合性的監控和調度。

  變電站自動化系統用高性能單片機構成的IED(數字智能電子設備)和計算機主機替代了數量大、功能和結構單一的繼電器、儀表、信號燈、自動裝置、控制屏等設備，用計算機局域網絡(LAN)替代了大量復雜的連接電纜和二次電纜，在遵循信息共享、減少硬件重復配置的原則下，做到繼電保護相對獨立和有一定的冗余，提高電廠運行的安全可靠性，減少系統維護工作量和提高維護的整體質量電廠自動化技術是在計算機及NTP服務器通信技術、自動化技術基礎上發展起來的，屬技術密集、多專業交叉配合的系統。對于硬件的保護及一些重要的自動裝置是至關重要的，這種綜合的監控方式，既保證了一些重要的自動裝置的獨立性和可靠性，又把自動裝置的自動化性能提高到一個更高的水準。

 變電站自動化系統是由多個子系統（監控、數據采集、保護等）構成，每個子系統可能有多個CPU分別完成不同功能，這樣一個由多個子系統群構成一個完整、高度協調有機體的綜合集成系統來實現變電站自動化的所有功能。按照變電站物理結構和各子系統功能分工不同，總體結構由按分層原則來組成，IEC61850按照變電站自動化系統所要完成的控制、監視和繼電保護三大功能從邏輯上將系統分為3層,即變電站層、間隔層和過程層，由此構成分散（層）分布式系統。

 隨著計算機通信技術和光纖通信技術的普遍應用，變電站自動化系統用計算機局域網絡(LAN)替代了大量復雜的連接電纜和二次電纜，使通信系統在傳輸速度、抗干擾能力等方面不斷提高，能夠實現高速數據傳輸，更好的滿足了實時性的要求，組網也更加靈活，擴展性、可靠性大大提高。

 智能化不僅在常規的自動化功能上，如自動報警、事故判別與處理等方面，還表現在能夠在線診斷，并不斷將診斷結果送往遠方的主控端。這是區別常規二次系統的重要特征。自動化系統不僅監測一次設備，還時刻檢測自己是否有故障，充分體現了其智能性。

 變電站自動化是多專業性的綜合技術的集中體現，它以計算機技術應用、網絡通信技術為基礎，將變電站的繼電保護、測量和控制、通信管理、自動控制裝置、遠動和消防、防盜報警等所有功能組合在一起，形成一個完整的體系，主要有如下功能：

  此功能包括站內數據采集與處理、運行監視及報警記錄、設備檢測與診斷、報表編輯生成修改與打印、人機交互聯系及系統維護管理、計算統計、歷史數據記錄、事件順序記錄（SOE）、事故追憶、故障錄波與測距功能、遠方通信等常用SCADA功能、五防閉鎖功能、運行技術管理、諧波分析與監視、自診斷、自恢復和自動切換、消防、防盜報警功能等。

 繼電保護主要包括主變保護、線路保護、母線、電容器保護、備自投系統等，由于繼電保護的特殊性和重要性，必須保證繼電保護的獨立性和可靠性。因此，繼電保護按設備間隔分別獨立設置，保護CT與測量CT分開，通信系統不依賴主網，跳閘信號單獨出口；繼電保護管理系統可遠方投退壓板和控制字，在線修改定值，帶簡短的事故采樣數據和動作記錄；具有故障之診斷、自閉鎖和自恢復能力。

  為保證安全、可靠供電性和提高電能質量，變電站自動化系統都配置了相應的自動控制裝置，如電壓、無功控制裝置等。

1）電壓無功綜合控制。變電站電壓、無功綜合控制是利用有載調壓變壓器和母線無功補償電容器及電抗器進行局部的電壓及無功補償的自動調節，使負荷側母線電壓偏差在規定范圍內。

2）低頻低壓減載控制。當電力系統因事故導致有功功率缺額引起系統頻率下降時，該裝置應能及時切除一部分負荷，防止頻率進一步降低，保證系統穩定，并可以手動或延時自動恢復。

3）小電流接地選線。小電流接地系統中發生單相接地時，接地保護應能正確的選出接地線路及接地相，并報警。

  變電站自動化系統的通信功能主要包括站內通信和與地調的通信兩部分。站內通信主要包括變電站自動化內部各子系統與監控系統的數據和信息交換，通信范圍在變電站內。與地調通信主要包括將所采集的模擬量和狀態量信息，以事件順序記錄遠傳至調度端，同時從調度端接收操作、控制、修改定值等命令。

  時間同步技術也叫NTP服務器自動對時技術，將不同地域時間智能化調整到一定的準確度或一定的符合度。前者為絕對時間同步，后者為相對時間同步。時間同步技術經過長時間的發展，已經取得了長足進步。

  根據同步時間的建立方式可以分為兩大類：一類是多個需要同步的時間用戶單向的被動接收同一個系統外的授時臺或授時系統的時刻數據作為本地系統時間，來達到自身系統內的同步，如我們日常生活中一般都是使用或同步于北京時間；另一類，需要同步的系統自身主動建立一個內部系統時鐘，系統內各用戶都同步于這個建立的內部系統時間，在系統時間建立過程中各個分布系統都要主動或被動的參與時間的建立，如國際原子時的建立過程。