变电站自动化系统是通过局域网通信，将继电保护、微机自动装置、微机远动装置采集的信号经过数据处理及功能组合，按照预定的程序和要求，对变电站实现综合性的监控和调度。

  变电站自动化系统用高性能单片机构成的IED(数字智能电子设备)和计算机主机替代了数量大、功能和结构单一的继电器、仪表、信号灯、自动装置、控制屏等设备，用计算机局域网络(LAN)替代了大量复杂的连接电缆和二次电缆，在遵循信息共享、减少硬件重复配置的原则下，做到继电保护相对独立和有一定的冗余，提高电厂运行的安全可靠性，减少系统维护工作量和提高维护的整体质量电厂自动化技术是在计算机及NTP服务器通信技术、自动化技术基础上发展起来的，属技术密集、多专业交叉配合的系统。对于硬件的保护及一些重要的自动装置是至关重要的，这种综合的监控方式，既保证了一些重要的自动装置的独立性和可靠性，又把自动装置的自动化性能提高到一个更高的水准。

 变电站自动化系统是由多个子系统（监控、数据采集、保护等）构成，每个子系统可能有多个CPU分别完成不同功能，这样一个由多个子系统群构成一个完整、高度协调有机体的综合集成系统来实现变电站自动化的所有功能。按照变电站物理结构和各子系统功能分工不同，总体结构由按分层原则来组成，IEC61850按照变电站自动化系统所要完成的控制、监视和继电保护三大功能从逻辑上将系统分为3层,即变电站层、间隔层和过程层，由此构成分散（层）分布式系统。

 随着计算机通信技术和光纤通信技术的普遍应用，变电站自动化系统用计算机局域网络(LAN)替代了大量复杂的连接电缆和二次电缆，使通信系统在传输速度、抗干扰能力等方面不断提高，能够实现高速数据传输，更好的满足了实时性的要求，组网也更加灵活，扩展性、可靠性大大提高。

 智能化不仅在常规的自动化功能上，如自动报警、事故判别与处理等方面，还表现在能够在线诊断，并不断将诊断结果送往远方的主控端。这是区别常规二次系统的重要特征。自动化系统不仅监测一次设备，还时刻检测自己是否有故障，充分体现了其智能性。

 变电站自动化是多专业性的综合技术的集中体现，它以计算机技术应用、网络通信技术为基础，将变电站的继电保护、测量和控制、通信管理、自动控制装置、远动和消防、防盗报警等所有功能组合在一起，形成一个完整的体系，主要有如下功能：

  此功能包括站内数据采集与处理、运行监视及报警记录、设备检测与诊断、报表编辑生成修改与打印、人机交互联系及系统维护管理、计算统计、历史数据记录、事件顺序记录（SOE）、事故追忆、故障录波与测距功能、远方通信等常用SCADA功能、五防闭锁功能、运行技术管理、谐波分析与监视、自诊断、自恢复和自动切换、消防、防盗报警功能等。

 继电保护主要包括主变保护、线路保护、母线、电容器保护、备自投系统等，由于继电保护的特殊性和重要性，必须保证继电保护的独立性和可靠性。因此，继电保护按设备间隔分别独立设置，保护CT与测量CT分开，通信系统不依赖主网，跳闸信号单独出口；继电保护管理系统可远方投退压板和控制字，在线修改定值，带简短的事故采样数据和动作记录；具有故障之诊断、自闭锁和自恢复能力。

  为保证安全、可靠供电性和提高电能质量，变电站自动化系统都配置了相应的自动控制装置，如电压、无功控制装置等。

1）电压无功综合控制。变电站电压、无功综合控制是利用有载调压变压器和母线无功补偿电容器及电抗器进行局部的电压及无功补偿的自动调节，使负荷侧母线电压偏差在规定范围内。

2）低频低压减载控制。当电力系统因事故导致有功功率缺额引起系统频率下降时，该装置应能及时切除一部分负荷，防止频率进一步降低，保证系统稳定，并可以手动或延时自动恢复。

3）小电流接地选线。小电流接地系统中发生单相接地时，接地保护应能正确的选出接地线路及接地相，并报警。

  变电站自动化系统的通信功能主要包括站内通信和与地调的通信两部分。站内通信主要包括变电站自动化内部各子系统与监控系统的数据和信息交换，通信范围在变电站内。与地调通信主要包括将所采集的模拟量和状态量信息，以事件顺序记录远传至调度端，同时从调度端接收操作、控制、修改定值等命令。

  时间同步技术也叫NTP服务器自动对时技术，将不同地域时间智能化调整到一定的准确度或一定的符合度。前者为***时间同步，后者为相对时间同步。时间同步技术经过长时间的发展，已经取得了长足进步。

  根据同步时间的建立方式可以分为两大类：一类是多个需要同步的时间用户单向的被动接收同一个系统外的授时台或授时系统的时刻数据作为本地系统时间，来达到自身系统内的同步，如我们日常生活中一般都是使用或同步于北京时间；另一类，需要同步的系统自身主动建立一个内部系统时钟，系统内各用户都同步于这个建立的内部系统时间，在系统时间建立过程中各个分布系统都要主动或被动的参与时间的建立，如国际原子时的建立过程。