变电站自动化是在计算机技术和网络通信技术的基础上发展起来的，国外在20世纪80年代已有分散式变电站自动化系统问世。我国的变电站自动化工作起步较晚，与*水平相比，大约有10年的差距。
　　为加快我国变电站自动化技术的发展步伐，创造更大的效益，有必要论述和探讨我国变电站自动化的设计原则、工作模式和发展策略，以期达成共识。
　　一．变电站自动化系统设计原则
　1．变电站自动化系统作为电网调度自动化的一个子系统，应服从电网调度自动化的总体设计。其配置、功能包括设备的布置应满足电网安全、、经济运行以及信息分层传输、资源共享的原则。
　2．分散式系统的功能配置宜采用下放的原则。凡可以在间隔层就地完成的功能如保护、备用电源自投、电压控制等，无须通过网络和上位机去完成。
　3．按我国的实际情况，目前变电站还不大可能*无人值守。因此，设计时应考虑远方与就地控制操作并存的模式。同样，保护单元亦应具有远方、就地投切和在线修改整定值的功能，以远方为主，就地辅，并应从设计、制造上保证同一时间只允许其中一种控制方式有效。
　4．站内自动化及无人值班站的接入系统设计，应从技术上保证站内自动化系统的硬件接口满足标准。
　5.要积极而慎重地推行保护、测量、控制一体化设计，确保保护功能的相对独立性和动作可靠性
　6.变电站自动化系统设计中应优先采用交流采样技术，减轻ta、tv的负载，提高测量精度。同时，可取消光字牌屏和中央信号屏，简化控制屏，由计算机承担信号监视功能，使任一信息做到一次采集、多次使用。
　7.目前的分散式变电站自动化系统，各部件之间的绝大部分采用串行口通信方式，其通信速率和资源共享程度均受到限制。故建议采用局域网通信方式，尤其是平等网络，如总线型网。
　8.从抗电磁干扰角度考虑，在选择通信介质时可优先采用光纤通信方式，这对分散式变电站自动化系统尤为适用。
　二．变电站自动化系统工作模式
　　1.传统模式这种模式就是目前国内应用zui普遍的远方终端装置（rtu）加上当地监控（监视）系统（又称当地功能），再配上变送器、遥信转接、遥控执行、ups等屏柜。当采用交流采样rtu时，可省去变送器屏柜。站内保护装置的信息，可通过遥信输入回路（即硬件方法）进入rtu，亦可通过串行口按约定的规约通信（即软件方法）进入rtu。此模式适合35～500千伏各种电压等级、不同规模的变电站。
　　2.老站改造模式采用rs?485星形结构，构成分布式的rtu。其特点是不增加屏柜位置，无需改动原有二次回路，适用于老站改造。这类产品有gr?90、tg5?700和mwy?c3a等分布式rtu等。
　　3.集中配屏模式该模式与传统模式相比，zui大的区别在于将rtu的遥控、信号、测量、电能计费、通信等功能分别组屏，而由1个或2个总控单元通过串行通信口rs232，rs422，rs485）与各功能单元（屏柜）以及微机保护、故障录波、上位机等通信。
　　4.全分散式该模式主要特点是以一次主设备如开关、变压器、母线等为安装单位，将控制、i／o、闭锁、保护等单元分散，就地安装在一次主设备（屏柜）上。站控单元（在主控室内）通过串行口（光纤通信）与各一次设备屏柜（在现场）相连，并与上位机和远方调度中心通信。具体实施又分为两种模式：一种是保护相对独立，控制和测量合一。另一种是保护、控制和测量合一。
　　5.局部分散式此模式综合了集中式与分散式的特点，采用了分散式的系统结构，而控制和保护仍集中配屏。通常将集中配屏安装在分散的设备小间内。设备小间在一次设备附近，根据变电站的电压等级和规模可设数个设备小间，就近管理，节省电缆。此模式可用于各种电压等级的变电站，尤其适用于500千伏及大型220千伏变电站。
　三．变电站自动化系统实施方法
　　在变电站自动化系统的具体实施过程中，由于受现有专业分工和管理体制的影响而有不同的实施方法：一种主张站内监控以远动为数据采集和控制的基础，相应的设备也是以电网调度自动化为基础，保护相对独立。另一种则主张站内监控以保护（微机保护）为数据采集和控制的基础，将保护与控制、测量结合在一起。后者正在成为一种发展趋势和共识。
　　从我国目前的运行体制、人员配备、专业分工来看，前者无疑占有较大优势。因为无论从规划设计、科研制造、安装调试、运行维护等各方面，控制与保护都是相互独立的两个不同专业。因此，前者更符合我国国情。而后者因难以提供较清楚的事故分析和处理的界面，一时还不易被运行部门接受。但从发展趋势、技术合理性及减少设备重复配置、简化维护工作量等方面考虑，后者又有其*性。
　　从信息流的角度看，保护（包括故障录波等）和控制、测量的信息源都是来自现场ta、tv二次侧输出，只是要求不同而已。保护主要采集一次设备的故障异常状态信息，要求ta、tv测量范围较宽，通常按10倍额定值考虑，但测量精度要求较低，误差在3％以上。而控制和测量主要采集运行状态信息，要求ta、tv测量范围较窄，通常在测量额定值附近波动，对测量精度有一定的要求，测量误差要求在1％以内。总控单元直接接收来自上位机（当地）或远方的控制输出命令，经必要的校核后可直接动作至保护操作回路，省去了遥控输出、遥控执行等环节，简化了设备，提高了可靠性。
　　从无人值班角度看，不仅要求简化一次主接线和主设备，同时也要求简化二次回路和设备。因此，保护和控制、测量的一体化，有利于简化设备和减少日常维护工作量。对110千伏及以下，尤其是10千伏配电站，除了电量计费、功率总加等有测量精度要求而须接量测ta、tv外，其他量测仅作监视运行工况之用，*可与保护ta、tv合用。此外，在局域网上各种信息可以共享，控制、测量等均不必配置各自的数据采集硬件。常规的控制屏、信息屏、模拟屏等亦可取消。
　　变电站自动化系统和无人值班运行模式的实施，在很大程度上取决于设备的可靠性。这里指的设备不仅是自动化设备，更重要的是电气主设备。根据变电站自动化系统的特点，建议主管部门制定出有关设备制造、接口的规范标准。自动化设备制造厂商应与电气主设备制造厂商加强合作，提供技术合一的产品，以方便设计、运行部门选型。
　　对数量较多的10千伏配电站，由于接线简单，对保护的要求相对较低，为简化设备、节省投资，建议由rtu来完成线路保护及双母线切换（备自投）等保护功能。为此，需在rtu软件中增加保护运行判断功能。如备用电源自投功能，可通过对相应母线段失压和相关开关状态信号的逻辑判断来实现。
　　今后，变电站自动化的运行模式将从无人值班、有人值守逐步向无人值守过渡。因此，遥视警戒技术（防火、防盗、防渍、防水汽泄漏及远方监视等）将应运而生，并得到迅速发展。
　　随着计算机和网络通信技术的发展，站内rtu／ltu或保护监控单元将直接上网，通过网络与后台机及工作站通信。取消传统的前置处理机环节，从而*消除通信“瓶颈”现象。