变电站综合自动化是多专业性的综合技术，它以微计算机为基础，实现了对变电站传统的继电保护、控制方式、测量手段、通信和管理模式的全面技术改造，实现了电网运行管理的一次变革。国际大电网会议WG34.03工作组在研究变电站的数据流时，分析了变电站自动化需完成的功能大概有63种，归纳起来可分为以下几种功能组：①控制、监视功能；②自动控制功能；③测量表计功能；④继电保护功能；⑤与继电保护有关功能；⑥接口功能；⑦系统功能。结合我国的情况，具体来说，变电站综合自动化系统的基本功能主要体现在微机保护、安全自动控制、远动监控、通信管理四大子系统的功能中，下面注意论述。
微机保护子系统
（一）微机保护的优越性
微机保护装置在我国投入运行已有10多年的历史，并且越来越受到继电保护人员和运行人员的普遍欢迎。这是因为，它显示出比常规的继电器型或晶体管型保护装置有不可比拟的优越性，突出表现在以下几方面。
（1）灵活性强。由于微机保护装置是由软件和硬件结合来实现保护功能的，因此在很大程度上，不同原理的继电保护的硬件可以是一样的，换以不同的程序即可改变继电器功能。例如：三段式的电流保护、重合闸和后加速跳闸、低周减载等功能，可以通过同一套保护装置实现，只要保护软件具备这些功能即可，这是常规继电器很难做到的。
（2）可明显改善保护性能。利用微计算机的软硬件技术，可以寻求更多的原理、算法等实施手段，使保护性能得到改善。同时其很强的逻辑判断能力，能够根据众多因素进行灵活规律准确的处理，这在常规继电保护中，用模拟电路是很难实现的。
（3）性能稳定，可靠性高。微机保护的功能主要取决于算法和判据，也即由软件决定，对于同类型的保护装置，只要程序相同，其保护性能必然一致，所以性能稳定。而晶体管型的继电器的元器件受温度影响大，机械式的继电器运动机构可能失灵，触点性能不良，接触不好等。而微机保护采用了大规模集成电路，所以装置的元件数目、连接线等都大大减少，因而可靠性高。
（4）微机保护利用微机的智能，可实现故障自诊断、自闭锁和自恢复，而不必进行一年一度的定期检验。
（5）体积小、功能全。由软件可实现多种保护功能和获取各种附加功能，可大大简化装置的硬件结构，可以在事故后，打印出各种有用数据。例如故障前后电压、电流采样值、故障点距离、保护的动作过程和出口时间等。
（6）使用维护方便、工作量小。微机保护有良好的人际界面，甚至可在当地或远方计算机上召唤装置相关信息和进行控制。
由于微机保护具有突出的优越性，是今后继电保护技术的发展方向，因此变电站综合自动化系统中，采用微机保护是必然的趋势。尤其是新建的变电站，如果条件许可，则应该采用变电站综合自动化系统，全面提高变电站的技术水平。
（二）微机保护子系统的功能
微机保护应包括全变电站主要设备和输电线路的全套保护，具体有：①高压输电线路的主保护和后备保护；②主变压器的主保护和后备保护；③无功补偿电容器组的保护；④母线保护；⑤配电线路的保护。
（三）对微机保护子系统的要求
微机保护是综合自动化系统的关键环节，它的功能和可靠性如何，在很大程度上影响了整个系统的性能，因此设计时必须给予足够的重视。
微机保护子系统中的各保护单元，除了具有独立、完整的保护功能外，还必须满足以下要求，也即必须具备以下附加功能。
（1）满足保护装置快速性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，它的工作不受监控系统和其他子系统的影响。为此，要求保护子系统的软、硬件结构要相对独立，而且各保护单元，例如变压器保护单元、线路保护单元、电容器保护单元等，必须由各自独立的CPU组成模块化结构；主保护和后备保护由不同的CPU实现，重要设备的保护，最好采用双CPU的冗余结构，保证在保护子系统中一个功能部件模块损坏，只影响局部保护功能而不能影响其他设备。
（2）存储多套保护定值和定值的自动校对，以及保护定值、功能的远方整定和投退。
（3）具有故障记录功能。当被保护对象发生事故时，能自动记录保护动作前后有关的故障信息，包括故障电压电流、故障发生时间和保护出口时间等，以利于分析故障。在此基础上，尽可能具备一定的故障录波功能，以及录波数据的图形显示和分析，这样更有利于事故的分析和尽快解决。
（4）具有统一时钟对时功能，以便准确记录发生故障和保护动作的时间。
（5）故障自诊断、自闭锁和自恢复功能。每个保护单元应有完善的故障自诊断功能，发现内部有故障，能自动报警，并能指明故障部位，以利于查找故障和缩短维修时间，对于关键部位故障，例如A/D转换器故障或存储器故障，则应自动闭锁保护出口。如果是软件受干扰，造成“飞车”软故障，应有自启动功能，以提高保护装置的可靠性。
（6）通信功能。各保护单元必须设置有通信接口，与保护管理机或通讯控制器连接。保护管理机（或通讯控制器）在自动化系统中起承上启下的作用。把保护子系统与监控系统联系起来，向下负责管理和监视保护子系统中各保护单元的工作状态，并下达由调度或监控系统发来的保护类型配置或整定值修改等信息；如果发现某一保护单元故障或工作异常，或有保护动作的信息，应立刻上传给监控系统或上传至远方调度端。
安全自动控制子系统
为了保障电网的安全可靠经济运行，和提高电能质量，变电站综合自动化系统中根据不同情况设置有相应安全自动控制子系统，主要包括以下功能：①电压无功自动综合控制；②低周减载；③备用电源自投；④小电流接地选线；⑤故障录波和测距；⑥同期操作；⑦五防操作和闭锁；⑧声音图象远程监控。
五防操作和闭锁即：防止带负荷拉合刀闸；防止误入带电间隔、防止误分、合断路器；防止带电挂接地线；防止带地线合刀闸。由于具有较强的独立性，一般有独立厂家生产，与保护监控仅存在通讯联系，所以此处不再详述。
电压无功自动综合控制
电力工业部安全生产司于1997年颁布的关于《电力行业一流供电企业考核标准》（试行）的通知中，明确提出一流供电企业必备条件之一是供电电压合格率大于等于98％，其中A类电压大于等于99％，配电系统用户供电可靠率RS1大于等于99.9％、RS3大于等于99.96％。线损率降低系数K大于等于0.007。
电力系统长期运行的经验和研究、计算的结果表明，造成系统电压下降的主要原因是系统的无功功率不足或无功功率分布不合理。对电压和无功进行合理的调节，可以提高电能质量、提高电压合格率、降低网损。因此，要对电压和无功功率进行综合调控，保证实现包括电力部门和用户在内的总体运行技术指标和经济指标最佳，具体的调控目标如下：
（1）维持供电电压在规定的范围内。根据前能源部颁发的《电力系统电压和无功电力技术导则》规定，各级供电母线电压的允许波动范围（以额定电压为基准）如下：500（330）kV变电所的220kV母线：正常时0%~+10%；事故时－5%～+10%。220kV变电所的35～110kV母线：正常时－3%～+7%；事故时－10%～+10%。配电网的10kV母线：10.0~10.7kV。
（2）保持电力系统稳定和合适的无功平衡。主输电网络，应实现无功分层平衡；地区供电网络应实现无功分区就地平衡的原则，才能保护各级供电母线电压，（包括用户入口电压）在《导则》规定的范围内。
（3）保证在电压合格的前提下使电能损耗为最小。为了达到以上目标，必须增强对无功功率和电压的调控能力，充分利用现有的无功补偿设备和调压设备（调相机、静止补偿器、补偿电容器、电抗器、有载调压变压器等）的作用，对它们进行合理的优化调控。对发电厂来说，主要的调压手段是调整发电机的励磁；在变电站主要的调压手段是调节有载调压变压器分接头位置和控制无功补偿电容器。少数220kV以上的高压或超高压变电站装有调相机或静止无功补偿器，有的变电站既装有并联电容器也装有并联补偿电抗器。
下面的论述主要考虑通过调整有载变压器变比和电容器投切进行电压无功的控制。有载调压变压器可以在带负荷的情况下切换分接头位置，从而改变变压器的变比，起到调整电压和降低损耗的作用。控制无功补偿电容器的投切，可改变网络中无功功率的分布，改善功率因数，减少网损和电压损耗，改善用户的电压质量。
以上两种调节和控制的措施，都有调整电压和改变无功分布的作用，但它们的作用原理和后果有所不同。利用改变有载调压变压器的分接头位置进行调压时，调压措施本身不产生无功功率，但系统消耗的无功功率与电压水平有关，因此在系统无功功率不足的情况下，不能用改变变比的办法来提高系统的电压水平，否则电压水平调得越高，该地区的无功功率越不足，反而导致恶性循环。所以在系统缺乏无功的情况下，必须利用补偿电容器进行调压。投补偿电容器既能补充系统的无功功率，又可改变网络中的无功分布，从而又有利于系统电压水平的提高。因此必须把调分头与控制电容器组的投切两者结合起来，进行合理的调控，才能起到既改善电压水平，又降低网损的效果。
然而，如果靠运行人员手工操作来进行对分接开关和电容器的调节控制，则运行人员必须经常监视变电站的运行工况，并作出如何调控的判断，这不仅增加运行人员的劳动强度，而且难以达到及时进行最优控制的效果。而采用电压无功自动综合控制功能具有以下优点：
（1）可选用先进合理控制规律，便于功能升级和扩展。
（2）能自动判断运行方式，并根据不同的运行方式、时段，自动选择相应的调控决策。
（3）对电容器组的控制具有轮流投、切功能。对装有串联电抗器的电容器组，可根据变电站的实际需要，做到最先投和最后切电抗率为12%的电容器组。
（4）对于具有并联电容器组又有并联电抗器的变电站，则执行相应的正确控制规律。
（5）具有分接开关联调制动和故障闭锁功能，确保电力系统的安全。
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