变电站综合自动化系统是利用先进的计算机技术、现代电子，通信和信息处理技术等实现对变电站二次设备(包括继电保护、控制、测量、信号、故障录波、自动装置及远动装置等)的功能进行重新组合、优化设计，对变电站全部设备的运行情况执行监视、测量、控制和协调的一种综合性的自动化系统。
通过变电站综合自动化系统内各设备间相互交换信息，数据共享，完成变电站运行监视和控制任务。
变电站综合自动化是提高变电站安全稳定运行水平、降低运行维护成本、提高经济效益、向用户提供高质量电能的一项重要技术措施。
一、发展变电站综合自动化的必要性 变电站作为整个电网中的一个节点，担负着电能传输、分配的监测、控制和管理的任务。
变电站继电保护、监控自动化系统是保证上述任务完成的基础。
在电网统一指挥和协调下，电网各节点(如变电站、发电厂)具体实施和保障电网的安全、稳定、可靠运行。
因此，变电站自动化是电网自动系统的一个重要组成部分。
作为变电站自动化系统，它应确保实现以下要求： (1)检测电网故障，尽快隔离故障部分。
(2)采集变电站运行实时信息，对变电站运行进行监视、计量和控制。
(3)采集一次设备状态数据，供维护一次设备参考。
(4)实现当地后备控制和紧急控制。
(5)确保通信要求。
因此，要求变电站综合自动化系统运行高效、实时、可靠，对变电站内设备进行统一监测、管理、协调和控制。
同时，又必须与电网系统进行实时、有效的信息交换、共享，优化电网操作，提高电网安全稳定运行水平，提高经济效益，并为电网自动化的进一步发展留下空间。
传统变电站中，其自动化系统存在诸多缺点，难以满足上述要求。
例如： (1)传统二次设备、继电保护、自动和远动装置等大多采取电磁型或小规模集成电路，缺乏自检和自诊断能力，其结构复杂、可靠性低。
(2)二次设备主要依赖大量电缆，通过触点、模拟信号来交换信息，信息量小、灵活性差、可靠性低。
(3)由于上述两个原因，传统变电站占地面积大、使用电缆多，电压互感器、电流互感器负担重，二次设备冗余配置多。
(4)远动功能不够完善，提供给调度控制中心的信息量少、精度差，且变电站内自动控制和调节手段不全，缺乏协调和配合力量，难以满足电网实时监测和控制的要求。
(5)电磁型或小规模集成电路调试和维护工作量大，自动化程度低，不能远方修改保护及自动装置的定值和检查其工作状态。
有些设备易受环境的影响，如晶体管型二次设备，其工作点会受到环境温度的影响。
传统的二次系统中，各设备按设备功能配置，彼此之间相关性甚少，相互之问协调困难，需要值班人员比较多的干预，难于适应现代化电网的控制要求。
另外需要对设备进行定期的试验和维修，既便如此，仍然存在设备故障(异常运行)不能及时发现的现象，甚至这种定期检修也可能引起新的问题，发生和出现由试验人员过失引起的故障。
发展变电站综合自动化的必要性还体现以下几个方面：一是随着电网规模不断扩大，新增大量的发电厂和变电站，使得电网结构日趋复杂，这样要求各级电网调度值班人员掌握、管理、控制的信息也大量增长，电网故障处理和恢复却要求更为迅速和准确；二是现代工业技术的发展，特别是电子工业技术的发展，计算机技术的普遍应用，对电网可靠供电提出了更高的要求；三是市场经济的发展，使得整个社会对环保要求更高，这样也对电网的建设、运行和管理提出许多的要求，如，要求电力企业参与市场竞争，降低成本，提高经济效益；要求发电厂、变电站减少占地面积。
要解决上述问题，显然仅依靠各级电网调度运行值班人员是难以解决的。
现代控制技术的发展，计算机技术、通信技术和电力电技术的进步与发展，电网自动化系统的应用，为上述问题提供了解决的方案。
这些技术的综合应用造就了变电站综合自动化系统的产生与发展。
二、变电站综合自动化系统的发展过程 现有的变电站有三种形式：第一种是传统的变电站；第二种是部分实现微机管理、具有一定自动化水平的变电站；第三种是全面微机化的综合自动化变电站。
变电站自动化的发展可以分为以下三个阶段。
1．由分立元件构成的自动装置阶段 20世纪70年代以前，由研究单位和制造厂家生产出的各种功能的自动装置，（比如我公司采用的自动重合闸装置、低频自动减负荷装置、备用电源自动投入、直流电源和各种继电保护装置等），主要采用模拟电路，由晶体管等分立元件组成，对提高变电站和发电厂的自动化水平，保证系统安全运行，发挥了一定的作用。
但这些自动装置，相互之间独立运行，互不相干，而且缺乏智能，没有故障自诊断能力，在运行中若自身出现故障，不能提供告警信息，有的甚至会影响电网安全。
同时，分立元件的装置可靠性不高，维护工作量大，装置本身体积大，不经济。
2．以微处理器为核心的智能化自动装置阶段 随着我国改革开放的发展，微处理器技术开始引入我国，并逐步应用于各行各业。
在变电站自动化方面，用大规模集成电路或微处理机代替了原来的继电器晶体管等分立元件组成的自动装置，利用微处理器的智能和计算能力，可以发展和应用新的算法，提高了测量的准确度和可靠性；能够扩充新的功能，尤其是装置本身的故障自诊断功能，对提高自动装置自身的可靠性和缩短维修时间是很有意义的；此外，由于采用了数字式，统一数字信号电平，缩小了体积等，其优越性是明显的。
由于这些微机型的自动装置，只是硬件结构由微处理器及其接口电路代替，并扩展了一些简单的功能，虽然提高了变电站自动控制的能力和可靠性，但基本上还是维持着原有的功能和逻辑关系，在工作方式上多数仍然是各自独立运行，不能互相通信，不能共享资源，变电站和发电厂设计和运行中存在的问题没有得到根本的解决。
3 变电站综合自动化系统的发展阶段 我国是从20世纪60年代开始研制变电站自动化技术。
到70年代初，便先后研制出电气集中控制装置和集保护、控制、信号为一体的装置。
在80年代中期，由清华大学研制的35kV变电站微机保护、监测自动化系统在威海望岛变电站投入运行。
与此同时南京京自动化研究院也开发出了220kV梅河口变电站综合自动化系统。
此外，国内许多高等校及科研单位也在这方面做了大量的工作，推出一些不同类型、功能各异的自动化系统。
为国内的变电站自动化技术的发展起到了卓有成效的推动作用。
进入90年代，变电站综合自动化已成为热门话题，研究单位和产品如雨后春笋般的发展，具有代表性的公司和产品有：北京四方公司的CSC 2000系列综合自动化系统，南京南瑞集团公司的BSJ2200计算机监控系统，南京南瑞继电保护电气有限公司的RCS一9000系列综合自动化系统，上海惠安Power comm 2000变电站自动化监控系统，国电南自PS 6000系列综合自动化系统，许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统等（以后我们注重讲解我们接触的变电站综合自动化系统如：武汉国测GCSIA变电站综合自动化系统、南瑞城乡DSA变电站综合自动化系统、许继电气公司的CBZ一8000系列综合自动化系统）。
近年来，随着数字化技术的不断进步和IEC61850标准在国内的推广应用，国内出现了数字化变电站。
具有全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化、高级应用互动化四个重要特征。
数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个变电站内信息的网络化，以及断路器设备的智能化，而且设备检修工作逐步由定期检修过渡到以状态检修为主的管理模式。
2009年我国正式提出“智能电网”概念，近年来已成电网主要发展方向。
智能电网中的智能变电站是采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。
随着发展，近几年又提出了建设智慧电网和智慧变电站。
智慧变电站原名第三代智能变电站，是智能变电站的进一步升级，也是国家电网2019年提出的新概念。
智慧变电站是应用大数据、云计算、物联网、移动互联、人工智能等现代信息技术，在发电端、电网、输电线路、营配终端、用户电表、综合能效、储能等诸多环节，采用“全面感知”的先进传感技术实现电力系统各环节万物互联的智慧服务系统。
当前变电站工作的现状：设备智能化程度不高目前变电站配置的图像监视、安全警卫、火灾报警、消防、给排水、采暖通风等辅助管理系统均为独立设置的，距离智能变电站的智能运行管理的要求还有一定距离。
错误操作现象时有发生现场检修、维护工作中的停电、供电操作还是依靠人来判断所需操作的间隔是否正确，由于设备都是基本相同，容易造成误操作现象的发生，没有好的手段进行可靠防范。
人员素质参差不齐电力设备的巡视还依靠人工巡视为主，巡视的质量人为因素很大。
由于人员的素质不同造成巡视质量参差不齐。
人员对巡视的数据要进行分析才能确定处理办法。
而现场运行人员又不具备这样的能力。
智慧变电站：按照感知层、网络层、平台层、应用层四层智能电网总体架构建设的基于“智能电网”理念的新一代智能变电站。
智慧应用：变电站构筑传感监测网络：构建传感监测网络，对影响变电站运行的因素实施全方位监测。
全面实现变电站智能运行管理：在传感网监测数据平台基础上，建立智能监测与辅助监控系统，实现图像监视、安全警卫、火灾报警、消防、采暖通风等功能的集成，全面实现变电站智能运行管理。
巡检运维工作轻松可控：利用物联网架构体系，对检修维护实现智能认证，防止误操作；对站内巡检智能监测，避免询价漏填；实现设备的运行温度状态监测、避雷状态监测，减少巡检工作量。
