虽然中国还没有从国家层面制定智能电网的发展战略，但在很多方面的研究成果已经为发展智能电网奠定了一定的基础。尤其在智能电网调度自动化方面主要是建设数字化变电站和提升调度自动化主站系统。
 

　　目前数字化变电站主要基于先进的变电站网络通信、非常规互感器、智能终端系统和系统协议IEC61850标准，和以前使用的标准不同之处在于对象模型，它以服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型和数据对象模型建立了装置和变电站的数据模型。IEC61850定义了统一的XML配置语言用于描述这些数据模型。这些工作使得装置和变电站的数据变得透明化，使得数据变得确定化，满足数据读取和互操作的要求。采用面向对象的数据自描述方法定义各类数据对象类型DOType、DAType；多种类型的数据对象组成逻辑节点类型(LNType)；多种类型的逻辑节点组成逻辑设备，*后形成装置模板；通过多个装置实例、一次设备实例形成变电站数据 ； 定义了完整地描述这些数据对象的语言代码和方法；定义了完整地描述面向对象的数据服务的方法。与传统的变电站相比，数字化变电站具有的特点是采用新型互感器，通过过程总线实现测量信息的全面共享；间隔层，甚至站控层自动化功能突破智能装置的“边界”，实现自由分布和应用集成；取消传统的“硬接线”，自动化功能之间的逻辑配合关系建立在信息交换的基础上；变电站作为电力自动化系统的信息源和控制终端，通过信息传输为控制中心系统提供更加完整和丰富的信息，例如一次设备监测信息、二次设备监测信息、电网运行状态信息、电网故障信息、计量信息等；变电站自动化系统成为整体电力自动化系统的有机组成部分，通过变电站信息传输可以实现如区域无功优化策略、区域防误策略、区域备自投策略、电网故障分析系统

 

传统电网调度自动化主要由变电站自动化和调度主站自动化组成。自1954年，中国从苏联引进了远方终端装置RTU，东北电网安装了16套遥测装置后，中国进入了变电站自动化系统发展时代。此后国内开始了系列远动产品的研制开发，并在华北，华东和东北三大电网推广应用。变电站自动化走过了集中式、分布式的道路。调度主站系统也是在20世纪60年代中期，随着电子技术的迅速发展，基于计算机的数据采集和监控系统SCADA的研制而开始的。两者构成了传统的电网调度自动化的基本框架，其对客户的服务简单、信息单向，系统内部存在多个信息孤岛，缺乏信息共享。虽然局部的自动化程度在不断提高，但由于信息的不完善和共享能力的薄弱，使得系统中多个自动化系统是割裂的、局部的、孤立的，不能构成一个实时的有机统一整体， 所以整个电网的智能化程度较低。而与传统电网调度自动化相比，设想中的智能电网调度自动化系统将进一步拓展对电网全景信息(指完整的、正确的、具有**时间断面的、标准化的电力流信息和业务流信息等) 的获取能力，以坚强、可靠、通畅的实体电网架构和信息交互平台为基础，以服务生产全过程为需求，整合系统各种实时生产和运营信息，通过加强对电网业务流实时动态的分析、诊断和优化，为电网运行和管理人员提供更为全面、完整和精细的电网运营状态图，并给出相应的辅助决策支持，东芝变频器以及控制实施方案和应对预案，*大程度地实现更为精细、准确、及时、绩优的电网运行和管理。智能电网将进一步优化各级电网控制，构建结构扁平化、功能模块化、系统组态化的柔性体系架构，通过集中与分散相结合，灵活变换网络结构、智能重组系统架构、*佳配置系统效能、优化电网服务质量，实现与传统电网截然不同的电网构成理念和体系。由于智能电网自动化可及时获取完整的输电网信息，因此可极大地优化电网全寿命周期管理的技术体系，承载电网企业社会责任，确保电网实现*优技术经济比、*佳可持续发展、*大经济效益、*优环境保护，从而优化社会能源配置，提高能源综合

                                                                                                                                                                     摘自网络