显然，通讯管理单元故障带来的系统风险如无法及时消除，则该风险是不可接受的。为此，本自动化系统配置2台通讯管理单元，采用双机互为热备用自动切换的工作方式。正常运行时A机工作，B机备用，当A机故障，B机自动切换为工作状态，而一旦A机恢复正常，又切换到A机工作，B机恢复热备用。对切换过程中通讯的短时(约10 s)中断，由于不致影响到一次系统的安全运行，不影响所有继电保护装置的正常运行，故这种监控系统的短时中断的风险是可以接受的。而对于2台通讯管理单元同时故障的可能性不予考虑。
站级层由2台监控主站和1台继保工程师站组成，各工作站直接接于通讯管理单元。监控主站除具有取代常规控制、信号屏的作用外，还具有VQC——电压无功、主变有载调压开关自动调节控制功能，微机五防功能。正常运行时，1台置为后台监控主站，1台置为专用五防工作站——专门作为全站隔离开关、接地刀防误操作用。当一台监控工作站异常退出运行，另一台监控工作站则同时完成两台监控主站的任务。
由于继保管理工作较之常规监控功能在技术管理方面具有明确的分工与独立性，故对全站的继电保护装置的管理设置1台独立的保护工程师站。该工作站记录全站所有数字式保护的动作行为，结合专用分析软件对继电保护和电网故障进行故障分析，对各保护装置进行参数设置，定值修改。更具实用意义的是该继保工程师站接入1个公用电话网调制解调器，使该继保工程师站延伸到任何有电话的地方。
110 kV、220 kV以及主变测控单元采用DISA-910S测控装置，分散装于与操作箱同屏的保护屏上。各DISA-910S同时还具备同期合闸功能，省去了专用的集中同期装置，减化了二次接线。所有DISA-910S通过双CAN BUS网接入总控柜通讯管理单元，通讯介质采用屏蔽双绞线。
10 kV部分采用DISA-920测控单元，因10 kV开关柜距总控柜通讯管理机较远，其通讯介质采用光纤一对一星形拓扑结构直接接入总控柜上光纤管理单元再与通讯管理单元连接，该测控单元同保护装置并排装于10 kV开关柜上。
110 kV、220 kV线路保护，主变压器保护采用南瑞保护公司产品，其所有保护装置通过其串行接口接入CM-90保护通讯管理机，CM-90再以串口接入总控柜通讯管理单元。而10 kV线路、电容器保护以及110 kV、220 kV母差保护采用南瑞深圳公司产品。10 kV线路、电容器保护信息采用屏蔽双绞线CAN BUS网接入与之配套的ISA-100保护通讯管理机，110 kV、220 kV母差保护则通过串口接入ISA-100保护通讯管理机，ISA-100再通过串口接入总控柜通讯管理单元。
本站所有电度表采用数字式电度表，这些数字式电度表通过其自身RS-485接口连接接入与之配套的电能计量通讯管理机，再以串口接入总控柜通讯管理单元，传送相应的电度信息，以取代传统的电度脉冲采集方式。
综上所述，由于本站采用二次设备厂家种类较多，因此整个网络结构较庞杂，每一厂家的数字设备的通讯均通过其自己开发的通讯管理机再与主网(通讯管理单元)相连。
4 远动接口
4个远动接口，2个对省中调，2个对市地调，同时发送各自所需之远动信息。为提高信息传输可靠性，采取在调度端进行通道切换，选取工作通道。对省中调仅发送其所需的遥测、遥信信号，省中调不对站内设备进行遥控操作。市地调不仅接受变电站发送的遥测、遥信信息，而且在变电站控制方式置于遥控操作时，由地调中心对变电站10 kV以上断路器、主变压器中性点地刀、主变压器有载调压开关进行遥控操作。
5 控制方式
所有10 kV以上电压等级断路器和主变中性点地刀均可实现遥控操作和在站内监控主站上键盘操作，由于本站将全面按无人值班方式运行，因此将以地调遥控操作作为正常运行时的控制方式。考虑到极端情况下全站计算机网络出现全面瘫痪，无法在地调中心或监控主站上进行控制操作，而在保护屏上设置了跳合闸操作方式选择开关和控制按钮。可在保护屏上选择就地操作功能，通过DISA-910S(110 kV以上电压等级断路器)实现同期合闸，当DISA-910S故障不能工作时，可选择就地操作中的非同期合闸功能，直接通过按钮对断路器分、合闸操作。
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