数字化变电站
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数字化变电站范文第1篇
于电力系统而言，变电站是一个接受分配电能、控制电力流向、变换电压、调整电压的电力设备，它通过对变压器性能的充分利用将与各级电压电网相连接，这也被称为输电与配电集结点。但是就目前而言，数字化变电站仍处在发展、创新、完善的建设过程中，这一技术还没有完整规范的实施，而且数字化变电系统与传统意义上的数字化变电保护装置也有着根本的差别，所以对数字化变电继电保护系统的分析研究就具有十分重要的意义。
1 对数字化变电站的理解
根据数字化变电站的基本作用来讲，它主要是数字化变电站信息的收集、处理、模拟与数字间信息的转化的作用，此外还可以形成和变电系统相应的信息网络，数字化变电站的信息主要分为分层分布化、信息应用集成化、系统结构紧凑化、数据采集数字化、系统建模标准化。另一方面，相对传统变电站来说，数字化更具有自动化管理的性能；二次接线变得更加简单、测量精度变得更高，不用对信息重复输入，同时因为传统变电继电保护变成了数字化变电站继电保护，所以其电磁性能相较以前变得更加强大。
2 数字化继电保护系统的特点
2.1 数字化保护装置与传统保护装置的区别
数字化保护装置与传统保护装置在硬件上的区别在于，数字化保护装置的微处理器的构成是数字电路，它的核心单元有着不一样的接口，而传统的继电保护装置的主要单元则是通信接口、模拟量输入接口、开管量输出与输入回路、数据处理单元。
数字化继电保护装置对数据的收集主要是利用电子式互感器，这和传统继电保护有着很大的区别。数字化继电保护的主要构成为：通信接口、出口单元、光接收单元、中央处理单元、开入单元等。
2.2 数字化变电站继电保护系统接口的实现
当前，在数字化变电站继电保护中，主要是利用电子互感器对信息进行收集处理，之后，收集的信息将被通过内部光纤传送至低压端，再经合并单元转化，最终将正确的格式输出。数字化变电站继电保护装置相比传统意义上的保护装置来说具有更高的可靠性。
3 数字化继电保护技术的应用分析
智能电网的建设，要求数字化变电站具备人性化、信息化、数字化、自动化等特性。但是目前系统内正在应用的数字化变电站继电保护技术中却缺乏一个完善的检测检查方法，相比数字化变电站继电保护技术来说，其发展还是远远落后的。在数字化变电站动态仿真技术的应用中，一方面可以对故障发生、变电站运行、操作演练等有一个仿真模拟，这可以对智能仪表、自动测控系统、故障录波设备、继电保护设备等进行模拟信号的发送，实现对变压器、线路、母线等的保护的监测和监控。另一方面，动态仿真还可以在数字化变电站应用中对系统及设备性能进行客观的评价。
4 数字化变电站继电保护技术所处的新环境
当今时代，随着科学技术的不断发展，微机化在变电站继电保护装置中越来越明显，而且计算方法科学、存储能力强、运算能力快等优点在处理器中也日趋显现。同时，数字化变电站继电保护装置还可以对大规模电路中的数字进行过滤、对数据进行收集、对模数进行转换，也避免了设备的运行受到干扰，进而可以整体上提高装置的运行效率及运行速度。并且数据的收集处理较之前相比也有了明显的改善。但是由于科学技术的飞速发展，继电保护技术也日新月异，所以这一继电保护系统也面临着许多挑战。
4.1 继电保护系统性能的提高
数字化变电站继电保护技术的提高首先需要设备一方面可以增强存储能力进而对故障实施保护，并且可以快速的测量监视电力状态的运行参数。另一方面还要优化系统自身的控制技术，比如对状态预测、神经网络、人工智能、模糊控制等控制的完善性。
4.2 提高继电保护的可靠性
如今的数字化变电站继电保护系统的可靠性不仅需要使元件不受影响，尽量降低温度、使用年限的影响，还要满足系统的优化和调试。并且可以在数字化保护系统的自检和巡检方面，利用软件对元件、软件本身、部件的各种运行状况进行检测。
5 优化数字化变电站继电保护技术
5.1 对于分布式母线的保护
系统电网中母线占据着十分重要的地位。然而传统对于母线的保护装置就存在着抗干扰性弱，二次接线繁杂、扩展性差等的问题。但是数字化对于分布式母线的保护则可以对这些问题起到很好的分散保护作用。并且传统的母线保护也无法满足对通讯数据日益变大的需求，而数字化则可以很好的解决这一难题。
5.2 对于变压器的保护
在继电保护装置中，对于变压器的保护主要是避免电路短路产生的差动，正确及时辨别励磁涌流和故障电流，对于这一问题，传统的保护极易出现转化不明确和误判情况。而数字化继电保护因其自身所具有的对电流的高保真转变、高频分量的优点可以在短时间内高准确率的对故障电流等进行分辨，并且根据检测的故障对变压器实施切实有效的保护。在传统的继电保护中，变压器保护用互感器往往因不同厂家规格的也不相同，所以就在很大程度上影响了电流的平衡，但是电子互感器的引入就很好的提高了灵敏度，降低了误差。
6 结语
就目前而言，在我国统一化、自动化、数字化、网络化智能系统的建立，要在以后的几年里通过规划设计目标、分阶段建设目标等步骤来逐渐实现。并且数字化变电站继电保护技术的全面建设也是智能电网建设的根本前提。与此同时，随着数字化变电站的不断发展，对继电保护技术的要求也越来越高。
参考文献
[1]李先妹，黄家栋，唐宝锋.数字化变电站继电保护测试技术的分析研究[J].电力系统保护与控制，2012，03：105-108.
[2]东春亮，牛敏敏.关于数字化变电站继电保护技术的分析与探讨[J].电子制作，2014，06：224-225.
[3]曹龙.数字化变电站继电保护的优化配置方案浅谈[J].通讯世界，2015，03：147-148.
作者简介
曹景然，370923199603250323，山东科技大学济南校区，电气信息系，研究方向为电气工程及其自动化。
数字化变电站范文第2篇
关键词：数字化 变电站 系统
一、变电站自动化系统概述
变电站作为电网中的关键节点，担负着电能输配电的控制、管理的任务，其运行的安全可靠性对保证整个电力系统的稳定运行及可靠供电具有重要的作用。具备继电保护、监控和远动等功能的变电站自动化系统(Substation Automation System，SAS)是保证上述任务完成的基础。
而传统的SAS并不能很好地满足这些要求，它存在如下不足：首先，信息建模缺乏统一的规范，IED之间相对独立，来自不同信息采集单元的设备信息无法实现共享，形成了各种“信息孤岛”现象；其次，缺乏统一的功能和接口规范，不同厂家的IED缺乏互操作性，进一步导致系统的可扩展性差；最后，系统可靠性受二次电缆影响，实际运行中因二次电缆引起的保护不正确动作率较高。因此，基于这些技术的数字化变电站系统(Digital Substation Automation System，DSAS)成为变电站自动化的发展方向已成为共识。
二、数字化变电站自动化系统的特征
数字化变电站的概念是随着数字式过程层设备的诞生而出现的。在实现过程层数字化、信息共享化的基础上，数字化变电站强调SAS整体的信息化、统一模型化和站内EID之间、变电站与控制中心之间协同操作、集成应用的能力。未来的SAS将以输配电系统的统一信息源和执行终端、自动化功能的协调和集成为目标，从数字化的趋势出发进行建设。目前，数字化变电站尚未有严格定义，但普遍认为它大致应具备以下几项形态特征：
1. 变电站层次化
根据不同功能，变电站在逻辑结构上划分为变电站层、间隔层和过程层。变电站层的功能是利用全站的数据对全站的一次设备进行监视和控制及与远方控制中心进行数据交换。间隔层的功能是利用本间隔的数据对本间隔的一次设备进行保护和控制。过程层的功能是实现所有与一次设备接口相关的功能，包括开入/开出、模拟量采样等；过程层是专门针对数字式过程层设备划分的，它分担了常规变电站间隔层的部分功能。
2.过程层设备数字化
一次设备被检测信号回路采用电子式互感器(ECT、EVT)，被控制驱动回路采用综合业务数字网(ISG)，运行控制操作过程经网络通信方式以信息报文的方式实现，常规的强电模拟信号测量电缆和控制电缆被数字光纤所取代。
3. 间隔层设备网络化
间隔层设备，包括继电保护、防误闭锁、测控、远动、故障录波、电压无功调节、同期操作和在线监测等装置均基于标准化、模块化的微处理器设计制造；设备与过程层、变电站层和设备之间均通过高速通信网络交互信息。由于过程层设备数字化，常规间隔层设备的开入/开出、模拟量输入等外部接口均被通信接口所取代。
4.运行管理自动化
电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告，指出故障原因和处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
三、数字化变电站自动化系统的功能
为了保证互操作的实现，应该对DSAS应实现的功能达成共识。国际大电网委员会（CIGRE）的34.03工作组（WG34.03）在关于变电站的数据流的报告中，分析了变电站自动化需要完成的63种功能，从系统的观点出发可以分为以下功能组：控制功能；监视功能；继电保护功能；与继电保护有关的功能（如故障录波、故障测距、小电流接地选线等）；测量表计功能（如三相智能式电子电费计量等）；接口功能（如与微机五防、继电保护、电能计量、全球定位系统（GPS）等IED的接口）；自动控制功能（如有载调压变压器分接头和并联补偿电容器的综合控制、电力系统低频减载、静止无功补偿器控制、配网系统故障分段隔离、非故障段恢复供电与网络重组等）；远动功能；系统控制功能（与主站通信，当地SCADA等）。
四、数字化变电站自动化系统的结构
IEC61850标准基于可交换的网络技术定义了站级和过程层两种总线结构：站级总线将所有间隔集合到站级监控管理层，并且在相互之间传递主要的控制信息，例如测量，联闭锁等(典型应用包括MMS站级到间隔级的信息交换和GOOSE间隔级之间的信息交换)；过程层总线连接间隔层和过程层IED设备，并传输用于保护装置的实时采样数据(SV)。
由于IEC61850标准并未规定网络拓扑，因此无论是树型网、星型网或者环网结构都是适用的，甚至站级总线和过程层总线都可以使用同一物理网络。作为站级总线，在大型变电站系统中，对于各个不同的电压等级一般采用环网加交换机形式，用于连接所有的主保护设备、后备保护和控制设备。在大型变电站系统中，各电压等级的环网通过树型结构连接到站级总线当中，从而使站级总线呈现出一种混合的树型和环型网络拓扑结构。站级总线和过程总线对于时间的要求是有严格区别的，它决定了冗余网络结构的不同应用方式。当在站级总线上仅仅传输控制命令的时候，它可以容许100ms的网络传输延时，当传输互联、跳闸及反向闭锁信号时，它们要求网络的传输延时不能超过2ms。然而最糟糕的情况已经实际出现过，在极端情况下，当控制命令序列执行时，它要求网络延时不能超过0ms。过程总线由于要传输实时采样数据，无论在正常或极端情况下，它要求的网络传输延时不能超过4ms。
参考文献：
数字化变电站范文第3篇
Abstract： As the development direction of the future power grid， smart grid involves power generation， transmission， substation， power distribution and utilization， scheduling and communication information， among which the digital transformer substation is the core. This article expounds the basic structure and characteristics of digital substation and the related technology， and macroscopically describes the related problems which need to pay attention during the process of digital substation operation and maintenance.
关键词： 智能电网；数字化变电站；运营与维护
Key words： smart grid；digital substation；operation and maintenance
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）17-0221-02
0 引言
常规变电站中，来自不同信息采集单元的设备信息难以共享，规约的执行不一致造成不同厂家设备不具有互操作性，由于互操作性差等原因导致系统可扩展性差，二次电缆影响系统的可靠性。相比之下，数字化变电站的优点更为明显，非常规互感器实现了数据采集数字化，变电站一、二次设备分为站控层、间隔层和过程层的系统分层具有很高的可靠性且减少了连接电缆的一些问题，组合电器使系统结构紧凑，IEC61850标准的出现使系统建模有统一标准标准从而实现设备互操作和变电站信息共享，智能断路器等的应用使设备操作智能化，网络通信技术的提高是数字化变电站技术应用的关键[1]-[3]。
1 数字化变电站的基本结构
变电站体系结构趋向于分层分布式，数字化变电站系统是由过程层（设备层）、间隔层和变电站层（站控层）三层组成[2][3]，如图1所示。
1.1 过程层 过程层包括电子式互感器和智能开关设备等。过程层直接采集电力系统实时电气量，检测变压器、断路器、母线等运行设备的状态，执行上层控制指令。
1.2 间隔层 间隔层包括测控装置、保护装置、安全自动装置、故障录波器、电能计量装置等设备。间隔层汇总本间隔过程层实时数据信息，对一次设备保护控制，高速完成与过程层及变电站层的网络通信。
1.3 变电站层 变电站层包括主机、操作员站、五防工作站、远动装置等设备。变电站层汇总全站的实时数据，向调度中心传送数据或接收调度中心的命令并转间隔层和过程层执行，进行站内人机联系，能够对间隔层和过程层设备在线维护、组态和修改参数，具有变电站内故障自动分析功能。
2 数字化变电站的特点及相关技术支撑
2.1 数字化变电站的主要特点 与传统变电站自动化系统相比，数字化变电站的主要特点是实现了一次设备智能化、二次设备网络化和自动化的运行管理系统[3]。
2.1.1 一次设备智能化 采用数字输出的电子式互感器、智能开关等智能一次设备。电子式互感器不含铁芯的结构消除了磁饱和，智能高压电器实现了自动控制、自动检测自身故障、自动调节与远方控制中心的通信等，如：智能化组合电器实现了自动控制。一次设备的避雷器将泄漏电流、动作次数、绝缘污秽等信息送往测量单元，还将避雷器对应的电压互感器的电压信号送至测量单元。
2.1.2 二次设备网络化 通过合并单元采集非常规互感器的输出信息，然后发送给保护测控设备；一二次设备用光纤传输信息；二次设备间用通信网络交换信息。
2.1.3 自动化的运行管理系统 变电站运行管理自动化系统应包括电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；变电站运行发生故障时能及时提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告，即常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”。
2.2 数字化变电站的技术支撑
2.2.1 非常规互感器 非常规互感器包括：①电子式电流/电压互感器：目前普遍采用激光供电技术提供电源。②光电式电流/电压互感器：采用光学测量原理，不需要给其提供电源。
电子式和光电式非常规互感器体积小、重量轻，安装和运输方便；绝缘结构简化，造价比电磁式互感器低；不含铁芯，不存在磁饱和问题，进而可以实现大范围测量；利用光缆而不是电缆传输信号，实现了高低压的完全隔离，不会因电压互感器二次回路短路或电流互感器二次开路给设备和人身造成危害。与常规互感器造成的信息冗余相比，合并单元同步采集多路电子式互感器输出的数字信号，然后发送给保护测控装置。
2.2.2 IEC61850标准 IEC61850标准解决了变电站自动化系统中不同厂家设备之间的互操作性问题，目的是实现电力系统从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化的无缝自动化。
实际运行中不同厂家的设备的信息难以共享，互操作性差，IEC61850标准使工程应用时不同制造设备厂家智能电子设备之间可以互连互通。IEC61850标准中定义了面向通用对象的变电站事件GOOSE，GOOSE报文的传输服务不经过网络层和传输层，直接从应用层到表示层，并且采用了交换式以太网，这就保证了报文传输的实时性和确保了信息传输的优先级。
2.2.3 网络通信技术 数字化变电站内的信息交互全部通过以太网实现，通信非确定性是以太网进入实时控制领域的主要障碍，交换式以太网允许不同用户间进行传送，保证了通信的确定性。在网络负荷小于25%的情况下，对于变电站内不同层次不同方向的数据交换，以太网响应时间要比令牌总线网络快得多。虚拟局域网VLAN使变电站中控制网段和非控制网段可以从逻辑上划分，而不依赖物理组网和设备的安装位置，从而保证了控制网段的安全性。变电站的设备之间信息交换通过通信网络完成，变电站在扩充功能和扩充规模时，只需在通信网络上接入新增设备，无需改造或更换原有设备。
2.2.4 智能断路器技术 常规变电站中的断路器和二次设备通过控制电缆实现传输断路器位置等信号，形成了庞大的电缆群。
智能操作断路器的数据采集模块随时把电网的数据以数字信号的形式提供给智能识别模块，智能识别模块根据这些信息判断当前断路器所处的工作状态，自动选择和调整操纵机构。智能断路器除了完成目前保护系统的基本功能，还实现就地布置，并且可对断路器状态进行监视。并且出现了智能断路器的进一步发展――组合电器GIS。
3 数字化变电站的应用问题
目前我国已有数字化变电站投入运行，数字化变电站方案的可行性要结合工程应用来完善。在运行和维护中必须注意一些问题。
3.1 电子式互感器的可靠性 电子式互感器作为过程层中的关键设备，其可靠性至关重要。电子式互感器包括电子式电流互感器和电子式电压互感器。电子式电流互感器采用罗氏线圈等作为一次传感器；电子式电压互感器一般采用电容分压或电阻分压技术。利用激光供电技术对电子模块供电，电子模块处理信号，使用光纤传输信号。
影响电子式电流互感器测量精度的误差主要来自于一次传感器和一次转换器。一次传感器中传感材料自身的可靠性是电子式电流互感器的主要问题，包括光磁材料的双折射以及温度、振动等影响因素。一次转换器在数据转换过程中，也容易引入新的误差，降低设备测量精度。目前数字化变电站中主要选用电子式电压互感器实现电压量的采集与传输，其测量误差主要由电阻或电容自身易随温度变化、高压电极电晕放电以及与其周围低电位物体间存在固有电场所产生的分布电容等因素引起。
3.2 获得引入合并单元的数字量和合并后的数字量 合并单元对电子式互感器输出的数字信号同步采集多路，当这些数字量出现异常时，可能导致合并单元报警，此时保护人员通常采用分段判断法：首先检查电子式互感器与合并单元连接的光纤；若故障不位于前段，再检查合并单元和保护、测控装置相连的光纤；若故障不位于后段，则是合并单元内部故障。但这样必然导致一次设备停运，现场操作比较麻烦。为了避免以上情况，必须采取方法获得引入合并单元的数字量和合并后的数字量。
3.3 减小光线传输通道的误码率和传输时延 数字化变电站用光纤传输数字量，而在现场运行维护中，对光线传输通道的误码率和传输时延等的测试和维护难度较大，必须采取相应措施。
3.4 设备配置的统一性 每个厂家对于IEC61850标准的理解不尽一致，它们在产品研发上会有差异，这会影响装置的统一配置，所以需要继续完善标准，并且对于数字化变电站的运营维护人员，入职前需要对其进行配上方面的相关培训。
3.5 数据包丢失问题 合并单元的输出量通过以太网发送给变电站二次保护设备，被传输的采样值报文流经多个节点，可能会出现数据包丢包等问题，从而影响测量精度。
4 结论
本文阐述了数字化变电站与常规变电站之间的区别，对数字化变电站的特点和相关技术加以叙述，提出了在数字化变电站运行与维护中，需要注意的一些应用问题，为后续进行深入的研究指明方向。
参考文献：
[1]张结.IEC61850的结构化模型分析[J].电力系统自动化，2004，28（18）：90-93.
数字化变电站范文第4篇
【关键词】数字化变电站技术特征
一、引言
目前我国电网要求进行6项技术改革，其中一项就是电网自动化。电网自动化中最重要的技术就是变电站的数字化，电站数字化是显现电网运行高效率、推动电力事业发展的主要动力。随着市场竞争的加剧，电力企业保持竞争优势的当务之急变电站实现全面的数字化控制，因而对这项技术进行探讨和分析是非常必要的。
二、数字化变电站发展概况
1、变电控制系统的应用现状。近年来，随着经济的快速发展对电能源的需求不断增加，因而带来我国电网规模不断扩大。随着电网的增加电网的安全运行问题就成为电网企业考虑的主要问题，电网的安全运行直接关系到电力企业的效益。对此，一些电力企业为了提高电网运行的安全性开始对传统的变电设备进行改进应用计算机系统对体系进行控制，不仅使变电系统的操作更加简单，而且使信息实现共享，增强了变电系统的实用性。
2、电流和电压互感器的应用现状。电流和电压互感器是电力系统中电量计算和保护继电装置的重要部件，他们的运行效率可以对整个电网的运行效率起到重要影响。未实现数字化的变电站使用的电流和电压互感器主要是电磁感应式的，在电网运行压力不断增加的今天表现出一定的缺点。因而数字化的电流和电压互感器就应运而生了。
三、数字化变电站的技术特征
1、数据采集数据化。数字化变电站区别于传统变电站的主要标志就是采用数字化的方式对电流和电压等进行测量。它采用光电式的互感器方式进行测量可以实现每次系统测量的有效隔离，大大提高测量的精度，使变电站实现对冗余信息进行处理提供基础。
2、系统分层分布。数字化变电站技术实现了变电站系统从集中方式向分布式的转变。数字化的分层分布系统目前普遍采用成熟的网络通信技术能够实现各个变电站之间的相互连接，这种方式可以保证变电站统计信息的完整性，并且即使在某个变电站发生故障情况下其他变电站可以保存信息，确保了变电站信息的安全性。
3、系统结构紧凑化。数字化变电站技术中所使用的对电压和电流的测量系统不仅体积小而且重量轻，因而这些设备可以集中装置在智能开关设备系统中，对其按照机电一体化的理念进行优化组合和设备控制，从而使其结构更加紧凑。
4、系统建模标准化。数字化变电站技术为变电系统提供了统一、标准的信息模型。这个模型的优点主要有：第一，实现智能设备的互相操作。标准化的模型中每个子系统都可以通过服务接口以及设备描述等使各项功能实现程序上的标准化，然后再对其进行网络协议，进而实现互相操作的可能性。第二，实现变电站信息共享。数字化系统在建立过程中采用统一规则对资源进行命名，可以实现变电站内部的信息共享。第三，简化系统的维护和配置工作。设备的功能、网络的连接等都是基于某一特定的配置语言来设置的因而其维护和配置工作比较简单。
5、信息交互网络化。数字化变电站技术采用的互感器功率低可以将高电压、高电流的电力信号转化为简单的数字信号，从而实现变电站内部设备之间信息的交互性。
6、通信网络的实时化。在数字化变电站设计方案中，过程总线与各个分线都采用环形拓扑然后根据不同的信息再对其进行等级划分，从而可以使网络的时延性能够满足电力系统实时性的要求。当网络受到突发因素的影响而中断或负载增加时，系统的实时性可以保证系统的正常运行。
7、信息的同步性。数字化变电站技术在二次设备的同一时间点对数据进行采集，之后程序对这些信息进行处理，然后通过传感器模拟信号经由各种传输设备进行输出，因而可以实现多个变电站信息的同步性。
四、结语
数字化变电站技术因其可以实现数据采集的数字化、结构紧凑、网络通信实时性、信息的同步性等优点，因而具有广阔的应用空间。
参考文献
[1]杨然静，白小会.数字化变电站技术的发展与应用[J].供用电，2010（1）.
[2]朱敏.数字化变电站技术升级改造关键技术研究[J].北京电力高等专科学校学报：自然科学版，2011（11）.
数字化变电站范文第5篇
关键词：数字化变电站；技术；IEC61850标准
中图分类号：TL48文献标识码： A
引言
数字化变电站的出现使得智能电网成为可能，使得人们能够更好地对变电站进行管理，具有非常重大的现实意义。虽然由于人们的研究的时间还比较短，对数字化变电站的一些关键技术的研究还不够深入，但相信在不久的将来，数字化变电站一定会成为变电站发展的主流，为人们带来更大的便利。
1、数字化变电站发展概况
1.1、变电控制系统的应用现状
近年来，随着经济的快速发展对电能源的需求不断增加，因而带来我国电网规模不断扩大。随着电网的增加电网的安全运行问题就成为电网企业考虑的主要问题，电网的安全运行直接关系到电力企业的效益。对此，一些电力企业为了提高电网运行的安全性开始对传统的变电设备进行改进应用计算机系统对体系进行控制，不仅使变电系统的操作更加简单，而且使信息实现共享，增强了变电系统的实用性。
1.2、电流和电压互感器的应用现状
电流和电压互感器是电力系统中电量计算和保护继电装置的重要部件，他们的运行效率可以对整个电网的运行效率起到重要影响。未实现数字化的变电站使用的电流和电压互感器主要是电磁感应式的，在电网运行压力不断增加的今天表现出一定的缺点。因而数字化的电流和电压互感器就应运而生了。
2、数字化变电站的主要技术特征
2.1、信息交互网络化
在数字化变电站技术中采用了新型的互感器，它与传统的互感器相比具有功率消耗低、可靠性强等特点。它可以将电网的电流和电压转变成数字信号来进行传输，将传统的功能模块转变成逻辑模块，使变电站各个设备之间能够利用网络来进行交换信息。信息交互网络具有很多优点，主要表现在以下几方面。第一，可以根据变电站的需要来选择网络，大大提高了系统的使用率和可靠性。第二，传感器可以同时发送系统中各个元件的测量数据，便于将系统数据进行共享。第三，大大减少了变电站中连接线的数量，使系统的稳定性大大提升。
2.2、系统分层分布化
变电站系统向自动化系统方向发展的过程中经历了一个重要的转变过程：由集中式向分布式的转变。这种分层分布式变电站系统采用的通信技术非常地可靠，能够将设备运行过程中的信息准确地记录下来，对于变电站系统反应速度的提高起到非常关键的作用。目前，由国际电工委员会制定的变电站通信网络的国际标准中，将变电站的结构分成三个不同的层次。这种结构模型的分层不但提高了电力系统的稳定性和可操作性，而且对实现各个系统间信息的交换帮助非常大。
2.3、设备检修状态化
传统变电站设备的状态检修主要针对的是一次设备，没有将二次设备作为一个整体或一个系统来进行状态检修。在数字化变电站中，系统可以随时获取变电站中各个设备的运行信息，可以对设备进行实时监控。而且在数字化变电站中不会出现无法监测到的元器件，系统中不会存在监测的死角，使设备检修的工作量大大减少，检修的结果也更加准确可靠。
2.4、系统建模标准化
数字化变电站技术为变电系统提供了统一、标准的信息模型。这个模型的优点主要有：第一，实现智能设备的互相操作。标准化的模型中每个子系统都可以通过服务接口以及设备描述等使各项功能实现程序上的标准化，然后再对其进行网络协议，进而实现互相操作的可能性。第二，实现变电站信息共享。数字化系统在建立过程中采用统一规则对资源进行命名，可以实现变电站内部的信息共享。第三，简化系统的维护和配置工作。
3、数字化变电站若干关键技术
3.1、IEC61850标准
IEC61850标准作为唯一的变电站网络通信国际标准，于2004年由国际电工委员会IEC正式。IEC61850标准采用了目前计算机、通信、网络等众多相关领域中许多先进、成熟、可靠的技术，包括面向对象的变电站自动化系统通信模型、基于XMLI.0的变电站配置语言SCL、抽象通信服务接口ACSI、特殊通信服务映射SCSM等，保证了电力系统对于实时性、可靠性和稳定性的要求。
与现有其它变电站通信规约比较，IEC61850标准采用面向对象建模思想，明确了一致性测试标准，将变电站自动化系统与通信技术有效分离，主要优点如下：为满足信息实时传输的要求，将电子设备与变电站自动化系统进行分层；为满足网络发展的要求，采用抽象通信服务接口和特定的通信服务映射；为满足功能模块扩展性及开放互操作性的要求，采用了面向对象的建模技术。
3.2、非常规互感器的稳定性
数字化变电站系统中，测试系统的稳定对设备的良好运行起到非常重要的作用。目前，国际上对非常规互感器的定义是：与传统电磁型或电压互感器工作原理不同的互感器。主要分为光学/无源式互感器以及电子式/有源式互感器两大类。
无源式互感器在使用的过程中由于存在一些技术问题无法解决，比如，光的折射现象、发光元件发光强度不足、光传输过程中容易受到外界的影响等，容易出现测量结果存在误差，测量精度不足等问题。有源式互感器在工作过程中由于需要提供工作电源，因此也容易受到各种因素的制约。比如，当利用激光供电技术对互感器进行供电时，供电的距离有一定的限制，在供电过程中供电设备的运行对互感器也有很大的影响，此外设备在运行过程中容易受到电磁等因素的干扰。
3.3、通信网络的可靠性和实时性
由于在数字化变电站中通信网络系统的起到的作用非常关键，因此数字化变电站系统的可靠性和使用性能很大程度上取决于通信网络的可靠性和实时性。要确保通信网络的可靠性，在对网络结构进行设计时必须采用可靠性相对较高的网络拓扑结构、采用先进的通信技术，并且对所设计的网络进行优化。除了保证通信网络的可靠性外，实时性也至关重要。现行的通信标准对数字化变电站的报文性做了严格的规定。
3.4、设备间的互操作性
数字化变电站内设备间的互操作性可在最大范围内促进不同厂家的设备进行集成和扩展，这也是制定IEC61850标准的目的之一。为保证设备间的互操作性，需进行设备的一致性和性能测试，包括间隔层设备之间、间隔层和变电站层设备之间、基于采样值及扩展性互操作测试。
3.5、IED的互操作性
要确保IED的互操作性，必须对其进行一致性测试和性能测试。一致性测试相当于基础性的测试，主要是测试IED是否具备互操作性的基础。性能测试相当于功能测试，主要是测试IED的使用性能如何，是否具备应用的价值。国际上对IED的一致性测试的测试方法具有严格的规定，一般需要由具备相关资质的公司来进行，性能测试则主要由用户根据自己的需要来进行测试。
结束语
随着国民经济的不断发展，用户对电力的需求量日益增加，对电能质量的要求也越来越高。近年来，计算机、信息和网络技术的迅速发展，使得变电站自动化应用技术水平不断提高，加上智能设备等技术的日趋成熟，促使以数字化技术为中心的数字化变电站建设成为可能。
参考文献
[1]张勇平.数字化变电站若干关键技术研究[D].华北电力大学（河
北）,2010.
[2]郑炎.数字化变电站若干技术研究[D].华南理工大学,2012.
[3]陈文升,唐宏德.数字化变电站关键技术研究与工程实现[J].华东电
