如果说变电站是电力系统的重要组成部分，那么变电站综合自动化技术则是输电系统的数字化大脑。随着智能化开关、电子式电流电压互感器、变电站支行操作培训仿真的日趋成熟，及以太网通讯技术的飞速发展和国际电工委员会新变电站自动化通信标准IEC61850(基于通用网络通信平台的变电站自动化系统唯一国际标准)的实施，数字化变电站已成为行业内的一个热点话题。
新标准成功实施
6月18日，500千伏兰溪变电站顺利带电启动，成功并入电网，标志着华东电网有限公司首座以IEC61850通信标准建设的500千伏数字化变电站成功投入运行。该站位于浙江省兰溪市，一期工程通过两回500千伏线路与兰溪电厂相连接；远景将与信安变、浙西核电或浙西特高压等500千伏站点连接，在华东500千伏电网中占有重要地位。
华东电网作为世界特大区域电网，在数字化变电站及数字化电网的实施上，以国内外先进技术为标杆，充分考虑社会对电网安全的要求，结合华东电网的实际，寻找出了一条最为适合的数字化道路。
“目前，基于IEC61850建设的500千伏数字化变电站，在国内外具有重大意义，技术难度超过现有的数字化变电站。”华东电网有限公司生产部副主任蒋跃强如此形容这个电力行业数字化变电站的新产物。
核心技术国际领先
归纳起来，数字化变电站主要有六大优点：各种功能共用统一的信息平台，避免设备重复投入；测量精度高，无饱和，无CTZ二次开路；二次接线简单；光纤取代电缆，电磁兼容性能优越；信号传输通道均可自检，可靠性高；管理自动化。
传统变电站，在保护、录波器；测控等与断路器之间的联系，保护、录波器、测控等与互感器之间的联系，保护与保护之间的联系上都是通过硬接线实现，变电站内大量铺设的电缆就是为了实现这些联系，而保护、测控等间隔层设备和监控后台、故障信息系统等是通过通信网络互联的。这个通信网络相当复杂，包含有串口、485总线、网络等方式，实现的通信规约也有多种，包括各种版本的103、南瑞的LFP规约、ABB的SPA规约，AREVA的Courier规约等，不仅造成了通信瓶颈，也使得系统集成大量浪费在规约的转换工作上。
而数字化变电站通信网络的改变，则使监控、在线检测、五防、VQC和保护等信息传输由原来的点对点对接实现了信息共享；传统开关端子箱以智能单元的形式出现，把智能开关下放到开关柜，既降低了造价又提高了安全性；电子式电流/电压互感，器的使用，具有传统电磁式互感器无法比拟的诸多优点(动态范围大、频带宽、无磁饱和现象、体积少、重量轻等)，同时输出可采用数字化、甚至网络化。
数字化变电站和传统变电站在后期运行中有很大的区别，其可分为四个方面。对于继电保护专业来说，保护装置之间的联系，保护的跳闸回路、电流电压量输入回路由传统的硬接线模式转变为网络模式；交换机成为保证保护系统正确动作的重要设备，其重要性远远超过保护装置和测控装置，是数字化变电站建设的关键；保护测控一体化由低电压等级向高电压等级发展，集中式保护成为可能；保护专业向自动化、通信专业渗透。
从调度专业来说，调度员要将原先对变电站二次接线的熟悉，转变为对变电站二次网络接线的熟悉；保护的运行模式要考虑网络的接线方式，交换机故障或者合并单元故障可能导致多套保护失去；二次系统的网络事故处理成为调度员要面对的课题。
针对方式专业来说，二次系统网络化后，二次系统的网络运行方式可能要影响一次系统网络的运行方式。
针对现场运行来说，保护屏柜的压板基本取消，对保护的操作都经过后台或者保护面板，二次网络的接线方式影响到保护的运行方式，这对变电站人员提出了很高要求；现场检修情况下，保护的安全措施、联动试验是一个新课题；新设备的接入，要考虑如何优化二次网络的运行方式，以达到减少停电设备。
新契机孕育新希望
数字化变电站是数字化电网的物理基础，而建设数字化电网是实现智能化电网的必由之路。数字化电网的目标是电网管理运行中信息采集、传递和利用的全面数字化。而智能化电网则是要在数字化电网的基础上，对数字化的电网信息综合分析利用，提高电网生产和管理的智能化水平，实现智能系统对人工的替代。
目前，世界范围内各大电力公司均纷纷建立数字化变电站试点。根据国家电网公司未来发展部署，我国已先后建成了一批数字化变电战示范站，部分省电力公司也开展了数字化变电站的相关研究工作。
与此同时，在国内市场的推动和二次设备厂家的配合下，我国设备制造厂商已经能提供全套的智能化一次设备并可完全实现二次设备的国产化。
随着新技术、新工艺的不断涌现和变电站与国际标准的接轨，数字化变电站自动化系统也迎来了蓬勃发展的新契机，相信在不久的将来，在解决通信网络的关键问题后，数字化变电站将成为我国变电站技术发展的新方向，一个数字化变电站时代即将来临。
