传统的电网主要注重的是信息化传输，数字化变电站或数字电网注重的是实现信息的网络交互，而升级后的智能电网则更加注重信息的互换互用以及功能的智能化应用。确切地说，智能化电网是在网络信息交互共享的基础上实现信息互用，这需要建立电力企业的大信息平台，并在此基础上逐步实现智能电网所要求的诸多强大功能。

　　数字化变电站技术

　　数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革，其主要特征是“一次设备智能化，二次设备网络化，符合IEC61850标准”，即数字化变电站内的信息全部做到数字化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。

　　智能电网的发展

　　智能电网就是将先进的传感测量技术、信息技术、通信技术、计算机技术、自动控制技术和原有的输、配电基础设施高度集成而形成的新型电网，它具有提高能源效率，减小对环境的影响、提高供电的安全性和可靠性，减少电网的电能损耗，实现与用户间的互动和为用户提供增值服务等多个优点。

　　既然是智能电网，其重点就在智能化上。智能化主要体现在以下几方面：可观测——采用先进的量测、传感技术；可控制——对观测状态进行有效控制；嵌入式自主的处理技术；实时分析——数据到信息的提升；自适应和自愈等。智能电网主要具有坚强、自愈、兼容、经济、集成和优化等特征。

　　中国要打造的坚强智能电网是以特高压电网为骨干网架，通过先进的设备技术和控制方法，实现安全、高效运行的电网。它既可以减少长距离输电的损耗，也有利于风电、太阳能发电等间歇性能源的并网利用。

　　目前，对于中国的智能电网已经在研究和实践上取得不少进展。在大电网安全稳定控制上，对数字化电网、数字化变电站、电网调度可视化进行了大量研究和实践。在输电领域，许多指标达到国际先进水平，包括网域测量技术、传感器技术和量测技术，这些是电网调度基础，已经有700多套相量测量装置安装在电网，排国际第一位。数字化变电站建设上，已有70多座变电站投入运行，华东电网走在了前面。

　　数字化变电站技术特点

　　数字化变电站有3个技术特点。首先是一次设备的智能化。一次设备中被检测的信号回路和被控制的操作驱动回路都采用微处理器和光电技术的设计，这使常规机电式继电器及控制回路的结构简化了，传统的导线连接被数字程控器及数字公共信号网络所取代。可编程控制器代替了变电站二次回路中常规的继电器和其逻辑回路，常规的强电模拟信号和控制电缆被光电数字和光纤代替。尤其是电子式互感器的应用，克服了传统互感器绝缘复杂、体积大且笨重的缺点。

　　其次是二次设备的网络化。变电站中常规的二次设备：故障录波装置、继电保护装置、电压无功控制、远动装置、同期操作装置和在线状态检测装置等，都是基于标准化、模块化的微处理机技术而设计制造，设备之间的通信连接全部采用高速的网络，二次设备通过网络真正地实现了数据、资源的共享。

　　另外就是自动运行的管理系统。变电站运行管理系统的自动化包括电力生产运行数据和状态记录统计无纸化、自动化；变电站运行发生故障时，能够及时地提供故障分析报告，指出故障原因及相应的处理意见；系统能自动发出变电站设备检修报告。

　　要想在变电站内一次电气设备与二次电子装置均实现数字化通信，并具有全站统一的数据建模及数据通信平台，在此平台的基础上实现智能装置之间的互操作性。在一、二次设备之间要实现全数字化通信，如果变电站内智能装置的数量急剧增加，全站智能装置必须采用统一的数据建模及数据通信平台，才能实现互操作性。

　　当前的数字化变电站从技术上来说，其突出成就只是实现了变电站信息的数字采集和网络交互，毫无疑问，对于智能变电站来说是远远不够的，因此说，数字化变电站作为二次系统发展的一个阶段，在技术上还存在有很大的技术提升空间。

　　IEC61850通信协议

　　数字化变电站是由智能化一次设备、网络化二次设备在IEC61850通信协议基础上分层构建，能够实现智能设备间信息共享和互操作的现代化变电站。与常规变电站相比，数字化变电站间隔层和站控层的设备及网络接口只是接口和通信模型发生了较小的变化，而过程层却发生了较大的改变，由传统的电流、电压互感器、一次设备以及一次设备与二次设备之间的电缆连接，逐步改变为电子式互感器、智能化一次设备、合并单元和光纤连接等内容。

　　IEC61850将数字化变电站分为过程层、间隔层和站控层，各层内部及各层之间采用高速网络通信。整个系统的通信网络可以分为：站控层和间隔层之间的间隔层通信网，以及间隔层和过程层之间的过程层通信网。

　　站控层通信全面采用IEC61850标准，监控后台、远动通信管理机和保护信息子站均可直接接入IEC61850装置。同时提供了完备的IEC61850工程工具，用以生成符合IEC61850-6规范的SCL文件，可在不同厂家的工程工具之间进行数据信息交互。

　　间隔层通信网采用星型网络架构，在该网络上同时实现跨间隔的横向联锁功能。110kV及以下电压等级的变电站自动化系统可采用单以太网，110kV以上电压等级的变电站自动化系统需采用双以太网。网络采用IEC61850国际标准进行通信，非IEC61850规约的设备需经规约转换后接入。考虑到传输距离和抗干扰要求，各继电小室与主控室之间应采用光纤通信，而在各小室内部设备之间的通信则可采用屏蔽双绞线。

　　数字化只是第一步

　　数字化变电站是目前提出的智能电网的基础，智能电网是更高一级的应用。数字化变电站要实现信息的大量集中，避免重复建设，这些资源和信息怎么进一步的应用，便是智能电网下一步要解决的问题。数字化变电站是要求信息用统一的规约去达到互联、互通和互操作的目标，这个信息会延伸出更多的效益，减少工作人员的运行维护，提高工作效率。

　　数字化变电站作为智能变电站的初级阶段，两者在应用中存在着很大差距。要达到国家电网公司提出的信息化、数字化、自动化和互动化智能电网目标，现阶段的数字化变电站仍需要提升更优化的功能。而智能变电站与智能电网是相匹配的，现在的数字化变电站只是具备了智能变电站的一些基本条件。

　　对于国家提出的“2020年建设坚强的智能电网”，业内人士认为不太乐观，“一次设备的智能化就算从现在开始，至少也要3~5年才会出现比较成熟的技术，在试点运行中，还需要不断改进，这个过程也要2~3年的时间。一个产品从研发到成熟再到工业应用需要5~8年，同时新设备的出现不可能一夜之间就能把老的全部拆掉，还需要循序渐进的逐年更换。”目前，一次设备中只有互感器有一些突破，并已投入运行，然而现在运用的电子互感器属于电子式设备，对运行环境的要求也较苛刻，在一次设备的恶劣环境中，电磁干扰以及环境影响，对寿命和运行稳定性都是严峻考验。

　　现在数字化变电站处于科技项目或者试点阶段，各大电网公司还没有大面积推广，特别是一次设备智能化的实现都没有哪一个公司把它作为强制性政策去实施。而电力系统是一个很保守的行业，更注重的是安全性和可靠性，新技术的使用到了决策层，要慢慢消化接受，等待更成熟的技术和产品出现才会逐步推广。现在南方电网在数字化变电站的建设方面主要偏重二次设备网络化的建设，如新建的变电站，在间隔层／变电站层等二次设备上面做一些尝试，电子式互感器的大规模推广仍然有待时日。