学士学位论文—-数字化变电站改造.doc

摘 要
题目：数字化变电站可行性研究
学科（专业）：电力系统及其自动化
申请人：严金辉
指导教师：陈国联
摘 要
我国变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平。新建变电站，无论电压等级高低，基本都采用变电站综合自动化系统。随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，变电站中所有信息的采集、传输和处理全部数字化将成为变电站自动化建设的必然趋势。并在提高稳定性、增强可靠性、信息共享、简化架构、提升功能、降低造价等方面取得了重大的突破和显著的社会经济效益。。随着科学技术的水平的提高，和实际需求的改变，相应的解决方案也会在实践中不断的调整。
关 键 词：数字化变电站概述；数字化改造的诠释；数字化改造必然趋势；数字化改造的技术途径；

目 录
摘 要 I
1 引 言 1
1.1 数字化变电站概述 1
1.2 变电站的数字化发展历程及存在问题 1
1.3 数字化变电站的优点和特点 2
1.4 常规变电站数字化改造的诠释 2
2 常规变电站数字化改造的必要性和有利条件 4
2.1 必要性 4
2.2 有利条件 5
2.2.1 数字化变电站自动化技术和设备日趋成熟 5
2.2.2 建设数字化变电站的有利条件 5
2.2.3 数字化变电站改造经济性分析 5
2.2.4 常规变电站数字化改造的技术途径 7
2.2.5 需要考虑的问题 9
结束语 14
致 谢 15
参考文献 16

西安交通大学网络教育学院毕业实习报告
1 引 言
国家电网公司近期提出了智能电网建设的新规划, 至2020年分为3个阶段全面建成统一的“坚强智能电网”, 技术和装备全面达到国际先进水平。数字化变电站技术是国际公认的变电站自动化发展趋势, 也是国家电网公司智能电网建设规划中的一部分; 与常规变电站相比具有信息充分共享,标准化数据及通信模型、信号传输实时可靠, 降低变电站整个生命周期的费用等优点。目前, 国内已有超过20个数字化变电站投人运行或在建,但常规变电站的数字化改造还未多见。大量的常规变电站改造必然要考虑到成本和性价比,包括对运行的影响、设备的使用期限和重要程度等因素。
1.1 数字化变电站概述
我国变电站自动化技术经过十多年的发展已经达到一定的水平。新建变电站，无论电压等级高低，基本都采用变电站综合自动化系统。许多老变电站也通过改造实现变电站综合自动化，进而实现无人职守。变电站综合自动化技术的广泛采用提高了电网建设的现代化水平，增强了电网输配电能力和电网调度的能力，降低了变电站建设的总造价和人工费用。随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，变电站中所有信息的采集、传输和处理全部数字化将成为变电站自动化建设的必然趋势。
1.2 变电站的数字化发展历程及存在问题
变电站作为电力网中的重要节点, 随着系统的技术进步, 己经发生了很大变化。特别是自20世纪90年代以来, 随着电网及计算机、技术、信息、控制技术、测量技术等的发展, 变电站自动化系统已逐渐步入数字化时代, 并在提高稳定性、增强可靠性、信息共享、简化架构、提升功能、降低造价等方面取得了重大的突破和显著的社会经济效益。
但是, 目前变电站数字化技术的运用还存在各种局限性。主要表现在①一次设备和二次装里之间仍需敷设大量电缆, 设计、电建施工、运行维护都存在很大的工作量, 形成可观的成本②电网及一次设备信息的数字化处理还是依靠二次装来完成, 造成不同应用间的信息重复和无效冗余, 带来变电站二次系统架构庞杂、不便扩展、难以维护、成本增高③虽然实现了变电站的初步数字化进程, 但仍未实现站内的公用信息共享、简化信息及变电站架构, 并降低变电站造价及维护成本④随着越来越多的IED的应用, 各种网络架构、通信协议和传输介质使得系统互连、互操作性问题日益突出, 也为系统的稳定埋下隐患。虽然包括正等国际组织做了不少工作, 但由于各机构、厂家在技术水平、经验、理解等方面的差异, 变电站自动化系统仍处于难以实现互连接、互操作的状态。故实现变电站内一次设备信息处理的数字化, 二次设备通信的网络化, 并在此基础上按照标准族构建未来的数字化变电站架构, 已被公认为未来技术发展的方向。
1.3 数字化变电站的优点和特点
数字化变电站有两个根本特点, 即一次设备智能化和二次设备网络化。采用数字输出的电子式互感器、智能开关(或配智能终端的传统开关)等智能一次设备,一次设备和二次设备间用光纤传输数字编码信息方式交换采样值、状态量、控制命令等信息。二次设备之间利用通信网络交换信息,取消控制电缆,降低了工程造价,提高了可靠性􀀁
为顺利实现一次设备智能化和二次设备网络化,国际电工委员会(IEC )制订了IE C61850 标准,以此统一各类厂家数字化变电站产品的标准,实现兼容性和互操作性。
按照61850 标准, 数字化变电站在逻辑结构上可分为3层, 即变电站层、间隔层、过程层。各层次之间和内部均采用网络通信, 在过程层实现数字化。
层与层之间和层内部采用统一的通信信息模型和标准,解决了不同型号设备的互操作问题,实现无碍信息共享,提升其性能和可靠性,而设备配置、系统维护、工程实施大为简化。过程层数字化取消了所有的控制电缆和信号电缆, 代之以光纤,大大节省了材料造价和施工成本, 同时提高了信号传输的可靠性, 解决传统互感器固有的饱和和安全性等问题并提升测量精度。
1.4 常规变电站数字化改造的诠释
对于变电站的数字化改造， 美国投入了大量资金和人力进行相关技术的研发，GE 公司为美国电力公司在俄亥俄州的一个342KV 变电站进行数字化改造的成功案例， 并且这种解决方案也适用于超高压公司。该方案的核心元件有几种名称：①Hard Fiber， 意为硬核光导纤维； ②IEC61850 现场过程总线； ③俗称“Brick”，即砖块的意思。本文给它起了一个中文名字叫“魔砖”，因为它的确有些神奇。该核心元件实际上是一种IT 设备。它可以做如下的事情：①模数转换；②控制编码；③遵循IEC61850－9－2 和8－1。它之所以被称作“Brick”是因为它不但看上去就像块砖头， 而且和砖头一样经得起日晒雨淋（IP66 的防护等级）。
它的输入／输出是双向的，一方面就地采集了所有一次设备的信息， 由一根细长的单芯光缆连接到控制室的保护、控制及计量等二次设备； 另一方面还可以通过这根光缆把来自控制室的控制信号和同步信息送到“魔砖”，实现控制功能。
该方案核心模块“魔砖”的功能可归纳如下：①它由光缆供电，可以是交流也可以是直流220V 或110V。②两组交流（ABC三相及零相，可以是8 个电流输入，也可以是4 电流和四电压）输入，4 个完全独立的数字核输出。即所有输入可分别供4 个用户共享。可以把它理解为CT／PT 次级的扩展功能。输入的交流量， 可以是来自传统CT／PT，也可以是电子式的EPT／ECT，或光学的OCT／OPT， 以便与未来的设备兼容。③直流输入既考虑了开关量也考虑了模拟量。模拟量可以接入非电气量变送器输出（如压力、温度等），开关量共有18个量，模拟量共有3 个。④直流输出有4 个固态继电器。另外还有2 个C 型继电器和1 个双位置继电器。⑤典型配置考虑了双母线加旁路或一个半开关结线的双重化冗余配置。
通过在已有变电站中使用“魔砖”，我们传统的一次设备就实现了数字化。

2 常规变电站数字化改造的必要性和有利条件
2.1 必要性
随着计算机技术和网络通信技术的飞速发展，变电站已进入数字化技术时代。智能化高压电器、电子式互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行操作培训仿真等相关技术日趋成熟，以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用，变电站中所有信息的采集、传输和处理全数字化的变电站将成为变电站自动化技术发展的必然趋势。传统的一次、二次设备正朝着智能化、数字化方向发展，一些相关领域的技术如WAMAP、状态检修、电能质量监测、电网稳定控制等，也对变电站内信息和技术的共享提出了新的要求。
基于上述原因，实现变电站内一次设备信息处理的数字化，通过标准化的网络通信平台，实现变电站内公用信息的共享，并在按照IEC61850 标准族构建未来的数字化变电站架构，已逐渐为业内人士所认可，数字化变电站技术已成为变电站现代化技术发展的方向。
数字化变电站具有简洁的二次接线、更好的保护性能、一致化的计测精度、较高的设备使用效率、更高的系统可靠性，同时数字化变电站设备具有很高的互操作性，设备较易维护和更新，信息实现共享的特点。因此，将传统变电站改造为数字化变电站将是必然趋势。
通过数字化改造，可以实现以下目标：
1) 通过过程层数字化，取消大量电缆硬连接，降低系统成本。
2) 采用IEC61850 标准，实现不同厂家设备的互操作，消除站内信息孤岛。
设备的互操作性使得用户可以选择最好的系统部件，大幅改善系统集成、现场验收、监视诊断和运行维护等的费用，节约大量时间，增加自动化系统使用期间的灵活性。
3) 优化功能布局，减少设备数量，简化二次系统。
因此，对常规变电站进行数字化改造，对于建设资源节约型、环境友好型社会和科技创新型电力企业，通过节能调度实现节能降耗，通过标准化实现信息共享和系统的互联互通，减少投资，降低维护工作量，提高效率和效益，提高大电网的安全稳定水平和灾变防治能力，提高电网生产的科学、智能决策水平，显著提高电网生产效率具有重要的现实意义。
2.2 有利条件
2.2.1 数字化变电站自动化技术和设备日趋成熟
实现数字化变电站的关键技术有2 点: 遵循IEC61850 标准建立通信平台; 智能化一次设备与间隔层之间的接口和应用。对于第1 点, 国外ABB、西门子、阿尔斯通等公司均已推出基于IEC61850 的相关产品, 国内电力行业也已开始应用IEC61850 作为变电站自动化的通信规约, 不少科研单位和生产厂家都在研究基于IEC61850 标准的相关产品, 并有4大科研单位和生产厂家基于IEC61850 标准的产品参于了国调中心组织的5 次互操作试验。对于第2点, 国内也有不少科研单位和生产厂家研制和引进国外技术生产了智能化开关和光电式互感器等一次设备, 如西安同维、顺德特变、西安高研等厂家。所有这些都为建设数字化变电站提供了技术和物质基础。
2.2.2 建设数字化变电站的有利条件
1)江苏电网变电站自动化基础比较好
现有的100% 的110 kV 变电站和70%的220 kV变电站都采用了以微机监控为主体的变电站自动化系统, 在此基础上对变电站自动化系统进行改造和对智能化一次设备的应用创造了条件。
2)调度自动化系统准备升级
江苏省调EMS 系统升级换型工程初步设计已于2005年6月15日通过了江苏省电力公司组织的评审。升级后的EMS 系统将满足标准化、智能化、信息化和可视化的要求。这将为变电站实现数字化创造有利时机。
3)无人值班变电站发展的要求
江苏电网无人值班变电站的建设对变电站自动化提出了更高的要求, 希望进一步简化二次接线、减少二次电缆、减少维护工作量和减少变电站的占地面积, 因而无人值班变电站的发展促进了对变电站实现数字化的要求。
2.2.3 数字化变电站改造经济性分析
1 )变电站数字化改造方案的优点
变电站数字化改造方案具有如下优点。①改造速度快：以一个220KV 线路间隔为例，设备停电一天即可以完成改造。系统由于停电方式带来的风险几乎可以不考虑。②改造后的保护和二次回路可以免维护。（其实也省去了二次操作）因为二次回路由原来的接线保证方式， 改成了通信保证方式。不存在二次回路常见的接触和绝缘隐患。③改造后，由于电流／ 电压互感器的二次负载减小，从而提高了保护、测量及计量的精度。④改造后，由于在开关现场就将大电流、高电压转换成了数字量，从而提高了二次回路人员工作的安全性。⑤设计简化图纸简单。图纸量为传统设计的二十分之一。极易管理。⑥大量节约了材料和空间（约十分之一）。
2) 全周期成本（LCC）比较分析
对传统二次回路改造和数字化改造的全周期成本（LCC）进行如下比较分析。
非数字化与数字化保护改造方案的LCC 分析比较（以常规改造与数字化改造比较），以一条220KV 线路保护改造（单侧双重化）作为对象讨论分析。
一般所考虑的一条220KV 线路的寿命（这里特指二次设备和保护）为0年，以净现金流NPV 为比较依据，主要从成本方面进行考虑：
全寿命周期成本计算公式
LCC＝CI＋CO＋CM＋CF＋CD
式中：
LCC： 全寿命周期成本（life cyclecost）；
CI：投入成本，包括设计成本、采购成本、施工成本（investment costs）；
CO：运行成本，包括操作成本、管理成本、耗电成本、（operation costs）
CM：维护成本，包括定期检验成本和备品备件（maintenance costs）；
C：故障成本，亦称惩罚成本包括停电成本、不正确动作成本和缺陷处理成本（outage or failure costs）；
CD： 废弃成本包括拆除及回收成本（disposal costs）。
对于上式中各种成本进一步解释如下：
（1）投入成本中的解释。①设计成本：尽管数字化设备的二次设计出图量仅是常规设计的十分之一， 但是由于现行设计费用是根据总造价的百分比来收取的， 所以如果造价相似，设计费也不会有变化。②采购成本是指设备的采购成本。实际上数字化的二次是一次设备的一部分， 而常规的二次除保护装置以外，其它的都不算设备。③施工成本是指支付给施工承包商的全部费用，其中包括直接费和间接费利润等，其中直接费用主要由材料和人工等组成。
（2）运行成本中的解释。①操作成本是指改变回路运行状态所发生的人工成本，一般一条220kv 线路由运行改成检修状态的操作成本包括6 个人工加2 个车辆台班大约为1 万-1。5 万元。②管理成本是指设备巡视和图纸核对这二项每年一个220kv回路二次约需二个人工折合费用约2000元。③耗电成本由二次压降带来的间接成本（以一个220kv 路为抵消计量所增加的网损费用约为5-6万元。）和冬雨季用于加热和干燥的电费（如用于加热4kW 4 个月合电量4×24×30×4＝11520kWh）。
（3）维护成本。定期检验以4 年一个周期，常规约合3。7 万元／回路。
（4）故障成本解释。①停电成本包括由于停电造成运行方式改变带来的风险成本，操作成本，及网损约10万元／次。②不正确动作及处缺成本。前者可不计入比较，后者发生的概率约两年一次， 平均一个车辆台班两个人工，每次成本约一万元。
（5）根据规定拆除成本为安装成本的70％。综上所述：结论详见表1。上述总计可节约成本100 万元左右，通过上述分析，可以认为，保护回路进行数字化改造，不仅有利于变电站运行的安全可靠性， 而且也将大大提高电网运行的效益。从长远来看，由于大量减少了铜电缆的敷设， 减少了对资源的利用率， 符合我们国家的循环经济和节约型社会建设的理念，是利国利民之举。
2.2.4 常规变电站数字化改造的技术途径
数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，实现信息共享和互操作，满足安全、稳定、可靠、经济运行要求的现代化变电站。
常规变电站的数字化改造，也应按照此思路及IEC61850 的变电站架构进行。具体建议如下：
1） 采用支持IEC61850 标准的设备
目前对于数字化变电站自动化系统，各种支持IEC61850 标准的产品将逐步取代非EC61850 产品；在站控层和间隔层已实现基于IEC61850 标准的系统， 且较为成熟。故可以直接采用基于IEC61850 标准的数字化变电站系统进行改造，在站控层和间隔层实现IEC61850 数据对象模型和服务，非IEC61850 标准的IED 采用规约转换器接入。
通过支持IEC61850 标准的后台软件、测控和保护装置、远动工作站、接入其它智能设备的规约转换设备，组成基于IEC61850 的变电站自动化系统。
2）应用智能操作箱
对于过程层，由于断路器、刀闸等一次设备暂不具备实现数字化的条件，对需要进行分散控制的开关类设备，采用智能操作箱实现对一个完整控制单元（含断路器及相关刀闸）的YX/YK 进行处理，并经过GOOSE 网与间隔层IED 进行联系。
3) 模拟量分散采样
而针对互感器，由于常规变电站均采用的是传统互感器，全面更换既不可行也十分浪费，因此，对于需要进行分散采样的互感器， 采用基于IEC61850 标准的合并单元（Merging Unit）进行同步分布式采样， 其输出依据IEC61850-9-1 或IEC61850-9-2 送往相关间隔层IED。
4) 集中式处理
对于结构简单、进出回路较少、系统功能及逻辑较为简单的常规中低压变电站可以考虑集中分散式架构。即，站控层与分布式架构相同，采用支持IEC61850 标准的站控层设备，构成基于IEC61850标准的数字化变电站站控层。
对于高压进出线、主变等通过一套或数套支持IEC61850 标准的集中式测控保护装置（每组均需冗余配置），组成基于IEC61850 的数字化变电站系统，在间隔层实现IEC61850。对于35kV 及以下部分，由于基本采用开关柜形式，对于馈线使用的是常规互感器，可以采用支持IEC61850 标准的间隔层IED，分散于开关柜分散布置，实现测控、保护功能。
5）策略选择
对于不同电压等级的常规变电站，考虑到目前智能化高压电器尚不成熟，通过分散布置的智能操作箱实现一次设备智能化的应用较短；各类数字化接口保护装置虽然得到了一些应用，但应用时间也较短；应根据具体情况酌情处理。
因此，针对系统内作用重大、地位重要的220 kV及以上变电站，宜采用积极稳妥、渐进发展的原则，进行改造。即：变电站自动化系统在站控层和间隔层实现基于IEC61850 标准的系统，对于过程层暂时不进行变化；变电站所有装置和后台系统实现IEC61850，所有改动仅限于通信层面，对变电站现有格局影响最小。当然，可以考虑对其中低压侧进行相应数字化改造。
针对系统内影响较小、结构简单的110kV 及以下变电站，可采用积极推进、滚动发展、试验完善的原则，进行改造。即：变电站自动化系统从站控层、间隔层和过程层实现基于IEC61850 标准的系统；应用分散布置的智能操作箱、分散布置的MU，实现从站控层、间隔层、过程层全面实现基于IEC61850 标准的数字化变电站系统。通过这种设计，变电站二次电缆大为减少，总体系统趋于简单。通过上述改造原则，我们可以看到，这种改造模式的优点在于：
1）无需对投资较大、更换困难、运行状态尚好的一次开关类设备、互感器设备进行更换，节省巨大投资、减少大量工作量、极大缩短改造周期，实现数字化变电站改造。
2）针对不同应用，采用不同技术策略，既保证系统的可靠性，又不失技术的先进性，并可为后续技术进步及改进，提供无缝升级和扩展的可能。
3） 充分考虑现实状况，提供不同的技术解决方案，并可以灵活组合，充分适应各类不同应用的需求。
2.2.5 需要考虑的问题
数字化变电站在实现信息数字化和信息共享的条件下，与常规变电站有很大的不同，即使是由常规变电站改造而来，也必须考虑其带来的变革，并对一些关键技术点予以考虑。
1）模拟量采样精度及采样率
常规变电站的模拟量采样，分别由不同的应用系统根据自身业务要求各自完成。但在数字化变电站中，由于实现了信息数字化和信息共享，使得模拟量采样值实现了一致性和归一化，因此，必须考虑适用于不同业务需求的要求。
2）分布式模拟量采样的同步
与上述同样的原因，常规变电站自动化系统无需考虑采样同步性问题，但在数字化变电站中，由于分布式MU 的采用，必须考虑这一问题，并且具有严格的要求（依据IEC61850 标准，不同应用分别具有1～4μs的要求）。从技术上有多种实现手段，笔者建议采用全站硬同步方式。
3）模拟量采样值的传输
在IEC61850 标准中，将MU 输出的采样值数据映射到ISO/IEC8802-3，经过MU 合并后的数据，采用IEC61850-9-1 传输时，占用带宽较大。以200点/周波的采样率，一个标准MU合并后的数据传输时，约占11M带宽。因此，采用100M以太网时，会受到带宽限制。通过理论计算和模拟试验：采用100M以太网，以200点/周波的采样率，接入6～7个标准的MU时，数据丢包率已经达到无法使用的地步。因此，在数字化变电站应用中，需要妥善处理模拟采样值的传输问题。
4）MU 的配置
MU 是应用数据的来源，故对其可靠性应提出非常高的要求。我们并不推荐采用2台MU备份的做法，因为这样会把系统变得十分复杂。
5）GOOSE 应用
IEC61850标准通过GOOSE机制实现快速信息传递，应用中常用来传递遥信、遥控及保护跳闸报文。通过网络实现相关遥信、遥控及保护跳闸信息交互和传输，相对于传统变电站的大量电缆，具有极大的便利性。因此，需要对GOOSE机制有深刻理解和妥善运用。
6）数据算法
对于常规应用情况，各不同应用系统可以采用不同的技术手段来实现整周期等间隔采样，以利后续业务处理。但在数字化变电站中，为了保证不失测量系统的同步性，只能采用等间隔采样。这就会在数字信号处理中受到频谱泄漏和栅栏效应影响，同时谐波、初始相角等皆会影响不同的业务应用。因此，在后续业务处理过程中，必须根据具体的业务对象，对算法进行修正。
7）数据容错
基于通信体系的数据传输，难免遇到丢包、积错、误码等问题的。除了在整个通信架构及通信协议上尽可能地减少此类问题的发生外，各应用系统必须具备一定的容错机制和容错逻辑。
8）网络设备
数字化变电站中大量运用了网络设备，而其在保证整个数字化变电站的安全性、可靠性上具有重要作用。因此，必须根据应用要求，严格、合理地选择网络设备，精心、仔细地配置网络设备。
数字化变电站解决方案
1 理想的数字化变电站方案特点

图5一1数字化变电站系统结构
数字化变电站的基本概念为变电站的信息采集、传输、处理、输出过程全部数字化，基本特征为设备智能化、通信网络化、模型和通信协议统一化、运行管理自动化等。数字化变电站建设的关键是实现能满足上述特征的通信网络和系统。IEC6185O标准包括变电站通信网络和系统的总体要求、功能建模、数据建模、通信协议、项目管理和一致性检测等一系列标准。按IEC61850标准建设通信网络和系统的变电站，可符合数字化变电站的要求。
数字化变电站的主要一次设备和二次设备都应为智能设备，这是变电站实现数字化的基础。智能设备具备可与其他设备交互参数、状态和控制命令等信息的通信接口。如果确需使用传统非智能设备，应通过配置智能终端将其改造为智能设备。设备间信息传输的方式为网络通信或串行通信，取代传统的控制电缆、CT电缆和vT电缆等硬接线。
数字化变电站的设备状态信息应包括其自身健康状态。设备根据需要设计相应的在线检测功能，实时提供设备的健康状态信息，变电站自动化系统可根据设备健康状态提出检修要求，实现计划。
检修向状态检修的转变。数字化变电站不需解决不同制造商设备信息代码表不统一的问题。数字化变电站的设备信息应符合标准的信息模型，具有“自我描述”机制。采用面向对象自我描述的方法，传输到自动化系统的数据都带说明，马上建立数据库，使得现场验收的验证工作大大简化，数据库的维护工作量大大减少，实现设备的“即插即用”。
按照 IEC61850标准，变电站的功能应分为变电站层、间隔层和过程层。变电站通信系统应有以下直接通信接口:
1）保护数据交换(间隔层与变电站层)
2）保护数据交换(间隔层与远方保护)
3）间隔层内数据交换
4）CT和VT瞬时数据交换(过程层与间隔层)
5）控制数据交换(过程层与间隔层)
6）控制数据交换(间隔层与变电站层)
7）数据交换(变电站与远方工程师工作站)
8）用于快速功能的间隔层之间的直接数据交换
9）变电站层数据交换
10）控制数据交换(变电站设备与远方控制中心)
通信接口①一⑨应按照IEC6185O标准建设。为了能与现有的调度系统接口，通信接口⑩仍采用IEC60870一101或104，但远动通信接口设备应有能升级到IEC61850的能力。通信接口②主要用于纵差保护、远跳装置等，由设备制造厂定义，应能在变电站间的通信系统上实现。
数字化变电站的物理设备间应能实时、高效、可靠的交换信息，以太网通信技术是满足这种要求的最佳选择。根据IEEE和EPRI的实验报告表明，现有的以太网通讯技术能够满足变电站自动化的通讯要求。以太网技术是主流的通信技术，具有极佳的经济性，并且还在快速发展中，为变电站自动化系统提供了广阔的发展空间。数字化变电站所有设备的功能和数据按IEC61850建模，采用映射到MMS(制造报文规范)的ACSI((抽象通信服务接口)、G00SE(面向变电站事件的通用对象)、SV(采样值)、SNTP(时间同步)等通信协议实现各种通信功能。由于所有设备使用统一的功能模型、数据模型和通信协议，实现了不同厂家设备间的可互操作性。
数字化变电站的信息充分共享，满足功能分布实现的要求。变电站中所有设备均从通信系统中获取所需要的其他设备的信息，并通过通信系统向其他设备传输输出信息和控制命令。按IEC61850通信协议，可传输设备的完整信息，包括状态、配置参数、工作参数、与其他设备的逻辑关系、软硬件版本等。变电站的功能可分布在多个物理设备上，不需为涉及到多个间隔的功能设计庞大复杂的物理设备(例如母差保护、VQC等功能)。同一物理设备可参与多个功能实现，避免了变电站的物理设备的重复设置。
数字化变电站通信系统可实时、可靠的交换所有设备的完整信息，利用高级应用软件能自动生成报表、操作票和操作记录、系统拓扑图、设备检修通知、故障分析报告等，实现管理自动化和智能决策。数字化变电站可降低变电站整个生命周期的费用。由于设备的可互操作性，设备选型时可选择不同厂家的技术经济性最优的设备。避免物理设备的重复设置，减少了设备采购数量。系统扩展或部分设备更换和升级时其它设备的软硬件基本不变，达到保护投资的目的。提高管理自动化水平，减少人力资源投入。
数字化变电站采用冗余技术保证系统可靠性。按照IEC6185O一3的“故障弱化”的原则，当变电站自动化系统的任一通信元件发生故障时，变电站仍应是持续可操作的。应当不存在这样一个故障点，由于它而使整个站不可操作，应当保持足够的当地监视和控制功能。任何元件的故障不应导致不可检出的功能失效，也不应导致多个和级联的元件故障。而且，也不应存在使22OKV及以上电压等级保护功能和断路器控制功能失效的故障点。为满足上述原则，应将相应元件或设备双重化(例如网络、CT和保护等双重化)，而且所有元件均有充分的自检功能，在任一元件或设备故障时均能及时报出。

参考文献
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