数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850标准和通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
简介
数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上（星龙科技XL801型号亦是建立在iec61850），能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。
数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备的智能化实现。
设备特点
(一)智能化的一次设备
一次设备被检测的信号和被控制的操作驱动回路经过重新设计，采样
微处理器和光电技术设计。使原来要通过二次采样电缆输入的电压电流信号，通过
电子式互感器取代传统互感器的方式，原来开关位置、闭锁信号和保护、测控的跳合闸命令等原来用二次电缆传输的信号量，都通过集成智能化一次设备实现。简化了常规
机电式继电器及控制回路的结构，数字程控器及数字公共信号网络取代传统的导线连接。换言之，变电站二次回路中常规的继电器及其逻辑回路被可编程器件代替，常规的强电
模拟信号和控制
电缆被光电式数字量和
光纤网络代替。
(二)网络化的二次设备
变电站内常规的二次设备，如
继电保护装置、
防误闭锁装置、测量控制装置、远动装置、
故障录波装置、电压无功控制、同期操作装置以及正在发展中的在线状态检测装置等全部基于标准化、模块化的微处理机设计制造，设备之间的连接全部采用高速的
网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源其享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
(三)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”。
应用实例
1.山东青岛220kV午山变电站
2. 山东潍坊220kV怡明变电站
3. 山东德州110kV双富变电站
4. 山东淄博110kV李家变电站
优点
1、性能高
（1）通信网络统一采用IEC61850规范，无需进行转化，能使通信速度有所加快，系统的复杂性以及维护难度都有所降低，由此通信系统的性能提高。
（2）数字信号采用光缆进行传输，传输过程中没有信号的衰减和失真。
（3）电子互感器无磁饱和，精度高。
2、安全性高
（1）电子互感器的应用在很大程度上减少了运行维护的工作量，同时提高了安全性。
（2）电子互感器使得
电流互感器二次开路、
电压互感器二次短路可能危及人身安全等问题已经全部消失，很大程度上提高了安全性。
3、可靠性高
合并器如果收不到数据，就会判断通讯故障(互感器故障)而发出警告，因此设备自检功能强，提高了运行的可靠性以及减轻了运行人员的工作量。
4、经济性高
（1）实现了信息共享，兼容性高，变电站成本减少。
（2）解决了电子互感器渗漏问题，由此减少了检修成本。
（3）技术含量高，具有环保、节能、节约社会资源的多重功效。
发展趋势
数字化变电站对电气设备行业影响巨大，将导致二次设备行业、互感器行业甚至开关行业的洗牌，并且以IEC61850为纽带将促进一次设备和二次设备企业的相互合作与渗透。未来数字化变电站将实现一次设备的智能化和二次设备的信息化，通过在变电站的站控层、间隔层以及过程层采用全面的标准IEC61850通信协议，避免设备的重复投入。在站控层方面，除了继承传统的监控系统外，应配置远动工作站，目的是向调度实现远程数据传输；在间隔层方面，由于多种IED的应用使的数字变电站产生多种不同的框架结构；在过程层方面，一些高级设备的研发和应用，例如智能化开关设备等。据行业内的分析报告显示，每年都有上千座35 kV及以上等级的新建变电站投入运行，新建变电站基本上都采用自动化系统模式，因此预计未来几年电力系统变电站自动化市场规模每年将保持在50～80亿元。
随着
国家电网公司坚持
智能电网计划的实施，变电站将向智能变电站发展，一次设备要升级为智能电力设备，二次设备则成为智能控制单元，这是一个革命性的变化。
安全对策
数字化变电站与传统变电站自动化系统相比，不管是在各自的构成原件上还是在系统结构上都有很多差异。从元件方面来说的话，数字化变电站可以分为第一和第二设备这两个层面，再加上一些新的技术的应用，使得这两次设备之间的联系更紧密；从结构方面来说，数字化变电站的每层可以分为：过程层、间隔层和站控层，在每层之间都是采用以太网进行数据通信的。网络进行了直接的参与并且直接影响到了系统整个的可靠性。本文主要是根据一些它们的特点来对提高数字化变电站可靠性的基本途径进行了介绍和讲解。这种介绍把数字化变电站的系统划分成为了通信、控制和保护层等子系统。再运用一些可用性的框图，分别对每个子系统可靠性参数进行初步的计算，然后再计算出整个变电站的参数。
1.变电站的可靠性
随着现今国家电网的发展，人们对于电网的安全性和质量的要求越来越高，而变电站是电网中的重要环节，所要求的向调度控制中心发出的信息量是越来越多，不仅仅包括了常规的运行和一些事故的信息，还包括着一些重要的设备。所以，数字化的
变电站系统已经成为为现今的发展趋势。
其中有一种对可靠性的定义是：“系统或者是设备在一定的时间里或是在固定的情况下，执行对其事先语言的功能的能力。”可想而知，参数是来衡量数字化变电站系统的可靠性的。
关于可靠度R。所谓可靠度，就是指设备及其系统在一定的时间内完成的规定功能的一种概率。假如在实际运用中设备或者系统的故障分布是一种指数分布的话，那么它的表达式是完全不同的。
2.关于数字化变电站可靠性的提高方法
从数字化变电站的一些特点可以看出，要提高可靠性的方法有：（1）用一些光缆代替铜缆，也就是说用以太网的总线代替了二次连接的导线，进行大量的减少系统中元件的数量：（2）及时的利用网络冗余和功能来提高系统的可靠性；（3）利用系统和元件自身的自检和监视来提高系统的可靠性。本文章主要是通过讨论采用的装置或者是系统的冗余来提高数字化变电站系统的可靠性和安全性。
3.关于数字化变电站系统的计算
3.1 变电站的系统
变电站系统发生交换机故障和链路的时候，双网之间是可以进行无缝的切换的。站控层主要包含着两个分别的系统，那就是就地监控和远程的监控，两个中任一个系统正常工作的话就可以完成对变电站的监控。间隔层中各自安装间隔控制单元。间隔内保护系统采用的是双重化配装置，它们两层的保护是完全独立的。
3.2 关于通信系统的安全性
环网拓扑在环路上的任何一链路的故障都提供了一定程度的冗余积累。它正常通信所需的条件就是所有交换机运行的正常，而且最多仅仅只能有一条链路发生故障，要是链路发生的故障太多时，通信系统是无法正常的进行通信的。
3.3 关于间隔保护系统控制系统的安全性和可靠性
在数字化变电站的系统内部分析保护系统的可靠性的时候，主要考虑的是网络介质、合并单元、断路器IED和同步的时钟并且交换机等的影响等等。间隔保护系统采用的是两个完全独立的单元，只要有一个保护单元正常工作，那就可以完成保护的功能。间隔控制系统内部的控制单元有两个网络端口，通过网络介质可以分别接于两个并行的冗余的通行系统中。
3.4 站控层系统和数字化变电站全站的可靠性
站控层系统主要是包含两套系统，分别是：就地监控系统和远程系统。只要有任何一个系统正常工作的话，就可以完成对变电站的监控。并且就地监控和RTU都是有两个网络端口，通过网络的一些介质分别接入两个共同并行冗余的通信系统中。
4.数字化变电站的各个元件的安全性
从一些数字化变电站的系统的构成可以看出，影响系统全局可靠性的因素很多很多，例如交换机、光纤链路以及BPU等元件的可靠性的参数的变化都可能会对数字化变电站系统的成功率产生极大的影响。
一些相关的结果表明，数字化变电站系统与一些传统变电站自动化系统来比，虽然数字化变电站系统中引入例如许多新型的电子装置，但是通过合理地通过实现功能冗余并采用并行冗余网络，就依然可以使各个间隔和全站的可靠性达到一些标准所要求的级别。本文对于数字化变电站的可靠性和安全性分析方法和结果可以为实施数字化变电站的系统提供一定的理论依据和实施方案。我们应该为之努力。