目前，变电站综合自动化技术已经在我国得到广泛的应用，但是，目前的变电站综合自动化技术的运用还存在一些技术上的局限性，另外，随着电力系统的结构越来越复杂，电压等级越来越高，对系统运行管理也提出了更高的要求。随着数字式互感器技术和智能一次电气设备技术的日臻成熟并开始实用化，以及计算机高速网络在电力系统实时网络中的开发应用，数字化变电站技术开始在我国逐步得到应用。数字化变电技术代表着变电站自动化技术的发展方向。IEC61850标准为数字化变电站技术奠定了技术标准。数字化一次设备以及数字化通信技术的发展及实用化，也使得按IEC61850建设数字化变电站成为可能。

1 数字化变电站的关键技术
    就目前技术发展现状而言，数字化变电站是建立于IEC61850通信规范基础上，由电子式互感器(ECT，EVT)、智能化开关等智能化一次设备、网络化二次设备按变电站层、间隔层、过程层分层构建而成，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。它的关键技术主要包括以下几个方面。
1．1 IEC61850标准
    就概念而言，IEC61850标准主要围绕以下四个方面展开：
    (1)功能建模。从变电站自动化通信系统的通信性能(PICOM)要求出发，定义了变电站自动化系统的功能模型(Part5)。
    (2)数据建模。采用面向对象的方法，定义了基于客户机／服务器结构的数据模(Part7-3／4)。
    (3)通信协议。定义了数据访问机制(通信服务)和向通信协议栈的映射，如在变电站层和间隔层之间的网络采用抽象通信服务接口映射到MMS(IEC61850-8-1)，在间隔层和过程层之间的网络映射成串行单向多点或点对点传输网络(IEC61850-9-1)或映射成基于IEEE802．3标准的过程总线(IEC61850-9-2)(Part 7-2，Part8／9)。
    (4)变电站自动化系统工程和一致性测试。定义了基于XML(Extensible Make up Language)的结构化语言(Part 6)，描述变电站和自动化系统的拓扑以及IED结构化数据。为了验证互操性，Part 10描述了IEC 61850标准一致性测试。
1．2 电子式互感器
    电子式互感器分为两大类：有源电子式互感器和无源电子式互感器。有源电子式互感器利用Rogowski空芯线圈或低功率铁芯线圈感应被测电流，利用电容(电阻、电感)分压器感应被测电压。远端模块将模拟信号转换为数字信号后经通信光纤传送。无源电子式互感器利用Faraday磁光效应感应被测电流信号，利用Pockels电光效应感应被测电压信号，通过光纤传输传感信号。
1．3 智能化一次设备
    根据IEC 62063：1999的定义，智能开关设备是指具有较高性能的开关设备和控制设备，配有电子设备、传感器和执行器，不仅具有开关设备的基本功能，还具有附加功能，尤其在监测和诊断方面。
1．4 网络化二次设备
    将IEC 61850应用于变电站内的通信，以充分利用网络通信的最新技术，实现二次设备的信息共享、互操作和功能的灵活配置。

2 系统设计原则
    按照数字化变电站的要求和各层所需要达到的功能，针对一个典型接线的35 kV变电站，建立数字化变电站模型，并给出系统结构及配置方案。设计方案应具有先进性，同时作为一种实际应用，还应充分考虑目前国内外高压电气设备和二次设备(IED)的发展情况和运行经验。
    设计过程分以下几个步骤实现：
    (1)建立35 kV变电站模型，给出电气主接线和IED配置。
    (2)分析数字化变电站的分层网络特点，建立全数字化变电站自动化系统网络。
    (3)针对已建立全数字化变电站自动化系统网络，选择数字化变电站高压电气设备和二次设备。

3 系统设计方案
3．1 变电站主接线及IED配置
    以下设计中按照常规的35 kV变电站考虑：配备有载调压变压器2台；35 kV单母线分段，两路进线一主一备；#1进线所带35 kV直配变一台，作为所用备用电源；10 kV单母线分段，每段母线各六路出线；集中无功补偿分两台，分别接于10 kV I，Ⅱ母线。电气接线如图1所示。

    本方案中，35 kV变电站采用保护及测控一体化设计，#1，#2主变压器各配置一台主变差动保护测控装置，提供双斜率双拐点差动制动特性的比率式电流差动保护和差流速断保护功能。此外，这两台保护还可为变压器高、低压侧提供过流后备保护功能。测控方面的功能包括差动和制动电流、二次和五次谐波、电流等测量值，以及事件及故障录波、数据记录等功能。35 kV#1，#2进线、母联配置一台线路保护装置，主要提供完整的过流，速断和线路差动保护。两台主变保护各组一个屏，两条进线和母联的保护组一个屏。