随着电力工业的迅速发展， 电力系统规模不断扩大，整个系统的运行方式也越来越复杂，电力系统对自动化的要求也越来越高，因此促进了电力系统自动化技术的不断发展。传统的继电保护装置很难实现对机电保护装置各方面特性的全面测试，难以满足系统的要求，已不能适应技术发展的需要。为了避免重复投资，实现信息资源的共享，应对电力系统进行规范和综合考虑。
        1 变电站自动化系统的构成
        变电站自动化系统是利用多台微型计算机和大规模集成电路组成的自动化系统，代替常规的测量和监视仪表、控制屏、中央信号系统和远动屏，用微机保护代替常规的继电保护，改变常规的继电保护装置不能与外界通信的缺陷。因此控制工程网版权所有，变电站自动化系统是自动化技术、计算机技术和通信技术在变电站的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到比较齐全的数据和信息，利用计算机的高速计算能力和逻辑判断能力，可方便地监控变电站内各种设备的运行和操作。
        变电站自动化系统多采用由多台微机组成的分层分布式控制系统。分层分布式控制系统在逻辑上可分为三个层次：变电站层、间隔层或单元层、过程层或设备层。
        a. 第一层为变电站层，它通过间隔层得到实时数据，承担着本站内操作员与远方监视和维护工程师站的人机接口、监视、管理、控制等变电站主控室功能，并负责与远方调度中心通信。
        b. 第二层为间隔层或单元层，负责对下层就地装置和智能电子设备进行通信管理、控制，同时也承担着通信规约解释、转换工作。
        C. 第三层为过程层或设备屋，是模拟量、开关量和脉冲量数据采集、保护和控制操作出口。
        因此在变电站自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各层间和各层子系统间的信息交换和信息共享，以减少变电站二次设备的重复配置并简化各子系统的互连，既减少了重复投资，又提高了系统的整体安全性和可靠性
        2 变电站自动化系统的通信
        变电站综合自动化系统包括微机监控、微机保护、电能质量控制等多个子系统。在各子系统中，往往又由多个智能环节组成。例如：微机保护子系统由变压器保护、电容器保护和各种线路保护等组成。因此在综合自动化系统内部，必须通过内部数据通信，实现各子系统内部和各子系统问的信息交换和信息共享，这是常规的变电站二次设备所不能实现的。变电站是电力系统中电能传输、交换、分配的重要环节，它集中了变压器、开关、无功补偿等昂贵设备。因此控制工程网版权所有，对变电站综合自动化系统的可靠性、抗干扰能力、工作灵活性和可扩展性要求很高，尤其是在无人值班的变电站中，不仅要求综合自动化系统中所采集的测量信息，各断路器、隔离开关的状态信息和继电保护动作信息等能传送给地区电网调度中心，而且也要能接收和执行调度中心下达的各种操作和调控命令。因此控制工程网版权所有，变电站综合自动化系统的数据通信，包括两方面的内容：一是系统内各子系统的信息交换;二是变电站与调度中心间的通信。
        2.1 变电站内的数据通信
        在具有变电站层一单元层一设备层的分层分布式自动化系统中，需要传输的信息有如下几种。
        2.1.1 问隔层与设备层间的通信
        间隔层的设备有控制测量单元或继电保护单元，或两者都有。设备层的高压断路器可能有智能传感器和执行器，可以自由地与间隔层交换信息。间隔层的设备大多数需要从设备层的电压和电流互感器采集正常和事故情况下的电压值和电流值，采集设备的状态信息和故障诊断信息，这些信息包括：断路器和隔离开关位置，主变压器分接头位置，变压器、互感器、避雷器的诊断信息以及断路器操作信息。
        2.1.2 间隔层内部的通信
        间隔层内部的通信是在一个间隔层内部相关的功能模块间控制工程网版权所有，即继电保护和控制、监视、测量之间的数据交换。这类信息有测量数据、断路器状态、器件的运行状态、同步采样信息等。
        2.1.3 间隔层之间的通信
        不同间隔层之间的数据交换有主、后备继电保护工作状态、互锁，相关保护动作闭锁，无功补偿综合控制等信息。
        2.1.4 间隔层和变电站层的通信
        间隔层和变电站层的通信内容很丰富，概括起来有以下3类：
        a. 测量及状态信息。正常和事故情况下的测量值和计算值，断路器、隔离开关、主变压器分接开关位置，各间隔层运行状态、保护动作信息等。
        b. 操作信息。断路器和隔离开关的分、合命令，主变压器分接头位置的调节， 自动装置的投入与退出等。
        c. 参数信息。微机保护和自动装置的整定值等。
        2.1.5 变电站层的内部通信
        变电站层的不同设备之间的通信.要根据各设备的任务和功能的特点，传输所需的测量信息、状态信息和操作命令等。
        2.2 变电站与调度中心的通信
        变电站综合自动化系统应具有与电力系统调度中心通信的功能，不另设独立的远动装置，而由通信控制器执行远动功能， 把变电站所需测量的模拟量、电能量、状态信息和SOE (事件顺序记录)等信息传送至调度中心。变电站不仅要向调度中心发送测量和监视信息， 而且要从上级调度中心接收数据和控制命令，例如接收调度中心下达的开关操作命令、在线修改保护整定值、调整实时运行参数。变电站与调度中心的通信有助于调度员从全系统范围考虑电能质量、潮流和稳定性控制等，这将给电力系统带来很大效益。
        3 变电站自动化系统对通信网络的要求
        由于变电站的特殊环境和综合自动化系统的要求.变电站通信网络应具备以下要求。
        3.1 快速的实时响应能力
        变电站综合自动化系统的数据网络要及时地传输现场的实时运行信息和操作控制信息。在电力工业标准中对系统的数据传送都有严格的实时性指标，网络必须保证数据通信的实时性。
        3.2 高可靠性
        电力系统是连续运行的，数据通信网络也必须连续运行，通信网络的故障和非正常工作会影响整个变电站综合自动化系统的运行。设计不合理的系统，严重时甚至会造成设备和人身事故、造成巨大的经济损失.因此变电站综合自动化系统的通信网络必须保证高可靠性。
        3.3 良好的电磁兼容·陡能
        变电站是一个具有强电磁干扰的环境，存在电源、雷击、跳闸等强电磁干扰，通信环境恶劣，数据通信网络必须注意采取相应的措施消除这些干扰的影响。
        3.4 分层式结构
        这是由整个系统的分层分布式结构决定的，也只有实现通信系统的分层，才能实现整个变电站综合自动化系统的分层分布式结构，系统的各层次又具有特殊的应用条件和性能要求，因此每一层都要有合适的网络系统。
        4 不同级别变电站自动化系统的通信网络构成
        数据通信网是构成变电站自动化系统的关键环节，内部通信网络的标准化是使变电站自动化迈向标准化的难点之一，受性能、价格、硬件、软件、用户策略等诸多因素的影响， 目前在选择“接口网络”上很难达成一致。网络特性主要由拓扑结构、传输媒介、媒介存取方式来决定。网络的选择应符合国际国内的有关标准;应选择当前的主流产品，应得到实力雄厚的软硬件商的支持： 产品应满足变电站运行要求;具有较高的性能价格比。
        4.1 35 kV及以下变电站通信网络
        在小规模的35 kV变电站和l0 kV终端变电站，可考虑使用RS422或RS485组成的网络;当变电站规模较大时应考虑选择现场总线网络。RS422和RS485串VI传输速率，在1 000m 内可达100 kbps，短距离传输速率可达10 Mbps。RS422串口为全双工控制工程网版权所有，RS485串口为半双工，媒介访问方式为主从问答式，属总线结构。这两种网络的不足在于接点数量比较少，无法实现多主冗余，有瓶颈问题。RS422的工作方式为点对点，上位机一个通信口最多只能接10个节点：RS485串15构成一主多从，只能接32个节点;此外还有信号反射、中间节点问题。而LonWorks网上的所有节点是平等的，CAN网络可以方便地构成多主结构，不存在瓶颈问题，这两种网络的节点数比RS485扩大多倍，CAN网络的节点数理论上不受限制，一般可连接110个节点。
        4.2 1 10 kV变电站通信网络
        中型1l0 kV枢纽变电站节点数一般为40个左右，多主冗余要求和节点数量增加使RS422和RS485难以胜任。现场总线却能得心应手，现场总线将网络上所有节点连接在一起，可以方便地增减节点;具有点对点、一点对多点和全网广播传送数据的功能;常用的有LonWorks网、CAN网，这两种网络均为中速网络，500 m时LonWorks网传输速率可达1 Mbps，CAN网在小于40 m时达1 Mbps，CAN网在节点出错时可自动切除与总线的联系。据近年国内数百个站的经验。LonWorks网可作为目前一般中型110 kV枢纽变电站自动化通信网络。
        4.3 220 kV及以上变电站通信网络
        220～500 kV变电站节点数量多，站内分布成百上千个控制器，数据信息流大www.cechina.cn，电力系统操作对速率指标要求高，例如在速率上，要求达到130 kbps。因此高电压等级变电站对通信网络的选择要求也较高。随着自动化行业标准《变电站通信网络和系统》(IEC 61850)的提出， 国内各主要厂家都已经在工程中实施。目前大多是从110kV开始试点。然后向高电压等级站推进，预计三年左右的时间IEC 61850将全面运用到220 kV及以上电压等级的变电站。在110 kV及以下电压等级的变电站， 因为这类站设备大多由同～ 厂家提供，互连互通要求紧迫性稍弱.加上设备成本的考虑，发展会稍缓，预计3—5年后才会有应用。
        随着上层网络的发展及IEC 61850标准的提出.目前对于高电压等级变电站底层通信网络的要求也逐渐提高。各大公司已经提出了针对满足IEC 61850标准的底层测控装置设备的设计标准。而由于IEC 61850标准中嵌入式以太网通信技术的高速特性，数字化变电站要求底层通信装置具有高速、可靠和实时等特性。具有以上特性的现场总线系统满足底层通信网络的需求。
        5 工业以太网应用于数字化变电站系统
        5.1 工业以太网概述
        根据IEC/SC65C (国际电工委员会SC65C工作组)的定义，工业以太网是用于工业自动化环境.符合IEEE 802.3 (电气与电子工程师协会以太网协议标准)，按照IEEE 802.1D(介质访问控制网桥规范)和IEEE 802.1Q (局域网虚拟网桥规范)，对其没有进行任何实时扩展的以太网。工业以太网网络模型是参考ISO/OSI RM (国际标准化组织/开放系统互连参考模型)制定的，结构上与传统以太网基本相同。但由于传统以太网不是为工业控制系统设计的.因此在信息传输的实时性、可靠性、确定性方面不能满足现场要求，需要加以改进。另外，工业以太网在设备互操作性、网络生存性、总线供电、本质安全等方面r^ ]的研究也处于初期阶段，需要不断修改和完善? 
        传统以太网的CSMA/CD (载波侦听多路访问/冲突检测)机制带来了传输延迟的不确定性，不能满足工业网络的实时性要求。因此控制工程网版权所有，国内外许多学者提出了各种改进方法来提高以太网的通信实时性，以使其能够应用到工业网络领域。这些方法可分为两类，一类是硬件实时改进方法www.cechina.cn，另一类是软件实时改进方法。硬件实时方法是指通过设计适当的硬件电路.限制节点访问网络的时问和速率， 以减少网络冲突和排队延迟，实现实时通信。但与目前广泛使用的以太网标准相比，这种方法大大提高了节点的硬件成本，不利于大面积推广应用。软件实时改进方法，是指在不增加节点硬件成本的同时，用软件调度策略对CSMA/CD机制和BEB (二进制指数退避)算法进行改进，以提高以太网的通信实时性。
        5.2 基于工业以太网的数字化变电站系统概述
        IEC 61850是新一代变电站网络通信标准体系，适用于分层的lED (智能电子设备)和变电站自动化系统。该标准制定了满足实时信息传输要求的服务模型。它采用了抽象通信服务接口、特定通信服务映射等技术。此外，还采用了面向对象建模技术、面向设备建模和自我描述、配置语言和工具、定义和传输元数据、扩充数据和设备管理功能等。该标准还包括变电站通信网络和系统总体要求、系统和工程管理、一致性测试等
        数字化变电站以新型互感器代替了常规继电保护、测控等装置的I/O部分;以交换式以太网和光缆组成的网络通信系统代替了以往的二次回路及其线缆;基于微电子技术的IED设备实现了信息的集成化应用，以功能、信息的冗余代替了常规变电站装置的冗余， 系统可实现分层分布设计;一次设备智能化技术的实现使得控制回路实现了数字化应用，常规变电站部分功能可以直接在底层实现，整个变电站可以实现小型化、紧凑化的设计与布置。
        数字化变电站采用低功耗、数字化的新型互感器代替常规互感器，将高电压、大电流直接转换为数字信号。变电站内设备之间通过高速网络进行信息交互，二次设备不再出现功能重复的I/O接12I，常规的功能装置变成了逻辑的功能模块。即通过采用标准以太网技术真正实现了数据及资源共享。网络化的信息流如图2所示，具体包括：
        a. 过程层与间隔层之间的信息交换，即过程层的各种智能传感器和执行器可以自由地与间隔层的装置交换信息;
        b. 间隔层内部的信息交换;
        c. 间隔层之间的通信：
        d. 间隔层与变电站层的通信：
        e. 变电站层不同设备之间的通信。
        信息交互网络化的主要优点表现在：① 能根据实际需要灵活选择网络拓扑结构，易于利用冗余技术提高系统可靠性。网络拓扑结构的改变不会影响变电站功能的实现。② 当过程层采用基于IEC 61850—9-2(《变电站通讯网络和系统第9—2部分：特定通讯服务映射一通过ISO/IEC 8802—3上的采样值》)的过程总线时， 传感器的采样数据可利用多播(multicasting)技术同时发送至测控、保护、故障录波及相角测量等单元，进而实现数据共享。③ 利用网络代替导线可大大减少变电站内二次回路的连接线缆数量.从而提高系统的可靠性。
        5.3 目前存在的问题
        5.3.1 各层之间及层内的通信系统不统一
        由于各种原因。数字化变电站的各层之间及同层内的通信系统不统一，造成多种通信系统混用的情况。这样的系统不易维护且易发生通信故障。
        5.3.2 工业以太网通信标准众多且互不兼容
        目前基于工业以太网的国际通信标准有十几种之多，且相互不能兼容。因此如何选取合适的通信标准是一个重要问题。在数字化变电站自动化领域，采用统一的IEC 61850标准的呼声很高，这对于变电站通信系统的发展是十分有利的。
        5.3.3 IEC 61850标准有待完善
        IEC 61850标准自诞生之日起就存在多个不同的版本，不同厂家基于IEC 61850标准的产品也不能100% 兼容。同时，IEC 61850自身也在不断完善，不断有新的版本推出。因此控制工程网版权所有，尽快完善IEC 61850标准并使各厂家在统一的标准下开发相关设备是十分必要的。
        5.4 应用实例
        某大型商业广场智能化变配电综合监控系统结构包括两个大区，3个变配电室，每个变配电室包括l0 kV中压系统和380V低压系统。此系统两区共有变压器16台，数据采集模块200余个.低压配电回路800多路。
        低压监控回路部分每个回路完全独立，出线回路采用4回路或6回路带计量模块，完全实现了电能的集中管理功能。
        监控中心分别设置在两个配电室，通过工业以太网连接现场各类设备。该系统支持基于现场总线和工业以太网的多种通信协议。是一个扩展性强的稳定系统。
        6 总结与展望
        变电站自动化系统经过多年的变迁。逐渐在向数字化、网络化、集成化方向发展。数字化变电站采用新型电流和电压互感器，采用智能断路器等技术，利用高速以太网构成变电站数据采集和传输系统，并实现基于IEC 61850标准的统一信息建模。因此。数字化变电站在常规变电站自动化技术的基础上实现了巨大的跨越。
        IEC 61850标准是世界唯一的变电站网络通信标准，也将成为电力系统中从调度中心到变电站、变电站内、配电自动化无缝自动化标准，该标准的发展方向是实现“即插即用”，而在工业控制上则是为了最终实现“一个世界、一种技术、一个标准”。