1 国际电工委员会(IEC)对变电站自动化系统的定义　　
　　1997年国际大电网会议(CIGRE)WG34．03工作组在“变电站内数据流的通信要求”报告中提出了“变电站自动化”和“变电站自动化系统(SAS)”2个名词。此名词立即被国际电工委员会(IEC)TC57技术委员会(电力系统控制和通信技术委员会)在制定IEC61850(即变电站通信网络和系统)标准中采纳。
　　IEC61850对变电站自动化系统(substation au－tomation system)的定义为：变电站自动化系统(SAS)就是在变电站内提供包括通信基础设施在内的自动化。原文为：The Substation Automation Sys－tem(SAS)provides automation in a substation，in－cluding the communication infrastructure．　　
    IEC61850指出，变电站自动化系统(SAS)的功能是指变电站必须完成的任务。这些功能包括控制、监视和保护变电站的设备及其馈线。同时，还包括变电站自动化系统的维护功能,即系统组态、通信管理和软件管理等功能。
　　变电站自动化系统的功能在逻辑上可分配在3个层次(变电站层，间隔层或单元层，过程层)。这些层及逻辑接口1～9之间的逻辑关系可用图1说明。
                         
                         
　　(1)过程层(process level)功能　是所有与过程接口的功能，即基本上是数字量和模拟量I／O功能。这些功能是通过逻辑接口4和5与间隔层进行通信。
　　(2)间隔层(bay level)功能　主要使用一间隔的数据和对该间隔的一次设备进行操作。一个间隔表示变电站的任何子部分，如一条线路，一串高压设备，或一线路变压器组等。间隔内通过逻辑接口3进行通信。
    (3)变电站层(station level)功能　有2类：　
　   1)与过程有关的站层功能　使用多个间隔或整个变电站的数据对多个间隔或整个变电站的一次设备进行操作。例如变电站范围内的闭锁、自动顺序控制或母线保护。这些功能主要通过逻辑接口8进行通信。
　　2)与接口有关的站层功能　包括变电站自动化系统与本站操作员的接口(Human Machine Inter－face，HMI)，与调度控制中心的接口(TelecontrolIn－terface，TCI)或与远方监视和维护工程师站的接口(Telemonitoring Interface，TMI)。这些功能通过逻辑接口1、6和7以及TCI与外部进行通信。
　　变电站自动化系统的设备统称为智能电子设备(IED)。IEC61850协议对智能电子设备(IED)的定义：由一个或多个处理器组成，具有从外部源接收和传送数据或控制外部源的任何设备(即电子多功能仪表、微机保护、控制器)。在特定环境下在接口所限定范围内能够执行一个或多个逻辑接点任务的实体。原文为：Intel ligentElectronic Device(IED)：Anydevice incorporating one or more processors with thecapability to receive or send data／control from or toan external source(e．g．，electronic multifunction meters，digitalrelays，controllers)．An entity capableof executing the behavior of one or more specifiedLNsin a particularcontextand delimited by its inter－faces．
　　这些IED物理上可安装在3个不同的功能层(即变电站层、间隔层或单元层、过程层)上。
    ·典型的过程层设备，如智能传感器和执行器　
  　·间隔层设备，由自动控制、继电保护和每个间隔的监视单元组成
　　·变电站层设备，由具有数据库的站级后台机、操作员平台和远方通信接口等组成。
　　IEC61850－1(基本原理)在“范围和目的”一节中明确指出，IEC61850用于变电站自动化系统(SAS)，它定义了变电站内智能电子设备(IED)之间的通信和相关系统要求。
　　不同厂家生产的智能电子设备(IED)应具有互操作性。互操作性是指，这些IED在同一个网络上或通信通道上能够工作，并实现共享信息和命令的能力。这些IED还具有互换性，也就是说，一个厂家生产的装置可用另一个厂家的装置替换，而不需要改变系统中其它元件。互操作性和互换性是电力部门、制造厂商及标准化组织共同的目标。只有实现这个目标才能真正保护用户的利益，作到真正的开放。
    要实现上述目标，在变电站内要做到：　
 　 (1)若使用RS485总线或／和光纤传输系统来实现IED之间的通信，则应采用IEC60870－5－103协议。
　　(2)若使用网络来实现IED之间的通信，则应采用IEC 61850协议。而IEC 61850是将IEC60870－5－103作为引用标准的。
2 IEC赋予RTU在变电站自动化系统中的作用　　
　　国际电工委员会(IEC)在IEC61850－2(术语)中对远方终端装置(RTU)的定义如下：
　　远方终端装置(RTU)是典型的SCADA系统中的外部子站，它作为通信网络和变电站设备间的接口。原文是：Remote TerminalUnit：typically anout station in a SCADAsystem，an RTU acts as aninterface between the communication network andthe substation equipment．
　　此定义说明，国际电工委员会(IEC)赋予RTU在变电站自动化系统中以重要作用。
　　过去，人们认为，RTU为四遥(遥测、遥信、遥控和遥调)功能，并用规约与主站进行通信 。
　　今天，按国际电工委员会(IEC)在IEC61850中的定义，RTU已成为实现变电站自动化必不可少的装置。它不仅要实现变电站与调度中心主站间的通信，而且还要作为变电站内智能电子设备(IED)与通信网络间进行通信的接口。
　　目前，有一种观点认为，RTU将被淘汰，实现110 kV和220 kV新建变电站的变电站自动化系统(SAS)时只需要采用保护和监控一体化的装置即可。这种观点是不正确的，对我国调度自动化的进一步发展是有害的，不利于我国变电站自动化系统与国际标准接轨，因为它不了解变电站自动化系统(SAS)的真正目的和功能含义。
　　在35 kV及以下电压等级的配电变电站中采用保护和监控一体化装置，在目前价格比较低廉、监视精度要求不太高的情况下还是可以的。
　　必须指出的是，IEC 60870－5－103(我国行标DL／T667－1999)的前言和第1节“范围和目的”中均明确表示：“本配套标准未必一定适用于将继电保护和测量、控制功能组合在一个装置内并共用一个通信口设备的信息接口。”原文是：This standard does notnecessarily apply to equipmentthatcombinesprotection and control functions in the same devicesharing a single commun ication port．
　　保护和监控一体化装置难以用IEC60870－5－103协议进行通信，因此将其用于变电站自动化系统，通信就成问题。
　　应该指出，IED采用IEC60870－5－103协议在变电站自动化系统中通信只能使用兼容范围(com－patible range)和通用服务(generic service)。
　　20世纪80年代和90年代中期所使用的RTU，是不能实现国际电工委员会(IEC)对RTU新定义的要求的，有必要发展能满足IEC60870－5－103和IEC61850国际标准的远方终端装置。
　　ABB公司根据CIGRE和IEC对变电站自动化系统的功能要求，以及IEC61850对RTU的定义,于1998年开发出先进的RTU 560装置。此装置能满足IEC60870－5－103的通信要求，其物理层采用：电气接口——RS485总线；光纤接口——玻璃光纤BFOC／2．5连接器和塑料光纤F－SMA连接器；传输速率为19 200 b／s。RTU 560有60个串口与变电站的各种智能电子设备(IED)通信 。与调度中心主站的通信协议有：IEC 60870－5－101(我国行标DL／T634－1997)、IEC60870－5－104、DNP 3．0、SC 1801、μ4F、CDC8890等；与IED及下级变电站RTU的通信协议有IEC60870－5－103(我国行标DL／T 667－1999)、IEC 60870－5－101(我国行标DL／T 634－1997)、MODBUS等。
　　1999年，ABB在意大利国家电力公司(ENEL)的能量管理系统(EMS)投标中中标。其中245个变电站均采用RTU 560装置。与意大利国家调度中心和3个区域调度中心的传输规约均为IEC60870－5－104。2000年，瑞士BermischeKW公司的87个变电站采用了RTU 560。其它欧洲国家如比利时、德国也相继使用。我国广东、浙江和湖南省电力局也已采用。
3 变电站自动化系统的分布式结构
　　变电站自动化系统采用分布式结构会大大减少电缆，降低造价。但分布的方式和程度应保证变电站的安全可靠运行。
　　变电站自动化系统的分布式结构与间隔的划分有密切关系。IEC61850对间隔(bay)的定义为：“一变电站由具有一些相同功能的紧密连接的子部分组成。”“间隔层代表一个在变电站层之下的另外一个控制层”。变电站间隔层的划分应与变电站的类型、一次设备的配置和布局、变电站内设备的数据流及通信总线的结构有关。
　　根据变电站的具体情况，一个电力系统元件、2种电压等级之间带断路器的变压器、带断路器和相关隔离刀闸及接地刀闸的母联、在进线或出线及母线之间的断路器等都可定义为间隔。因此，变电站自动化系统的分布结构应按具体变电站所划分的过程层、间隔层和变电站层及通信总线要求来决定。
　　变电站自动化系统面向对象的设计就是应面向具体变电站自动化系统所定义的间隔来设计，而不是面向一次电力系统元件来设计。
　　为了保证变电站运行的安全可靠性，一次高压设备应不干扰和影响二次系统的运行。因此，“面向对象(电力系统一次元件)的一次、二次设备一体化”的设计思想是否可行应慎重考虑。
　　1998年8月26日凌晨，广西桂林市220 kV中心变电站一个10 kV小车开关柜由于触头过热 ，瓷瓶爆炸而烧毁，同时将通信、远动电源线烧坏，使变电站控制室内无法监控，引起桂林市区大面积停电。直到上午9时，桂林日报仍无法出版，引起了市长的极度关注。据桂林供电局有关人士介绍，有1次10 kV开关室内11个10 kV小车开关柜全部被烧毁。这些惨痛的教训，不得不引起人们在设计变电站自动化系统时高度重视。
　　目前有种趋势，甚至在招标文件中也要求把远动装置安装在10 kV开关柜内，达到所谓的“面向对象（指电力系统一次元件）的一次、二次一体化”，以实现减少电缆、降低投资的目的。这种绝对分布的思想对变电站安全可靠运行是不利的。因为不出事故则已，一旦出现事故，其经济损失、政治和社会影响就不是用节省一点电缆所能弥补的。
　　因此建议，目前变电站自动化系统可用分布式分层布局，但二次设备应与一次设备分离 ，并按划分的层来分布集中组屏。
　　若间隔间、变电站自动化系统的3层间的距离较远，则可按IEC60870－5－103的规定，采用光纤传输系统，以防电磁干扰。
4 时间同步与GPS精度要求
　　在变电站自动化系统中，调频、功角测量都需要精确度很高的标准时钟，以保证电能质量和电网的稳定性控制。在电力系统扰动分析和事件分析中，时标也要求具有较高的分辨度 。在IEC61850协议中对标准的IED同步和有关报文的同步均提出了精确度要求。
　　IEC61850定义了7种类型的报文和3种性能级A、B和C。
　　性能级A适用于小变电站或接收数据传输速率较低的场合。性能级B适用于正常要求的场合。性能级C适用于变电站内通信速率和数据流有特别高要求的场合。
　　类型1为快速报文。类型2为中速报文。类型3为低速报文。类型4为同步生数据报文。类型5为文件传输。类型6为时间同步报文。类型7为具有访问控制的命令报文。
　　在类型6时间同步报文中规定，这类报文用来同步变电站自动化系统中IED的内部时钟。需要2种级别的同步精确度：
　　(1)标准的IED同步，正常时间同步精度为±100μs。
    (2)数字仪用互感器和类型4报文的同步
    对性能级A，同步精度为±25μs。
    对性能级B，同步精度为±4μs。
    对性能级C，同步精度为±1μs。
　　目前我国变电站中大多尚未装设全球卫星同步时钟系统(GPS)。要实现时间同步，则在调度控制中心必须装设能满足上述要求的GPS系统，按IEC60870－5－101协议对所属变电站自动化系统实现时间同步。
　　只有当所属变电站全都装设了满足IEC61850要求的GPS后调度中心才可不对各变电站自动化系统进行时间同步。
　　建议目前各变电站暂不必安装GPS，以节省投资。精确度不够的便宜的GPS绝不要采用。调度中心则应安装精确度高且能满足IEC61850要求的GPS，以对所属变电站自动化系统进行统一对时。
　　目前欧洲国家变电站自动化系统较多使用MEINBERG FUNKUHREN公司的GPS，其性能为：脉冲精度在同步和运行20 min后小于±500 ns；当时钟同步源丢失时或运行开始20 min期间内小于±2μs。

［1］IEC61850－1．Communication network and systems in substa－tions．Part1：Basicpriciples［S］．1999．
［2］IEC61850－2．Communication network and systems in substa－tions．Part2：Glossary［S］．1999．
［3］IEC61850－5．Communication network and systems in substa－tions．Part 5－1：Communication requirements for function and　　devicemodels［S］．1999．
［4］IEC60870－5－103．Transmission protocols－Companion standard fortheinformativeinterfaceofprotection equipment［S］．1997．
［5］谭文恕．电力行业标准DL／T667－1999简介［J］．电力系统自动化，2000，24(1)：57－59．
［6］徐立子．变电站自动化系统的分析和实施［J］．电网技术，2000，24(5)：25－29