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20世纪90年代中期以来，分层分布式的变电站综合自动化系统在我国电力系统逐步得到推广和应用。许多变电站都实现了无人值班，变电站运行与管理的安全可靠性指标、经济性指标得到了大幅度提升。 但是，随着技术的进步和运行水平的提高，常规变电站综合自动化系统逐渐暴露出一些不足之处，归纳起来有以下四个方面。

一、二次设备之间互操作性差

互操作性是指来自同一厂家或不同厂家的设备之间交换信息和正确使用信息协同操作的能力。在变电站自动化系统发展初期，人们就期待解决不同生产厂家二次设备之间的互操作问题。但是在IEC 61850标准颁布之前，各种通信规约都基于串口通信机制。这些规约的应用功能比较有限，各厂家为了满足应用的要求对规约进行了各自的扩展。由于对规约的理解不同，各厂家的设备相互之间并不完全兼容，导致不同厂家的设备之间不能真正实现互操作。

为了实现各种装置之间互操作，20世纪90年代初期国际电工委员会开始制定IEC 60870系列标准，到最终完成制定经过了 10年时间。

以变电站内继电保护设备通信采用的IEC 60870 -5 -103为例，该标准存在的不足主要有：

（1） IEC 60870 -5 -103标准是基于RS232/485串行通信，本质上是一种 问答式规约。而2000年及以后各厂家推出的第二代分层分布式变电站自动化系统是基于网络通信的，不能完全采用IEC 60870 -5 -103标准。为了提高变电站中重要信息的实时响应速度，需要增加设备主动传输重要事件的通信机制。但是，不同厂家对这一机制的技术实现方案存在相当差异，妨碍了设备之间互操作的实现。

（2） 国际电工委员会在制定IEC 60870-5 -103标准时，提出了继电保护装置通过釆用通用报文来实现“自我描述”的概念，但是没有同时给出通用报文具体应用时的指导性规范。为了与此前开发并已实际应用的设备相兼容， 等同采用该标准的电力行业标准在其附录中补充了很多不符合互操作性原则的专用报文，造成了无法解决的互操作性问题。

因此，IEC 60870-5 -103在工程应用中没有达到预期的互操作性，不同厂商的设备之间仍需要通过大量的协议转换才能实现互联。

另外，20世纪90年代中期分层分布式变电站综合自动化系统开始在国内应用，但是直到1999年国内才开始采用IEC 60870 -5标准，二次设备通信标准化实施的进度滞后于变电站综合自动化系统的发展。目前在运的变电站中， 仍有大量变电站的二次设备之间的互连是采用“厂方协议”来实现的。不同厂家之间的通信协议不统一。甚至同一厂家应用于不同地区或同一地区不同时期建设的变电站，本厂家设备之间的互连协议都可能存在差别，这种差别严重 妨碍了设备之间的互操作。

综上所述，由于通信规约本身的问题，加上各制造厂对规约的理解和扩展不同，导致相互之间不能完全兼容。为实现不同厂家设备的互联，不得不采用大量的通信规约转换。这一方面增加了系统复杂性，影响了信息传输的速度和可靠性；另一方面增加了系统成本和设计、调试、维护的难度，同时工程改扩建、设备选型受到很大约束，不利于变电站自动化系统的长期维护和运行。

二、 信息难以实现共享

目前变电站内的主要系统有：①基于RTU/测控单元的SCADA系统; ② 基于同步相量测量PMU的广域测量 WAMS ( Wide Area Monitoring System) 系统；③基于保护装置、故障录波器的故障信息管理系统；④基于变电站 “五防”的防误操作闭锁系统；⑤电能计量系统；⑥电能质量监测系统; ⑦一次设备在线监测系统等。

这些系统大多在不同阶段建设，相互之间是独立的，产生了很多问题: ①各个系统自成体系，管理和维护分属于不同的部门；②通信线路重复投 资、重复建设；③整体可靠性差，不利于安全生产；④各个系统之间硬件重 复配置，二次接线复杂，投资成本大、维护量大，维护困难；⑤各系统的装 置针对各自的应用研发，相互之间不能实现兼容与信息共享，形成了各种 “信息孤岛”现象；⑥设备配置冗余，却不能实现信息应用的冗余。

随着电力企业的应用需求不断增加，基于现有设计思想的各种设备数量仍 将增多，信息孤岛林立，极大地妨碍了信息的有效应用。

网络通信技术的发展已经使变电站自动化系统接入和共享其他一些有用信 息成为可能。为减少设备重复投资，提高电力系统运行和管理效率，需要对变 电站各种信息的对象进行统一建模，把分属于不同技术管理部门、各自相对独 立发展的多个系统的信息整合、集成到一起，使信息在不同的技术管理部门之 间得到充分共享，从而达到减少设备重复投资、提高电力系统运行和管理效率 的目的。

三、 系统的可扩展性差

随着IT技术的迅猛发展，与变电站自动化系统相关的通信、嵌入式应用 等技术的更新速度比变电站自动化系统(一般认为其更新周期应在12年以 上)的更新速度快得多。而IEC 61850之前的各种通信规约没有将系统应用与 通信技术进行分层处理，系统应用无法适应计算机技术、网络通信技术的发展 以及设备的升级更新。可以说，以前的通信规约制约了新技术、新装置的进一 步应用。

常规变电站自动化系统在系统扩建或更新设备时需要付出很大的附加成 本。在变电站增加间隔、更换测控装置或继电保护装置时，由于通信接口和通 信协议存在差别，往往需要增加规约转换设备，并且需要进行现场调试，甚至 还可能需要更改自动化系统的数据库定义并进行相应的试验验证，釆用不同厂 家的设备更新时更加困难。因此，以前的通信规约不利于变电站自动化系统的 长期安全运行和维护。

四、二次电缆回路安全隐患多

在常规变电站中，虽然继电保护、测控装置以及计量电表等二次设备实现 了数字化，但这些装置之间以及装置与断路器、互感器之间仍然采用电缆进行 连接，开关场至保护小室之间存在大量的二次电缆，用来传输电压和电流模拟 量、断路器和隔离开关位置等状态量以及控制命令。实际运行中，由于电缆二 次回路接地状态无法实时监测，二次回路两点接地的情况时有发生，有时会造 成继电保护设备误动作。在二次电缆比较长的情况下，电容耦合等干扰也可能 引起二次设备运行异常。因此，二次电缆实际上构成了变电站安全运行的重要 隐患。

近年来，电子式互感器及智能断路器等新型设备的日趋成熟，以及高速以 太网在实时系统中的开发应用，为变电站信息的釆集、传输实现全数字化处理 提供了理论和物质基础，采用以太网代替二次电缆成为可能。电子式互感器、 智能断路器的应用需求是制定IEC 61850标准过程层部分的重要动力。

以上问题表明，为实现不同设备之间的互操作和信息共享，已出现制定新 一代通信标准的强烈需求。为此，国际电工委员会制定了 IEC 61850《变电站 通信网络和系统》系列标准(简称IEC 61850标准)，该标准已经成为未来变 电站自动化领域的唯一国际标准。