第1个回答 2010-12-26
两个不同的信号能_同时_共用一个485通道吗？－－不行；
两个不同的信号能_分时_共用一个485通道吗？－－可以。本回答被提问者采纳
第2个回答 2010-12-19
当然 可以
RS-485 本身 可以 连接成网络的
请看 武汉鸿伟光电
E485B RS232/RS485有源隔离转换器
E485C RS232/RS485/RS422无源转换器
第3个回答 2010-12-18
1第一代（88—95）
1983年，世界上诞生第一套变电站自动化系统，由ABB公司提供。
1987年，世界上诞生第一套微机发电机保护，由ABB公司提供。
1）前期Z80单板机，后期8031（8位）；
2）应用范围：35KV、110KV，保护有220kv以上的微机保护。应用很少，并未普及，只有极少数变电站采用；
3）结构图
全部以硬接线上RTU。
4）在93、94年左右，这一代在变形：取消了变送器；增加了上位机数量。
2第二代（95—02、03）
1）前期8096，后期80C196（16位）；
2）低压侧保护开始时有一个机箱公用两个CPU保护几条线路的，到后来，都严格按对象分了。到98年，低压侧已全部采用保护、测控合一形式，并具备通信功能。这样，低压侧就不再需要集中式测控单元了，电缆少了、占地少了、就地安装，对变电站意义重大；直流电源已具备通信能力，数字式电度表出现；
3）由于通信设备大量增加，对当时的网络带来很大考验，其原因主要有两点：装置配合不好；网络本身没有到位（开始是485，接着是现场总线）；
对上位机的压力也很大，主要表现在实时性上，响应很慢。
4）开始应用冗余技术，做220KV等级；
5）开始出现双操作员站、远动站、工程师站，上层网通信出现双以太网。为了解决多后台问题，出现了前置机。为解决前置机瓶颈问题，出现了双前置机。
这一代在96、97年左右，相关部门下文，新建变电站必须采用综合自动化系统，开始大力推广。
工矿企业等用户也提出把电度积分做进保护测控装置的需求。有些公司在98年曾作过，但好多当时由于占用资源较多，没有采用。
这一代产品，在现有的一些小厂家，还有在推的。
3第三代（03—至今）
1）DSP（32位），16位A/D；
2）基于第二代混乱的自用通信规约问题，03年，国家颁发IEC-103、104，以进一步保证通信可靠性，并促进各厂家产品的对接。
3）由于第二代的大力推广，使得保护的可靠性问题，更为突出，许多厂家在如何保证微机保护的可靠性上，下了不少功夫，这是该代产品的普遍特点。
装置抗干扰措施完整，确保装置安装于条件恶劣的现场时仍具备高可靠性:
² 总线隔离。所有与外界的总线连接都先经过缓冲器处理；
² 光电隔离。装置的开入开出、串行通信接口部分均采用光电隔离；
² 使用高集成度的器件，减少了元器件的数量；
² 集成电路全部采用工业品或军品，MTBF提高约为原有2－3倍；
² 对整个硬件回路采取屏蔽，防导体间耦合干扰；
² 在AI输入回路采取电容滤波，外部回路无需再加设交、直流输入抗干扰模块；
² 采用多层板和表面贴装技术，电路板的抗干扰能力强；
² 后插拔、双连接器结构，真正实现强、弱电回路分开，输入、输出信号回路分开；
² 采用加强型单元机箱，按抗强振动设计；
² 电源加装抗干扰电容滤过器，防止尖峰脉冲和浪涌；
² 完善的软硬件自检功能，使得任何元器件损坏不会造成装置的误动作和拒动作：硬件可自检到出口线圈、电源；冗余自检功能，数据采集回路的累加和自检功能，解决出异常大数的问题；此外，软件还采用了看门狗、软件陷阱等措施。
此外，第三代保护产品在软硬件平台、双CPU冗余、主后共用CT、出口矩阵灵活整定、波形提取、事件记录容量、内嵌电度、交流操作回路、交流电源、FC回路保护功能、MODBUS等通信规约、MMI的接口友好、软件的模块化编制、自动测试装置、保护动作分析软件、装置生产工艺、装置外观、说明资料等方方面面都取得了快速发展。
4）第二代产品的前置机瓶颈问题较为突出，代之以分散式的前置机。
5）对网络通信和后台应用软件的重视。随着电力系统自动化领域特别是电网侧自动化的高速发展，各厂家所开发的监控系统软件都或多或少地暴露出了一些问题。其中，尤以后台死机、通讯不稳定最为突出。《国家电力公司国内500kV变电站自动化技术调研报告》中曾指出：
经过大量的试验和系统测试，上述站控层应用软件的主要故障是由于软件中隐藏的Bug所造成的。
4第四代——数字化变电站
2004年，世界上基于61850的第一套自动化系统，由ABB提供。
2005年，与61850完全兼容的保护装置诞生，由ABB提供。
有关此部分的文献较多，不作赘述。