四川电科院与中试所是一家单位吗？_百度知道
四川电科院与中试所是一家单位吗？
请知情者回答，请尽量详细介绍下这两个单位，还会加分，谢谢了
提问者采纳
省电力局下设的“电力中心试验研究&quot，应该经常要出差的电力体制改革前“电科院”是全国唯一的“中国电力科学研究院”的简称。中试所的话就属于技术人员的活了;(即中试所)相继改为“**电力科学研究院”或“**电力科学试验研究院”；电力体制改革后原网，简称“电科院”，需要经常在外面，其中**是所在地名
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出门在外也不愁我投了份国网电科院的简历，不知道他们面试会面些什么东西。笔试是不是考电力系统啊？_百度知道
我投了份国网电科院的简历，不知道他们面试会面些什么东西。笔试是不是考电力系统啊？
提问者采纳
还有自动控制，C语言，微机等等
对了我是武汉那个国网电科院，本科学的那些够用吗？但是我研究生阶段没怎么接触自动控制跟微机那些东西啦，我是学系统的。
武高院偏重高压一次设备，高压技术应该是重点吧
提问者评价
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武汉的国网电科院里也有很多单位，国网电科院里有很多单位，但只能投递一个单位通用笔试不考电力系统，有些单位会考一些专业知识，自己可以选一个单位投递
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出门在外也不愁问题解答 - 博凡电力
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“观察者模式”的61850规约转换器是什么？针对目前电力系统自动化规约转换器存在的重复开发、资源浪费、
效率低等缺点,提出了一种通用的规约转换器设计方案。该方案基于分布式客户端/服务器(C/S)的体系架构,规约转换器中的不同规约节点被虚拟为C/S中
的客户端,服务器端作为各规约转换节点的数据转发中心。数据转发基于"观察者模式",在实现时,采用"推/拉"结合的办法提高数据传输效率。同时,还给出
了传统的不支持IEC61850规约的装置向IEC61850规约转换时的数据结构。该方法使得每个规约转换节点的通信程序只需开发一次,节约了成本,提
高了效率,减轻了传统规约转换器给变电站综合自动化带来的负面影响。所设计的规约转换器方案已经在多个典型的变电站投运,验证了其通用性和有效性。IEC 标准同 IEC61850 标准什么关系？与水电站监控通信标准一样，分布式能源监控通信标准 IEC 也是以
IEC61850 标准为基础，通过对 61850 的扩展得到。IEC 主要对各种分布式供电
系统的通信定义相关的逻辑节点，在表现内容和形式上与 IEC61850 标准保持一致。分布式
能源信息模型建立在 IEC61850 定义的开放的系统语言、语义、服务、协议和架构基础上，
但它对 IEC61850 又作出了延伸。该标准定义的分布式能源对象模型将最终作为“对象模型”
国际标准的起草文件。为了确保标准程序的简单化，这些分布式能源信息模型将和
IEC61850、IEC61970、IEC60870-5、IEC60870-6标准保持一致。 IEC 标准架构是怎样的？水电厂是电力系统的重要组成部分，其自动化系统有助于电力系统安全、可靠、稳定运
行。本标准基于 IEC61850，增加了功能描述和模型定义，丰富了 IEC61850 的内容，使其更
适合于水电厂的应用。本部分基于 IEC61850，规范了用于规范水电厂监视和控制的共用数
据类、逻辑节点和数据对象，涉及电力、机械、水文、传感器等领域，将对规范水电厂的监
控系统发挥更大作用。主要技术内容包括 1、范围；2、规范性引用文件；3、术语和定义；
4、缩略语；5、水电厂监控的基本概念；6、建模概念与示例；7、逻辑节点类；8、数据名
称语义；9、共用数据类；10、数据属性语义。
&IEC 标准同 IEC62344 标准是什么关系？根据 TC57 技术委员会早先公布的相关资料，由第 18 工作组负责水电站监控通信标准
的制订，标准号为 IEC 62344（IEC ），即 IEC 62344 等同于 IEC 标
准，而且在该标准审核至 CDV 版本是仍采用的是 IEC62344。但在 2007 年 8 月该标准正式
出版后，标准号仅采用了 IEC ，且标准中并没有提到 IEC 62344 有关的内容。
同年 5 月， IEC 22F技术委员会公布了一版标准号为 IEC/PAS 62344 的标准，标准名称为“高
压直流电(HVDC)连接(NPPAS)用地面电极设计的通用指南”，该标准并未涉及水电站监控通
信的内容。同时 IEC 官方网站宣布 22F 工作组将以 IEC/PAS 62344 标准为草案，最终修订为
IEC 62344 标准，预计在 2009 年公布 CDV版本。
所以目前很多资料上将 IEC
等同于 IEC 62344 标准的说法是有问题的。至
少现在来看两者并没有共同点，所以切误将两者混淆。目前在没有可靠依据的情况下，水电
站监控通信标准号仍为 IEC ，姑且认为与 IEC 62344 标准无关。
&IEC 标准同 IEC61850 标准什么关系？IEC标准是以IEC61850系列标准为基础、面向水电站监控通信制定的标准。
标准在 IEC 61850 的基础上，一共扩充新增了 63 个逻辑节点。其中属于水
电站专用的逻辑节点有 19 个，其余的 44 个逻辑节点属于通用逻辑节点，以后将被归类到
标准的第2版中。同样在 IEC
中新增的共用数据类（CDC）也将
会被归类到IEC标准的第2版中。 当以上两个版本的第2版公布后， IEC
将会被修订成为只包含水电站专用逻辑节点的标准。IEC
标准没有定义新的映
射通信协议内容，所以将延用 IEC61850 标准中定义的映射通信协议及建模方法。
&IEC 是什么标准？IEC 是由IEC TC57技术委员会第18工作组于2007年8月公布的水电站监
控通信标准，全称为“电力系统自动化通信网络和系统—水力发电厂监控通信”。在制定初
期，该标准的定位是专门规范水电站监控通信专用信息，但由于 2004年公布的 IEC61850-7
标准未能囊获所有的通用节点，不能满足水电站通信需求，所以在 2007 年公布的
IEC 标准不得不对一部分通用逻辑节点和共用数据类做制定和补充。所以目前第
1版的IEC标准包含了对IEC 61850通用逻辑节点补充和水电站专用逻辑节点介
绍 2 方面，以满足实际应用当中的需要。 IEC61850产品通过 KEMA认证的费用？位于荷兰的KEMA公司是国际上最权威的IEC61850一致性检测认证机构。到目前为止，
KEMA公司已经为全球 10 多个厂家，60 多种装置进行了测试并颁发证书。在国际市场，用
户对 IEC61850 标准非常重视。是否支持 IEC61850 已经被作为评价一个系统是否先进的重
要指标。KEMA公司 IEC61850 认证证书得到国际用户的普遍认可。很多国际招标都明确要
求投标方具有 KEMA 公司 IEC61850 认证证书。预计的相关一致性测试费用如下：Pre-test
3840 欧元， Conformance test of new device: documentation 7000欧元， SBO control 1500 欧元，
GOOSE 1500欧元，Re-test 640 欧元 IEC61850标准目前在应用中存在的问题？现阶段我国等同采用 的 DL/T860 系列标准刚刚全部发布，而 IEC61850 标准
又在继续修订，我国电力系统继电保护技术世界处于领先水平，有自己独特而且完善的功能
类别和配置要求，在此标准中没有考虑，全国电力行业发展不平衡，学习贯彻落实也不平衡；
现阶段 ECT、EPT 在低压系统推广，成本也是一个必须考虑的问题；安装调试没有相应的
测试设备、手段和专业人员，也没有相应的标准，而且相关专业人员职责划不清；智能化的
开关还无成熟的国产产品。此外，国内还没有一家权威测试机构能做 IEC61850 一致性测试。
规约一致性测试机构应该由第三方机构来执行，而且还必须得到国际上的认可。亟需建立一
个有权威性的数字式设备和规约测试机构，在国际电工委员会 IECTC57 技术委员会相关工
作组上有发言权，对于我国发现的问题经过协调和讨论后成为 IEC61850 中的条款和内容。IEC61850为什么要引入 Data sets 的概念？是基于 10MB/S 及以上网络的，如果没有网络技术的发展，靠过去的串行口
通讯，要承载 IEC61850的信息量是不可能的.& 比如说，GE 的 650 数字继电器，其中可以发
送的参数有 5000 个以上，如果变电站中有 100 个这样的数字继电器，那么变电站中的主控
单元或 RTU就要采集数十万个数据，如果这些数据一起发送，势必造成通讯堵塞.引入 Data
sets，就可以对数据进行分类，比如对母线上频率的变化，希望快点传送，对功率，电度值
则可以慢点传送.& 这一点 Data sets 和 DNP 规约中的 Class Object 是一致的． DNP 中把 Data
分成三类(Class 0& ， class 1 and class 2)，而 IEC61850 走得更远，你可以定义任意多个 Data
sets.& 从而
比 DNP更加灵活(DNP 和 IEC870-5-101 非常类似). IEC 61850 的术语“过程总线”与常说的"现场总线"有什么区别？IEC61850 的术语中定义的过程总线（Process bus）是指随着电子式电流、电压互感器的
逐步实用化和智能开关设备的改进，使得变电站自动化系统的过程层与间隔层之间并行电缆
连接将被基于交换式以太网的串行通信网络所代替，这种通信方式又称作过程总线（process
bus）通信。过程总线只是一种通俗的说法，泛指用于过程控制的各种计算机总线形式，包
括现场总线，也包括其它通信方式（如以太网）。目前在实际应用当中，IEC61850涉及的过
程总线，主要是采用一般的以太网。
而现场总线（Field Bus）强调的是设备之间实现双向串行多节点数字通信。主要标准有
IEC61158、IEC62026、ISO11898。现场总线里有“过程现场总线” （profibus)，但它不属于
IEC 61850 的术语中的“过程总线”所涉及的所有概念。
&IEC61850提供的 4种典型的过程总线结构？IEC 61850 标准提供了四种典型的过程总线结构：结构 1：间隔过程总线，即每个间隔
都有独立的过程总线，间隔之间通过交换机或者路由器相连，这是最容易理解的总线结构；
结构 2：多间隔过程总线，即若干个间隔共同拥有一个过程总线，通过路由器或者交换机连
接多个过程总线；结构 3：单一过程总线，即变电站所有间隔层和过程层 IED& 都连接在一
个网络上，这种结构对总线的带宽要求很高；结构 4：保护区过程总线，即按照相应的继电
保护区安排过程总线。无论采用哪种过程总线结构，都必须解决 SAV 报文和 GOOSE& 报文
的“一发多收”问题，以减少网络流量，降低网络负载。IEC 61850& 中定义了上述两种报文
的传输机制：发布者/订阅者模式，具体实现时可以有以下两种方案：基于 MAC 多播地址
和基于虚拟局域网（VLAN）标签。
&IEC61850标准仅仅有 14个标准吗IEC TC57 技术委员会在 2004 年公布的 IEC61850标准中，一共包含 10 个大类 14 个标
准。但由于实际应用需要，在后来由对该标准体系进行了扩充，包含以下几个标准:
第一版从 2004 年1 月开始修订，已经在 2007 年7月颁布。 IEC61850标准仅仅是关于数字化变电站的吗？目前，IEC 61850 标准的制定及其内容已超出变电站自动化系统的范围，将会扩展到其
他工业控制领域，成为基于通用网络通信平台的工业控制的国际标准。目前在电力系统的各
个领域和工业自动控制领域，都在纷纷组织相关工作组，准备吸收 IEC61850& 的技术来制
定相应的标准，其中包括：
①& 由 TC57& 制定 IEC61850& 的附件——电力质量标准
②& 由 TC88& 工作组制定 IEC61400－25（风力发电站远方控制和监视）；
③& 由 TC57& 第 7& 临时工作组正在为无缝通性体系统一建模制定标准，协调 IEC61850& 和
IEC61970；
④& 由美国国家委员会提议由 TC57& 为分布发电厂控制和监控系统制定标准
⑤& 由瑞典国家委员会提议由 TC57& 为水电厂控制和监控系统制定标准；
⑥& 由 EPRI，IEEE& 正在制定煤气/自来水等控制和监视标准；
⑦& 由 EPRI，IEEE& 正在制定表计计量传输协议标准；
⑧& 由 TC65（工业自动化）制定测量和控制的数据通讯标准。
⑨& 由 SC17C 第 12& 工作组为断路器产品制定的 IEC 和 IEC62010标准
&IEC61850合作方式是板卡，还是装置？&&&&&&
是板卡还是装置都可以，我们可以根据您的要求来做。合作模式有三种：1.贵公司提供规约协议，我公司代开发并提供可执行代码。2.贵公司提供规约协议，我
公司呆开发并给与规约转换器。3.板卡合作模式（时间周期会比较长，因为我们都是根据规约本身的工作量去订购配套的板卡，时间在5到6个月）应用 IEC61850 对交换机有哪些要求？随着电力系统信息技术的发展，IEC61850 作为国际唯一的变电站网络通信标准出现，
人们的目光越来越多投向了“数字化变电站”和“数字电网”的研究与开发，工业通讯与控
制平台占据重要的角色地位，其中嵌入式通信管理机与工业以太网交换机是最具代表性的产
品。& 对 IEC61850 标准中重要的 GSE/GOOSE 数据包来说，不能容忍长时延、不可靠的网
络通信。因此，要求工业以太网交换机能够支持快速转发和 QoS 服务质量以保证
GSE/GOOSE 数据包得到实时的传输。并且更具GOOSE 通信的特点，要求工业以太网交换
机能够支持组播通信管理 IGMP snooping。网络拓扑的可靠性也是很重要的因素，因此，工
业以太网交换机必须能够支持构建冗余的网络拓扑例如环网架构以提高拓扑的可靠性，并且
同时能够提供极短的网络故障恢复时间。IEC61850标准涉及哪些行业？IEC 实现是未来电力自动化系统的发展方向，国家电力公司已将
IEC 61850 标准的推广和应用作为近年重大应用项目列入国家电力发展规划中。数字化变电
站在应用实现 IEC61850协议体系标准中，常规电力自动化系统、常规电力自动化智能设备
与 IEC61850协议体系的互联与通信转换是不可回避的难题，也是非常重要的课题。如：IEC
61850 自动化系统与调度、集控站的通信连接，站内直流系统、电度表系统接入 IEC61850
通信体系等问题，所以 IEC61850 涵盖了诸多行业，主要包括：自动控制、电力系统设备、
传感监测、仪表计量、开关成套、继电保护、工业通信、变压器等等 IEC61850标准有什么特点？①．定义了变电站的信息分层结构&&
变电站通信网络和系统协议 IEC
标准草案提出了变电站内信息分层的概念，将
变电站的通信体系分为 3& 个层次，即变电站层、间隔层和过程层，并且定义了层和层之间
的通信接口。&
②．采用了面向对象的数据建模技术&
IEC 61850& 标准采用面向对象的建模技术，定义了基于客户机/服务器结构数据模型。
每个 IED 包含一个或多个服务器，每个服务器本身又包含一个或多个逻辑设备。逻辑设备
包含逻辑节点，逻辑节点包含数据对象。数据对象则是由数据属性构成的公用数据类的命名
实例。从通信而言，IED& 同时也扮演客户的角色。任何一个客户可通过抽象通信服务接口
（ACSI）和服务器通信可访问数据对象。&
③．数据自描述&
该标准定义了采用设备名、逻辑节点名、实例编号和数据类名建立对象名的命名规则；
采用面向对象的方法，定义了对象之间的通信服务，比如，获取和设定对象值的通信服务，
取得对象名列表的通信服务，获得数据对象值列表的服务等。面向对象的数据自描述在数据
源就对数据本身进行自我描述，传输到接收方的数据都带有自我说明，不需要再对数据进行
工程物理量对应、标度转换等工作。由于数据本身带有说明，所以传输时可以不受预先定义
限制，简化了对数据的管理和维护工作。&
④.& 网络独立性&
IEC 61850 标准总结了变电站内信息传输所必需的通信服务，设计了独立于所采用网络
和应用层协议的抽象通信服务接口（ASCI）。在 IEC& 中，建立了标准兼容服务器
所必须提供的通信服务的模型，包括服务器模型、逻辑设备模型、逻辑节点模型、数据模型
和数据集模型。客户通过 ACSI，由专用通信服务映射（SCSM）映射到所采用的具体协议
栈，例如制造报文规范（MMS）等。标准使用 ACSI 和 SCSM 技术，解决了标
准的稳定性与未来网络技术发展之间的矛盾，即当网络技术发展时只要改动 SCSM，而不
需要修改 ACSI。 IEC61850标准有哪些内容？2004 年公布的 IEC
系列标准共 10 大类、 14 个标准。标准具有一系列特点和优点：
分层的智能电子设备和；根据电力系统生产过程的特点，制定了满足实时
信息和其他信息传输要求的服务模型；采用抽象通信服务接口、特定通信服务映射以适应网
络技术迅猛发展的要求；采用对象建模技术，面向设备建模和自我描述以适应应用功能的需
要和发展，满足应用开放互操作性要求；快速传输变化值；采用配置语言，配备配置工具，
在信息源定义数据和数据属性；定义和传输元数据、扩充数据和设备管理功能；传输采样测
量值等。并制定了变电站通信网络和系统总体要求、系统和工程管理、一致性测试等标准。
在我国采用该标准系列将大大提高变电站自动化系统技术水平、提高变电站自动化系统安全
稳定运行水平、节约开发验收维护的人力物力、实现完全的互操作性。
数据模型 国内哪些机构提供 IEC61850 一致性测试服务？制定通信规约的国际标准其目的在于加强不同厂家之间产品的兼容性或者说是互操作
性，从而降低工程的周期和成本，为制造商和用户带来利益。通常标准规约文本仅仅定义了
90%，而10%是选择项，各个厂家的实施实现程度也不相同，用户也未必在功能规范书中将
规约的要求明确，这就给规约的使用带来了极大的困难。IEC61850 从一开始就设计了兼容
认证步骤，即 IEC61850-10 部分。国内相关企业和科研机构也都纷纷开展了相关测试认证的
①中国电力科学研究院检测中心
中国电科院检测中心是电力行业的产品质量检验的权威机构，为电力工业提供产品质量
保证。依据国家有关标准、行业标准及 IEC 标准，可承担 75 项产品、1037 个参数的检测，
为产品的质量出具检测数据和检验报告。从 2005 年 5 月至 2006 年 12 月，由国调中心组织
了 6 次 IEC 61850 互操作试验。中国电力科学研究院检测中心作为 IEC 61850 的检测单位,
在期间积累了丰富的IEC61850检测经验,掌握了IEC 61850的检测技术,为IEC 61850在中国
的推广做好了检测准备。从 2005 年开始，中国电科院检测中心已经先后为多家国内厂商进
行了 IEC61850 一致性测试。
②开普实验室（国家继电保护及自动化质检中心） 增加 IECI850 服务器是否对信息的传输造成延迟？增加了 IEC61850 服务器代表着增加了一个信号处理环节，一定的处理开销肯定是需要
的。但这并不代表 IEC61850 传输下通讯就会慢，虽然通信同步正是目前网络设备商需要解
决的问题，但已经取得了一定的成功，基本能够满足生产需要。利用快速网络传输取代了传
统的 RS495等串口通讯方式，从这个环节讲，综合分析整体情况，一般来说不会影响应用。IEC61850数字化变电站中的信息处理如何实现跨间隔数据共享？IEC61850 数字化变电站中实现跨间隔数据共享有多种方法。一开始是通过合并器来实
现的,现在可以直接通过交换机实现。比如差动保护：个侧数据可以同时送到 MU，然后里
面通过软硬的方法使数据同步的,& 现在个侧数据也可以送到交换机，然后再送保护就可以实
现数据共享了。 IEC61850标准同 IEC61158 标准什么关系？IEC61850 采用了与网络独立的抽象通讯服务接口 ACSI，该标准总结了电力生产过程的
特点和要求，归纳出电力系统所必需的信息传输的网络服务，设计出抽象通信服务接口
ACSI，它独立于具体的网络应用层协议例如目前采用的 MMS，并与采用哪一种通信网络无
关。而 IEC61158 标准是由 TC65 技术委员会制定的工业网络通信标准，标准涉及到 FF、 CIP、
Profibus 等在内的 19 种现场总线协议，它定义了各种具体的网络应用层协议。利用这些网
络通信协议可以最终将 IEC61850 标准定义的变电站层、间隔层、过程层联接起来，用智能
化一次设备的数字化传感器、数字化控制回路逐渐取代传统的一次回路，并实现统一的通信
标准和变电站综自系统的数字化。 IEC61850标准只适用于高压吗？在
年，SC17C& 第 12& 工作组陆续两次改版了 IEC62271-3 标准：《高压开关
装置和控制装置.第 3 部分:基于 IEC 61850 的数字接口》，这标志着高压电器行业正式采用
IEC61850 标准规范以及相关技术，应用于高压配电领域。由于 IEC61850 的协议复杂。软件
实现比较难，对装置软件、硬件要求高，特别是电磁式互感器的一次绕组与二次绕组通过铁
心耦合，它们之间绝缘结构复杂，造价随着电压等级呈指数关系上升，所以在电压等级越高
的变电站，其性能价格比越优。虽然目前过程层的数字化对低压站成本昂贵，采用传统的模
拟量输入仍是首选，但在高压及特高压变电站采用 IEC61850 定义的数字化过程层，已经在
技术，经济性等方面体现出较好的优势。所以随着技术的进一步完善，成本的进一步降低，
在高低压配电领域全面采用 IEC61850 标准的时代终将来临。 如何实现 104 规约与 IEC61850 标准之间的转换？104规约同IEC61850的转换工作主要在转换网关中完成。网关一方面作为主站通过104
规约把变电站的远动信息收集上来;另一方面,又充当服务器,采用IEC 61850通信规约为控制
中心提供服务。 104 规约和 IEC 61850 分别采用面向点和面向对象的信息描述方法,它们有不
同的信息模型。因此要把 104 规约上传的远动数据按 IEC 61850 规约定义的信息模型重新组
织起来。具体的规约转换工作可分为以下 3 步:
(1)规约接收和解析。104 报文通过以太网通信方式来接收,然后,解析成遥测遥信等变电
站信息,并将这些信息存入实时数据库中。
(2) IEC 61850 信息模型的建立。根据 IE 61850 标准中的定义以及变电站信息,建立 104
规约向 IEC61850 转换网关的信息模型。
(3)数据映射。将实时数据库中解析完成的变电站信息向对应的转换网关模型的数据对
象属性进行映射。 IEC61850规约转换器的利与弊是什么？IEC61850协议的支持，成为了国内二次设备厂家的主流选择，因为在未来中国的智能电力系统中，IEC61850是一种最基础的通信协议，不支持IEC61850协议会在国内市场会遇到巨大的技术壁垒，所以现在市面上出现了许许多多的IEC61850规约转换器。的确，它能暂时地帮你解决一两个工程的问题，但是，它种某种意义上说，这种规约转换器只是一种过渡方案。
好的方面：很快能将你的产品的告警等信息通过报告，接入支持IEC61850的系统，有可能也能实现控制服务以及其他的服务如定值服务，文件服务等，让产品很快地就能实现对IEC61850的支持。这种方案就是把常规的二次设备接入后台所需的规约转换器直接变成一块板卡做到自己的装置中去了，最大的特点就是速度快。
不好的方面：一个最大的坏处就是规约转换器提供商他提供PCB板给你，集成到你的产品中去，并且程序是二进制的，设备生产商无法修改程序，如果需要做产品升级（这个要求非常常见，因为现在连用户和设备提供商都不知道自己的产品是什么样子的，不断地升级就是家常便饭）或者将其他的产品支持IEC61850（这个也很正常，因为以后所有的二次产品，基本上是以IEC61850协议接入其他系统的）就需要重新找规约转换器提供商了，他也需要根据你的需求去修改他的程序，这肯定是需要费用的，没人会愿意，在现场一个用户的即兴需求，让你去找你的规约转换器提供商改程序，还要为此付费，如果，那个用户觉得还是那样好呢，第二天又让你改回去也是很有可能的。其次，他提供的是成板，集成到自己的装置用会存在这样或那样的问题，有的是结构上的问题，有的是型式实验方面的问题，功能上的问题现在就不提了（其实，功能上也会存大很多问题的，毕竟，你的产品与规约转换器走的是外部通信，而不是内部总线），如果过了好几年了，用户突然给你电话，说你的东西给误动了，你是不是要过去看看呢？过去了你是否还要想起你的规约转换器提供商呢？说不定他自己也解决不了，并且现在IEC61850V2又马上发布了，个人觉得V2取代V1是很正常的，因为V1存在太多的不足甚至是错误。再次就是价格问题，这是很明显的，现在市面上提供的这种板卡价格是比较贵的，这与国内异常竞争的市场是格格不入的。
从上面两方面来说，规约转换器，不论从工程，技术，市场的发展以及经济性各方面都不是一个很好的解决方案。
一个做了已经十多年的标准，一个正蓬勃发展的标准才能适应现在处在炽热状态的智能电网的需求，而我们怎样才能适应这些或者成熟或者不成熟的用户需求呢？技术是无止境的。IEC61850会替代IEC60870-5吗？&&& 可以预见IEC61850规约在短时间内不会取代其他规约，IEC 61850现在还不能替代所有其它的规约。如图2中所示，IEC61850用在变电站内的通信，尽管它也可以用在调度中心和变电站之间，TC57工作组在长远规划中认为这种做法可行的，但是仍然需要讨论。这个规约（IEC61850）被用来建立变电站内变电站站级和处理级的开放通信环境，它包括独立与通信技术的标准对象模型，在今后的一段时间内，它不会用在远动和监视中，因为已有的软件和硬件（SCADA/EMS）还不支持它。此外IEC61790和IEC61850对象模型之间的许多差异也是一个主要的障碍，TC57工作组已经认识到这个潜在的问题，并为此于2002年10月成立了一个Ad Hoc第7工作小组（WG7）来协调解决这种对象模型之间的差异。许多电力部门都已开始考虑将各种专用规约移植到TCS101/PCS103或TCS104上来，这已是当今电力系统流行的一项重要工作。在使用什么规约上没有一个通用的或者明确的答案，主要取决于于现有的条件，例如您安装的是何种设备，使用的什么规约，网络的运行策略，使用了什么商业模型，将来怎么打算等等。还有一个重要的问题是电力部门否有足够的时间、资金和技术人员可以更换现有的设备、建设新的项目？这些资源是否都可以利用？重要的一点是，一个开放的自动化系统中设备是可以互操作的，甚至是可以互换的，而与厂家无关。
一个重要的工作是，TC57将关注从60870-5系列到IEC 61850的转换和对象映射（object mapping）。WG07已经计划使用TASE.2来集成现有的CIM，这是下一步TC57工作组在议程中要做的事情，不管是使用了可以移植到IEC61850规约的IEC60870-5规约还是直接使用IEC61850的设备，都可以使用TASE.2建立调度中心之间的连接，或者使用其他TC57在图2中提到的规约。这个灵活性包括这些规约支持低成本的移植，然而在选择规约之前，确定一个移植方案是非常重要的。
IEC ED2.0发布了以及相关变化&
Publication: IEC
Edition: 2.0
Language: Bilingual
Circulation date:
Title: Communication networks and systems for power utility automation - Part 7-3: Basic communication structure - Common data classes&&
TC: 57 (POWER SYSTEMS MANAGEMENT AND ASSOCIATED INFORMATION EXCHANGE)
Abstract: IEC :2010 is applicable to the description of device models and functions of substations and feeder equipment. It specifies constructed attribute classes and common data classes related to substation applications. In particular, it specifies common data classes for status information, common data classes for measured information, common data classes for control, common data classes for status settings, common data classes for analogue settings and attribute types used in these common data classes. This second edition defines new common data classes used for new standards defining object models for other domains based on IEC 61850 and for the representation of statistical and historical data.&&
Pages: 182
Price code: XD
ICS codes:& &
Telecontrol. Telemetering
File (click on icon to download):
- iec{ed2.0}b.pdf
File size: 1995 KB
以上是IEC 2.0的发布信息，仅供参考。
主要变化如下,主要在如下章节下增加了CDC：
status information:
ENS,HST,VSS
Measurand information:
Status setting:
ENG, ORG, TSG, CUG,VSG
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大致内容如上，仅供参考
IEC61850标准的发展以及IEC61850实现产品建议IEC61850系列标准的发布有五六年的时间了，在中国得到了非常广泛的应用，但主要应用在继电保护领域，还有一个新的领域就是网络分析仪。现在国家电网的智能电网规划中可以很明确的规定了IEC61850标准作为通信协议。但就标准本身而言，他是能应用到电力行业几乎所有的通信系统中，IEC61850第二版标准已发布了几个核心的标准，即IEC61850-6，IEC，IEC，IEC， IEC，从发布的标准来看，标准规范的内容已经扩展到了电力行业，标准的名称变为了：Communication networks and systems for power utility automation –Part 7-4: Basic communication structure – Compatible logical node classes and data object classes，很明显，相应的内容会发生很大的变化。新增了内容最明显的是7-410，7-420标准对水电以及新能源通信内容进行了规范。从IEC61850-6来看，它的内容从也从站内通信拓展到站间通信。IEC的内容也变化很大，主要体现在对V1版的通信模型进行了功能优化以及错误的修正。从标准的发展以及国家电网对智能电网的规划，IEC61850在中国电力系统中的发展以及广泛应用已经非常明确了。
& & 迄今为止，应用最广泛的域是在变电站自动化领域，这也是可以理解的。首先，以前的综自站遇到的互操作性问题非常突出，间隔层设备接入后台监控系统需要厂家之间的相互协调与配合，基本上需要重新增加规约转换器才能实现互联互通。而61850协议天生就能解决这些问题。其次，国家电网投入了大量科研项目与资金推广IEC61850，甚至以后的所有变电站对后台通信的协议就是采用IEC61850协议。最后，IEC61850的推广有利于智能电网的顺利推广与发展。由于这些原因，所以国内几大变电站自动化产品提供商基本上实现了IEC61850的协议。然而，在国内的其它设备制造商的产品对IEC61850标准的支持还处在起步阶段。有的甚至是0起点。当然在以后的工程中，也会慢慢使这些产品逐渐标准化。
& & 既然以后IEC61850会成为电力行业设备间/设备与系统间的乃至系统与系统间的通信标准，那现阶段，哪些产品是需要实现IEC61850标准的？其实答案很简单，凡是接入IEC61850系统中的设备或与IEC61850设备/系统通信的设备都需要IEC61850协议，包括继电保护设备，测控设备，电表，在线监测设备，网络分析仪等等。不久前国家电网发布的智能电网设备研发规划中，已经把对一次设备的监测设备的通信协议规定为IEC61850协议。
& & 那么怎样使自己的设备支持IEC61850呢？这个问题可能是现在国内很多小厂家面临的主要问题。可以开发过支持IEC60870协议的研发人员会认为，大约和101，102，103，104差不多。其实不然，打开IEC61850标准一看，从第一页到最后一页都没有发现标准内规定了什么什么格式的报文。其实在IEC61850的标准中确实没有去规定什么什么报文，他大部分的篇章是在规定通信的内容，即业务功能数据。标准在阐述如何通信时，在IEC中说了，这些数据通过SCSM，将所有数据的通信任务由ISO9506即MMS协议去完成。这下可麻烦了，找到ISO9506标准，发现他也是一个宠大通信标准。其实这个标准的协同标准在工业，机器人等领域也用得特别多。IEC与9-2的区别....IEC和IEC部分，二者区别如下：
& &&&IEC部分遵循了IEC标准对合并单元的设定：输入通道为12路，采用专用数据集，帧格式固定，不允许改变，采用广播或组播的方法；只支持“SendMSVMessage”服务，不支持“GetMSvCBValues／SetMSvCBv ues”等控制服务，也不支持对数据对象的直接访问等服务。因此IEC的映射方法相对固定、简单，但对ASCI模型的支持不够完备。
& && &IEC部分除了支持直接映射到数据链路层的“SendMSVMessage”服务外，还支持向MMS的映射：通过“GerMSVCBVlaues／SetMSVCBVlaues”等控制服务可重新设定输入通道数、采样频率等参数，支持对数据集的更改和对数据对象的直接访问；帧格式可灵活定义，并支持单播方式。因此IEC的映射方法更为灵活，对ASCI模型的支持也更加完备
论文中还分析，用9-2要涉及到MMS.
&&&&& 选择IEC还是IEC作为合并单元采样合并值传输服务映射的方法是一个值得讨论的问题。笔者认为，如果合并单元严格遵循IEC标准，且各项参数满足间隔层设备的要求，则可采用较简单的IEC定义的映射方法：首先，IEC是IEC61850标准沿用IEC标准专门针对合并单元制定的，贴近合并单元的实际应用情况：其次，IEC6l850-9-1不涉及复杂的、有一定实现难度的MMS协议。因此可先实现IEC定义的映射，待技术成熟后再过渡到IEC。
IEC61850数字化变电站的实现对电力用户来说优点主要体现在哪些方面？采用标准化面向对象的模型，降低了工程和部署的开支；
提供了完整的服务集以实现“报告”、“数据访问”、“事件日志”和”控制“等要求；
用户可以从众多的厂家中选择合适的具备”互操作“能力的IED设备；
通过引用已广泛使用的TCP/IP技术和以太网技术，进一步降低了通信架构的成本；IEC61850是什么？&&&&&& IEC61850是国际电工委员会(IEC)TC57工作组制定的《变电站通信网络和系统》系列标准，是基于网络通信平台的变电站自动化系统唯一的国际标准。IEC61850规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言。使不同智能电气设备间的信息共享和互操作成为可能。
为何要采用“智能设备运行状态信息采集系统（EIS）”？有何特点？ 随着无人变电站的推广和电力系统自动化程度的不断提高，为保证电力生产安全可靠运行，对电力设备状态检修提出了更高的要求。“智能设备运行状态信息采集系统（EIS）”就是针对于状态检修中的在线监测的新型实时数据采集系统。该系统可方便的接入各种智能设备（RS232/RS485/LAN）及开关量。系统采用透明转发技术，无需在现场设备中编写协议解释程序，数据经以太网或GPRS网络传输，极大地提高了数据传输的实时性、可靠性，可使运行和检修人员方便、实时获得现场设备信息，保证了系统的安全可靠运行。目前“智能设备运行状态信息采集系统（EIS）”已在国内较多电力局实际应用，对实时管理电力变电站设备运行信息、电能/电压供电质量、线路负荷综合监控提供了极大的方便。 “无线采集模块”如何保证采集的精度？通讯距离有多远？再无线采集模块中采用四位半的A/D转换芯片实现模数转换，电压测量精度达到±2mV，保证了较高的采集精度。无线通讯距离一般情况下在30～50m，要求中间不允许有板状或网状金属隔离物。同时，由于采用了编码容错技术，无线采集系统也不会受外部的干扰。 “智能蓄电池组监测系统”网络版软件中能看到什么？当安装网络版的“智能蓄电池组监测系统”后，可通过局域网内的任一计算机的IE浏览器查询实时蓄电池组运行数据（浮、均充/放电状态下各单体电压、组端电压、电流、温度等），实时报警和历史报警记录，历史数据分析和各类报表输出，蓄电池性能分析报告，无须一一了解蓄电池的数据信息，软件自动对可能劣化或已经劣化的蓄电池进行报警，并提供相应的操作建议。可登陆http://www. 点击 在线演示 用户名和密码均为：1234 我已经有了负载仪，有必要安装“智能蓄电池组监测系统”吗？有必要。因为负载仪只解决了每年的核对性放电问题，并不能反映蓄电池的过程状态，安装智能蓄电池组监测系统的好处：①实时监控蓄电池组运行状态，将“定期检修”转变为“状态检修”；②凭借计算机管理分析软件对蓄电池组的变化趋势进行详尽的分析和报表输出；③集中监控，便于管理、维护，减轻了劳动强度。“智能蓄电池组监测系统”中的动态放电有什么作用？智能蓄电池组监测系统中的动态放电是本公司专门为快速测量蓄电池内阻而设计的，它提供了瞬间（2S）大于100A的冲击负荷，快速测量每一单体蓄电池的内阻，具有准确、快速的特点。 对测得的内阻进行二次分析，①本次测试内阻的横向比较，即查看蓄电池组中有无内阻偏差很大的蓄电池，如有，可通过核对性放电做进一步确认；②内阻值的纵向比较，即比较本次测试数据与历史数据，通过多次内阻测试的曲线，查看有无明显偏大趋势，如有则表明蓄电池有劣化趋势。
全容量核对性放电完毕的电池组如何接回系统 全容量核对性放电完毕的蓄电池组接回系统时往往会引起很对的冲击电流，甚至烧毁熔丝。为此可以采用以下方法：①调低充电机输出电压至比蓄电池组电压略高，接入蓄电池组，然后逐步调高充电电压；②如充电机电压难以调整或有多组蓄电池，应在已放电蓄电池组中串接限流电阻后，再接入系统，待电池组电压到达正常值时，去除电阻，恢复系统；③用外置充电机将放电后的蓄电池组电压充满或略低于满值电压后再接入系统。放电中发现有单体电池放到终止电压，可否继续放电？放电中有某单体蓄电池放到终止电压，说明蓄电池组容量就为这一蓄电池的容量。如果想继续对剩余蓄电池进行放电测试，应把这一蓄电池退出再放否则将对这一蓄电池过放电，造成不可恢复的损坏。只有一组蓄电池如何进行核对性放电？① 用备用蓄电池组投入运行，退出待测蓄电池组，进行全容量核对性放电； ② 蓄电池组不退出运行，把充电机输出电压调低到保护电压或蓄电池组半容量的电压点（2V蓄电池10h率放电半容量点约在1.95V～2.00V之间，可查蓄电池厂家放电曲线获得），利用实际负荷负载和外加负载对电池组进行半容量（50%）放电测试，由于此时蓄电池组电压高于充电机的输出电压，故充电机没有电流输出，不会影响放电测试。在放电过程中如有失效蓄电池导致电池组电压急剧跌落，或放电至电池组电压到达充电机输出电压的设定值，充电机恢复输出，保证了负载的供电，因此这一方法是安全的，对实际蓄电池组容量测试也是有效的。 为什么要对蓄电池作核对性放电测试？尽管测量蓄电池性能的方法有多种，但是只有核对性放电才能按照国家及行业标准客观、准确地测出蓄电池地真实容量。因此，必须定期对蓄电池组进行核对性放电容量测试。“免维护”电池为何还需要“维护”？阀控式铅酸蓄电池，俗称“免维护”蓄电池，“免维护”仅指无需加水、加酸、换液，而日常的检测和其他维护工作仍是不可缺少的，切莫因“密封”、“免维护”松懈
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