IED1中包括8个逻辑节点，分别为XCBR，TCTR，TVTR，PTRC，PDIS，RREC，MMTR，MMXU，示例IED1中只包括了一种保护功能（距离保护），而实际中一条出线配有多套保护，只需定义不同功能的保护的逻辑节点，并加入IED1的信息模型中即可。IED2中包括2个逻辑节点，为IHMI和IARC，实现监测数据显示等人机交互和文档操作。各逻辑节点的信息描述详见IEC61850规约，此处不再赘述。

　　IED与现场设备之间的连接由虚线表示，细实线代表各逻辑节点之间的逻辑连接，表明相连的逻辑节点之间有信息交换，粗实线给出了IED1和IED2之间的物理连接，此处，IED1，IED2通过LAN连接，不同IED中的逻辑节点之间的数据交换实际是通过LAN实现的，如图中逻辑节点IARC与MMTR之间。

　　4.基于IEC61850的变电站通信模式

　　变电站内各IED通过局域网互连在一起。根据IEC61850标准，他们之间的通信可以划分为两组：采用客户/服务器模式，用于交换控制信息或读取数据，或利用GSE（变电站通用事件）服务以1：1或1：N的模式通信。

　　客户/服务器模式，客户提出服务请求，从执行该服务的服务器收到确认或响应。客户也可以收到来自服务器的报告指示（Reportindications）。每个IED既可作为客户，又可作为服务器，如图3所示。后者采用组播

     

　　图3物理设备客户/服务器角色示意图

　　的方式，可以实现保护IED之间，或一个IED与多个远方IED之间高速、稳定的通信。

　　上述两组通信模式均采用与网络独立的抽象通信服务接口（ACSI），它独立于具体的网络应用层协议，和采用的网络无关，可以通过特殊通信服务映射（specificcommunicationservicemapping）的方法映射到不同的通信协议和通信网络，灵活性很高。电力系统生产复杂，信息传输和响应时间要求不同，在变电站的过程内可能采用不同类型的网络，网络技术的更新速度很快，采用抽象通信服务接口就很容易适应这种变化，只要改变相应的特定通信服务映射（SCSM）即可。如图4中应用过程和抽象通信服务接口是一样的，不同的网络应用层协议和通信栈与不同的SCSM1~SCSMn相对应。

      

　　图4ACSI映射至通信栈

　　理论上你可以将ACSI映射到任何规约，但是如果试图将其映射到一个只提供对简单变量读，写，报表服务的规约，将是一项非常复杂和繁重的工作。IEC61850中定义了ACSI到MMS（制造报文规范）的映射。MMS是由ISOTC184开发和维护的网络环境下计算机或IED之间交换实时数据和监控信息的一套独立的国际标准报文规范，也是目前唯一可以很方便的支持IEC61850的复杂的命名和服务的协议。信息模型和ACSI服务被映射到MMS中，然后根据采用的网络添加上相应的低层协议的控制和地址信息，如TCP头信息和IP头信息。接收报文的IED能够根据标志，长度，名称和其他数据解释所收到的信息。当然这一解释需要通信双方采用相同的通信栈或协议子集。

　　控制中心与变电站之间可以通过网关相连实现通信。可通过以下几种可选方式访问变电站数据：⑴由网关/代理提供对变电站内物理设备的直接访问；⑵在网关/代理内定义的逻辑设备中设定数据集收集控制中心所需数据；⑶定义新的逻辑节点类和数据类用于网关/代理内，为控制中心提供变电站数据的镜像。从维护角度看，方式⑴最为有利。方式⑵，⑶相比，方式⑶中，由于将网关/代理和变电站内其他设备同等对待，采用相同的建模的概念和方法，从建模角度看，方式⑶更为有利。采用后两种方法，可以根据控制中心的需要，对变电站数据进行过滤，访问更加灵活。而控制中心和网关/代理及变电站物理设备之间的通信的具体实现与站内各IED之间通信采用相同的方法，采用ACSI映射至具体的网络应用层协议实现。

　　5.结语

　　本文重点从设备建模和通信模式两个方面阐述了IEC61850在变电站综合自动化系统中的应用。举例说明了IEC61850中定义的建模方法与实际设备及功能如何对应，并对规约中定义的站内设备之间及变电站与控制中心之间的通信方法进行了归纳。为IEC61850标准在变电站自动化系统中的应用提供了参考。

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