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为适应变电站自动化技术的迅速发展，电力系统中智能化越来越得到广泛的应用，数字化变电站也越来越多，但是500kV的变电站完全数字化难度比较大，而变电站内走61850规约系统还是非常适用，并能得到很好的应用。在站内单纯用61850规约的站也越来越多。IEC61850标准是迄今为止最完善的关于变电站自动化的国际通信标准，是数字化变电站应用技术的重要支撑。不能将61850理解成一种简单的通信规约，61850是一种比较复杂的技术标准体系，它的核心内容为信息建模、抽象服务、具体映射三部分。
从某种意义上讲，“数字化变电站”主要指变电站二次系统的“数字化”，数字化变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规的互感器，将大电流、大电压变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于61850的信息建模，采用智能断路器控制技术，使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上有了巨大的跨越。
61850标准将数字化变电站从结构上分为3个层次：
过程层：又称设备层，过程层的设备是智能化的设备，由电子互感器、智能开关、断路器、变压器等设备组成。
间隔层：由保护装置、测控装置组成，主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据、对一次设备的保护控制、执行数据承上启下通信传输等功能。
变电站层：由监控、远动、故障信息子站组成，主要功能是：汇总全站数据、将有关数据传送到电网调度或控制中心、接收电网调度命令、具有站内监控和人机功能、具有对间隔层和过程层设备在线维护等功能。
IEC61850技术特点：
1）首次在电力系统通信协议中运用XML技术
在IEC61850-6提出了以XML为基础的变电站配置描述语言SCL，SCL能描述变电站內各智能电子设备，并能描述智能电子设备之间的关系，IEC61850采用XML来描述变电站的设备和功能，统一变电站数据交换格式，对变电站自动化工程的设计、规划、实施和信息交换都很有好处。
2）分层目录服务
IEC61850中的目录服务有5层，分别是服务器目录、逻辑设备目录、逻辑节点目录、数据对象目录和读数据定义。客户通过服务器目录服务，就可获得各个服务器中的各个逻辑设备名；按照各个逻辑设备名依次利用逻辑设备目录服务，就可获得相应逻辑设备中的各个逻辑节点名；按照各个逻辑节点名依次利用逻辑节点目录服务，就可获得相应逻辑节点中的各个数据对象名；按照各个数据对象名依次利用数据目录服务，就可获得相应数据对象中的各个数据属性名；利用读数据定义服务就可获得相应数据的全部数据属性定义。这样，在线情况下客户可以通过这些服务在客户数据库中建立对方全部的镜像。这些服务用于检索设备中整个分层的定义及全部可访问的信息定义，全部类的实例定义。在正常运行阶段，利用这些服务可监视各个服务器的变动和投运情况，实现配置管理。
3）服务与映射分开
IEC61850中提出了抽象服务通信接口（ASCI）和具体通信服务映射（SCSM），这样就把通信服务要求和具体的通信协议分离开，有利于适应通信技术的不断发展。目前61850-8-1中采用了MMS，以后还可能采用其它协议。即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要改动ACSI。例如，今后要把LonWorks网络技术包容到61850中的话，61850-7-1到61850-7-4的部分都不需用修改，只要增加61850-8-X把ACSI映射到LonWorks就可以了，只是增加了基于LonWorks的通讯协议，而协议中所传输通信服务的内容没有改变。
4）增加了过程层
IEC61850提出了变电站的3层模型：变电站层、间隔层和过程层。随着电子式电流互感器和电压互感器在电力系统的使用，变电站自动化结构发生了变化，原来的2层结构变成了3层结构，增加了过程层。61850-9-1和61850-9-2就是针对过程层的电流电压采样服务的，其中61850-9-1是针对串行单向多支路点对点链路通信方式的，而61850-9-2是针对过程总线的。
5）使用了面向对象的UML建模技术，具有互操作性，具有面向未来的、开放的体系结构。
IEC61850-9-1：定义了过程层和间隔层之间采样值传输服务（SAV）的ACSI映射到串行一发多收点对点连接上。
IEC61850-9-2：定义了过程层和间隔层之间采样值传输服务（SAV）的ACSI映射到基于以太网的连接上。目前使用的光PT、光CT、合并单元、智能操作箱等间隔层设备在向间隔层装置上送采样值等信息时基本都采用这个基于以太网的IEC61850-9-2映射方式。IEC61850使用ACSI和专用通信服务映射SCSM（SpecificCommunicationServiceMAP）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，而不需要改动ACSI。例如，今后要把LonWorks网络技术包容到61850中的话，61850-7-1到61850-7-4的部分都不需用修改，只要增加61850-8-3把ACSI映射到LonWorks就可以了，只是增加了基于LonWorks的通讯协议，而协议中所传输通信服务的内容没有改变。
湖南省株洲南500kV古亭变电站采用了站内61850规约系统，站内互感器、主变等一次设备都是常规部分，保护装置、故障录波、后台监控、故障信息子站等二次设备采用了IEC61850规约，古亭变完成了站内61850规约通信，这也就是所谓的：61850变电站。只实现了2层结构，没有过程层，间隔层仍然通过电缆与传统互感器和开关互联，间隔层和变电站层遵循了61850标准，通信上实现了互联互通，这种模式变电站也称为61850变电站，不能算完全意识上的数字化变电站。而株洲南变电站在保护故障信息子站实现了站内和调度之间应用61850规约。这也是株洲南站在华中地区得到了很大的突破。
数字化变电站二次系统装置是通过模型文件建立通讯的，模型文件在工程实施当中占据了非常重要的位置，在工程实施当中各个厂家提供装置内部的正确的模型文件非常重要，装置的模型文件必须要按照IEC61850规约规范建立。有了正确的模型文件，能给工程调试减少调试时间，减少调试当中出现的差错，增加应用当中的正确性、可靠性、互操作性。在系统运行查看问题也带来了很大的便利。
在工程实施当中理想化的配置过程：各装置厂商提供基于IED装置、描述装置能力的ICD文件；设计部门提供描述系统规模的SSD文件；系统集成商将全站所有装置的ICD文件和SSD文件进行组态配置，生成全站配置SCD文件并返回给装置厂商；各装置厂商把SCD文件配置成CID文件，并下装到各自的IED装置中。
这里我们解释一下系统应具备的配置文件：
1）ICD文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件应包含模型自描述信息，如LD和LN实例应包含中文“desc”属性，通用模型GAPC和GGIO实例中的DOI应包含中文“desc”属性，数据类型模板LNType中DO应包含中文“desc”属性。ICD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。
2）SSD文件：系统规范文件，应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中；
3）SCD文件：全站系统配置文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容；
4）CID文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。
株洲南变电站是单纯的61850站，没有涉及到一次设备，所以没有SSD文件。株洲南变电站保护故障信息子站与主站的通信服务建模。
1）定值调用
对于保护的一组定值，可以定义成1个数据集Setting，由于定义的数据集成员是不同逻辑节点下的数据对象，因此，将它定义到总的逻辑节点LLN0下，实际应用中一个CPU有多个定值区，可以建立多个数据集用来存放其他定值区的定值。
2）故障报告和自检报告
故障报告的事件信息和自检报告的告警信息可通过子站保存供主站查询，可通过61850定义的报告控制块定义，报告控制块分为带缓存的报告控制块和不带缓存的报告控制块2种，需要根据实际保护设备的原理，首先建立相应的数据集，然后建立每个数据集相对应的报告控制块实例。故障报告和自检报告对应的数据集也分散在各个逻辑节点下，因此和定值一样，归于LLN0下。记录（log）建模的方法和报告类似，有相应的记录控制块（LCB)管理。
3）扰动数据传输
61850中对文件传输服务模型做了定义，一般的文件应包含文件名称、文件大小和最近修改时间等属性，提供服务有读文件、修改文件、删除文件和取文件属性值等。
4）遥测和遥信
对于重要开关量（如硬压板节点、高频收信节点等），子站采用定期轮询的方法从保护设备采集开关状态，并与上一次的状态相比较，如果有变位，立刻触发一个报告上送给主站。
株洲南变电站的顺利投运，到现在的正常运行，都证实了61850规约的可用性，有助于智能电网的发展，同时给湖南电力系统带来很好的典范。
从某种意义上讲，“数字化变电站”主要指变电站二次系统的“数字化”，数字化变电站采用低功率、紧凑型、数字化的新型电流和电压互感器代替常规的互感器，将大电流、大电压变换为低电平信号或数字信号，利用高速以太网构成变电站数据采集及传输系统，实现基于61850的信息建模，采用智能断路器控制技术，使得变电站自动化技术在常规变电站自动化技术的基础上有了巨大的跨越。
61850标准将数字化变电站从结构上分为3个层次：
过程层：又称设备层，过程层的设备是智能化的设备，由电子互感器、智能开关、断路器、变压器等设备组成。
间隔层：由保护装置、测控装置组成，主要功能是：汇总本间隔过程层实时数据、对一次设备的保护控制、执行数据承上启下通信传输等功能。
变电站层：由监控、远动、故障信息子站组成，主要功能是：汇总全站数据、将有关数据传送到电网调度或控制中心、接收电网调度命令、具有站内监控和人机功能、具有对间隔层和过程层设备在线维护等功能。
IEC61850技术特点：
1）首次在电力系统通信协议中运用XML技术
在IEC61850-6提出了以XML为基础的变电站配置描述语言SCL，SCL能描述变电站內各智能电子设备，并能描述智能电子设备之间的关系，IEC61850采用XML来描述变电站的设备和功能，统一变电站数据交换格式，对变电站自动化工程的设计、规划、实施和信息交换都很有好处。
2）分层目录服务
IEC61850中的目录服务有5层，分别是服务器目录、逻辑设备目录、逻辑节点目录、数据对象目录和读数据定义。客户通过服务器目录服务，就可获得各个服务器中的各个逻辑设备名；按照各个逻辑设备名依次利用逻辑设备目录服务，就可获得相应逻辑设备中的各个逻辑节点名；按照各个逻辑节点名依次利用逻辑节点目录服务，就可获得相应逻辑节点中的各个数据对象名；按照各个数据对象名依次利用数据目录服务，就可获得相应数据对象中的各个数据属性名；利用读数据定义服务就可获得相应数据的全部数据属性定义。这样，在线情况下客户可以通过这些服务在客户数据库中建立对方全部的镜像。这些服务用于检索设备中整个分层的定义及全部可访问的信息定义，全部类的实例定义。在正常运行阶段，利用这些服务可监视各个服务器的变动和投运情况，实现配置管理。
3）服务与映射分开
IEC61850中提出了抽象服务通信接口（ASCI）和具体通信服务映射（SCSM），这样就把通信服务要求和具体的通信协议分离开，有利于适应通信技术的不断发展。目前61850-8-1中采用了MMS，以后还可能采用其它协议。即当网络技术发展时只要改动SCSM，而不需要改动ACSI。例如，今后要把LonWorks网络技术包容到61850中的话，61850-7-1到61850-7-4的部分都不需用修改，只要增加61850-8-X把ACSI映射到LonWorks就可以了，只是增加了基于LonWorks的通讯协议，而协议中所传输通信服务的内容没有改变。
4）增加了过程层
IEC61850提出了变电站的3层模型：变电站层、间隔层和过程层。随着电子式电流互感器和电压互感器在电力系统的使用，变电站自动化结构发生了变化，原来的2层结构变成了3层结构，增加了过程层。61850-9-1和61850-9-2就是针对过程层的电流电压采样服务的，其中61850-9-1是针对串行单向多支路点对点链路通信方式的，而61850-9-2是针对过程总线的。
5）使用了面向对象的UML建模技术，具有互操作性，具有面向未来的、开放的体系结构。
IEC61850-9-1：定义了过程层和间隔层之间采样值传输服务（SAV）的ACSI映射到串行一发多收点对点连接上。
IEC61850-9-2：定义了过程层和间隔层之间采样值传输服务（SAV）的ACSI映射到基于以太网的连接上。目前使用的光PT、光CT、合并单元、智能操作箱等间隔层设备在向间隔层装置上送采样值等信息时基本都采用这个基于以太网的IEC61850-9-2映射方式。IEC61850使用ACSI和专用通信服务映射SCSM（SpecificCommunicationServiceMAP）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，而不需要改动ACSI。例如，今后要把LonWorks网络技术包容到61850中的话，61850-7-1到61850-7-4的部分都不需用修改，只要增加61850-8-3把ACSI映射到LonWorks就可以了，只是增加了基于LonWorks的通讯协议，而协议中所传输通信服务的内容没有改变。
湖南省株洲南500kV古亭变电站采用了站内61850规约系统，站内互感器、主变等一次设备都是常规部分，保护装置、故障录波、后台监控、故障信息子站等二次设备采用了IEC61850规约，古亭变完成了站内61850规约通信，这也就是所谓的：61850变电站。只实现了2层结构，没有过程层，间隔层仍然通过电缆与传统互感器和开关互联，间隔层和变电站层遵循了61850标准，通信上实现了互联互通，这种模式变电站也称为61850变电站，不能算完全意识上的数字化变电站。而株洲南变电站在保护故障信息子站实现了站内和调度之间应用61850规约。这也是株洲南站在华中地区得到了很大的突破。
数字化变电站二次系统装置是通过模型文件建立通讯的，模型文件在工程实施当中占据了非常重要的位置，在工程实施当中各个厂家提供装置内部的正确的模型文件非常重要，装置的模型文件必须要按照IEC61850规约规范建立。有了正确的模型文件，能给工程调试减少调试时间，减少调试当中出现的差错，增加应用当中的正确性、可靠性、互操作性。在系统运行查看问题也带来了很大的便利。
在工程实施当中理想化的配置过程：各装置厂商提供基于IED装置、描述装置能力的ICD文件；设计部门提供描述系统规模的SSD文件；系统集成商将全站所有装置的ICD文件和SSD文件进行组态配置，生成全站配置SCD文件并返回给装置厂商；各装置厂商把SCD文件配置成CID文件，并下装到各自的IED装置中。
这里我们解释一下系统应具备的配置文件：
1）ICD文件：IED能力描述文件，由装置厂商提供给系统集成厂商，该文件描述IED提供的基本数据模型及服务，但不包含IED实例名称和通信参数。ICD文件应包含模型自描述信息，如LD和LN实例应包含中文“desc”属性，通用模型GAPC和GGIO实例中的DOI应包含中文“desc”属性，数据类型模板LNType中DO应包含中文“desc”属性。ICD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。
2）SSD文件：系统规范文件，应全站唯一，该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在SCD文件中；
3）SCD文件：全站系统配置文件，应全站唯一，该文件描述所有IED的实例配置和通信参数、IED之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容；
4）CID文件：IED实例配置文件，每个装置有一个，由装置厂商根据SCD文件中本IED相关配置生成。
株洲南变电站是单纯的61850站，没有涉及到一次设备，所以没有SSD文件。株洲南变电站保护故障信息子站与主站的通信服务建模。
1）定值调用
对于保护的一组定值，可以定义成1个数据集Setting，由于定义的数据集成员是不同逻辑节点下的数据对象，因此，将它定义到总的逻辑节点LLN0下，实际应用中一个CPU有多个定值区，可以建立多个数据集用来存放其他定值区的定值。
2）故障报告和自检报告
故障报告的事件信息和自检报告的告警信息可通过子站保存供主站查询，可通过61850定义的报告控制块定义，报告控制块分为带缓存的报告控制块和不带缓存的报告控制块2种，需要根据实际保护设备的原理，首先建立相应的数据集，然后建立每个数据集相对应的报告控制块实例。故障报告和自检报告对应的数据集也分散在各个逻辑节点下，因此和定值一样，归于LLN0下。记录（log）建模的方法和报告类似，有相应的记录控制块（LCB)管理。
3）扰动数据传输
61850中对文件传输服务模型做了定义，一般的文件应包含文件名称、文件大小和最近修改时间等属性，提供服务有读文件、修改文件、删除文件和取文件属性值等。
4）遥测和遥信
对于重要开关量（如硬压板节点、高频收信节点等），子站采用定期轮询的方法从保护设备采集开关状态，并与上一次的状态相比较，如果有变位，立刻触发一个报告上送给主站。
株洲南变电站的顺利投运，到现在的正常运行，都证实了61850规约的可用性，有助于智能电网的发展，同时给湖南电力系统带来很好的典范。