笔者曾在《电网技术》发表过2篇文章，即《远动的无缝通信系统体系》和《IEC61850介绍》，介绍了IEC确定以IEC61850（变电站通信网络和系统）为基础，制定电力系统统一的无缝通信系统网络传输协议，以及IEC61850的内容和特点。该协议出版后肯定会在我国等同采用。用专用通信线路实现变电站和控制中心之间的数据交换，应采用IEC60870－5－101。如果有的电力系统需要采用网络作为通信手段来交换信息，那么从现在开始到无缝通信系统网络传输协议出版这一过渡中，网络传输协议有几种选择：①IEC60870－5－101和IEC60870－5－104；②IEC60870－6－TASE．2；③DL／T476。
上述几种选择方案中第一种选择无疑最为合适，因为采用IEC60870－5－101的RTU已经比较多，再加上IEC60870－5－104，实现网络传输就更容易，开发工作量小，价格低，性能好，值得推广（在文［1］中已有介绍）。
因为IEC60870－6（TASE．2）协议是调度中心之间交换信息的协议，采用TASE．2作为RTU和控制中心之间的网络传输协议在性能上不能满足要求，而且TASE．2比较复杂，价格较高，不宜作为变电站和控制中心之间的网络传输协议。有一种意见认为：用在变电站和控制中心之间的TASE．2可以简化（称为简单TASE．2），只需采用TASE．2的数据（DATA）、数据集（DATA－SET）、传输集（TRANSFERSET）（对应IEC61850的REPORT－LOG）和DEVICE（对应IEC61850的CONTROL）模型，即采用TASE．2的子集；另一理由是因为TASE．2和IEC61850－8－1都是映射到MMS，因而以后过渡到无缝通信系统体系协议就比较容易。
实际情况到底怎么样？TASE．2和IEC61850－7、－8－1有些什么差别？由TASE．2过渡到无缝通信系统体系协议是否比较容易？会不会推倒重来？本文就这些问题进行分析。
IEC将在IEC61850的基础上制定无缝通信系统体系协议，即变电站和控制中心通过61850通信（Substat ion－Control Centre Communication via61850即IEC61850＋），目前还无法准确说明IEC61850＋的具体内容，只能将IEC61850和IEC60870－6（TASE．2）作一比较。仅就有关数据收集（DATA、DATA－SET）、事件报告（REPORT－LOG（TRANSFERSET））和控制CONTROL（DE－VICE）3种基本远动任务及数据模型方面进行分析比较。
2 TASE．2与IEC61850的比较
2.1 在工作原理上的主要差别
（1）分层和相应服务的差别
IEC60870－6是为控制中心之间的数据交换设计的，要求2个控制中心预先建立数据库和双边表，事先知道对方有些什么数据和数据属性，启动以后用数据名进行召唤就可以得到这些数据的值，这些数据和属性并没有包含厂站属性和设备属性，只有和网络拓扑联系起来才具有这些属性，它是面向点的。
IEC61850中的服务器由若干逻辑设备组成。一个逻辑设备由若干逻辑节点组成。一个逻辑节点包含若干数据。数据包含若干数据属性。数据属性具有各种数据类型、值和功能约束 。IEC61850提供了服务器目录、逻辑设备目录、逻辑节点目录、数据目录和读数据定义等各种服务（图1）。
客户通过服务器目录服务，就可获得服务器的各个逻辑设备名；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的各个数据名；按照各个数据名依次利用数据目录服务，就可获得相应数据的各个数据属性名；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。在刚合上电源以后，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数据的镜像。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的定义、全部类的实例的定义。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。
要实现这种功能，设备必须是自我描述的。IEC61850规定采用自我描述的方法。IEC61850－7－3、－7－4提供了80多种逻辑节点类及其名字、350多种数据类及其名字和23个公共数据类，并规定了一套数据代码组成的方法。
图2所示为对象命名的例子。图中XCBR1是代表断路器逻辑节点名，Mode是代表XCBR整体状况的一些属性的数据名，stVal代表数据属性名（状态值）。
图2中，MyLD为逻辑设备名，MyLD／XCBR1为逻辑节点代码，MyLD／XCBR1．Mode为数据代码，MyLD／XCBR1．Mode．stVal为数据属性代码。
从上面的描述可以看到：尽管IEC61850－8－1和TASE．2都采用MMS，但两者的原理是不同的，在实现时不可能兼容，用服务器目录、逻辑设备目录、逻辑节点目录向采用TASE．2的设备询问时不可能得到回答，也不可能实现预期的功能。IEC61850所采用的面向对象、面向设备、自我描述等新技术符合技术发展潮流。这些新技求的应用将促进SCADA系统和配置管理技术的发展，将目前的数据采集、监视控制功能向数据管理方向发展。
（3）控制过程的区别
图3为TASE．2的控制过程示意图。
控制是选择／执行过程。TASE．2的控制方式：客户利用读服务对要进行控制的对象进行选择，服务器对＜Device—Name＞—SBO的CheckBackID进行校核，如果允许访问则肯定响应，并将内部状态变为ARMED（待命状态），客户接着发送操作命令（图3）就可完成选择／操作过程。很明显这种控制过程不能实现返送校核，因为选择服务采用的是读服务。
IEC61850的控制过程中有一种是和TASE．2的上述过程相同的，它还定义了其他控制过程，如选择服务是采用写服务。服务器接收以后以写响应PDU回答，此MMS的写响应PDU只包含写请求服务是否正确接收，它没有包含返送校核信息，服务器通过硬件形成校核码，还要通过InformationReport（信息报告）服务送给客户，客户比较发送命令的选择信息和InformationReport服务的返送信息是否一致，才能确定是否发送操作执行命令，真正实现SBO（操作前选择、返送校核）。见图4。
由上可见，IEC61850－7－2，－8－1的控制过程符合电力系统对控制（断路器、变压器分接头、继电保护设定等）的要求，具有真正意义上的返送校核。ACSI（抽象通信服务接口）映射到MMS，由于MMS没有合适的PDU，所以用InformationReport服务传送校核信息 。InformationReport服务是一种无确认服务。整个过程包括写请求／写响应、无确认服务、操作执行，过程虽然稍为复杂一些，但能真正实现返送校核。TASE．2和IEC61850－7－2、－8－1的这2种控制过程完全不同，所采用的MMSPDU完全不同，两者不可能兼容。
（3）报告和记录传输过程的区别
服务器发生事件时，按IEC61850－7－2的规定（见图5），当事件发生时由记录模块的记录处理器立即进行记录，待该服务器和当地主站关联时，由报告模块的报告处理器用InformationReport服务立即向客户报告，这样可以加快事件的传输。由于Infor－mationReport服务为无确认服务，服务器无法确切知道客户是否接收到InformationReport服务传输的数据，IEC61850－7－2，－8－1还规定客户可以利用ReadJournal服务从记录中按时间段或条目段读记录。ReadJournal服务是一请求／响应服务 ，传输的可靠性比无确认的InformationReport服务高，不会丢失事件。客户接收了InformationReport后，还可发AckReport进行确认。
按TASE．2的规定（图6），对于4种类型传输集（transfer set）（即数据集传输集、时间序列传输集、传输帐目传输集、信息报文传输集）的传输报告都是仅采用MMS的无确认InformationReport服务。
TASE．2和IEC61850的这2种报告传输过程是不同的，所采用的MMSPDU也不同，二者不可能兼容。TASE．2仅采用MMS的无确认Information－Report服务，IEC61850采用MMS的无确认Infor－mationReport服务和Read Journal服务，IEC61850事件报告和传输记录的可靠性要比TASE．2的相关功能数据传输的可靠性高。
2.2 TASE．2和IEC61850同一种性质的服务映射到同一种MMS PDU（MMS协议数据单元），但选择项和功能不同
TASE．2的DATA模型定义了读数据值（Get Data Value）和设置数据值（Set Data Value）服务，IEC61850也定义了GetDataValues和SetDataValues服务，这二者的差别在于：这两项服务是读数据和写数据，都是映射到MMS－PDU Read和Write上，但是二者之间在MMS－PDU Read和Write选择项的选择不同，其功能也有差别。
TASE．2仅允许1次读、写1个数据名的数据，所以规定只能采用变量规范（VariableSpecification）的枚举表（即VariableListName），而IEC61850，1次可以选择下述选择器的1个或多个选择器：数据代码（Data－Reference）、数据属性代码（DataAttribute－Reference）、数据代码．功能约束（（ Data－Referenc e.FuctionalConstraint）、逻辑节点代码．功能约束（LNRef．FunctionalConstraint），IEC61850的选择器除了DataAttribute－Reference选择器1次只能读／写1个量之外，其它选择器都可以读／写多个数据属性。IEC61850的选择器比TASE．2的类型多且灵活方便。例如按照功能约束可以选择读实时信息，刷新数据库，也可以选择功能约束为配置，采集逻辑设备和逻辑节点的配置信息，实现系统设备在线配置管理。可以采集IEC的运行情况，还可以了解电力系统一次设备的运行情况和参数。IEC61850除了实现数据采集功能之外，还扩充了数据管理、配置管理等功能，可以在电力系统中采用浏览器技术，对一次、二次设备进行在线监视和管理，因为采用网络后其带宽比较宽，所以能实现更多功能。
类似情况还发生在如下的服务上：
GetDataDirectory（对应TASE．2的读数据值名（GetData Value Names））、GetDataSetValues（对应TASE．2的读数据集元素值（Get Data Set Element Values））和SetDataSetValues（对应TASE.2的Set Data Set Element Values）。TASE.2和IEC61850同一种性质的服务映射到同一种MMS PDU，选择项和功能不同，也不能兼容。
2.3 TASE．2和IEC61850所定义的数据模型差别比较大
统一数据模型是实现无缝通信系统的一个重要内容，即实现公共信息模型（CIM）。对于SCADA／EMS，统一实时数据模型减少了网关和数据对象的格式转换。TASE．2由于早已出版而且已经被广泛采用，和CIM接口只能采用适配器进行转换。IEC61850正在制定过程中,正在和制定中的IEC61970（EMS／SCADA Application Program In－terface）的CIM进行协调 ，实现统一的CIM。
3 结束语
IEC61850－7，－8－1是基于UCA2．0制定的，IEC61850－7在UCA2．0的基础上采用了自我描述、面向对象和设备、分层、抽象通信服务接口等新技术。本文仅就基本远动任务的3个方面（即数据收集、事件报告、控制）进行分析。从上面的分析知道IEC60870－6（TASE．2）和IEC61850－7，－8－1在工作原理上及映射到MMS的PDU或者PDU的选择项与功能方面存在着程度不同的差别。所以按照TASE．2国际标准编写程序的RTU不可能和按照IEC61850－7－2、－8－1开发的主站联通，这一点同将TASE．2用在变电站的间隔层时它不可能和按照IEC61850协议规定开发的变电站当地主站联通起来一样。TASE．2和将来制定的IEC61850＋接口也会发生类似的问题。目前按照TASE．2协议规定开发变电站和控制中心通信协议，只能说是为将来按照IEC61850＋协议规定开发程序作了技术培训的准备，当控制中心按IEC61850＋协议实现时，变电站按TASE．2实现的通信协议可能还得换成IEC61850＋的协议才能和控制中心联接起来。
将变电站—控制中心通过IEC61850通信（61850＋）作为无缝通信系统协议的主要原因 ，请参见文献。
参考文献
［1］谭文恕．变电站通信网络和系统协议IEC61850介绍［J］．电网技术，2001，25（9）．
