电力104规约（IEC 60870-5-104）与IEC 61850规约的核心区别如下：

1. 设计目标与应用场景

• 104规约：
  专为远动通信设计，用于调度中心与变电站、发电厂等终端设备间的实时数据传输（如遥测、遥信、遥控、遥调）。其核心目标是实现标准化、可靠的过程数据传输，适用于传统电力系统调度自动化场景。

• IEC 61850：
  面向变电站自动化及智能电网，旨在解决设备间互操作性问题。通过统一的数据模型和通信服务，支持变电站内保护、测控、计量等设备的无缝集成，并扩展至分布式能源、微电网等新型场景。

2. 通信架构与模型

• 104规约：

• 基于TCP/IP，采用客户端/服务器模型（主站为客户端，子站为服务器）。

• 数据模型简单：使用固定长度报文，通过地址+值的方式表达设备状态（如开关位置、电压值）。

• 传输模式：支持平衡式（双向主动传输）和非平衡式（主站轮询）传输。

• IEC 61850：

• GOOSE：毫秒级传输跳闸信号等实时控制命令。

• SV：同步传输电流/电压采样值（kHz级采样率）。

• MMS：用于非实时配置和监控。

• 分层架构：分为站控层（MMS协议）、间隔层（GOOSE/SV协议）、过程层（采样值传输）。

• 面向对象建模：将设备抽象为逻辑设备（LD）、逻辑节点（LN）、数据对象（DO），支持自描述功能（如“PTRC”逻辑节点表示变压器保护）。

• 实时通信协议：

3. 数据交互与功能

• 104规约：

• 数据类型：主要传输遥测（如电压、电流）、遥信（如开关状态）、遥控（如分合闸命令）等过程数据。

• 交互方式：一问一答模式（非平衡式）或主动上报模式（平衡式），需通过总召唤命令同步数据。

• 典型应用：调度中心对变电站的实时监控与控制。

• IEC 61850：

• GOOSE：设备间直接通信（如保护装置向断路器发送跳闸信号）。

• SV：合并单元向保护装置传输采样值。

• MMS：监控系统通过MMS读取设备配置和历史数据。

• 数据类型：支持复杂数据模型，包括状态信息、测量值、控制命令、日志、报告等。

• 交互方式：

• 典型应用：智能变电站内设备协同控制、分布式能源接入、广域保护。

4. 扩展性与灵活性

• 104规约：

• 扩展性有限：数据模型固定，新增功能需修改报文格式，难以适应新型设备（如储能系统）。

• 维护难度：需手动配置数据库和通信参数，维护成本较高。

• IEC 61850：

• 高度扩展：通过SCL（系统配置语言）文件描述设备能力和通信参数，支持新功能快速部署（如新增光伏逆变器）。

• 灵活性：模块化设计允许根据需求调整通信服务（如增加GOOSE报文类型）。

• 未来兼容：支持与5G、TSN（时间敏感网络）融合，适应能源互联网发展。

5. 实时性与可靠性

• 104规约：

• 实时性中等：TCP/IP传输延迟通常为数十至数百毫秒，满足传统调度需求。

• 可靠性：通过重传机制和序号校验保证数据完整性，但依赖网络稳定性。

• IEC 61850：

• 实时性高：GOOSE报文传输延迟≤4ms，SV采样值同步精度达微秒级。

• 可靠性：采用组播通信和快速重传机制，支持冗余网络配置，增强系统稳定性。

6. 典型应用场景对比

总结

• 104规约是电力行业“现在和过去”的通信基石，适用于传统调度自动化场景，以稳定、可靠的过程数据传输为核心。

• IEC 61850代表“现在和未来”的智能电网方向，通过统一的数据模型和实时通信协议，解决设备互操作性问题，支持变电站数字化、能源互联网等新型应用。

• 选择建议：

• 传统系统升级或简单调度需求：优先选用104规约。

• 智能变电站、分布式能源、高实时性控制场景：必须采用IEC 61850。

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