IEC61850和IEC104是电力系统自动化中广泛使用的两种通信协议，但它们的应用场景、设计目标和技术特点有显著差异。以下是详细对比：

1. IEC61850协议

概述

• 定位：国际标准，面向变电站自动化系统（SAS）的全站通信网络，涵盖保护、控制、监测等功能。

• 核心目标：实现设备互操作性、长期兼容性，支持面向对象的建模和高速通信。

关键特性

• 通信架构：

• MMS（制造报文规范）：用于站控层设备间的客户端/服务器通信（如SCADA与IED交互）。

• GOOSE（通用面向对象变电站事件）：支持多播和极低延时（毫秒级），用于保护跳闸等实时信号。

• SV（采样值）：通过组播传输合并单元（MU）的电流/电压采样数据，需高带宽。

• 数据模型：

• 基于SCL（变电站配置语言）的标准化建模（如逻辑设备、逻辑节点）。

• 信息自描述，支持即插即用。

• 网络要求：

• 依赖高速以太网（IEEE 802.1Q VLAN优先级、IEEE 1588对时）。

• 典型网络结构：过程层（GOOSE/SV）、间隔层、站控层。

典型应用

• 智能变电站内的保护装置、合并单元、智能终端之间的实时通信。

• 支持分布式能源（DER）和数字化变电站的扩展。

产品推荐：

钡铼技术BE120 Modbus转IEC61850协议网关  2xA7内核，4路RS485，1路1000M网口，1路100M网口；

钡铼技术BE120A Modbus转IEC61850协议网关  2xA7内核，8路RS485，1路1000M网口，1路100M网口；

2. IEC60870-5-104（IEC104）协议

概述

• 定位：用于远动通信（如调度中心与变电站之间的数据采集与控制），是IEC60870-5-101的TCP/IP扩展。

• 核心目标：简单可靠地传输遥测、遥信、遥控命令，适应广域网（WAN）环境。

关键特性

• 通信方式：

• 客户端/服务器模式（调度中心为客户端，变电站为服务器）。

• 基于TCP/IP（端口2404），支持断线重连。

• 数据模型：

• 扁平化结构，使用ASDU（应用服务数据单元）和信息对象地址（IOA）标识数据点。

• 无自描述能力，需人工维护点表。

• 实时性：

• 传输周期为秒级，适用于非实时监控（如负荷数据、开关状态）。

典型应用

• 传统变电站与调度中心之间的SCADA通信。

• 配电网自动化（DA）、远程监控。

产品推荐

• 钡铼技术BE110 多种协议转IEC104协议网关

• 钡铼技术BE113 IEC104协议转MQTT协议网关

3. 主要区别对比

4. 互补与共存

• 协同应用：现代变电站可能同时使用两者：

• 站内：IEC61850实现快速保护（如GOOSE跳闸）和设备交互。

• 站外：IEC104将汇总数据上传至调度中心。

• 协议转换：通过网关设备将IEC61850的MMS数据映射为IEC104的ASDU。

总结

• IEC61850是智能变电站的“神经系统”，强调实时性和互操作性。

• IEC104是传统远动通信的“骨干”，注重广域网适应性。

• 选择取决于具体需求：站内高实时性选IEC61850，广域监控选IEC104。