20世纪90年代初期，SAS（分层分布式的变电站自动化系统）在电力系统逐步得到推广和应用。由此而带来的问题主要集中在：

早期各厂家主要使用IEC60870-5-101/103、DNP3.0、私有协议等，设备之间无法互操作。

变电站内的SCADA系统、故障信息管理系统，电能计量系统，电能质量监测系统，一次设备的在线监测系统，各系统之间信息相对独立，难以共享，严重妨碍信息的有效利用。

通信及嵌入式技术的发展迅猛，早期的协议不便于自动化系统的长期运行和维护。

常规变电站大量采用电缆连接带来安全隐患，以太网代替二次电缆是必然趋势。

• IEC61850应用而生，其发展历程如下：
• 1994年德国国家委员会提出设想；
• 1995年IEC TC57为此成立了三个工作组（WG10/11/12）；
• 1998年，IEC、IEEE、EPRI达成共识，由IEC牵头，以UCA2.0为基础制定标准；
• 2002~2005年，IEC61850标准的各个分册陆续颁布并成为国际标准；
• 2004~2008年，我国电力标准委员会对IEC61850系列标准进行同步跟踪和翻译工作。

IEC61850不只是一个通信协议，还包括通信网络性能、对象建模、系统和项目管理、一致性测试等多方面的规范要求。以IEC61850 V1示例说明。

IEC61850核心协议部分如下图1所示。

IEC61850协议核心体系主要包括：SV协议、GOOSE协议、MMS协议。

SV协议：采用 “发布方—订阅者”模式。随着电子式互感器工程化应用，一次系统的电压、电流被转换为数字信号，经过光纤或网络传递给二次设备，实现了一次和二次设备之间的电气隔离。在智能化变电站中SV主要在间隔层和过程层之间通信，在实现上，直接将应用数据映射到数据链路层，对实时性要求极高。

GOOSE协议：采用“发布方—订阅者”模式。GOOSE采用网络信号代替了常规变电站装置之间硬件线的通信方式，在实际应用中主要传输保护跳闸等重要的实时性报文，能满足继电保护“可靠性、速动性”要求。在智能化变电站中GOOSE主要在间隔和过程层之间通信。在实现上，直接将应用数据映射到数据链路层，对实时性要求极高。

MMS协议：MMS协议是IEC61850中最为复杂的协议集。MMS通信采用客户端/服务器通信模式，客户端一般是运行监控系统、控制中心等，服务器指一个或几个实际设备或子系统。如图1和图2所示，由于MMS协议目前主要应用在变电站层与间隔层之间，在实现方式上通过TCP/IP协议栈，在实时性无特别要求。

IEC61850第一版应用以来，已逐步暴露了不足之处，该标准内容庞大，分为14个分册，标准页数达到1000页之多，描述上难免出现前后不一致的地方，各厂家有不同的理解和解释，导致设备间的互操作问题，阻碍标准的推广和应用。

按照国际惯例，国际标准一般5年左右修订一次，至2007年起，IEC TC57 WG10工作组对第一版已开始进行修订，目前已发布第二版。

智能电网要求实现信息的高度集成和共享，采用统一的平台和模型，以实现电网内设备和系统的互操作，这与IEC61850标准的设计思路是一致的。美国电科院和中国电科院都选取IEC61850标准作为智能电网建设的核心标准，该标准作为智能电网中连接电力生产和消费环节的纽带，必将担当起越来越重要的角色。

作为未来变电站自动化领域国际标准，IEC61850必将对变电站自动化产生里程碑式影响。

广州致远电子自主研发的E8000系列电能质量在线监测装置已率先通过开普实验室IEC61850通信规约一致性认证。