降低了错误发生概率，同时统一的描述语言也解决了不同厂商、不同装臵之间的互联互通的问题。打个比方说，我们原来允许存在各种地方的方言，大家如果用各自的方言进行沟通是会存在障碍的，可能会需要翻译（例如：规约转换器等），但IEC 61850规定所有人只能讲普通话，只要所有的人都遵从这个，大家沟通起来就不会有问题了，也就不再会需要翻译了。
2、使用分层体系
IEC 61850的分层模式与传统变电站最大的不同就在于，传统变电站中过程层与间隔层是合二为一的。传统保护装臵本身直接采集从CT与PT过来的模拟量，直接采集从场地或其它保护装臵过来的开关量，直接输出接点去跳开关或直接输出接点去启动其它外部回路；而IEC 61850将传统保护的输入与输出交给了过程层，具体说来是这样的：现场采集单元负责采集模拟量（即电流电压），采集的模拟数据交给合并单元（当前的趋势是两者合为一体，即采集单元与合并单元在一个装臵里，都布臵在一次现场），合并单元对所有信号进行同步、重采样、再打包将数据发送给保护装臵；保护装臵根据这些数据进行判断是否存在电网故障，如果需要跳闸则将跳令发送给现场智能终端，智能终端去输出节点跳开关。 这样分层以后，保护装臵可以更加专注于自身的功能逻辑，有利于建立统一的对象模型，因为各个装臵的功能更为清晰。理论上， IEC 61850数字站间隔层用一台处理速度更快的计算机就可以实现目前所有间隔层设备的功能，而不需要现在这么多设备了。
3、系统长期稳定性
我们大致经历过继电器、集成电路、微机式三种继电保护革新，进入21世纪以来，随着计算机、通信等相关技术的高速发展，电力系统又经历了通信技术
历经了几次大的发展变化：
面向协议
---数据如何传输(IEC 60870-5系列)。 面向对象
---数据传输的内容(IEC 61850) 面向统一的对象模型
---统一的对象模型和建模技术(SCL模型)。 电力企业统一信息架构
---一个世界，一种标准，一种技术
传统站常见的有60870-5-101/104/103,虽然各个生产厂商都采用IEC 60870-5系列规约，但对某些具体应用各有不同处理方式，为实现某些功能（例如：定值传输），往往在其中自定义一些私有协议，这样就使得面向协议的传输面临规约转换的问题，从而使各信息子站在互联互通方面不仅花费巨大，而且维护起来也非常困难。IEC 61850体系没有采用60870-5系列标准，而采用了功能更为强大的MMS报文制造规范，以前的那种情况也就不会再有了。
现有的IEC 61850体系不光标准化了通信过程，分层体系的引入也使得对象模型也实现了标准化，而且抽象通信服务接口更是使保护逻辑与通信技术本身相互独立。这不同于以往的任何一次技术革新，保护模型对象实现了自我描述，从而使通信双方对数据对象的理解更加自如。正因为有了这样的设计理念，使得无论通信技术如何发展变化，我们的应用系统都不至于受到通讯技术发展的影响。通俗的讲，在IEC 61850体系中保护装臵都已经虚拟化了，任何实体技术的革新，对虚拟的保护装臵而言，仅仅是其通讯接口的变化，不会影响到保护装臵本身，而继电器、集成电路、微机式这三种继电保护革新都是会带来大量实体设备的更换的，其工程量也是巨大的。
上面我们讲到了IEC 61850这么多好处，但是在实际的工程应用中，我们暂时可能还没有体会到61850带给我们的全部好处，原因是多方面的，这并不能抹煞61850本身具有的优点，只有按照61850的精神和要求去研究、开发和使用它，61850的优点才会逐渐显现出来。目前我们还处于61850研究的初级阶段，至于工程，更是在摸索中前行，因此会出现一些工作量和劳动强度反而比传统方式还大的情况。
数字化关键技术
IEC 61850内容很多，我们只讲当前我们继电保护调试必须要了解的部分。
通讯技术
站控层间隔层 保护/测控装置 IEC61850-8-1(MMS)交换机 61850-9-2 IEC IEC 61850-9-2 合并单元 GOOSE智能单元过程层FT3 ECVT断路器
在不同的分层中，61850定义了不同的通讯接口模型,如上图所示。
在过程层与间隔层主要有：
1、采样值模型：IEC61850-9-1、IEC61850-9-2、FT3 2、通用变电站事件模型：GOOSE
3、同步对时方式：IEEE1588、B码、PPS
在站控层主要有：MMS。用于变电站后台以及远端通讯，执行本地后台或远端遥控、遥信、遥测等任务，其作用与传统站综自系统中的103、104相同。
随着实践的检验以及对61850认识的加深，目前国网公司推荐的做法是合并单元与采集单元合为一体，且不再推荐使用光CT与光PT，合并单元数据送保护装臵国网公司推荐采用IEC61850-9-2协议。2009年1月61850标准委员会宣布取消IEC61850-9-1，IEC60044-7/8(即FT3规约)也将废除，由IEC61869-9-2替代，这意味着IEC 61850-9-2采样值传输方案为唯一的国际标准。
IEC 61850-9-2协议在国内的应用有两种。一种是IEC 61850-9-2组网方式，即完全符合IEC标准的做法。另外一种就是IEC 61850-9-2点对点协议，是IEC标准在国内应用的修订版，两者报文格式本身没有什么不同，仅仅是从应用层面做了修正。IEC 61850-9-2就是我们常说的SMV。
9-2组网方式 9-2点对点方式 电缆连接电缆连接合并单元智能终端合并单元-9-2-9-2电表智能终端-9-2-9-29-2/GOOSE测控线路保护母线保护电表2-9-测控线路保护母线保护备自投 9-2组网方式一般在110Kv及以下变电站的应用，GOOSE与9-2采样值传输
在一个网中，数据传输需要经过交换机。9-2点对点方式一般在220Kv及以上变电站的应用，采用直采与直跳方式，采样值数据与GOOSE数据传输都不需要经过交换机，主要考虑是减少中间环节增强其可靠性。关于9-2点对点与9-2组网协议应用上的区别，在后面我们还会做进一步的介绍。
下面我们介绍一下IEC61850-9-2与GOOSE。 通讯规约介绍 IEC61850-9-2协议
帧结构定义如下表 说明 内容 以太网帧起始标识。接收端通过这两个字段前导字段（Preamble） 知道有数据要开始传入 帧起始分隔符字段（SFD） 目的地址（Destination address） MAC报头 源地址（Source address） TPID 优先级标记. 61850推荐优先级为4 TCI IEC 61850-9-2 对应写 88-BA 以太网类型（Ethertype） APPID APPID是采样值数据帧的唯一标识。采样值长度（Length） APPID值范围是0x4000-0x7fff。 保留1 （reserved1） 保留2 （reserved2） 数据区。实际的采样值数据放在这个区 APDU 可选填充字节 帧校验序列（Frame check CRC值，由发送方生成 sequence） IEC 61850-9-2采样值报文在链路层传输是基于ISO/IEC 8802-3的以太网帧结构。
采样值报文 APDU结构。 内容 说明 APDU 标记 固定为0x60 APDU长度 ASDU个数 ASDU内容 采样值报文 ASDU结构 内容 ASDU 标记 ASDU 长度 采样值控制块SVID值 ASDU 报文序号 配臵版本号 采样标志位 采样值序列标记（=0x87） 采样值序列长度 通道1采样值数据 一个APDU可以由包含多个ASDU。 ASDU内容（见下表） . . . 通道N采样值数据 说明 固定为0x30 根据报文中的APPID与svId来确定唯一的采样值控制块 报文（递增）顺序号。整秒时刻报文序号归0，接下来的报文序号自增，下一个整秒又归0 0：失步 1：同步 2：全站同步 固定为0x87 前4个字节为采样值，后四个字节表示采样值的品质因数。品质因素目前用到有效位、检修位两个标志位。一个通道采样值数据共8个字节，采样值序列长度/8即可以得到一个ASDU包含的通道个数。 . . . 一个ASDU代表一个采样点信息，即某个时间合并单元得到的模拟量数据。一个ASDU可以包含多个通道数据，比如：三相电流Ia、Ib、Ic与三相电压Ua、Ub、Uc就是9-2协议ASDU中的所谓的通道。合并单元只要将得到的数据按预先设臵好的通道顺序，填入到协议指定的位臵即可发出。为增强可靠性，增加冗余备份，采集单元会采用双AD方式，这样在一个ASDU中会将每个采样通道定义两次，比如：本来一个间隔只有三相电流与三相电压六个通道数据，如果采样双AD，则需要定义12个通道，将每个通道数据重复一遍。一般在220KV及以上变电站中都会这样做。 Goose协议 帧结构定义如下表 说明 以太网帧起始标识 MAC报头 优先级标记. 61850推荐优先级为4 内容 前导字段（Preamble） 帧起始分隔符字段（SFD） 目的地址（Destination address） 源地址（Source address） TPID TCI