智能變電站與傳統變電站的區別與聯系主要有兩點：

1：根據國家電網智能電網建設的整體部署,十二五期間,國家電網將推廣智能變電站建設,各網省公司積極開展智能變電站的研究及試點工程。安徽省110kV桓譚變是國家電網公司智能電網建設第二批試點工程,采用了基于IEC61850標準的變電站自動化系統。首次采用全光纖電流互感器,光PT掛網運行。本文針對110kV桓譚變繼電保護的新特點探討了智能化變電站和傳統變電站繼電保護的異同。2智能變電站相比于傳統變電站的幾個關鍵技術

2.1智能化變電站各保護裝置采用了統一的通信規范,即IEC61850通信規范 IEC61850是新一代的變電站自動化系統的國際標準,它規范了數據的命名、數據定義、設備行為、設備的自描述特征和通用配置語言。同傳統的 IEC60870-5-103標準相比,它不僅僅是一個單純的通信規約,而是數字化變電站自動化系統的標準,它指導了變電站自動化的設計、開發、工程、維護等各個領域。該標準通過對變電站自動化系統中的對象統一建模,采用面向對象技術和獨立于網絡結構的抽象通信服務接口,增強了設備之間的互操作性,可以在不同廠家的設備之間實現無縫連接。智能化一次設備和數字式變電站要求變電站自動化采用IEC6

數字化變電站按照一次設備智能化、二次設備網絡化的設計思路參照IEC61850的標準將變電站分為過程層、間隔層和站控層3個部分，其中過程層由模擬量收集終端合并單元和實現開關輸入輸出的智能單元構成;間隔層主要由保護裝置和測控裝置組成;站控層主要包括監控，遠動和故障信息子系統構成。

首先，智能變電站的過程層由傳統的一次設備和智能組建柜組成，智能組建柜中有合并單元和智能操作箱兩個裝置。變電站常規互感器的數據合并單元采取就地安裝的原則，通過交流就地采樣電纜傳送模擬信號，并將采樣數據處理后通過 IEC61850-9-1、IEC61850-9-2 或者 IEC60044-8 的協議借助光纖通道發送到網絡交換機供需要該模擬量的保護或者測控裝置共享數據。智能操作箱解決了傳統一次設備和數字化網絡的接口問題，作為數字化變電站一次開關設備操作的智能終端，將傳統一次設備和保護測控等裝置通過光纖網絡連接，完成對斷路器、刀閘的分合操作，智能操作箱接收保護和測控裝置通過 GOOSE 網下發的斷路器或刀閘的分、合及閉鎖命令，然后轉換成相應的繼電器硬接點輸出。

其次，在傳統變電站二次系統中保護裝置所需的模擬量信息和設備運行狀態等信息需要通過電纜傳送，動作邏輯需要在多個裝置之間傳遞啟動和閉鎖信號，在各間隔層設備之間，間隔層和過程層設備之間需用大量的電纜連接，使傳統方式下各個保護裝置之間存在較多硬開入連線，導致二次回路接線比較復雜，容易出錯、可靠性不高;而吳山變電站采用支持變電站通信標準 IEC61850中GOOSE 輸入和輸出功能的保護和測控裝置。間隔層裝置之間通過以太網聯系各間隔層設備，通過網絡共享電流電壓量和開關量信息，借助虛端子完成保護的動作邏輯和相關間隔之間的閉鎖功能，其中電流電壓量和開關量的傳輸分別采用IEC61850規約中的單播采樣值SMV服務和面向通用對象的變電站事件GOOSE服務完成。這就是為什么在保護屏上沒有任何二次接線的緣故。為保證保護裝置和開關之間的可靠性，吳山變電站的主變采用兩套南瑞的保護，每套保護使用單獨的光纖與智能操作箱聯系，與傳統的雙重保護配置不同的是，吳山站只是共用一個操作箱。

最后，站控層網絡采用網線連接，間隔層與站控層之間按照制造報文規范 MMS(Manufacturing Message Specification)通過網絡進行數據交互，完成對變電站的監視和控制。控制，遙控、遙調等控制功能通過IEC61850的控制相關數據結構實現映射到MMS的讀寫和報告服務中。IEC61850提供多種控制類型，還可以實現遠方修改定值等功能。

數字化變電站作為一種全新的建站模式，對許多傳統觀念產生了很大沖擊。在主控室內，傳統意義上的“模擬量”消失了;保護屏后面的二次接線也被虛端子所取代;運行人員所熟悉的五防機沒了，因為五防系統被嵌入后臺機中了。除此之外，對二次檢修人員提出了更高的要求，要求保護人員對光通信，GOOSE信息原理，光測試儀、檢修狀態運行機制都要有個深入的掌握。傳統站里，各種功能的實現通過二次圖紙表現的非常清楚，而在數字變電站中，則很難通過二次圖紙來判斷電氣回路的功能邏輯，取而代之的是大量的光纖接線圖。科技在不斷進步，數字化變電站也在不斷的改進中，作為一名檢修人員，更要不斷的學習新技術和新工藝，才能更好的勝任自己的工作崗位。

總之，數字化變電站主要體現在二次回路的光纖化，繼電保護和自動化的實現原理是一樣的，只是實現方式不同。而智能化變電站在上述基礎之上，重點要提升裝置的自診斷能力、電網運行的自適應能力、和智能分析功能，狀態檢修實際是智能電網的重要組成部分。