智能变电站与传统变电站的区别与联系主要有两点：

1：根据国家电网智能电网建设的整体部署,十二五期间,国家电网将推广智能变电站建设,各网省公司积极开展智能变电站的研究及试点工程。安徽省110kV桓谭变是国家电网公司智能电网建设第二批试点工程,采用了基于IEC61850标准的变电站自动化系统。首次采用全光纤电流互感器,光PT挂网运行。本文针对110kV桓谭变继电保护的新特点探讨了智能化变电站和传统变电站继电保护的异同。2智能变电站相比于传统变电站的几个关键技术

2.1智能化变电站各保护装置采用了统一的通信规范,即IEC61850通信规范IEC61850是新一代的变电站自动化系统的国际标准,它规范了数据的命名、数据定义、设备行为、设备的自描述特征和通用配置语言。同传统的IEC60870-5-103标准相比,它不仅仅是一个单纯的通信规约,而是数字化变电站自动化系统的标准,它指导了变电站自动化的设计、开发、工程、维护等各个领域。该标准通过对变电站自动化系统中的对象统一建模,采用面向对象技术和独立于网络结构的抽象通信服务接口,增强了设备之间的互操作性,可以在不同厂家的设备之间实现无缝连接。智能化一次设备和数字式变电站要求变电站自动化采用IEC6

数字化变电站按照一次设备智能化、二次设备网络化的设计思路参照IEC61850的标准将变电站分为过程层、间隔层和站控层3个部分，其中过程层由模拟量收集终端合并单元和实现开关输入输出的智能单元构成;间隔层主要由保护装置和测控装置组成;站控层主要包括监控，远动和故障信息子系统构成。

首先，智能变电站的过程层由传统的一次设备和智能组建柜组成，智能组建柜中有合并单元和智能操作箱两个装置。变电站常规互感器的数据合并单元采取就地安装的原则，通过交流就地采样电缆传送模拟信号，并将采样数据处理后通过 IEC61850-9-1、IEC61850-9-2 或者 IEC60044-8 的协议借助光纤通道发送到网络交换机供需要该模拟量的保护或者测控装置共享数据。智能操作箱解决了传统一次设备和数字化网络的接口问题，作为数字化变电站一次开关设备操作的智能终端，将传统一次设备和保护测控等装置通过光纤网络连接，完成对断路器、刀闸的分合操作，智能操作箱接收保护和测控装置通过GOOSE 网下发的断路器或刀闸的分、合及闭锁命令，然后转换成相应的继电器硬接点输出。

其次，在传统变电站二次系统中保护装置所需的模拟量信息和设备运行状态等信息需要通过电缆传送，动作逻辑需要在多个装置之间传递启动和闭锁信号，在各间隔层设备之间，间隔层和过程层设备之间需用大量的电缆连接，使传统方式下各个保护装置之间存在较多硬开入连线，导致二次回路接线比较复杂，容易出错、可靠性不高;而吴山变电站采用支持变电站通信标准IEC61850中GOOSE 输入和输出功能的保护和测控装置。间隔层装置之间通过以太网联系各间隔层设备，通过网络共享电流电压量和开关量信息，借助虚端子完成保护的动作逻辑和相关间隔之间的闭锁功能，其中电流电压量和开关量的传输分别采用IEC61850规约中的单播采样值SMV服务和面向通用对象的变电站事件GOOSE服务完成。这就是为什么在保护屏上没有任何二次接线的缘故。为保证保护装置和开关之间的可靠性，吴山变电站的主变采用两套南瑞的保护，每套保护使用单独的光纤与智能操作箱联系，与传统的双重保护配置不同的是，吴山站只是共用一个操作箱。

最后，站控层网络采用网线连接，间隔层与站控层之间按照制造报文规范 MMS(Manufacturing Message Specification)通过网络进行数据交互，完成对变电站的监视和控制。控制，遥控、遥调等控制功能通过IEC61850的控制相关数据结构实现映射到MMS的读写和报告服务中。IEC61850提供多种控制类型，还可以实现远方修改定值等功能。

数字化变电站作为一种全新的建站模式，对许多传统观念产生了很大冲击。在主控室内，传统意义上的“模拟量”消失了;保护屏后面的二次接线也被虚端子所取代;运行人员所熟悉的五防机没了，因为五防系统被嵌入后台机中了。除此之外，对二次检修人员提出了更高的要求，要求保护人员对光通信，GOOSE信息原理，光测试仪、检修状态运行机制都要有个深入的掌握。传统站里，各种功能的实现通过二次图纸表现的非常清楚，而在数字变电站中，则很难通过二次图纸来判断电气回路的功能逻辑，取而代之的是大量的光纤接线图。科技在不断进步，数字化变电站也在不断的改进中，作为一名检修人员，更要不断的学习新技术和新工艺，才能更好的胜任自己的工作岗位。

总之，数字化变电站主要体现在二次回路的光纤化，继电保护和自动化的实现原理是一样的，只是实现方式不同。而智能化变电站在上述基础之上，重点要提升装置的自诊断能力、电网运行的自适应能力、和智能分析功能，状态检修实际是智能电网的重要组成部分。