智能站中的测控装置一般通过SV网络接收电流电压测量值，通过GOOSE完成信息量采集和控制命令下发等功能。
保护、测控的间隔层设备对过程层均支持光纤通讯接口，数据基于统一标准建模，各IED设备间的信息共享和互操作性要大大优于常规站。对上接口均符合IEC61850规范要求，故智能站中规约转换装置所接设备的数量降低。
网络化二次设备要求其具有数字化接口、满足电子式互感器的要求、满足智能开关的要求、网络通信功能满足IEC61850的要求
4、站控层网络的区别
站控层网络在智能站及常规综自站中最大变化在于规约的变化，常规综自站的网络103规约因各设备厂家对其理解区别较大，设备间的信息交互能力差，不利于信息共享。在智能站中均按照统一规范进行数据建模，体现出智能化站信息共享能力和互操作性能好的优势。
5、 光缆和电缆用量区别
常规站用电缆线连接
优点：多年来运行可靠。
缺点：用量大，电缆采用铜材料，造价高
智能站用光纤连接，电缆用量下降
优点：减少了使用电缆的数量，减少了电缆的费用
缺点：增加了光纤的熔接工作，维护量高，有了光纤就更增加了交换机的数量（省了电缆的费用，增加了交换机的费用）
6、 数据同步的区别
常规站不依赖同步时钟对时，常规互感器通过电缆接到保护装置，保护CPU在同一时刻发锁存指令，各相采样数据为“一刀切”的方式，天生是同步的，保护自己根据采样的数据判断是否故障。
智能站从电子式互感器出来数字量后要送到保护、计量等设备，需要考虑数据同步的问题，特别对于差动类保护要求保护功能的实现不依赖于对时。故在智能站中，电子式互感器的过程层设备及保护均需利用差值算法等有效措施保证采样数据的同步。直接采样因MU到保护的数据延时固定，即便MU失步也不影响差动功能的实现，不依赖于对时系统，而网络采样的方式却不得不保证时钟系统的可靠性，若失步有可能会闭锁保护。
7、 网络通讯及交换机配置的区别
网络通讯：
智能化变电站中采集（数字式互感器、合并单元）、控制（智能终端）、应用（各类保护测控装置）三者往往相对分离，通过网络连接，因此，网络通讯的可靠性与信息传输的快速性直接决定了系统的可用性，网络通讯的重要性上升到前所未有的高度，网络设备与保护装置同等重要。
网络通讯的可靠性主要通过选择具有高可靠性的网络拓扑结构以及采用冗余技术保证。
交换机：
常规站中交换机仅使用在站控层或间隔层，一般为电口百兆交换机，中心交换机级联时或考虑千兆口的使用或采用光口连接。过程层没有实现网络化，不存在过程层交换机的概念。
智能站中除了站控层、间隔层交换机和常规站中配置要求大致类似，主要区别是增加了过程层交换机的配置，过程层多为光口交换机，用于传输SV或GOOSE信息，过程层交换机的使用和维护相对更复杂，需要考虑数据流向及流量的划分以保障过程层信息传输的可靠性，如划分VLAN或动态组播方式等，在扩建间隔时需要考虑对过程层交换机配置的相应更改。尤其在网采网跳时，过程层交换机的重要性应和保护设备平级。
8、 回路设计、运行维护、试验检测和设备管理的变革
智能变电站取消了大部分的电缆连接，取而代之的是设备之间的信号软连接，而这些连接信息以及变电站设备模型都保存在变电站及装置配置文件中，带来了变电站的建设、技改、扩建二次回路设计方式的重大变革。
由于信号采用网络传输方式，现有的运行操作、检修、试验均发生很大的变化，如软压板取代硬压板带来运行操作的变化、设备检修、故障消缺带来安措的变化、现场调试方法的变化。同时，合并单元、智能终端、交换机、工程文件（全站配置文件、装置配置文件、交换机配置文件等）的管理对继电保护可靠运行至关重要，对运行维护和设备管理提出了新的要求。
9、 部分功能实现的区别
常规站的电压切换和电压并列由专门的嵌入式装置完成，而智能站的电压切换并列功能集成于合并单元内完成。
另外，智能站中故障录波器可支持直接采集SV和GOOSE光纤信号，增配网络分析仪设备完成对MMS网络及过程层网络的报文存储、监视、分析。
智能站中数字接口电能表为全数字处理系统，获取的是已经数字化的电流电压瞬时值，电能表在电量计算的过程中理论上不产生误差。其精度高于常规电度表，一是不存在二次电缆压降的问题，二是没有电表自身的误差。数字式电度表通过RS485接口，标准规约(DL645)和电表处理器通信，对处理器没有特殊要求。数字电表在得到国家计量部门认可的基础上，还需通过省电力研究院的计量检测，以获得本省的入网许可证。
10、二次系统检修的变化
如应用电子式互感器，现场无需校验电流或电压互感器的极性，极性由安装位置决定；使用现场不存在回路电阻问题，无需测试回路电阻；合并单元输出的数据均带有品质标记，可保证不会使用错误的数据，现场无需进行二次回路接线检查，减轻了查线工作量；由于取消了二次电缆而采用光纤通讯，光纤回路是绝缘的，没有接地的可能，减轻了现场查接地的工作量。
11、保护测试的实现区别
由于间隔层的保护测控装置的输入数据接口为数字化接口，所以进行间隔层设备的测试需采用数字式光电测试仪，目前数字式光电测试仪有两种，一种是 omicron、博电等公司可提供数字信号的新型测试设备，但这种装置价格比较高；另一种方式：模拟信号的测试设备 模/数转换设备方式，可方便现场使用。
间隔层设备和智能终端的闭环测试方法的实现：用omicron、博电的新型测试设备，通过GOOSE网络给保护装置发送动作信号，保护装置通过GOOSE网络发GOOSE动作命令给智能终端，智能终端收到命令后跳/合闸出口接点动作并反馈开关位置信号。
12、工程配置流程区别
智能化站的主要配置调试流程如下
13、常规站扩建增加新的间隔，比较简单。
智能化站要扩建增加新的间隔就必须将原来全站的IED 能力描述文件ICD 文件，SSD系统规格文件，全站系统配置SCD文件重新更换并定义。
三、智能变电站模式
随着智能（数字）化技术的发展和应用深入，我国数字化变电站进入了一个快速发展的新阶段，按照应用IEC61850协议的程度和对继电保护系统的影响，变电站类型主要分为以下三种模式。
建议华能集团采用第三种模式进行智能化方案配置。
1、模式一
1)、站内继电保护配置、设计、应用与现有技术规程相一致，采用常规互感器和传统的跳闸方式，保护和互感器、断路器之间以电缆相互连接。
2)、保护装置通信采用IEC61850规约，实现保护与监控后台、继电保护故障信息系统子站的信息交换。
3)、间隔层和站控层设备之间采用双星型网络（MMS）和IEC61850规约通信，采用统一建模，实现了数据共享，提高了互操作能力。
4)、能够满足智能电网对变电站信息的需要。
5)、继电保护运行模式与传统一致，与现有的规程、规定相适应。
模式一变电站结构层次图
2、模式二
1）、站内模拟量采用常规互感器一对一电缆连接，开关量（如断路器运行状态、保护跳闸等）采用网络方式传输，智能操作箱就地布置，网络通讯采用IEC61850规约。
2）、保护装置交流回路采用电缆接线，通过GOOSE网络实现跳闸，不再以物理连接（“硬压板”）作为电气隔离，采用软件控制（“软压板”）。
3)、站控层和间隔层采用单环网(MMS)，间隔层和过程层采用单星型(GOOSE)网络双重化配置，按间隔配置交换机。
4)、能够满足智能电网对变电站信息的需要。
5)、二次回路网络化后，对现有的设计、运行操作、检修、试验产生很大的影响，对继电保护运行维护和设备管理提出了新的要求。
