在智能变电站中，同一电气间隔内，将电流/电压互感器输出的电流、电压，共同接入一个称为“合并单元”（MU）的设备，以数字量的形式送给保护、测控等二次设备。MU的作用除了将互感器输出的电流、电压信号合并，输出同步采样数据。还为互感器提供统一的输出接口，使不同类型的电子式互感器与不同类型的二次设备之间能够互相通信。MU的数字量输出接口通常被称为SV接口，主要以光纤为主。 常规保护装置采样方式是通过电缆直接接入常规互感器的二次侧电流、电压，保护装置自身完成对模拟量的采样和A/D转换。智能站数字化保护装置采样方式变为接受合并单元送来的采样值数字量，采样和A/D转换的过程实际上在合并单元中完成。也就是说对于保护装置而言，传统的采样过程变成了和合并单元的通信过程。所以对于智能站而言，采样的重点是采样数据传输的同步问题。保护装置从合并单元接受采样值数据，可以直接点对点连接（保护装置和合并单元通过光纤直接通信），这样的方式我们称之为“直采”；也可以经过SV网络（经过过程层交换机通信），这样的方式称之为“网采”。由于SV采样数据量较大（每秒4000个点），如果采用网采的方式对交换机的要求很高。考虑到采样的可靠性和快速性，《智能变电站继电保护技术规范》要求，继电保护应采用直采，这是重要的技术原则。 智能终端（也叫智能操作箱）是断路器的智能控制装置。智能终端实现了断路器操作箱回路、操作箱继电器的数字化、智能化。除了输入、输出触点外，操作回路功能通过软件来实现，操作回路二次接线大大简化。断路器智能终端从收到跳合闸命令到出口动作时间不大于7ms。A、接收保护装置跳合闸命令和测控装置的手合、手分命令；B、提供跳闸出口接点和合闸出口接点。220kV以上的智能终端至少应提供两组分相跳闸接点和一组合闸接点；C、可以给保护、测控装置发送断路器、隔离开关、接地开关的位置、断路器本体信号等；D、防跳功能、跳合闸自保持、控制回路断线监视、跳合闸压力闭锁等功能；对于220kV及以上电压等级的继电保护有双重化配置要求：两套保护的电压、电流采样分别取自相互独立的合并单元；两套保护的跳闸回路应与两套智能终端分别一一对应；两套智能终端与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。断路器智能终端的出现改变了断路器的操作方式。常规保护装置采用电路板上的出口继电器经电缆直接连接到断路器操作回路实现跳闸；智能站数字化保护装置则通过通过光纤接口接入到断路器智能终端实现跳合闸。保护装置之间的闭锁、启动信号也有常规站的硬接点、电缆连接改为通过光纤、网络交换机来传递。保护装置向智能终端发送跳闸命令，可以直接点对点连接（保护装置和智能终端通过光纤直接通信），这样的方式我们称之为“直跳”；也可以经过GOOSE网络（经过过程层交换机通信），这样的方式称之为“网跳”。之前我们提到过，GOOSE报文是事件驱动的，所以数据量要比SV报文小很多。不过同样考虑到跳闸的可靠性和快速性，《智能变电站继电保护技术规范》要求，对于但间隔的保护应采用直跳方式，涉及多间隔的保护（母线保护）宜采用直跳，如确有必要，在满足可靠性和快速性的要求的情况下可以采用网跳。 合并单元、智能终端的应用实现了采样与跳闸的数字化，从整体上促进了变电站二次回路的光纤化和网络化。传统站的硬接点也变为通过光纤、交换机传递。这样的改变大大简化了传统站的二次回路的复杂程度，提高了抗干扰能力。而且通过一些列的SV/GOOSE断链信号实现了二次回路状态的在线监测。开关量输出（跳合闸命令、闭锁信号输出、启动信号输出）和开关量输入（闭锁、启动）通过GOOSE接口实现。因此装置通信接口数量大大增加，而且多为光纤接口，发热量大，为装置设计带来了困难。因此提出了保护装置独立分散、就地安装。保护装置中央处理和输出、输入分散在多台装置中实现。当前智能站中保护装置就地安装的不多，通常是将智能终端、合并单元等二次设备就地安装在断路器附近的智能控制柜内。智能控制柜具备空调等环境调节功能，尽量为二次设备提供较好的的运行环境。不过考虑到室外环境恶劣，为减少设备故障率，智能终端、合并单元一般不配备显示屏。通过上面的介绍可以看出，智能站数字化继电保护在保护原理上与传统继电保护差别并不大，主要是在一次、二次设备的功能定位进行了新的划分，通信手段进行了改变。我们用下面这张图进行一个简单概括，便于理解。
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