动作时间智能站与常规站保护动作延时对比在常规变电站中，电流、电压模拟量通过电缆方式接入保护、测控、计量等二次装置，由于电信号在电缆中的传播速度接近光速，且系统的采样和跳闸集成在保护装置内部，因此由采样环节造成的延时基本可以忽略，保护装置采集到互感器的输出信息后，经过逻辑判断，由出口继电器输出跳闸命令，经操作箱到断路器执行跳闸动作，如图4(a)所示

而在智能变电站中，合并单元采集互感器一次输入的模拟量，并生成SV报文给保护装置；保护装置进行逻辑判断，发送GOOSE报文到智能终端，智能终端接收到GOOSE报文后控制断路器动作跳闸，如图4(b)所示

保护的动作时间，是指从系统故障发生到保护动作信号发出跳闸命令的时间

从图4中可以看出，常规保护的主要动作时间包括保护装置中模拟量滤波A/D转换时间(耗时很短，基本可以忽略不计)、保护逻辑判断时间及出口继电器动作时间；而由于合并单元和智能终端的引入，智能站的保护动作时间包括合并单元采样时间、合并单元到保护装置的传输时间、保护装置动作时间、保护到智能终端的传输时间和智能终端的动作时间

其中，合并单元到保护装置的传输时间、保护到智能终端的传输时间可以忽略不计

因此，相比于常规站，智能站的保护延时增加了合并单元的采样延时及智能终端的动作时间，进而造成保护整组动作时间增长，影响了保护的速动性

智能站保护动作时间较常规站延长的问题，在智能变电站建设的初期，伴随着合并单元和智能终端的应用就已出现

由于早期智能站对合并单元、智能终端的规范化程度不高，不同厂家的设备所造成的延时也不同，部分设备的延时较长，不能满足保护速动性的要求

随着智能变电站标准规范的不断完善，对合并单元、智能终端的延时特性已经有了统一的规范和要求

为了进一步缩短智能站整组保护动作时间，提高保护的速动性，有必要对合并单元、智能终端的延时机理进行分析，并采取合理的措施降低两环节引起的保护延时

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