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摘要：长期以来继电保护一直沿用预防性定期试验为主的计划检修体制，不论设备处于什么样的运行工况、有无影响安全运行的缺陷，都必须一律“到期必修”。隨着电网的快速发展，继电保护设备成倍的增加，继电保护设备的技术成熟，计划检修管理体制已经越来越不适应现代建设智能电网快速发展的要求，需要探索新的继电保护检修制度。文章分析了配电线路保护实行状态检修的必要性和可行性，希望对今后实行状态检修发挥一定的作用。
关键词：10 kV 线路保护；状态检修；必要性；可行性
0 引言
为了保障电力系统的安全可靠运行，继电保护装置一直沿用定期检修的方式。随着电网规模的不断扩大，设备数量越来越多、检修工作量越来越大，已成为制约电力系统效益增长和工作效率提高的因素之一。因此，状态检修一直是从事继电保护同仁们梦寐以求的事物。微机保护的日益发展和成熟，装置的自检功能日臻完善，已具备了实现状态检修的客观条件。特别是与广大客户息息相关的10KV 配电线路，实施状态检修更有经济效益和社会效益。文章分析了10KV 配电线路保护状态检修的必要性和可行性。
1 配电线路保护状态检修的必要性
1.1 电网快速发展基本情况
近年来随着国民经济的持续发展，电网保持了高速发展势头，变电站如雨后春笋般超常规速度增长，如今全国220KV 以上变电站已超过2000座，“十一五”期间整个电网的规模将会是“十五”末的两倍。随着输变电设备的增加，检修人员的不足，致使设备检修、管理工作压力日益增大，以某个供电公司为例，目前有220KV 变电站21 座，110KV 变电站52 座，35KV 及开关站9座，保护装置套数(220KV 按双重化配置计算)见表1。
表 1 保护装置台数
由此可见220KV 及以上保护为586 套，110KV等级保护为508 套，35KV 以下等级保护为1566套。按照常规220KV 每套保护校验时间为一天，110KV 每套保护校验时间为半天，10KV 一天可校验7 套保护，全部折算成220KV 保护为1064套。依据DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》中的规定，微机保护部分检验周期为2∽3 年，全部检验周期6 年。按每套保护校验由4 人完成计算，每年需19 个保护专业人员每天进行常规的保护校验，虽然目前公司有保护人员30 人，但还有更多的任务要做，如大修技改、保护换型安装调试、综合自动化改造、事故处理、基建验收以及必须要求一次设备配合停电进行保护传动试验。这些工作量都需完成，电网还不断在发展，保护装置在增加，因此按照DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的要求保质保量完成任务是几乎不可能的，这样带来的最大问题就是不能有校地掌握电网中实际保护的运行状态，确保保护装置能在电网运行中发挥必要的作用。
1.2 配电线路保护现场检验质量不高
长期以来10kV线路保护装置现场定期试验质量不高，主要有以下几个方面造成的：
(1)保护试验前线路需停电，而10kV线路停电直接影响到广大客户的用电需求，停电申请困难，客户不允许长时间停电。
(2)当今保电任务多，保电期间当然不能停电检修。
(3)用电高峰期不能停电，一年有近4 个月的负荷高峰期，负荷高峰期期间只能抢修不能停电计划检修，因此计划检修时间缩短。
(4) 10kV 线路保护属于地调管理，省调基本上不管，技术监督也基本上监督主系统，因此管理制度相对宽松。
(5) 10kV 线路保护装置的配置简单，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成，因此保护人员现场调试也尽量简化，特别是电磁型继电器几乎处于消失的当今，装置要调的东西很少，基本上就做三个功能试验加整组传动跳开关。
(6) 10kV 线路保护定试一般安排整段出线轮停，当开关有问题时需检修专业修好开关后才往下操作，因此会耽误保护试验时间，计划停电时间过了就不能再停电了。
(7) 如今安全管理越来越细，安全管理制度越来越多，工作流程越来越复杂，很多时间都花在操作票、录音、操作、工作票流程、安全监督上去了，现场有效工作时间很短。
1.3 配电线路保护现场定期试验中发现缺陷很少
现场10kV微机保护定期试验时很少发现装置缺陷，表2 是某个供电公司近几年定期试验解决保护缺陷统计：
从表2 可看出，缺陷属保护装置问题没有一起，主要是电流、电源插件、开关问题，
表 2 10kV 线路保护装置缺陷统计
在统计中发现电流主要是接地不规范、绕组分配不合理问题，这应该在基建验收就应该发现和整改的；电源插件问题是由于使用时间超过了5年以上引起的，而规程规定电源插件4~5 年就应该更换；开关属于一次设备，主要是电磁机构开关问题，选择良好的开关及加强开关维护可以解决。因此实施状态检修后就有足够的时间和精力来分析设备状态的监测，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，到期的部件该换必换，加强基建验收流程，同时制定相应的管理制度来提高设备健康水平。
1.4 配电线路停电保护检验影响供电可靠性
配电系统作为电力系统中直接与广大电力客户相连接的部分,其供电可靠性是电力企业和电力客户都非常重视的问题。国家电网公司“创一流”活动中明确了供电可靠性指标为：用户的供电可靠性RS1指标≥99.98%(年停电小时≤1.75h)。10KV线路用户停电时间计算方法如下：
用户平均停电时间=(Σ(每次停电持续时间×每次停电户数)－Σ(每次限电停电持续时间×每次限电停电户数))/总用户数；
用户平均停电次数=(Σ(每次停电用户数)－Σ(每次限电停电用户数))/总用户数；
从以上公式可以看出，要提高10KV 用户供电可靠率，就是要实现：
(1)减少每次停电持续时间；
(2)减少每次停电户数；
(3)减少停电次数
指标规定年停电小时≤1.75h，这对设备的年度总停电时间做出了严格的规定，根据全国供电可靠性指标统计数据，计划检修占停电时间的80%以上，因此，为提高供电可靠性，只有压缩设备年均检修所需要的时间。
2 配电线路保护状态检修的可行性
2.1 保护具有自检功能
随着微机保护应用技术的迅速发展，保护装置本身具备了很强的自检功能，微机保护通过编程的手段实现保护的基本功能，因此，从计算机应用技术的角度出发只要软件的版本号确定，微机保护的动作特性是确定的，不像以往电磁型继电器随着元器件特性的变化，保护的动作特性、整定值会偏离预计值，需要通过定期校验的手段进行调整。微机保护可以实现对逆变电源，电流、电压输出回路，采样数据合理性校验，以及保护定值的完整性，保护的输入/输出接点，保护的数据通信环节，保护执行回路可靠性的监视等。
由此不难看出，常规电磁型保护装置需要经过定期校验完成保护装置性能测试项目，微机保护大多可以通过本身的自检功能实现，因此，基于微电子技术和现代信息技术的微机保护装置本身已具备了实现状态检修的基础。
2.2 二次回路的完善监视
数字式保护装置本身具备状态检修的基础，但作为电网安全卫士的继电保护除装置本身外，还包括二次回路，二次回路主要涉及电流回路、电压回路、直流回路、操作控制回路，这些回路也有较完善的监视。
2.2.1电流回路监视功能
由于电流回路断线会引起保护误动作，因此，电流监视回路必须检测电流回路的异常情况，主要原理是在没有零序电压的情况下检测到零序电流，表明电流回路异常，此时微机保护延时闭锁会误动作的保护并发出告警信号待保护专业人员处理。
2.2.2电压回路监视功能
电压回路断线失压时会引起距离保护误动作，因此，电压监视回路必须检测电压回路的异常情况，主要原理是距离保护采用电流突变量启动，正常运行情况当电压断线时由于电流无突变，距离保护不误动。同时当微机保护检测到电压回路断线延时闭锁会误动作的保护并发出告警信号待保护专业人员处理。
2.2.3直流回路监视功能
直流是保护装置的心脏，失去了直流保护装置就起不到保护电网的作用，因此，直流监视回路必须检测直流电压回路的异常情况，主要原理是当直流异常时逆变电源插件一对直流告警接点会动作，驱动后台发出报警信号由运行人员及时处理。
2.2.4操作控制回路监视功能
继电保护的基本任务是当电力系统元件发生故障时，继电保护装置迅速准确地给距离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，从而隔离故障点。操作控制回路就是对断路器进行跳合闸的回路，因此需监视操作回路完好性，而二次回路中有完善的监视回路，如：监视跳合闸回路完好性的控制回路断线信号、监视压力回路完好性的压力闭锁信号、监视跳合闸位置的信号灯、监视操作箱完好的信号等，这些信号驱动中央信号或后台待保护專业人员处理。
电流电压回路、直流回路、操作控制回路监视功能的完善为实现状态检修解决后顾之忧。
2.3 建立保护状态检修的技术管理
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的,但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的“状态”。因此，根据对继电保护装置静态特性的认识，对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的和必须的。
要搞好继电保护设备状态检修，建立每套保护装置的“设备变更记录”是非常重要的基础技术管理工作。“设备变更记录”应详细记载设备从投运到报废的整个使用过程中设备软、硬件发生的变化，包括软件的版本升级、硬件插件的更换、二次回路的变更、反事故措施的执行情况及检验数据的变化情况。这样的“设备变更记录”实际上就是该保护装置所有检修记录的摘要和缩影．因此可以作为设备状态评估的依据。
3 结束语
状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修，“应修必修”是状态检修的精髓。状态检修既不是出了问题才检修，也不是想什么时候检修才检修。实行状态检修仍然要贯彻“预防为主”的方针，通过适时检修，提高保护装置运行的安全可靠性，提高继电保护装置的正确动作率。长期以来，继电保护等二次设备未能实现状态检修的原因大致包括：一设备本身不能提供其健康状况的信息；二人们对“状态检修认识”不足，轻易不敢尝试，更不管断然将其应用生产实际中。而的保护装置的自检功能为设备提供了健康状况信息，因此可根据配电线路保护来逐步开展状态检修，以10KV 线路保护为试点建立状态检修制度，逐步推广所有的继电保护状态检修。
参考文献
[1] 高翔.《继电保护状态检修应用技术》. 中国电力出版社,2008.
关键词：10 kV 线路保护；状态检修；必要性；可行性
0 引言
为了保障电力系统的安全可靠运行，继电保护装置一直沿用定期检修的方式。随着电网规模的不断扩大，设备数量越来越多、检修工作量越来越大，已成为制约电力系统效益增长和工作效率提高的因素之一。因此，状态检修一直是从事继电保护同仁们梦寐以求的事物。微机保护的日益发展和成熟，装置的自检功能日臻完善，已具备了实现状态检修的客观条件。特别是与广大客户息息相关的10KV 配电线路，实施状态检修更有经济效益和社会效益。文章分析了10KV 配电线路保护状态检修的必要性和可行性。
1 配电线路保护状态检修的必要性
1.1 电网快速发展基本情况
近年来随着国民经济的持续发展，电网保持了高速发展势头，变电站如雨后春笋般超常规速度增长，如今全国220KV 以上变电站已超过2000座，“十一五”期间整个电网的规模将会是“十五”末的两倍。随着输变电设备的增加，检修人员的不足，致使设备检修、管理工作压力日益增大，以某个供电公司为例，目前有220KV 变电站21 座，110KV 变电站52 座，35KV 及开关站9座，保护装置套数(220KV 按双重化配置计算)见表1。
表 1 保护装置台数
由此可见220KV 及以上保护为586 套，110KV等级保护为508 套，35KV 以下等级保护为1566套。按照常规220KV 每套保护校验时间为一天，110KV 每套保护校验时间为半天，10KV 一天可校验7 套保护，全部折算成220KV 保护为1064套。依据DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》中的规定，微机保护部分检验周期为2∽3 年，全部检验周期6 年。按每套保护校验由4 人完成计算，每年需19 个保护专业人员每天进行常规的保护校验，虽然目前公司有保护人员30 人，但还有更多的任务要做，如大修技改、保护换型安装调试、综合自动化改造、事故处理、基建验收以及必须要求一次设备配合停电进行保护传动试验。这些工作量都需完成，电网还不断在发展，保护装置在增加，因此按照DL/T 995-2006《继电保护和电网安全自动装置检验规程》的要求保质保量完成任务是几乎不可能的，这样带来的最大问题就是不能有校地掌握电网中实际保护的运行状态，确保保护装置能在电网运行中发挥必要的作用。
1.2 配电线路保护现场检验质量不高
长期以来10kV线路保护装置现场定期试验质量不高，主要有以下几个方面造成的：
(1)保护试验前线路需停电，而10kV线路停电直接影响到广大客户的用电需求，停电申请困难，客户不允许长时间停电。
(2)当今保电任务多，保电期间当然不能停电检修。
(3)用电高峰期不能停电，一年有近4 个月的负荷高峰期，负荷高峰期期间只能抢修不能停电计划检修，因此计划检修时间缩短。
(4) 10kV 线路保护属于地调管理，省调基本上不管，技术监督也基本上监督主系统，因此管理制度相对宽松。
(5) 10kV 线路保护装置的配置简单，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成，因此保护人员现场调试也尽量简化，特别是电磁型继电器几乎处于消失的当今，装置要调的东西很少，基本上就做三个功能试验加整组传动跳开关。
(6) 10kV 线路保护定试一般安排整段出线轮停，当开关有问题时需检修专业修好开关后才往下操作，因此会耽误保护试验时间，计划停电时间过了就不能再停电了。
(7) 如今安全管理越来越细，安全管理制度越来越多，工作流程越来越复杂，很多时间都花在操作票、录音、操作、工作票流程、安全监督上去了，现场有效工作时间很短。
1.3 配电线路保护现场定期试验中发现缺陷很少
现场10kV微机保护定期试验时很少发现装置缺陷，表2 是某个供电公司近几年定期试验解决保护缺陷统计：
从表2 可看出，缺陷属保护装置问题没有一起，主要是电流、电源插件、开关问题，
表 2 10kV 线路保护装置缺陷统计
在统计中发现电流主要是接地不规范、绕组分配不合理问题，这应该在基建验收就应该发现和整改的；电源插件问题是由于使用时间超过了5年以上引起的，而规程规定电源插件4~5 年就应该更换；开关属于一次设备，主要是电磁机构开关问题，选择良好的开关及加强开关维护可以解决。因此实施状态检修后就有足够的时间和精力来分析设备状态的监测，科学、合理地调整检修间隔、检修项目，到期的部件该换必换，加强基建验收流程，同时制定相应的管理制度来提高设备健康水平。
1.4 配电线路停电保护检验影响供电可靠性
配电系统作为电力系统中直接与广大电力客户相连接的部分,其供电可靠性是电力企业和电力客户都非常重视的问题。国家电网公司“创一流”活动中明确了供电可靠性指标为：用户的供电可靠性RS1指标≥99.98%(年停电小时≤1.75h)。10KV线路用户停电时间计算方法如下：
用户平均停电时间=(Σ(每次停电持续时间×每次停电户数)－Σ(每次限电停电持续时间×每次限电停电户数))/总用户数；
用户平均停电次数=(Σ(每次停电用户数)－Σ(每次限电停电用户数))/总用户数；
从以上公式可以看出，要提高10KV 用户供电可靠率，就是要实现：
(1)减少每次停电持续时间；
(2)减少每次停电户数；
(3)减少停电次数
指标规定年停电小时≤1.75h，这对设备的年度总停电时间做出了严格的规定，根据全国供电可靠性指标统计数据，计划检修占停电时间的80%以上，因此，为提高供电可靠性，只有压缩设备年均检修所需要的时间。
2 配电线路保护状态检修的可行性
2.1 保护具有自检功能
随着微机保护应用技术的迅速发展，保护装置本身具备了很强的自检功能，微机保护通过编程的手段实现保护的基本功能，因此，从计算机应用技术的角度出发只要软件的版本号确定，微机保护的动作特性是确定的，不像以往电磁型继电器随着元器件特性的变化，保护的动作特性、整定值会偏离预计值，需要通过定期校验的手段进行调整。微机保护可以实现对逆变电源，电流、电压输出回路，采样数据合理性校验，以及保护定值的完整性，保护的输入/输出接点，保护的数据通信环节，保护执行回路可靠性的监视等。
由此不难看出，常规电磁型保护装置需要经过定期校验完成保护装置性能测试项目，微机保护大多可以通过本身的自检功能实现，因此，基于微电子技术和现代信息技术的微机保护装置本身已具备了实现状态检修的基础。
2.2 二次回路的完善监视
数字式保护装置本身具备状态检修的基础，但作为电网安全卫士的继电保护除装置本身外，还包括二次回路，二次回路主要涉及电流回路、电压回路、直流回路、操作控制回路，这些回路也有较完善的监视。
2.2.1电流回路监视功能
由于电流回路断线会引起保护误动作，因此，电流监视回路必须检测电流回路的异常情况，主要原理是在没有零序电压的情况下检测到零序电流，表明电流回路异常，此时微机保护延时闭锁会误动作的保护并发出告警信号待保护专业人员处理。
2.2.2电压回路监视功能
电压回路断线失压时会引起距离保护误动作，因此，电压监视回路必须检测电压回路的异常情况，主要原理是距离保护采用电流突变量启动，正常运行情况当电压断线时由于电流无突变，距离保护不误动。同时当微机保护检测到电压回路断线延时闭锁会误动作的保护并发出告警信号待保护专业人员处理。
2.2.3直流回路监视功能
直流是保护装置的心脏，失去了直流保护装置就起不到保护电网的作用，因此，直流监视回路必须检测直流电压回路的异常情况，主要原理是当直流异常时逆变电源插件一对直流告警接点会动作，驱动后台发出报警信号由运行人员及时处理。
2.2.4操作控制回路监视功能
继电保护的基本任务是当电力系统元件发生故障时，继电保护装置迅速准确地给距离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，从而隔离故障点。操作控制回路就是对断路器进行跳合闸的回路，因此需监视操作回路完好性，而二次回路中有完善的监视回路，如：监视跳合闸回路完好性的控制回路断线信号、监视压力回路完好性的压力闭锁信号、监视跳合闸位置的信号灯、监视操作箱完好的信号等，这些信号驱动中央信号或后台待保护專业人员处理。
电流电压回路、直流回路、操作控制回路监视功能的完善为实现状态检修解决后顾之忧。
2.3 建立保护状态检修的技术管理
状态检修需要科学的管理来支撑。继电保护装置在电力系统中通常是处于静态的,但在电力系统中，需要了解的恰巧是继电保护装置在电力系统故障时是否能快速准确地动作，即要把握继电保护装置动态的“状态”。因此，根据对继电保护装置静态特性的认识，对其动态特性进行判断显然是不合适的。因此，通过模拟继电保护装置在电力事故和异常情况下感受的参数，使继电保护装置启动和动作，检查继电保护装置应具有的逻辑功能和动作特性，从而了解和把握继电保护装置状况，这种继电保护装置的检验，对于电力系统是很有必要的和必须的。
要搞好继电保护设备状态检修，建立每套保护装置的“设备变更记录”是非常重要的基础技术管理工作。“设备变更记录”应详细记载设备从投运到报废的整个使用过程中设备软、硬件发生的变化，包括软件的版本升级、硬件插件的更换、二次回路的变更、反事故措施的执行情况及检验数据的变化情况。这样的“设备变更记录”实际上就是该保护装置所有检修记录的摘要和缩影．因此可以作为设备状态评估的依据。
3 结束语
状态检修是根据设备运行状况而适时进行的预知性检修，“应修必修”是状态检修的精髓。状态检修既不是出了问题才检修，也不是想什么时候检修才检修。实行状态检修仍然要贯彻“预防为主”的方针，通过适时检修，提高保护装置运行的安全可靠性，提高继电保护装置的正确动作率。长期以来，继电保护等二次设备未能实现状态检修的原因大致包括：一设备本身不能提供其健康状况的信息；二人们对“状态检修认识”不足，轻易不敢尝试，更不管断然将其应用生产实际中。而的保护装置的自检功能为设备提供了健康状况信息，因此可根据配电线路保护来逐步开展状态检修，以10KV 线路保护为试点建立状态检修制度，逐步推广所有的继电保护状态检修。
参考文献
[1] 高翔.《继电保护状态检修应用技术》. 中国电力出版社,2008.