1 现状分析
    1.1现状调查
    国网山西黎城县供电公司共有变电站7座，其中110 kV变电站3座，35 kV变电站4座，全部实现了无人值班。因10 kV母线发生接地时，隔离时间过长对电力设备已造成了一定的威胁，为查找原因，笔者对2015年1-4月发生的接地故障进行了详细的统计，如表1所示。

      为了查找影响隔离时长的主要原因，找到解决问题的途径，通过查看调控运行日志和监控系统中接地线路故障相负荷曲线，认真分析了2015年1-4月发生的10 kV母线接地故障，对影响隔离故障的诸多因素进行统计，见表2。

    结论：从表2可以看出，发生10 kV母线接地故障时，发现时长和隔离时长分别占接地故障时间的68.16％和22.12%，是影响母线接地隔离时长的主要原因。
    1.2原因分析
    （1）分站上传母线接地故障信号不全，无母线接地告警信号。判断母线接地故障包括遥测母线相电压、零序电压，遥信母线接地告警信号。黎城县供电公司所辖7座变电站均只有遥测信号而无遥信告警。由于接地故障、铁磁谐振和电压互感器断线现象虽有区别但很相似，如无母线接地告警遥信信号只有遥测数据，就需要调控员通过相电压和零序电压数值变化情况进行综合分析，方能做出正确的判断，使处理接地故障所需时间较长。
      （2）语音告警不详细。打开调度工作站DF8002文件夹中的wav（声音）文件夹，对其中的所有语音文件进行了逐个检查，发现每座站只有一个总的越限告警。当线电压、相电压、零序电压越限时，只报“xx站电压越上（下）限”，而无电压类型。由于正常时，线电压波动会经常引起越限报警，造成了监控人员思想麻痹，容易忽略接地告警。再者若母线接地不发出报警信号，无法引起值班员足够重视，可能导致无法及时发现接地故障。
      （3）因变电站内缺乏先进设备，无法确定接地线路并上传主站信息。笔者对3座110 kV变电站和4座35kV变电站上传10 kV母线接地信息的原理进行了解，并与分站厂家进行了沟通，也查阅了大量的相关资料，了解到我国目前判断单相接地故障线路，一般是通过在变电站加装“小电流接地自动选线装置”，该装置是利用高压母线电压互感器开口三角侧零序电压，在每路出线装零序电流互感器。线路有接地时，零序电流互感器有电流流过。小电流接地选线装置一般用零序电压和零序电流作为接地故障线路判定依据，发生接地故障时，整段母线电压会降低，小接地系统可以直接判断出是哪条线路发生接地，并将接地线路信号上传给调度，改变传统人工选线方法，对非故障线路减少不必要的停电，提高供电可靠性，防止故障扩大。
    2 采取措施
    （1）与分站厂家联系对无“10 kV母线接地告警”进行了处理，在各变电站的通信管理机增加“10 kV母线接地告警”信号并上传主站，经过现场测试，上传主站正常。
    （2）下载语音自动生成软件；将母线线电压、相电压、零序电压按电压等级分段统计，并通过语音自动生成软件进行语音编辑；将合成好的语音告警信息按站、母线电压等级和分段进行告警编辑。当发生母线接地时能直接语音报出xx站xx母线接地、xx站xx母线x相电压越限、零序电压越限等相关信息。
      （3）利用110 kV黎城变电站老旧改造机会，在该站安装了“小电流接地自动选线”装置（如图1所示）及配套零序电流互感器，实现了发生母线接地时能迅速判断出并上传发生接地的具体线路。以后该项措施将逐步推广到公司所有变电站。

    通过以上措施的实施，黎城县调控中心处理10 kV母线接地故障时长由原来的平均1.7 h缩短为0.5 h，大大缩短了无人值班变电站10 kV母线发生接地时的隔离时间，从根本上解决了接地故障发生时调控值班人员不能及时发现和处理对电网一、二次设备造成的危害，保证了电网的安全稳定运行，尽可能减少了不必要的停电。