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本人从事电气技术工作已二十多年，参加了公司35kV常口、南口变、大源变電站的设计和安装调试工作。先后参加两次县级农村电气化规划和农村电网改造设计工作，并通过上级验收合格。根据农村小型化变电站的模式为“户外式”、小型化造价低、技术先进。现结合本人的实践和经验谈谈在小型化变电站建设中应注意的几个技术问题。
1．变电站站址的选择原则和方法
小型化变电站站址的选择原则：应接近供电区域的用电负荷中心，并考虑发展余地，线路走廊应便于架线路的引入与引出尽量少占农田，最大限度地压缩用地面积。站址选择的方法：建议采用目前国外已广泛采用的“反向轨运法”。
2．10kV户外配电装置安全净距的确定
户外配电装置的安全净距必须符合《高压配电装置设计技术规程》的要求。当不考虑平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间的安全净距时，减少占地，紧凑设计，户外10kV配电装置间隔D≥2.2m，一般取2.5m。但在考虑带电作业时，2.5m的间隔距离是不能保证故障回路的单独检修，必须停相邻出线间隔。
目前10kV出线开关大量选用检修周期长的真空断路器，但刀闸、避雷器等一次设备的故障，电流互感器桩头发热等还是会发生的，同时这些设备的不检修周期远小于真空断路器，又由于我省的小型化变电站的工业负荷要占变电站所供负荷的70%左右。最大限度地减少停电范围应是首先考虑的，即10kV出线回路故障设备的检修应不影响相邻回路的供电。为此这就要求10kV出线回路故障设备的检修应不影响回路的供电。为此，这就要求10kV出线间隔的距离不以2.5m为限，而应满足平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间的安全净距，这个安全距离一般取3.4m，这样虽然大了一些变电站的占地面积，但减少不了必要的停电范围，提高了社会效益和经济效益。
3．有载调压主变与10kV回线接线方式
乡镇工业比较发达的地区、用户对供电质量、供电可靠性的要求也就越来越高，与10kV回线电压偏移度大于7%时，就要迅速来取有效的调压手段。目前，国内采用有载调压变压器或加装自动电压调整器等手段来满足用户对电压质量的要求，而优先采用的是有载调压器，有载调压变压器的采用影响10kV回线的接线方式。按《主变有载调压变压器开关运行维护守则》规定，“二台有载调压变压器并列运行时允许在变压器85%额定负荷下进行调压”。显而易见在大于变压器85%额定负荷会经常发生。二台主变必须分开调压，这就要求10kV回线必须采用断路器分段接线。
4．部颁《并联电容装置设计技术规程》规定“两组及以上的电容器组并列运行
如其合闸涌流超过回路设备允许值，且回路装置引起的高次谐波含量超过规定允许值时，应在回路中设置限制谐波的串联电抗器”。因此并联补偿电容器回路通常的接线方式是母线→断路器→电抗器→电容器。小型化变电站是照搬这一常规的接线方式，笔者根据运行经验，认为一般只装一组密集型电容器，其合闸涌流一般不大，当母线短路容量不大于80倍电容器组容量时，涌流将不会超过10倍电容器组额定电流，一般小型化变电站10kV回线的短路容量不会大于10MVA，所选择的电容器容量一般为1200、1500、1800KVar，因此不需要装置限制涌流的串联电抗器，当母线上原有的高次谐波分量不大时，虽然装设电容器后容性阻抗会将原有高次谐波分量不大时，虽然装设电容器后容性阻抗会将原有高次谐波含量放大，但经实测，没有超过允许值，也不需要装置串联电抗器。
目前，制造厂生产的并联电容器成套装置一般配有串联电抗器，但据有关文献介绍这种接线方式运行中间题较多，如发生电容器运行端电压增高，断路器的重燃机率增加等，不但限制了无功补偿装置的作用，而且也危及电容器的安全运行。
通过对公司几个变电站原电容器回路接线进行了改进，取消了串联电抗器，后经大量数据实测，电容器的运行端电压小于额定值，从而增加了电容器的投运值，充分发挥了无功补偿装置的作用，减少了断路器的重燃机率和降低了重燃过电压的峰值，目前国内的产油断路和真实断路器，都不可节省了投资，减少损耗。因此，取消电抗器，必要时加装小容量的电抗器或配以滤波器的无功补偿电容器的接线方式，无论从技术上或经济上都有明显的优越性。
5．正确选用氧化锌避雷器
氧化锌避雷器（以下简称MOA）是一种新型的过电压保护设备，性能较碳化硅避雷器更为优越。MOA有不带间隙的和带串联间隙的两种。目前，在电力系统中已广泛使用。
3-35kV系统为中性点非直接接地系统，国家规定中性点非直接接地系统允许电网在单相接地下持续运行工作。此时作用在避雷器上的电压（谐振过电压、电弧接地过电压等）最大可达3.5倍相电压，如选用无间隙的MOA，在承受此暂态电压2h的情况下，对无间隙的MOA的安全运行威胁很大，因此，我们考虑采用带串联间隙的MOA。
带串联间隙的MOA具有以下优越性：
（1）由于MOA非线性电阻系数小，“伏—安”特性好，间隙动作后无工频续流通过，间隙不承担灭弧重任，更弧可靠。
（2）在正常使用中，避雷器无电流通过，不存在长期工作时流过电流引起的发热，使用寿命更为延长。
（3）间隙无并联电阻，可降低冲击放电电压，使“伏—安”特性仍较平坦。
（4）在大于3.2倍相电压的过电压下能可靠动作，低于此值则不动作，因此能避开系统单相接地时产生较高的工频电压升高和弧光接地过电压，从而避免避雷器爆炸，因此，在中性点非直接接地系统中宜选用带串联间隙的MOA。
对于并联电容器来说，为保证安全运行，人应为第一道防线，选用不重燃的断路器，作为第二道防线，目前采用较多的也是MOA。常用的MOA保护的接线方式为MOA接在串联电抗器前面（I型）或后面（II型），如不装串联电抗器则为同一种接线方式。I、II型接线方式都能有效地限制相对过电压。但保护电容器组的MOA必须选用无间隙的，这主要是考虑断路器分闸时重燃而出现过电压时，电容器组将通过无间隙MOA释放能量。对于保护电容器组所用的MOA需校核其直流1MA电压和2Ms方波通流容量。为减少避雷器事故，应选择1MA电压23kV容量在6000kVar以下的电容器组，选择2ms方波通流容量400A。
6．设备选型，回线布置，设备构架等。
由于小型化变电站是全户外布置，因此在设备选型、母线布置、防腐蚀等方面有其特殊性。例如在选用10kV隔离开关时，要选用刀闸单柱（接线端柱）转动90°具有导线回位装置，户外10-35kV母线是采用上下层布置还是平行布置方式，要根据不同的情况进行两个方案的综合比较。为防户外构架与设备的锈蚀，构架要采用热镀锌。设备要有防腐蚀措施等。在安装中尽量少用接头，铜铝连接宜采用铜铝鼻子压接，经接触面去污后涂上导电膏连接，这样可减少接头故障。
1．变电站站址的选择原则和方法
小型化变电站站址的选择原则：应接近供电区域的用电负荷中心，并考虑发展余地，线路走廊应便于架线路的引入与引出尽量少占农田，最大限度地压缩用地面积。站址选择的方法：建议采用目前国外已广泛采用的“反向轨运法”。
2．10kV户外配电装置安全净距的确定
户外配电装置的安全净距必须符合《高压配电装置设计技术规程》的要求。当不考虑平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间的安全净距时，减少占地，紧凑设计，户外10kV配电装置间隔D≥2.2m，一般取2.5m。但在考虑带电作业时，2.5m的间隔距离是不能保证故障回路的单独检修，必须停相邻出线间隔。
目前10kV出线开关大量选用检修周期长的真空断路器，但刀闸、避雷器等一次设备的故障，电流互感器桩头发热等还是会发生的，同时这些设备的不检修周期远小于真空断路器，又由于我省的小型化变电站的工业负荷要占变电站所供负荷的70%左右。最大限度地减少停电范围应是首先考虑的，即10kV出线回路故障设备的检修应不影响相邻回路的供电。为此这就要求10kV出线回路故障设备的检修应不影响回路的供电。为此，这就要求10kV出线间隔的距离不以2.5m为限，而应满足平行的不同时停电检修的无遮栏带电部分之间的安全净距，这个安全距离一般取3.4m，这样虽然大了一些变电站的占地面积，但减少不了必要的停电范围，提高了社会效益和经济效益。
3．有载调压主变与10kV回线接线方式
乡镇工业比较发达的地区、用户对供电质量、供电可靠性的要求也就越来越高，与10kV回线电压偏移度大于7%时，就要迅速来取有效的调压手段。目前，国内采用有载调压变压器或加装自动电压调整器等手段来满足用户对电压质量的要求，而优先采用的是有载调压器，有载调压变压器的采用影响10kV回线的接线方式。按《主变有载调压变压器开关运行维护守则》规定，“二台有载调压变压器并列运行时允许在变压器85%额定负荷下进行调压”。显而易见在大于变压器85%额定负荷会经常发生。二台主变必须分开调压，这就要求10kV回线必须采用断路器分段接线。
4．部颁《并联电容装置设计技术规程》规定“两组及以上的电容器组并列运行
如其合闸涌流超过回路设备允许值，且回路装置引起的高次谐波含量超过规定允许值时，应在回路中设置限制谐波的串联电抗器”。因此并联补偿电容器回路通常的接线方式是母线→断路器→电抗器→电容器。小型化变电站是照搬这一常规的接线方式，笔者根据运行经验，认为一般只装一组密集型电容器，其合闸涌流一般不大，当母线短路容量不大于80倍电容器组容量时，涌流将不会超过10倍电容器组额定电流，一般小型化变电站10kV回线的短路容量不会大于10MVA，所选择的电容器容量一般为1200、1500、1800KVar，因此不需要装置限制涌流的串联电抗器，当母线上原有的高次谐波分量不大时，虽然装设电容器后容性阻抗会将原有高次谐波分量不大时，虽然装设电容器后容性阻抗会将原有高次谐波含量放大，但经实测，没有超过允许值，也不需要装置串联电抗器。
目前，制造厂生产的并联电容器成套装置一般配有串联电抗器，但据有关文献介绍这种接线方式运行中间题较多，如发生电容器运行端电压增高，断路器的重燃机率增加等，不但限制了无功补偿装置的作用，而且也危及电容器的安全运行。
通过对公司几个变电站原电容器回路接线进行了改进，取消了串联电抗器，后经大量数据实测，电容器的运行端电压小于额定值，从而增加了电容器的投运值，充分发挥了无功补偿装置的作用，减少了断路器的重燃机率和降低了重燃过电压的峰值，目前国内的产油断路和真实断路器，都不可节省了投资，减少损耗。因此，取消电抗器，必要时加装小容量的电抗器或配以滤波器的无功补偿电容器的接线方式，无论从技术上或经济上都有明显的优越性。
5．正确选用氧化锌避雷器
氧化锌避雷器（以下简称MOA）是一种新型的过电压保护设备，性能较碳化硅避雷器更为优越。MOA有不带间隙的和带串联间隙的两种。目前，在电力系统中已广泛使用。
3-35kV系统为中性点非直接接地系统，国家规定中性点非直接接地系统允许电网在单相接地下持续运行工作。此时作用在避雷器上的电压（谐振过电压、电弧接地过电压等）最大可达3.5倍相电压，如选用无间隙的MOA，在承受此暂态电压2h的情况下，对无间隙的MOA的安全运行威胁很大，因此，我们考虑采用带串联间隙的MOA。
带串联间隙的MOA具有以下优越性：
（1）由于MOA非线性电阻系数小，“伏—安”特性好，间隙动作后无工频续流通过，间隙不承担灭弧重任，更弧可靠。
（2）在正常使用中，避雷器无电流通过，不存在长期工作时流过电流引起的发热，使用寿命更为延长。
（3）间隙无并联电阻，可降低冲击放电电压，使“伏—安”特性仍较平坦。
（4）在大于3.2倍相电压的过电压下能可靠动作，低于此值则不动作，因此能避开系统单相接地时产生较高的工频电压升高和弧光接地过电压，从而避免避雷器爆炸，因此，在中性点非直接接地系统中宜选用带串联间隙的MOA。
对于并联电容器来说，为保证安全运行，人应为第一道防线，选用不重燃的断路器，作为第二道防线，目前采用较多的也是MOA。常用的MOA保护的接线方式为MOA接在串联电抗器前面（I型）或后面（II型），如不装串联电抗器则为同一种接线方式。I、II型接线方式都能有效地限制相对过电压。但保护电容器组的MOA必须选用无间隙的，这主要是考虑断路器分闸时重燃而出现过电压时，电容器组将通过无间隙MOA释放能量。对于保护电容器组所用的MOA需校核其直流1MA电压和2Ms方波通流容量。为减少避雷器事故，应选择1MA电压23kV容量在6000kVar以下的电容器组，选择2ms方波通流容量400A。
6．设备选型，回线布置，设备构架等。
由于小型化变电站是全户外布置，因此在设备选型、母线布置、防腐蚀等方面有其特殊性。例如在选用10kV隔离开关时，要选用刀闸单柱（接线端柱）转动90°具有导线回位装置，户外10-35kV母线是采用上下层布置还是平行布置方式，要根据不同的情况进行两个方案的综合比较。为防户外构架与设备的锈蚀，构架要采用热镀锌。设备要有防腐蚀措施等。在安装中尽量少用接头，铜铝连接宜采用铜铝鼻子压接，经接触面去污后涂上导电膏连接，这样可减少接头故障。