智能变电站与常规变电站技术与经济对比分析

       近年来，能源安全和全球气候变化问题对人类社会经济发展提出了严峻挑战，发展新能源和建设智能电网已成为各国解决上述问题的首选方案。而智能变电站是智能电网的关键，是建设坚强智能电网的核心平台之一。随着我国在智能变电站核心技术研发、关键设备研制等领域取得了重大突破，智能变电站的大规模建设正在加速进行。本文将按照全寿命周期费用分析法，对智能变电站与常规变电站进行技术经济对比分析，为合理布局智能变电站建设和建设时序提供决策支撑，以期为实现智能变电站的最佳投资效益、推动智能电网的发展提供参考。

　　1. 智能变电站与常规变电站相比其投资变化情况

　　根据目前已建成的750 kV延安变、220 kV西泾变等8座智能变电站工程数据统计，与同等规模和同等建设水平的常规变电站相比，智能变电站投资增加5.9%~10.1%，其中：建筑工程费较常规变电站减少l.2%~6.2%，安装工程费较常规变电站减少2.3%~8.8%，设备购置费较常规变电站增加9.0%~18.9%，其他费用较常规变电站增加0.7%~14.2%。

　　与常规变电站相比，智能变电站增加了电子式互感器、一次设备在线监测装置、过程层网络交换机以及相关一体化平台高级应用软什等，减少了保护及故障信息子站，此外，小电流选检接地装置、备自投装置等及采用光纤进行信号传输后控制电缆和电缆沟等工程量相应减少，其中二次电缆长度平均每站比常规变电站减少约30 km.减少比例为60%~ 80%。

　　2. 智能变电站与常规变电站相比主要技术方案变化情况

　　智能变电站与常规变电站相比，其技术方案主要有以下几方面变化。

　　(1)一次设备。智能变电站基本采用常规一次设备附加二次设备厂家的智能终端的模式，较常规变电站增加了智能终端装置。

　　(2)互感器配置。智能变电站采用电子式互感器、取消主变压器本体高、中压侧套管电流互感器。其中，罗氏线圈和纯光纤电子互感器的比例基本上各占一半，电子式电压互感器多数采用电容分压型，部分AIS变电站电子式互感器采用与断路器或隔离开关组合安装的方式。互感器配置方面，较常规变电站增加了合并单元。

　　(3)一次设备在线监测。智能变电站按设计规范中对监测内容的要求配置了在线监测系统，站内配置了独立的状态监测后台系统，状态监测IED按监测内容配置。

　　(4)高级应用功能由监控系统一体化后台统一考虑，分阶段实施。现阶段大多实现了顺序控制、智能告警和故障信息综合分析决策功能。备自投功能、小电流选线功能等由站内一体化平台实现，部分变电站保护及故障信息管理子站、低频电压减载功能由站内一体化平台实现，不再设置独立的装置。

　　(5)站内采用交流、直流、通信电源一体化设计。

　　(6)变电站二次系统设备，统一组网，星型网络结构。220 kV及多数110 kV变电站保护采用直采直跳方式，光缆用量相对较大。少数110 kV变电站保护采用网络跳闸方式。变电站自动化系统方面，较常规变电站增加了过程层交换机。

       (7) 220 kV及以上均采用独立的保护、测控装置。

　　(8)IEC 61588对时方式目前还未在220 kV及以上高电压等级变电站广泛采用，问隔层、过程层设备仍采用IRIG-B对时方式。

　　(9) 智能辅助控制系统在一定程度上实现了视频、安防、环境监测等子系统的互通和联动，提高了变电站自动化程度。

　　3. 智能变电站全寿命周期费用分析

　　以750 kV延安智能变电站为例进行全寿命周期费用分析，750 kV延安智能变电站2009年4月开工建设，2011年2月投产。

　　750 kV延安智能变电站本期规模为l×2 100MVA主变压器，远期规模为2×2 100 MVA主变压器;750 kV变电站主接线采用一个半断路器接线，本期出线2回，远景出线8回;330 kV变电站主接线采用一个半断路器接线，本期出线4回，远景出线12回。

　　将750 kV延安智能变电站建成后的运行检修数据与常规750 kV变电站的运行检修数据进行对比，预计750 kV延安智能变电站运行检修等综合费用较常规变电站可减少101.9万元/年。其中智能变电站通过在线状态监测技术降低一次设备故障率，减少设备维修次数和时间，可降低变电站维修成本4.l万元/年，通过高级功能应用，减少值班人员6人，可降低值守成本90.2万元/年，采用LED绿色照明以及智能通风系统，站用电量可减少15.8%，可降低站用电成本7.6万元/年。