750千伏延安智能变电站主要在一次设备智能化、电子式互感器的应用、变电站自动化配置、二次系统整合、高级应用等方面，均有重大创新和突破，其技术水平达到国内外领先水平。主要亮点如下:

1.世界上电压等级最高的智能变电站。满足智能电网"自动化、信息化、互动化"功能需求，世界首座全面实现变电站"状态可视化、操作程序化、检修状态化、运行智能化"的750千伏超高压智能变电站。

2.技术含量最高、创新技术最多的智能变电站。大量集成应用国产智能一次设备、电子互感器、一体化全景信息平台等智能化关键技术，以及"三通一标"、"两型一化"等标准化成果，统筹安全、效能、寿命期成本关系，节能、节地、节水、节材。工程建设成果涵盖多项原始创新和集成创新，引导推动了我国电工装备业技术创新和进步。

3.同等规模占地最小的750千伏变电站。在变电站安全可靠前提下，优化变电站接线和间隔布置、优化配电装置型式和道路设置，应用超跨距构架大联合技术、一次设备组合技术，显著减少变电站占地。

4.厂房面积最小的750千伏变电站。根据智能站和无人值班特点，整合二次系统功能配置，优化房间设置，减少冗余，首次在750千伏变电站采用单层结构主控通信楼，显著减少变电站厂房面积。

5.750kV电子式互感器、智能主变压器和智能断路器为世界首台首套。立足本站强电磁干扰、冬季严寒、温差大等特殊环境要求，集成创新、原始创新，首次在世界上研制应用"测量数字化、控制网络化、状态可视化、功能一化化、信息互动化"的电子式互感器、智能断路器和变压器。

6.首次在一个变电站采用所有类型的电子式电流互感器。首次采用330kV电子式电流互感器与隔离开关组合方式。针对不同类型电子式互感器产品性能特点、成熟度，在不同电压等级分别采用了罗氏线圈、光纤环、光玻璃等电子式互感器。

7.首次采用750kV变压器智能通风系统。采用节能电机和风扇，根据变压器负载匹配冷却器投入，实现通风系统经济运行，减少站用负荷，节能降耗。

8.首次在750千伏变电站采用统一的状态监测系统。统一了状态监测装置数据采集和诊断分析平台，实现各监测参量由"单项诊断"向"综合诊断"的转变，实现一次设备的状态检修。

9.首次开展系统级数字动模试验。充分利用数字仿真试验建模调整方便、计算速度快、效率高、安全可靠的特点，充分验证全站保护装置各项功能和性能。

10.全站设备工厂联调及系统级数字动模试验规模最大、技术最复杂、设备最多、用时最短。历时43天完成全站二次系统108面348套装置的工厂联调和数字动模试验，大大提高现场安装调试效率和工作质量，显著缩短整体工期。

11.首次在750千伏变电站采用交直流一体化电源。采用基于基于DL860标准的站用交直流一体化电源系统，减少屏柜和蓄电池数量，节约建筑面积，实现站内交流、站内直流、通信、UPS电源系统一体化监控和远程维护管理。

12.首次在超高压变电站全面应用基于DL860标准的保护、计量及测控装置。首次在超高压变电站研制采用统一开关量、模拟量采集传输标准的测量、计量、保护和安全自动装置。

13.首次在750千伏变电站全面采用构架大联合技术。取消了全站构架温度伸缩缝，节省占地，减少钢材耗量。

14.首次在最高等级湿陷性黄土地区，采用挤密桩和灌注桩复合地基处理技术。针对湿陷性和大荷载对桩基的不同要求，采用挤密和灌注复合桩，减少桩基数量，节省投资。

750千伏延安变电站作为国家电网公司首批智能变电站试点工程，是目前世界上电压等级最高的智能变电 站。该站建成投产对完善陕西750千伏骨干网架，进一步提升陕西电网资源优化配置能力和安全稳定运行水平，提高关中与陕北的电力交换能力，满足延安地区大型电源的接入，保障革命圣地延安经济社会发展的用电需求具有十分重要的意义。工程2009年4月开工建设，计划于2011年2月底建成投产。

750千伏延安智能变电站位于全国著名的洛川会议旧址、苹果之乡的洛川县，北距革命圣地延安市95公里，南距西安市200公里。

750千伏延安智能变电站占地183.63亩，工程总投资5.8亿元，于2009年4月10日正式开工建设，本期安装2100兆伏安变压器1组，远期2组，750千伏出线本期两回，远期8回;330千伏出线本期4回，远期12回。

项目法人 陕西省电力公司

设计单位 陕西省电力设计院

施工单位 陕西送变电工程公司

监理单位 四川电力建设监理有限公司

750千伏延安智能变电站与常规变电站相比，具有以下特点:

工程建设经济效益、社会效益和环境效益显著，变电站建成投运后，节约占地5%，节省电能损耗7%，减少建筑面积15%，节约全寿命周期建设成本6%。

1.电气一次设备智能化。断路器加装机械、气体、局放状态监测单元和智能终端，实现测量数字化、控制网络化、状态可视化。主变压器嵌入油色谱、局放等传感器和智能终端，采用智能通风系统，节能15%。

2.全站采用电子式互感器。750kV采用罗氏线圈电子式电流互感器，330kV采用罗氏线圈、全光纤式电流互感器，方便维护检修，改善互感器电磁特性，提高保护测控装置性能，提高安全可靠性。

3.统一状态监测平台。采用离线和在线相结合的方式，采集一次设备关键状态信息，可实现一次设备状态检修，节约投资约200余万元。

4.优化二次设备布置。整合监控、五防、保护、在线监测等系统，智能终端就地安装，减少功能冗余房间。主控楼由两层优化为单层，全站减少建筑面积20%。

5.统一通信网络标准。全站采用DL860(IEC61850)，实现了二次系统设备之间的通用互换和互操作。

6.数据采集信息化。模拟量、开关量采集传输网络化、数字化。相比常规变电站，控制电缆减少50%，电缆沟截面减少三分之一。

7.逻辑回路虚拟化。二次回路由传统电缆"硬"接线方式改变为软件配置"软"接线方式。

8.系统调试工厂化。43天完成全站二次系统108面348套装置的工厂联调和数字动模试验，节约现场安装调试60天，整体缩短工期30天。

9.具备无人值班功能。采用一体化全景信息平台，优化整合全站数据，提高了变电站运行水平，实现了一次设备可视化、状态检修、智能告警等高级应用功能，首次实现了750千伏变电站无人值班。

10."一键"式倒闸操作。综合应用顺序控制、智能告警、故障推理与分析决策等高级应用，实现自动操作，改变了传统倒闸操作方式。

11.优化设备安装布置。330kV电子式互感器与刀闸静触头共柱安装，可节约占地约4亩。