随着用电负荷持续增长，电网对变电站供电可靠性与智能运维要求不断提高。早期投运的 66kV 变电站设备老化严重、二次系统落后，依赖人工现场值守，故障排查响应慢、停电影响大。依托计算机与通信自动化技术，对传统变电站实施综合自动化升级、推行无人值守模式，已成为老旧电网改造的必然趋势。

一、传统 66kV 变电站运行现存问题

设备老化故障高发

老旧一二次设备长期运行老化严重，易出现装置死机、回路接点接触不良、通信中断等故障，维修难度大、停电时间长，严重影响生产生活用电。

运维管理模式落后

传统人工值守模式依赖现场巡检、就地操作，工作效率低、故障响应滞后，无法实现远程实时监控与智能预判，难以适配电网精益化运维需求。

综自系统分层故障突出

综自故障按层级分布：站控层占 45.39%、间隔层 30.50%、网络层 12.76%、远动系统 11.35%。站控层多为硬件老化、参数错配、前置机软件异常；间隔层以二次回路缺陷、测控插件故障、保护定值丢失为主；网络层多因通信设备品质问题，易造成全站数据采集中断。

二、Acrel-1000 优势与架构

系统核心优势

相较传统二次系统，Acrel-1000 集成保护自检、故障录波、事件记录、远程监控等功能，运维简便、可靠性高，可大幅缩减运维成本，支撑变电站无人值守运行。

系统整体架构

系统采用分层分布式二层架构，含站控层、间隔层，以 TCP/IP 以太网组网。站控层采用单网双机热备，故障可无缝切换，满足高可靠运行指标；间隔层具备独立就地监控能力，站控层失联仍可保障本间隔设备正常保护与控制。

三、变电站智能化改造实施方案

该变电站为 66kV 单回路进线、单母线接线，配 12500kVA 主变降压 10kV 配电。改造重点升级主变保护、10kV 二次回路及监控后台，利旧完好设备，最大限度压缩停电时长。

分层专项改造措施

站控层搭载 Acrel-1000 系统，实现四遥功能，双机热备保障监控不间断；间隔层配置 AM5SE 系列保护装置，模块化设计、抗干扰等级高，适配多设备保护测控及接地选线；通信增设规约转换装置，统一接口标准，解决多厂家设备通信兼容问题。

设备选型与组屏配置

按工程需求配置主变保护屏、10kV 线路保护屏及监控主机屏，依据原有二次图纸优化柜内布线，保留端子位置，合理布置开关与压板，兼顾规范与施工便捷性。

现场施工实施

严格按规范布线对点，完成全回路遥控调试，仅 24 小时完成停电改造并一次性送电成功，改造后屏柜规整、后台监控界面清晰，运行稳定性显著提升。

四、Acrel-1000 系统核心应用功能

实时运行监测

依托一次接线图可视化展示全站工况，实时采集电压、电流、功率、油温等电参量，动态监视开关设备分合状态，实现全站在线可视化监测。

分级告警处理

区分事故与预告两类报警，支持音响、弹窗、画面闪烁多重告警方式，可自定义越限阈值，具备事件查询、导出、打印功能，方便故障追溯分析。

四级安全管控

设置就地、间隔层、站控层、远方四级控制权限，实行分步操作 + 口令监护，规避误操作，可实现断路器、主变分接头、保护装置等设备远程可靠控制。

五、结语

本次改造解决老旧变电站设备老化、故障多发、运维低效等痛点，实现远程监控、自动告警、分级管控与无人值守。站内数据与调度实时同步，故障数据自动留存，为事故分析和运维决策提供支撑，同时降低人工成本、提升供电可靠性。