近日，中山供电局电力调度控制中心在对110千伏两圈变主变及其开关间隔停送电，自从监控远方操作后，事故处理的时间已由过去的平均2小时缩短到了现在的30分钟，重合闸软压板的投退时间更是从过去的平均30分钟缩短到1分钟以内，大大提高了供电可靠性。这种变化得益于中山供电局依托智能电网开展调控一体化精益管理。调控一体化让该局在精益的道路上又跨出一步，让“一杯水”发挥出川流不息的力量。
伴随着中国经济的飞速发展，社会对电力的依赖性越来越强，对供电可靠性的要求越来越高，供电企业所承担的社会责任也越来越大，这就对电网安全稳定运行提出了更高的要求，也对电力从业人员提出了更高的要求。电力调度控制中心作为电力生产的直接管理者和指挥者，其工作效率和精益化管理水平直接关系着电网的安全稳定运行。电力调度专业人员负责电网的调度工作，而监控专业人员则肩负变电站监控、运行等职责的管理模式，有效解决了工作量不均衡、人员忙闲不均等情况。此举同时是解决生产一线结构性缺员的有效措施。
调控一体化和电网精益化相辅相成
调控一体化工作和电网精益化管理，两者相辅相成，相得益彰。开展调控一体化工作就是为了解决结构性缺员问题，通过调度、监控专业的深度融合，有效地整合资源，提高调控中心人员的技术、技能水平，提升工作效率。中山供电局在地调层面先行先试，探索形成了一套调控一体化管理模式，从目前运行情况成效较为显著。该局系统运行部主任彭嵩表示，智能电网技术的发展与应用，使得电网可控性不断增强，为调控一体化提供了技术依托；而调控一体化实施，反过来促使智能电网技术优势得以充分体现，推动智能电网技术进一步发展。
据了解，经过大量的技术积累和技术升级，目前在一次设备控制方面，中山电网全部GIS变电站及绝大多数常规变电站已纳入监控远方操作范围，中山电网220千伏及以下站内开关、220千伏刀闸、110千伏刀闸远方遥控覆盖率均达到100%。
在二次设备控制方面，中山电网辖下变电站自2008年已经基本实现了变电站综合自动化改造，截止目前已将具备条件的85座变电站投入软压板远方投退功能，覆盖率达到84.2%。这些变电站的10千伏、110千伏备自投软压板配合投退操作由调度远方控制，已无需巡检人员到站操作。智能电网蓝图呈现在中山这片土地上。
关键技术 搭建智能化平台
调控一体化关键技术模块的搭建是一个长期的过程。早从2000年开始，中山供电局便进行了“四遥”改造，配网自动化、配网终端以及调度西门子EMS系统投入使用，标志着中山电网调度系统进入信息化、自动化时代。
2006年，中山电网进行大规模的变电站综自改造，实现了对所有变电站的全境监视，以及调度对变电站所有开关的直接遥控操作。从2007年开始，基于调度自动化系统的调控一体化功能开发进入一个集中的“爆发期”，投入使用了包括变电站视频系统、保信系统、AVC系统、调度安全约束系统、调度网络发令系统等一系列调控一体化先进技术模块，形成了一整套完善的调控一体化信息综合平台，变电站也从综自站进入数字化变电站阶段。
“数字化的实现并不意味着调控一体化的达成，主站‘自动’了还不行，关键要看调度自动化功能能否全面覆盖，于是围绕调控一体化模式的调度自动化系统构建思路就此开始。”彭嵩主任这样说。
组织精益化 缩短管理链条
该局电力调度控制中心设立调度监控分部，负责地区主网调度、配网调度、电网监控的运行值班工作，履行对应的电网调度监控职责。按照调控一体化思路，分部主管直接管理调度总值长，值班期间，由总值长全面负责当班业务，主网调度员、配网调度员、监控员合署办公、各司其职，互相协助，完成好值班工作。
在电网运行管理中，调度掌握整个系统信息，对系统整体安全运行负责，而变电运行部门掌握设备的详细运行情况，对设备本身负责。电力调度控制中心监视范围为中山电网10千伏至500千伏所有设备的全境监视。监控员通过调度自动化系统对所有无人值班站的遥信、遥测的异常告警量进行集中、不间断监视和确认，对各种异常情况做出及时、准确的判断和处理，对事故或异常情况及时向调度员报告并通知巡维中心检查处理。在调控一体化模式下，监控员可以直接进行设备的倒闸操作，减少了调度指令的流转环节，提高了设备操作效率，降低了设备误操作的风险。
据了解，在工作中采用调度远方投退软压板，缩短工作流程，让巡检人员避免了频繁、长途、多站点来回奔波，节省了大量人力和时间；使用带电作业管理模块，实现自动校核功能，避免带电作业前调度员漏退重合闸压板许可带电作业开工，带电作业结束后调度员漏投情况的出现，提高了安全管理水平。
电力供应既需要提高生产效率也需要提高安全水平，要保证高效工作的同时也要保证人身设备的安全，这就需要开展调控一体化工作和推进电网精益化管理，通过不断的努力提升防范和化解系统运行风险的能力，进一步提高电网安全稳定运行水平 。
