10月18日6时整，经前方变电站运维人员确认现场条件具备，位于吉林省长春市的吉林电力调控中心大厅的操作人员和监护人开始对数百千米外的500千伏合松1号线实施远方停电操作。监护人口令发出，操作人轻点屏幕上执行“确认”按钮，3秒钟后，监控智能决策系统弹出“合心变合松1号线5063开关已分开”提示画面，而几乎同时打进来的前方确认电话也证实操作执行到位。
自2015年成功实现首座500千伏变电站断路器、隔离开关远方操作以来，国网吉林省电力有限公司结合电网运行实际探索推广，形成了一套成熟有效的操作流程，建立起配套的技术保障体系。截至9月末，国网吉林电力所属全部500千伏变电站均已实现智能电网技术支撑平台下的断路器、隔离开关远方操作，标志着该公司大运行、大检修体系再提升取得重要进展，吉林电网调控和运维技术水平迈上了新台阶。
“在调控中心和前方两座变电站内，一共4个人便能完成一条500千伏线路的停电操作，总用时不超过20分钟。”吉林电力调控中心调控处副处长郭健告诉记者，“在对500千伏变电站的断路器和隔离开关全部实现远方操作之前，用这样少的人、这么快的速度完成一条线路操作，是无法想象的。”
通过推广500千伏变电站远方操作覆盖范围，吉林电网骨干网架调控效率和应急反应能力大幅提高。现场作业人员减少降低了人为因素导致的安全事故发生的几率，在电网运行更加安全可靠的同时，企业减员增效也收益明显。
国网吉林电力为应对变电站增加、人员配置压缩、电网操作频繁的工作压力，依托科研攻关和管理创新，大胆探索500千伏变电站断路器和隔离开关远方操作的可行性，不断取得实践成果。该公司依据相关通用制度，完善细化三级运维检修的管理制度和流程，并结合远方操作现场实际修订变电站现场运行专用规程。同时该公司调整电网运行、监控人员职责，统一监控信息规范，明确远方操作管理流程，实现制度科学、流程合理。
为确保电网远方操作系统信号传输可靠和信息安全，国网吉林电力加快电网远方控制系统升级步伐，将全部500千伏变电站的远方控制系统由原OPEN—3000系统转移升级到D5000系统。该公司已实现调度技术支持系统所有程序、数据库均基于64位操作系统，且软硬件全部由国内厂商自主研发，在电网远方操控系统中采用高于金融系统的网络安全性标准，形成一体化安全防护体系，确保系统信息安全。该系统还配备了独立的微机五防系统，从技术上减少误操作发生概率。吉林电力调控中心已累计完成47633条500千伏变电站监控信息规范性核查，使监控告警信息正确率满足500千伏变电站远方操作需要。
为进一步发挥500千伏变电站远方操作优势，提高电网应急和操控能力，国网吉林电力依托调控平台研发监控智能决策系统，以辅助监控员远方操作判断和应急故障处置。线路故障发生时，该系统能快速自动筛选出线路故障信息和设备状态信息，判断是否具备远方试送条件，帮助监控员实现秒级判断，大幅提升电网远方操作效率和可靠性。
通过全面实施500千伏变电站的远方操作，吉林电网500千伏变电站运维人员短缺的状况正得到改善，变电站运检工作的运维一体化、检修专业化和管理精益化得到进一步加强。目前，该公司已采取了以运维班驻地为中心，辐射周边区域分片运维的运维模式，每个变电站所需运维人员数量大幅下降。到2017年末，吉林电网还将新增5座500千伏变电站，但运维人员可比推广远方操作前减少32人。
目前，为配合电网远方操作和无人值守运维模式，国网吉林电力已在进一步加大机器人巡检的推广力度，提升装备技术水平，并科学调整部分设备的日常维护周期。未来吉林电网新建500千伏变电站将全部按照无人值守和远方操作标准设计运行，骨干网架的安全性和可靠性将进一步提升，为迎接特高压落地吉林打下坚实基础。
