近日，中山供电局调度控制中心在对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，该项目平均操作时间由原来定额的53分钟缩短到34分钟，重合闸工作结束后的投入时间从原来的平均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模式探索。调控一体化让该局在领先的道路上又跨出一步，让“一杯水”发挥出川流不息的力量。
何为调控一体化?就是在调度控制中心将调度、监控专业有机融合，调度控制中心承担电网调度、系统和设备监控、变电站设备远方操作等工作，有效地整合了资源。彻底扭转了传统的电网管理中，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。
全面覆盖 推动智能电网技术发展
当前，智能电网已成为电力行业的研究热点，而调度是智能电网安全、优质、经济运行的重要保障。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，经过大量的技术准备和技术升级，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76座变电站投入软压板远方投退功能，覆盖率达到79%。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。
从2010年至2012年，调度主站先后完成主网网络发令、配网自动化、区域备自投、配网网络发令等功能开发;而在管理上，GIS变电站、AIS站的远方操作，调度监控的融合也有序进行。这一阶段是构成调控一体化关键技术模块的最重要阶段，也为接下来更加智能化的调控一体化技术模块建设，提供了重要的技术依托和保证。
组织模式 缩短管理链条
技术投入运作还需要配套的组织制度支撑，组织就是能否让技术运转起来，并决定运转是否高效的关键因素。
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
