县电业公司大运行体系建设情况汇报

1/27县电业公司大运行体系建设情况汇报积极推进“调控一体化建设”电网目前拥有变电站19座，变电总容量万千伏安，其中，220千伏棠溪变电站1座，110千伏变电站4座，35千伏变电站14座。共有供电电源点5个，形成了以220KV为中心，110KV为骨架，35KV分区供电，城市10KV手拉手的供电格局。其中，县电业公司管理110千伏变电站2座（其中代维市公司师灵110千伏变电站一座），35千伏变电站11座，全部实现了无人值班和“五遥”功能。县域供电面积1089平方公里，供电人口86万人，2016年供电量预计达到7亿千瓦时。根据省市公司关于深化“三集”管理、推进“五大”体系建设的总体要求，县电业公司坚持以“集约化、扁平化、专业化”为主线，以确保电网调度运行安全为前提，以提升电网运行绩效为目标，以突出管理创新和管理规范为重点，以提高人员业务能力为保障，积极探索实践县供电企业“大运行”体系建设之路。通过整合调度、监控、运维、通信及自动化等资源，变革组织机制，优化业务流程，合理配置人力资源，实施调度集控专业融合、运维操作分区管理、保护自动化业务整合，构建了“1213”的“调控一体化”管理模式，实现了电网调度管理业务与运行监控业务的融合，提高了电网调度运行管控能力、安全2/27风险管理水平、供电质量和生产效率，为实施“地县调控一体化”积累了经验，奠定了基础。现将主要做法汇报如下一、调控融合，扁平集约，建立“调控一体化”组织架构（一）管理模式变革的背景2016年，我公司打破传统的变电站分站管理、多人值班模式，实行“调度中心集控站运维操作队无人值班变电站”的调度变电运行管理模式，所管辖的13座变电站全部实现了无人值班，变电运行实现了集中控制、统一管理、协调运行，解决了变电站值班人员数量多和结构性不足的矛盾，降低了运行人员劳动强度和管理成本，使电网安全可靠运行水平得到提升。随着电网智能化建设的逐步推进，电网运行复杂程度的增大，对电网运行控制能力和精细化管理的要求愈来愈高，原有的管理模式也逐步暴露出管理层级多、链条长、信息传递环节多等问题，如集控站除负责监视变电站设备工况外，对上接受调度命令，对下向操作队进行调度命令的转令，调度与现场的一切上、下行信息全部需要经集控站上传下达，造成应急能力较差、资源综合利用效率较低等，已不能适应电网智能化发展的要求。2016年5月以来，我们按照国家电网公司“大运行”体系建设的要求，深入3/27探索推进“调控一体化”管理，全面重组调度、监控、运维、通信及自动化等资源，重新梳理优化业务流程，将监控业务划转调度，将调度运行和设备运行集约融合，构建了适合企业发展实际、具有特色的“调控中心运维操作站”的县公司“调控一体化”管理模式。（二）组织架构和管理职责实施调度集控专业融合。成立调控中心，取消集控站，将原集控站负责的变电设备远方巡视、监控、遥控操作、状态评价等业务划转调控中心。调控中心设主任1名，下设电网调度班1个，调度员6名（含班长1名），系统监控班1个，监控员6名（含班长1名）。主要负责电网调度生产、运行监控、遥控操作、异常及事故处理指挥协调工作。实施运维操作分区管理。成立运维操作站，主要负责变电站现场管理、设备巡视维护、现场操作以及事故处理等。在运维操作站分区域布点上，根据我县地域情况和电网结构现状，兼顾电网中长期发展规划，综合利用现有资源，依托县域东、西部两座110千伏变电站，分别设立李庄、师灵两个运维操作站，其中李庄运维站管辖李庄110千伏变电站和谭店、宋集、人和、盆尧、康李、二郎、重渠等7个35千伏变电站，师灵运维站管辖师灵110千伏变电站和吕店、出山、仪封、杨庄等4个变电站。从运维站4/27到所辖子站车程均在40分钟以内。每个运维站设站长1名，安全员1名，值班长3名，正值班员6名，副值班员6名。实施保护自动化业务整合。为满足“调控一体化”管理的需求，提升通信、自动化专业的保障能力，将通信、继电保护、自动化专业进行人员和业务整合，成立保护自动化班，负责继电保护、通信网络、电网调度自动化、视频监控系统设备的运行维护。设班长1名，技术专责2名，运行维护人员5名。通过以上机构岗位设置和人力资源配置，实施调度集控专业融合、运维操作分区管理、保护自动化业务整合，实现了资源优化调整，减少了管理层级，缩短了管理链条，构建了“1213”，即1个调控中心2个运维操作站13个无人值班变电站的“调控一体化”管理组织架构。二、完善系统，信息分层，建立“调控一体化”技术支撑平台一是升级改造电网调度自动化系统。我公司最早于1991投入运行调度自动化系统，20年来进行了多次升级改造。为适应变电站无人值班和“调控一体化”管理的需要，2016年对调度自动化系统进行全面更新，在优化整合原有功能的基础上，实现多屏监视运行工状、多屏控制设备运行，具备更加强大的信息容量和更加完善的系统统计分析5/27功能。新系统已于2016年9月顺利通过了省公司电网调度自动化实用化验收。二是根据调控一体的实施需求，拓展应用了相关的功能软件。完善了变电站后台远程管理系统，对调度台实施了“调控一体化”改造，增设了监控系统检修功能、信息屏蔽功能和未复归查询功能等，更好地完善自动化功能，减轻监控人员监视工作量。开发应用电网“调控一体化”能量管理系统（EMS），系统具备网络拓扑、状态估计、负荷预测、电网潮流分析、辅助决策等功能。四是应用了全网无功优化系统（AVC），实现了电网电压和无功补偿的自动控制，提高了电网供电质量，降低了电能损耗。四是所有变电站安装了视频监控系统和周界安全系统，能够实时监控、记录变电站的安全和设备运行情况，可提供事后事故分析的有关图像资料，并具备防火防盗功能。调控中心能够进行实时监控。五是实施光纤环网工程，提升了通信传输的可靠性、稳定性。六是开展信号分层规范清理工作，确保信号名称清晰、分级合理。按照信息重要程度，将信号分为四层，包括事故信号、重要告警信号、一般告警信号、其他信号。针对每日实时信号中无效信息比率较高的现状，在保证信6/27号完整的基础上，采用多种技术措施“过滤”无效和冗余信息，提高集中监控的效率和安全性。通过这些措施解决了集中监控后信息量大，易造成误报、频报的问题，为调控一体化的实施提供了可靠保障。三、优化流程，完善标准，建立“调控一体化”制度保障体系今年，我公司承担了河南省电力公司标准化建设县级试点单位工作，为我们建立完善“调控一体化”制度保障体系提供了良好契机。遵照省公司统一策划的县供电企业标准体系表，根据“调控一体化”模式下新的管理内容、职责分配和保障要求，我们全面梳理调度、监控、运维操作、保护自动化等业务流程，编制相关技术标准、管理标准、工作标准，共优化完善与“调控一体化”相关的业务流程21项，制定相关的技术标准3项、管理标准8项、工作标准23项，编制完成了主网调控一体化管理规定（试行）、主网运维操作站管理规定（试行）等相关规章制度，内容涵盖职责划分、安全管理、运行管理、技术管理、培训体系、调度规程、应急预案、操作指导、无功电压管理等方面，并对相应的报表、记录、台帐进行规范完善，基本建成全业务、全流程、全岗位覆盖的“调控一体化”制度保障体系。四、合理配置，复合培训，落实“调控一体化”人7/27员保障机制“调控一体化”的实施对调控值班和系统维护人员的综合素质提出了更高的要求。为稳步推进“调控一体化”的进程，实现电网调度运行管理模式变革的平稳过渡、安全衔接，我们采取资质审查、考试考核、公开选聘的形式，使合适的人到合适的岗，合理配置人力资源。同时，针对结构性缺员问题，实施复合型强化培训。制定了调控人员培训计划，集中各专业技术骨干提前介入对相关知识和业务技能的学习，开展针对性培训。采取“请进来、送出去”的方式，分批安排外出学习，并邀请专家及相关厂家技术人员进行集中授课。组织人员到现场熟悉设备，既增加了对设备的感性认识，又促进了调控人员与相关生产单位人员的交流。开展模拟演练，提高实战能力。采取轮岗培训和跟班实习相结合的方式，扩展员工业务面，提高综合素质能力。各岗位人员很快熟悉了业务流程，掌握了业务技能，经过考试考核，具备了上岗和值班条件。同时，开展岗位练兵和技术竞赛活动，营造“比学赶帮超”的浓厚氛围。开展职业技能升级活动，积极开展调度、监控“双资格”培训，激励员工通过自身努力提高技能等级，拓展技能资格，培养“双师型”、“双技能”复合人才。五、把握关键，平稳实施，规范“调控一体化”专业管理8/27实行“调控一体化”管理，如何把调度与控制有机结合起来，同时又能相互监督制约，使系统安全平稳地运行，我们的思路和做法是明确分工、相互制约、有机结合、平稳实施、把握关键，关注细节、持续提升。（一）分工明确，相互制约调控中心分别设置了调度运行班和系统监控班。调度运行人员履行电网安全、经济运行管理、事故处理的指挥调度职责，具体负责调度计划的落实、电网运行方式的调整、电网电压的调整和无功管理、主变经济运行、事故处理等。系统监控人员负责电网的监视控制，通过调度自动化系统对主网运行情况进行监视，对电网潮流、电压无功、设备运行状态、事故信号和变电站二次系统信号进行监视、分析、汇总，并报调度运行值班人员；同时，通过变电站视频监视系统对变电站现场进行实时监视，及时发现设备在运行或操作过程中发生的异常情况，报调度运行值班人员。调度运行人员在综合分析各方面的信息后，向有关单位下达调度命令，系统监控人员根据调度命令进行调压、远方分合断路器等操作，运维操作人员进行变电站现场操作。通过调度与监控业务的专业化分工，使调度与监控、指挥与执行作业实现了规范有效的监督制约，提高了电网调度运行的安全管控能力。9/27（二）有机结合，平稳实施监控业务并入调控中心后，监控与调度运行人员同处一室工作，交接班统一进行，对全网的运行情况、调度计划、电网工作、事故障碍等都同时了解，进行无间断、面对面沟通，信息无时差共享，从而使调度与控制有机结合，有效地提高了工作效率，保证了电网的平稳运行。（三）把握关键，关注细节，持续提升把握调度与监控业务融合的关键点，找准专业化分工和协同机制的结合点，关注细节打磨和持续提升。分类梳理新模式下各环节新的要求、新的问题，细化措施，逐步实施，并加以固化。如（1）对监控工作的规范性提出新的要求。针对系统监控人员对哪些信息需要监控、采取什么形式报告、报告信息如何表述等不统一、不明确、不规范等问题，编制电网调控运行信息管理规定，对信息的来源、监控的范围、监控的重点、信息报告的形式、信息内容的标准化描述等作出详细的规定，并逐步对所辖13座变电站的相关监控信息进行清理，提高了监控工作的规范化。（2）对常规的运维操作管理提出新的要求。运维操作站除严格落实日常维护计划制、定期巡视制、设备测温制、设备定期轮换制，强化现场运行维护管理之外，重点关注工作质量和细节优化。建立设备巡视卡制度，设备10/27巡视卡详细列出巡视的各个项目和设备名称，要求运维人员按计划对变电设备和基础设施进行逐项巡视检查和记录，并签名确认，确保现场巡视人员到位和巡视工作质量。针对集中运维操作设备数量的不断增多，设备多样性和复杂性的不断增加，分门别类、详细编制各类设备的操作要求、操作步骤和操作要领，形成统一规范的设备操作手册，使操作人员可以一目了然地熟悉掌握操作过程，帮助运维人员正确规范进行操作。（3）对二次系统运行管理提出新的要求。按照“管理集中，专业融合”的原则推进二次系统管理体系建设，实现继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才。实行统一的二次系统管理模式，优化二次系统业务管理和流程控制，实现了二次系统的有机整合。（4）对应急状态下处置要求做出明确的规定。如在极端自然灾害及突发事件下，变电站暂时恢复有人值班。四、取得的成效（一）提高了电网调度运行管控能力实施调控一体化，调度与监控业务的融合，减少了管理层级，缩短了业务链条，简化了值班流程。同时，强大的调度技术支撑体系，实现了信息无时差传递和辅助决11/27策，使调度运行人员对电网信息掌握更加全面精确，事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升，调度命令下达更加直接快捷，全面提高了电网调度运行的集约管控能力，为电网的安全稳定、可靠供电和优质服务提供了更加可靠的保障。（二）提高了电网安全风险管理水平相比变电站分散管理模式下，变电运行业务的集中管控，使人员的安全管控范围和安全管理幅度变窄，责任主体更加明确，安全系数得以提高。专业化的监控人员，使监控的深度、广度、精度和对信息数据的分析判断能力显著提高。专业化的运维操作队伍，职责更加明确和清晰，工作标准和管理要求更加细化，员工业务技能也由过去的“全而粗”向“单而精”转变，生产管理的重心从“事后”抢修转为“事前”预控，倒闸操作、运行维护、设备巡视等现场执行工作质量得到进一步提升，现场操作安全风险得到有效管控。同时实施调度遥控操作，大大减少了运维人员往返变电站的次数，降低了交通安全风险。（三）提高了供电可靠性和电压质量调度与监控业务的融合，“调控一体化”信息平台的技术支撑，最大限度地减少了信息沉淀和误判，使风险预警、事故预判能力进一步提高，减少了电网发生事故停电的风险。同时，一旦电网发生异常或故障，调度、监控12/27人员能在第一时间直接获取异常或故障信息，省略了集控分析、核实、上报等环节，提高了故障处理速度，最大限度地减少了停电范围和停电时间，提高了供电可靠性。全网无功优化系统的实施和应用，实现了电网电压和无功补偿的自动控制，提高了电网供电质量，降低了电能损耗。调控一体化的管理成效已在实际工作中得到体现。在今年迎峰度夏期间，调控人员根据监控到线路和设备过负荷情况，直接调整电网运行方式，实施负荷转移，下达相关限电指令，有力保障有序可靠供电。实施“调控一体化”后，电网异常和故障的处理平均缩短约12分钟，加快了故障隔离和恢复供电时间，电网运行方式调整节约15分钟左右。（四）人力资源合理配置，提高了生产效率，降低了管理成本专业化的班组设置，业务技能的针对性培训，使合适的人到合适的岗，合适的人干合适的活，实现了人力资源的优化配置，解决各专业人员力量不足、结构性缺员和部分人员年龄结构偏大、专业素质不能满足要求等问题。调度自动化系统能够实现开关一次设备遥控、主变分接头自动调整、电容补偿装置自动投退等，大量减少了操作人员赶往现场次数，缩短了设备停役时间，有效提高了生产效率，相应的交通、人力、管理成本也随之降低。13/27（五）为实施“地县调控一体化”积累了经验，奠定了基础调控一体化并不是简单的调度、监控业务合一，它不仅是技术的革新，也是设备运行集控业务的转变、变电运行业务的改革、生产管理组织方式、运行维护管理模式的转变。公司率先实施县公司层面电网调度业务与运行监控业务的融合，通过建立完善“调控一体化”技术支撑平台、制度保障体系和人员保障机制，优化业务流程，深化专业管理水平，逐步积累了“调控一体化”管理经验，建立完善了相关标准制度，培育了专业管理和技能人才，为下一步实施“地县调控一体化”奠定了基础。县电业公司通过“调控一体化”的实施，实现了机构“瘦身”，层级更扁平，作业更专业，流程更优化；技术支撑，电网更坚强，资源更集约，管理更高效；业务融合，协同更有力，响应更迅速，服务更优质。但是，由于此项工作刚刚起步，虽然整体架构已经搭建完成，但部分环节还有待梳理和完善，各专业之间的衔接、融合和协同需要进一步“磨合”，调控人员素质有待进一步提升。下一步，我们将继续规范完善相关标准制度，更加注重专业融合和流程优化，加大复合型人才培养力度，不断增强协同管控能力和精益化管理水平，深入推进和完善“调控一体化”管理，为“大运行”体系建设和“地县调控一体化”14/27的实施奠定坚实的基础。调控融合扁平集约积极推进“调控一体化建设”电网目前拥有变电站19座，变电总容量万千伏安，其中，220千伏棠溪变电站1座，110千伏变电站4座，35千伏变电站14座。共有供电电源点5个，形成了以220KV为中心，110KV为骨架，35KV分区供电，城市10KV手拉手的供电格局。其中，县电业公司管理110千伏变电站2座（其中代维市公司师灵110千伏变电站一座），35千伏变电站11座，全部实现了无人值班和“五遥”功能。县域供电面积1089平方公里，供电人口86万人，2016年供电量预计达到7亿千瓦时。根据省市公司关于深化“三集”管理、推进“五大”体系建设的总体要求，县电业公司坚持以“集约化、扁平化、专业化”为主线，以确保电网调度运行安全为前提，以提升电网运行绩效为目标，以突出管理创新和管理规范为重点，以提高人员业务能力为保障，积极探索实践县供电企业“大运行”体系建设之路。通过整合调度、监控、运维、通信及自动化等资源，变革组织机制，优化业务流程，合理配置人力资源，实施调度集控专业融合、运维操作分区管理、保护自动化业务整合，构建了“1213”的“调控一体化”管理模式，实现了电网调度管理业务与运15/27行监控业务的融合，提高了电网调度运行管控能力、安全风险管理水平、供电质量和生产效率，为实施“地县调控一体化”积累了经验，奠定了基础。现将主要做法汇报如下一、调控融合，扁平集约，建立“调控一体化”组织架构（一）管理模式变革的背景2016年，我公司打破传统的变电站分站管理、多人值班模式，实行“调度中心集控站运维操作队无人值班变电站”的调度变电运行管理模式，所管辖的13座变电站全部实现了无人值班，变电运行实现了集中控制、统一管理、协调运行，解决了变电站值班人员数量多和结构性不足的矛盾，降低了运行人员劳动强度和管理成本，使电网安全可靠运行水平得到提升。随着电网智能化建设的逐步推进，电网运行复杂程度的增大，对电网运行控制能力和精细化管理的要求愈来愈高，原有的管理模式也逐步暴露出管理层级多、链条长、信息传递环节多等问题，如集控站除负责监视变电站设备工况外，对上接受调度命令，对下向操作队进行调度命令的转令，调度与现场的一切上、下行信息全部需要经集控站上传下达，造成应急能力较差、资源综合利用效率较低等，已不能适应电网智能化发展的要求。2016年5月以来，16/27我们按照国家电网公司“大运行”体系建设的要求，深入探索推进“调控一体化”管理，全面重组调度、监控、运维、通信及自动化等资源，重新梳理优化业务流程，将监控业务划转调度，将调度运行和设备运行集约融合，构建了适合企业发展实际、具有特色的“调控中心运维操作站”的县公司“调控一体化”管理模式。（二）组织架构和管理职责实施调度集控专业融合。成立调控中心，取消集控站，将原集控站负责的变电设备远方巡视、监控、遥控操作、状态评价等业务划转调控中心。调控中心设主任1名，下设电网调度班1个，调度员6名（含班长1名），系统监控班1个，监控员6名（含班长1名）。主要负责电网调度生产、运行监控、遥控操作、异常及事故处理指挥协调工作。实施运维操作分区管理。成立运维操作站，主要负责变电站现场管理、设备巡视维护、现场操作以及事故处理等。在运维操作站分区域布点上，根据我县地域情况和电网结构现状，兼顾电网中长期发展规划，综合利用现有资源，依托县域东、西部两座110千伏变电站，分别设立李庄、师灵两个运维操作站，其中李庄运维站管辖李庄110千伏变电站和谭店、宋集、人和、盆尧、康李、二郎、重渠等7个35千伏变电站，师灵运维站管辖师灵110千伏变17/27电站和吕店、出山、仪封、杨庄等4个变电站。从运维站到所辖子站车程均在40分钟以内。每个运维站设站长1名，安全员1名，值班长3名，正值班员6名，副值班员6名。实施保护自动化业务整合。为满足“调控一体化”管理的需求，提升通信、自动化专业的保障能力，将通信、继电保护、自动化专业进行人员和业务整合，成立保护自动化班，负责继电保护、通信网络、电网调度自动化、视频监控系统设备的运行维护。设班长1名，技术专责2名，运行维护人员5名。通过以上机构岗位设置和人力资源配置，实施调度集控专业融合、运维操作分区管理、保护自动化业务整合，实现了资源优化调整，减少了管理层级，缩短了管理链条，构建了“1213”，即1个调控中心2个运维操作站13个无人值班变电站的“调控一体化”管理组织架构。二、完善系统，信息分层，建立“调控一体化”技术支撑平台一是升级改造电网调度自动化系统。我公司最早于1991投入运行调度自动化系统，20年来进行了多次升级改造。为适应变电站无人值班和“调控一体化”管理的需要，2016年对调度自动化系统进行全面更新，在优化整合原有功能的基础上，实现多屏监视运行工状、多屏控制设备运18/27行，具备更加强大的信息容量和更加完善的系统统计分析功能。新系统已于2016年9月顺利通过了省公司电网调度自动化实用化验收。二是根据调控一体的实施需求，拓展应用了相关的功能软件。完善了变电站后台远程管理系统，对调度台实施了“调控一体化”改造，增设了监控系统检修功能、信息屏蔽功能和未复归查询功能等，更好地完善自动化功能，减轻监控人员监视工作量。开发应用电网“调控一体化”能量管理系统（EMS），系统具备网络拓扑、状态估计、负荷预测、电网潮流分析、辅助决策等功能。四是应用了全网无功优化系统（AVC），实现了电网电压和无功补偿的自动控制，提高了电网供电质量，降低了电能损耗。四是所有变电站安装了视频监控系统和周界安全系统，能够实时监控、记录变电站的安全和设备运行情况，可提供事后事故分析的有关图像资料，并具备防火防盗功能。调控中心能够进行实时监控。五是实施光纤环网工程，提升了通信传输的可靠性、稳定性。六是开展信号分层规范清理工作，确保信号名称清晰、分级合理。按照信息重要程度，将信号分为四层，包括事故信号、重要告警信号、一般告警信号、其他信号。19/27针对每日实时信号中无效信息比率较高的现状，在保证信号完整的基础上，采用多种技术措施“过滤”无效和冗余信息，提高集中监控的效率和安全性。通过这些措施解决了集中监控后信息量大，易造成误报、频报的问题，为调控一体化的实施提供了可靠保障。三、优化流程，完善标准，建立“调控一体化”制度保障体系今年，我公司承担了河南省电力公司标准化建设县级试点单位工作，为我们建立完善“调控一体化”制度保障体系提供了良好契机。遵照省公司统一策划的县供电企业标准体系表，根据“调控一体化”模式下新的管理内容、职责分配和保障要求，我们全面梳理调度、监控、运维操作、保护自动化等业务流程，编制相关技术标准、管理标准、工作标准，共优化完善与“调控一体化”相关的业务流程21项，制定相关的技术标准3项、管理标准8项、工作标准23项，编制完成了主网调控一体化管理规定（试行）、主网运维操作站管理规定（试行）等相关规章制度，内容涵盖职责划分、安全管理、运行管理、技术管理、培训体系、调度规程、应急预案、操作指导、无功电压管理等方面，并对相应的报表、记录、台帐进行规范完善，基本建成全业务、全流程、全岗位覆盖的“调控一体化”制度保障体系。20/27四、合理配置，复合培训，落实“调控一体化”人员保障机制“调控一体化”的实施对调控值班和系统维护人员的综合素质提出了更高的要求。为稳步推进“调控一体化”的进程，实现电网调度运行管理模式变革的平稳过渡、安全衔接，我们采取资质审查、考试考核、公开选聘的形式，使合适的人到合适的岗，合理配置人力资源。同时，针对结构性缺员问题，实施复合型强化培训。制定了调控人员培训计划，集中各专业技术骨干提前介入对相关知识和业务技能的学习，开展针对性培训。采取“请进来、送出去”的方式，分批安排外出学习，并邀请专家及相关厂家技术人员进行集中授课。组织人员到现场熟悉设备，既增加了对设备的感性认识，又促进了调控人员与相关生产单位人员的交流。开展模拟演练，提高实战能力。采取轮岗培训和跟班实习相结合的方式，扩展员工业务面，提高综合素质能力。各岗位人员很快熟悉了业务流程，掌握了业务技能，经过考试考核，具备了上岗和值班条件。同时，开展岗位练兵和技术竞赛活动，营造“比学赶帮超”的浓厚氛围。开展职业技能升级活动，积极开展调度、监控“双资格”培训，激励员工通过自身努力提高技能等级，拓展技能资格，培养“双师型”、“双技能”复合人才。五、把握关键，平稳实施，规范“调控一体化”专21/27业管理实行“调控一体化”管理，如何把调度与控制有机结合起来，同时又能相互监督制约，使系统安全平稳地运行，我们的思路和做法是明确分工、相互制约、有机结合、平稳实施、把握关键，关注细节、持续提升。（一）分工明确，相互制约调控中心分别设置了调度运行班和系统监控班。调度运行人员履行电网安全、经济运行管理、事故处理的指挥调度职责，具体负责调度计划的落实、电网运行方式的调整、电网电压的调整和无功管理、主变经济运行、事故处理等。系统监控人员负责电网的监视控制，通过调度自动化系统对主网运行情况进行监视，对电网潮流、电压无功、设备运行状态、事故信号和变电站二次系统信号进行监视、分析、汇总，并报调度运行值班人员；同时，通过变电站视频监视系统对变电站现场进行实时监视，及时发现设备在运行或操作过程中发生的异常情况，报调度运行值班人员。调度运行人员在综合分析各方面的信息后，向有关单位下达调度命令，系统监控人员根据调度命令进行调压、远方分合断路器等操作，运维操作人员进行变电站现场操作。通过调度与监控业务的专业化分工，使调度与监控、指挥与执行作业实现了规范有效的监督制约，提高了电网22/27调度运行的安全管控能力。（二）有机结合，平稳实施监控业务并入调控中心后，监控与调度运行人员同处一室工作，交接班统一进行，对全网的运行情况、调度计划、电网工作、事故障碍等都同时了解，进行无间断、面对面沟通，信息无时差共享，从而使调度与控制有机结合，有效地提高了工作效率，保证了电网的平稳运行。（三）把握关键，关注细节，持续提升把握调度与监控业务融合的关键点，找准专业化分工和协同机制的结合点，关注细节打磨和持续提升。分类梳理新模式下各环节新的要求、新的问题，细化措施，逐步实施，并加以固化。如（1）对监控工作的规范性提出新的要求。针对系统监控人员对哪些信息需要监控、采取什么形式报告、报告信息如何表述等不统一、不明确、不规范等问题，编制电网调控运行信息管理规定，对信息的来源、监控的范围、监控的重点、信息报告的形式、信息内容的标准化描述等作出详细的规定，并逐步对所辖13座变电站的相关监控信息进行清理，提高了监控工作的规范化。（2）对常规的运维操作管理提出新的要求。运维操作站除严格落实日常维护计划制、定期巡视制、设备测温制、设备定期轮换制，强化现场运行维护管理之外，重点23/27关注工作质量和细节优化。建立设备巡视卡制度，设备巡视卡详细列出巡视的各个项目和设备名称，要求运维人员按计划对变电设备和基础设施进行逐项巡视检查和记录，并签名确认，确保现场巡视人员到位和巡视工作质量。针对集中运维操作设备数量的不断增多，设备多样性和复杂性的不断增加，分门别类、详细编制各类设备的操作要求、操作步骤和操作要领，形成统一规范的设备操作手册，使操作人员可以一目了然地熟悉掌握操作过程，帮助运维人员正确规范进行操作。（3）对二次系统运行管理提出新的要求。按照“管理集中，专业融合”的原则推进二次系统管理体系建设，实现继电保护、通信、自动化等二次系统的专业融合，培育二次系统复合型人才。实行统一的二次系统管理模式，优化二次系统业务管理和流程控制，实现了二次系统的有机整合。（4）对应急状态下处置要求做出明确的规定。如在极端自然灾害及突发事件下，变电站暂时恢复有人值班。四、取得的成效（一）提高了电网调度运行管控能力实施调控一体化，调度与监控业务的融合，减少了管理层级，缩短了业务链条，简化了值班流程。同时，强24/27大的调度技术支撑体系，实现了信息无时差传递和辅助决策，使调度运行人员对电网信息掌握更加全面精确，事故的快速准确分析与应急处置能力显著提升，调度命令下达更加直接快捷，全面提高了电网调度运行的集约管控能力，为电网的安全稳定、可靠供电和优质服务提供了更加可靠的保障。（二）提高了电网安全风险管理水平相比变电站分散管理模式下，变电运行业务的集中管控，使人员的安全管控范围和安全管理幅度变窄，责任主体更加明确，安全系数得以提高。专业化的监控人员，使监控的深度、广度、精度和对信息数据的分析判断能力显著提高。专业化的运维操作队伍，职责更加明确和清晰，