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一、组织领导
名誉主任：
主任：
组员：
二、活动时间
自2007年4月1日起至2007年12月31日结束
三、活动范围
工区所属各个生产班组
四、总体要求
活动的宗旨要以职工立足于本岗位工作为基础，加强职工培训学习为手段，以深化科技创新工作为保障，以提高全员综合素质为目的，以此来推动工区的安全生产工作健康、规范的向前发展。
五、活动内容
1、强化素质抓好职工培训工作
2007年，工区将结合各个生产班组实际工作的需要，开展务实的培训工作，培训工作要打破以往的笔试的形式，要注重职工的实际动手能力、不能纸上谈兵，将进行多次职工实际工作能力的考试、检修、送电将进行检修工艺、设备的故障查找、分解检修，运行将进行故障判断、分析以及故障的处理
2、因地制宜推动活动的深入开展
首先依照市公司工会的要求，结合工区的实际情况，开展好双增双节合理化建议活动，开展好无违章班组活动，开展好工会成员的学习活动。这些活动的开展要紧紧结合工区的安全生产工作，活动开展的形式一内容要符合工区安全生生产的实际，不能出现形式主义。
3、求真务实开展好下列工作
（1）、根据工区的实际情况，建立工区的群监会组织，要明确职责、分工明确，及时的组织各项监督工作，确保安全监督工作行之有效的开展起来。
（2）、开展好工区的宣传报道工作，特别是春检、安全月、大修改造工作中的感人事迹、好人好事以及在工作当中的精彩的照片。
在现代电网的发展过程中，各国结合其电力工业发展的具体情况，通过不同领域的研究和实践，形成了各自的发展方向和技术路线，也反映出各国对未来电网发展模式的不同理解。近年来，随着各种先进技术在电网中的广泛应用，智能化已经成为电网发展的必然趋势，发展智能电网已在世界范围内形成共识。
一、立足长远，努力解决电网发展的关键问题
特高压交流试验示范工程的建成，标志着我国在高电压等级输送领域达到了世界领先水平；同步电网的建设，也将使我国在电网规模上达到世界领先水平。我国还将面临新能源、分布式电网、电力市场等新的发展要求。
所有这些变化，都迫切要求电力工作者认真思考并解决未来电网发展所面临的一些关键问题。这些问题包括：特大电网的安全稳定问题，各级电网协调发展、服务地方经济的问题，电网支持“资源节约型、环境友好型”社会建设的能力问题，电网支持大规模可再生能源运行的能力问题，运用现代电力市场方式实现资源优化配置问题，科学的输配电价的形成机制问题，电网调度控制中心能力提升问题，电网资产的全寿命管理问题，现代信息技术和管理技术在电网企业的应用问题，电网应用现代电力前沿技术的能力问题。
经过实践，笔者感到探索和建设智能电网、推动现代电网企业进步，就是要将先进的理念、先进的管理与现代电网技术、现代信息技术和现代管理技术充分结合，使之落实、固化、持久。要切实做到这一点，就应该与国内外先进的电网企业，产品、信息技术供应商，管理咨询公司，科研院所密切交流、合作，通过博采众长、提高创新，达到先进、高效、实用的目的。
二、支持“坚强智能电网”建设
“十二五”期间国家电网公司进入了全面推进坚强智能电网建设的新阶段，但目前公司在坚强智能电网建设资金筹措方面面临较大困难，“十二五”期间，电网投资总计约1.7万亿元，平均每年3000多亿元，在深入挖掘内部潜力的情况下仍面临着较大的资金缺口，必须依靠外源性融资加以弥补。特别是受央行货币政策紧缩的影响，公司传统的融资渠道受到极大的限制，融资形势十分严峻。
另一方面，我国社会资金十分充裕，但由于社会闲置资金过于分散和行业准入的限制，大量的潜在投资者无法直接投资电网建设。智能电网产业投资基金的设立能够成为连接两者的桥梁，通过发挥集合投资的优势，在短时期内聚集大量资金，弥补智能电网建设的资金缺口。特别是，智能电网产业投资基金是长期投资，看重项目长期资本回报而非短期收益，在收益分配时间上没有严格限制，而智能电网建设大都是长期项目，在短期内无法产生大额经济回报。因此，智能电网产业投资基金的长回报周期恰好与智能电网建设对资金的需求相契合，为智能电网建设提供长期稳定的资金保障。
三、政府要发挥指导作用，加强制度建设；鼓励多方参与
智能电网建设关系到能源可持续发展问题和我国经济社会发展全局。目前，我国政府已经制定了智能电网发展计划和目标，各级政府也根据本地区电网建设实际情况制定了本地区智能电网发展规划。随着智能电网建设的不断深入，国家除了要加大投入外，还应充分协调各方利益，制定促进我国智能电网发展的一整套合理、优化的政策体系。政府要采取灵活的扶持政策，在相关法律、资金、财税、电价政策等方面给予支持，在清洁能源发电量消纳和经济补偿政策等方面制定相关的配套措施，在科技项目研发、试验示范工程及推广应用等方面给予政策激励。地方政府应积极组织，协调能源、环保、科技、信息等多个部门和行业共同开展适合本地区特点的智能电网发展战略研究。同时，电力公司也应不断创新管理模式，适应智能电网的建设和运营要求，建立健全相应的规章制度和管理流程，全面提升驾驭智能电网的能力。
目前，智能电网产业刚刚起步，重点在于对智能电网的研发与建设。但随着这一新兴产业的逐步成熟，智能电网产业绝不仅限于电网自身的升级改造，它是一项涉及多领域、跨行业的庞大系统工程，是一场全新的技术变革。因此，发展智能电网产业应消除行业和专业间的壁垒，集中国内优势科研力量共同研发建设，使社会各类相关行业积极参与到相关标准制定、核心技术攻关、关键设备研发等工作中去，建立有效的跨行业沟通平台和合作机制，共同推动智能电网快速发展。目前，国内有的城市尝试建立智能电网产业联盟的做法，吸纳颇具实力的全国领先行业的领军企业，奠定了本地区在智能电网产业的发展基础和优势。
四、切实加强技术创新，加速智能电网发展
数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。
根据国家电网的相关规划，2011年以后所有新建变电站全面按照智能变电站技术标准建设，并且重点对枢纽及中心变电站进行智能化改造。根据国网的规划未来我国智能变电站将迎来爆发式增长：第一阶段新建智能变电站46座，在运变电站智能化改造28座；第二阶段新建智能变电站8000座，在运变电站智能化改造50座，特高压交流变电站改造48座；第三阶段新建智能变电站7700座，在运变电站智能化改造44座，特高压交流变电站改造60座。
前瞻产业研究院智能电网行业研究小组分析指出，“十二五”是智能电网的重要建设期。随着重点环节技术创新和实践的完成、技术标准的完善，智能电网发展呈现出加速迹象。同时，智能变电站还可以在技术和功能上更好地满足电网信息化、自动化、互动化的要求，优化电网网架架构，大幅提高输配电能力和智能化水平。智能变电站行业的技术创新将加速智能电网发展！
目前，我国小型变电站一般采用现场值班方式进行维护，也就是为了确保变电站的安全性和稳定性，在变电站中配置合适数量的变电运行人员。从变电站的发展现状来看，变电站在运行模式上正从多人值守到少人值守再逐步过渡到无人值守的模式。这种过渡方式更好的推进了智能电网的建设，符合国家电网智能化建设的客观要求。由于电力自动化技术的迅猛发展，变电站集控管理模式成为运行管理的发展方向。基于这种新的管理模式的变电站，技术、管理以及人员构成等都需要改革，转变为适合集控运行的新模式。因此，如何优化自身资源的配置，以最少的投入完成集控中心建设，发挥变电站集控运行优势，充分利用自身资源，成为每个变电站运行管理所关注的焦点。
1 现代变电站集控管理的意义
随着我国电网及电网之间的各种设备的不断改进和完善，集中控制模式下的变电站具有成本低、安全可靠等优势，能够降低成本，提高经济效益。
为满足运行和用户对电压的要求，电力公司每隔一定的距离设置变电站，提高或降低电压。目前，基于集控模式的无人值守变电站利用计算机技术，可以实现对变电站的远程监控，集中控制，大大降低了监控人员的工作量，减少了人员需求，而且能明显减少事故，降低运营成本。
变电站集中控制有利于电力公司随时掌握整个电网的运营情况，实现电力合理调配，满足不同地区对电力的需求。变电站集中控制能够有效提高公司的服务水平，及时处理特殊事故，保持电网处于最佳状态；扩大公司的经营范围，提高经济效益。
2 集控模式的变电站运行管理
集控模式的变电站实现了无人值守，管理模式逐步向集控模式发展。集控模式的管理模式应建立远程集控站的概念，建立集控站的管理模式。无人值守变电站的运行管理是一个不断探索、改进提高，从技术、运营方式、智能管理等方面不断创新，从而不断完善无人值守变电站的运营管理。
第一，适应无人值班。集控站的运营管理需要较少的人员就可以负责较多的变电站，以集中管理的方式实现变电站的管理职能。为有效的管理变电站，集控中心应围绕安全操作和安全分析，危险点预控和分析、设备检视及运行分析等方面编写变电站运行管理指导，详细罗列各站的特殊设备、注意事项等关键内容。
第二，简化运行管理内容。集控模式无人值守变电站只需保留运行日志、现场指导书及必要的技术图表。集控站负责管理其他技术资料及合理简化保留相关运行资料和记录。
第三，建立培训制度。目前，随着集控模式的无人值守变电站的推广，运行人员出现技术不足、培训滞后的缺点。在设备上增加了运行人员的压力，致使发生异常时，员工缺乏相关方面知识，不会分析，只能层层上报，严重影响了工作效率。并且由于变电站运行工作使岗位分散的特殊性，很难实现有效的技术培训，致使各变电站技术水平参差不齐。但是，集控模式下所辖范围的变电站数量大、设备多，需要运行人员具有较高的技术水平。所以，建立完善的培训制度，提高员工的技术水平具有十分重要的意义。此外，为保证技术人员达到培训实效，应落实培训经费、人员、场地及时间等，加强培训过程监督，建立惩罚制度，将培训实效与员工待遇、职务等挂钩，从根本上增强员工的责任意识，提高工作积极性。
第四，落实无人值班变电站设备专责制。无人值守变电站容易出现遗漏部分设备问题，针对该问题，建立设备专责制度，将设备巡视、验收、维护工作落实到人，做到设备定级有人负责、设备缺陷有人跟踪。
第五，探索有效手段，提高操作效果。集控模式下的多座变电站进行大修或技术改造时，容易出现人手不足，操作时间长等问题。利用综合调度的操作方式，集控站运行人员配备必要操作设备，达到操作目的，提高工作效率。在集控运行中，进行监视检查工作时，充分借助传感器及摇视技术进行巡检，能够节省巡视时间，并能够准确地发现存在的不足，避免遗漏，抓住重点。
3 结语
随着电力自动化技术自动化、智能化水平的快速发展，集控模式的现代变电站将会取代现有运行模式的变电站。虽然，集控模式的变电站在运行中会出现一些问题，但是通过技术创新、管理完善，一定会使之更加智能化，发挥其优势，更好的为电力事业服务。
参考文献：
[1]周瑾.浅谈集控模式下变电站运行管理[J].装备应用与研究，2011.
[2]赵然.基于集控模式下的现代变电站运行管理初探[J].河北农机，2013.
中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）03（a）-0220-02
1 智能变电站网络二次系统应用概述
1.1 智能变电站网络二次系统概念及其功能
所谓网络二次系统，就是通过网络结构构建，替代传统的电气二次回路，从而为电力网络提供需求和服务，例如在线监测的服务。在该系统中，过程层网络拓扑结构、过程层组网、可靠性和实时性分析、全站通信网络结构以及在此基础上建立的网络在线监测系统共同协调运作，完成了监测工作。在该系统中，智能变电站网络二次技术得到了充分应用，涵盖了系统网络构建、智能二次设备配置、模型报文输出以及各类电力技术和专业知识。随着技术水平的不断提升，智能变电站网络化二次系统已经不再拘泥于传统形式，迫切需求建立全景信息平台，实现网络的升级优化，并实现实时在线状态监测目标。
1.2 智能变电站网络化二次系统及其在线监测研究的重要性
虽然，我国从二十世纪九十年代就开始了变电站智能系统和自动化系统的研究和应用，并不断进行了技术创新和提升。但是变电站自动化系统及其在线监测工作仍然出现了很多问题。
（1）智能站二次设备互操作性差。在该系统中，二次设备是重要的组成部分，普通互感器是所谓的一次设备，而有源式电子式互感器，如ECT、EVT、ECVT等则是具有消除传统铁心线圈磁饱和问题，进一步抗干扰等功能的二次设备。然而，在系统中，这些二次设备的互操作性却很差，很难充分发挥整体功效。
（2）网络化二次系统的可扩展性差。一般来说，在系统中的网络结构和层次是有限度的，不可能进行无限延伸，而且系统在保障原有作业绩效基础上的进一步扩展难度也很大。
（3）信息共享难度大。智能变电站网络二次化及其在线监测系统虽然与过去相比，已经有了很大的优势，但是当将其应用在大范围、大区域时，信息间沟通就会形成障碍，很难进行全面共享。
（4）网络二次化在线监测系统的可靠性差，安全问题堪忧。相对来说，该系统的可靠性较之过去有了质的飞越，但是面对不断变化的外部环境，仍然难以抗拒不确定性因素的影响，加之受不同区域自然条件、社会条件、人文条件等的综合影响，使用过程的安全性和可靠性难以确保。
基于以上问题，有必要也有义务在总结过去网络化二次系统及其在线监测工作，并就其存在的问题和原因进行深度分析，为实现更好地应用奠定基础。
2 智能变电站网络二次系统及其在线监测研究
2.1 智能变电站网络二次系统解析
要对网络二次化系统及其在线监测问题进行研究，首先要对智能变电站网络系统内容进行把握。一般来说，网络化二次系统及其应用主要包括了四个主要部分，分别是：变电站系统网络结构、变电站二次设备、变电站模型与报文、变电站工程调试与应用。在此对于网络结构及其与在线监测相关内容进行进一步分析。
（1）智能变电站网络系统结构。从目前来看，一般智能变电站具有三层结构，即是过程层、间隔层、站控层。过程层包括了合并单元和智能终端。而间隔层则包括了保护装置、测控装置、网络分析仪等重要设备和仪器。站控层则主要是监控主机、操作员主机、五防主机、远动装置、保信子站等内容。这三个层次都具有十分重要的影响，并决定着智能化的高低。但是在其实际的在线监测工作中，如何调度好不同的网络结构本身就十分困难，且系统内部互感器、控制装置、各类主机等的性能和应用如果不当，轻则无法发挥其最大成效，提供更准确更全面的监测信息，对配电网进行智能化的控制和信息反馈以及故障排除，重则形同虚设，没有成效。
（2）网络系统中的二次设备。众所周知，要实现在线监测，不仅要构建最优化的网络拓扑结构，还应该关注二次设备的配置和调试。在传统互感器基础上添加有源式电子式互感器，大大解决了系统中遇到的电磁问题，降低工作过程的损耗，加强了合并单元工作成效。如何实现设备与网络结构的最优结合是未来系统提升和监测工作改善的重难点。
2.2 智能变电站网络二次系统在线监测难题
虽然网络二次系统的应用进一步提升了智能变电站的技术水平和工作成效，但是理想的网络系统不仅满足当前需要，应该构成双网冗余结构的独立过程网络，进一步达到变电站信息采集、传输、处理、输出过程的全部数字化，从而满足设备智能化、通信网络化、运行管理自动化等需求，实现信息的全面共享。总结目前其在在线监测工作中遇到的问题，主要体现在以下几个方面。
（1）信息的分类归集难度大。过去，通过网络在线监测系统我们能够对网络结构内的设备进行信息的自动化记录，并依据记录信息进行逻辑判断。但是这种记录是有局限性的，其局限性就在于没法对信息进行分类，无法根据设备功能或是性能差异进行自动归集，以方便应用者的使用。
（2）自动定位巡查能力差。目前的在线监测系统还不具备追踪查找的指令和能力，或者说这方面的技术还是不成熟的，当我们需要对网络结构内的某个信息或某片区域进行定位查询时，智能站就无法完成我们提交的任务。
（3）信息冗杂，辨识能力差。目前的网络在线监测系统更多是提供大量信息的显示，一方面这些信息中没有直接定位异常或是故障报警的内容，更多的是全部展示；另一方面，当工作人员进行相关设备和系统的调试、运行时需要依据这些信息开展工作，但是过多信息造成辨识能力差，无法快速高效地找出有效信息，大大降低了工作效率。
（4）监测的安全性有待提高。安全问题对于电力网络来说尤为重要，现实生活中电力应用安全事故以及与之相关的犯罪行为屡见不鲜，这都需要我们提升监测工作的安全性。但是，当前的能力和资源很难支撑大范围甚至是部分区域的监测工作。
3 智能变电站网络二次系统在线监测提升
为了提升网络二次系统在线监测功能，作为电力系统重要组成部分，我们要团结一致，不断克服问题，实现技术创新与改革。
3.1 以技术为主，强化在线监测系统的技术改善
在智能变电站网络二次系统中，最为核心的就是技术。目前，国内外同行业间的交流日益增多，以在线监测为目标的监测系统软件正不断被研发和改善。最重要的一点在于注重信息平台的构建，通过技术应用建立网络平台，并在平台支撑基础上，进行适度地拓展。并通过系统接口改善，实现数据的统一访问，提高数据共享能力。与此同时，应该增强系统间的互操作性，不同监测系统的监测信息能够实现共享，从而有助于日常数据的分类保存、分析、在线诊断和评估等。
3.2 加强多种技术的综合应用
在新的历史时期，要特别注重多种技术的结合，才能更好地完成网络二次系统在线监测工作。例如通过GIS在配电网络中的应用，能够更好进行地理信息探测和相关的模拟试验，从而对系统内部故障或是重点区域进行准确定位和数据搜集。此外，通信网络技术、互联网技术等日新月异，只有从电力系统、地理系统、信息系统等多角度进行技术应用，才能更好实现监测目标。
3.3 加强智能变电站网络系统人才的培养
人才是监测工作的基础，只有具备专业知识的技术人才才能够在实际工作开展时应对各种挑战。但当前，无论是电力系统人才还是监测管理人才都十分缺乏。在现有条件下，只有加强人才培养，对员工进行职业培训，帮助他们更好学习智能化网络系统，教会他们判断问题和解决问题的方式方法，才能够更好结合实践需求，提升监测工作的水平和质量。
3.4 强化网络建设，优化系统结构
虽然智能变电站网络结构和实际的运行工作存在不同程度的差异，但是从网络拓扑结构的简化出发，将系统内部的网络结构进行层次设置，重点部位重点关注，并结合网络二次设备的合理布局和应用，在提升系统性能基础上，做好维护和记录工作，在线监测才能健康持续运行下去。
4 结束语
智能变电站网络二次系统的出现和应用，大大提高了工作效率，借助通信网络实现了信息的共享，为在线监测工作奠定了基础。未来，我们需要不断进行技术创新和研究，争取通过网络结构的优化升级，实现信息最大限度的共享，从而为我们在线监测工作的提升创造条件。
参考文献
中图分类号：F407文献标识码： A
自动化技术直接关系到电力系统的运行效率，电力自动化技术在电力调度系统、配电网系统和变电监控系统等方面发挥了很大的作用，不仅保证了系统运行的安全性、可靠性和稳定性，而且还增加了电力生产过程中的社会、经济效益，所以，在电力系统建设中，电力企业要不断应用和推广先进的计算机、网络和无线通信技术等先进的自动化设备，不断优化电网结构，增强电力系统各方面的运行能力，改善电网质量，满足人们的用电需求。
1 电力系统及其自动化的概述
（1）电力系统
电力系统是指在科学技术的推动下，将计算机网络技术融入到电力系统中，实现电脑自动化检测、远程控制、信息共享管理，把电力数据传输与电力系统的每个元件、局部系统或全部实行监控，保证电力系统的安全稳定运行，提高供电的可靠性。
（2）电力自动化的概述
电力自动化是一种将电子力学、信息、控制和互联网等技术融于一体的综合性技术。科学技术的进步，我国的电力自动化技术也有了很大程度的提高，在电力系统中有了广泛的应用。电力自动化系统的应用，不仅能够完善电力系统，还能够实现电力系统的自动化管理，提高生产效率，降低生产成本，对国民经济的快速发展起到积极的意义。
（3）电力自动化的发展进程
①电网调度技术的自动化
电网自动化技术的实现，是基于计算机控制技术和信息技术高速发展的基础上，有效的实现了电网运行过程中信息的收集、整理、显示等一系列过程，减轻了工作人员的工作量，保证了工作人员可以准确的掌握电网的数据信息，从而进行有效的指挥，提高了对突发事故的应急能力，对电力系统正常提供了重要的技术支持。
②变电站技术的自动化
变电站技术的自动化主要是将计算机技术与通信技术相结合，将电力系统中正常运行的数据信息通过有效处理，再将整合后的信息利用，实现了变电站技术的智能信息功能，加强了电力系统内部的优化配置，达到对电力系统的有效控制，对发生的问题进行及时处理。
③配电网技术的自动化
城乡配电网改造是实现我国城市化进程的重要手段之一。配电网技术的应用，很大程度上加快了城乡配电网的改造，实现了电网的发展，从而推动了电力行业的快速健康发展。
（4）电力自动化技术的作用
电力自动化技术通过有效的技术手段将众多领域的先进技术相结合，有效的实现了对电力系统的实时监控和远程，实现了电力工作人员对电力设备运行过程的有效控制，对提高电力系统工作人员的工作效率，降低企业的运营和维护成本有着积极的意义。
2 电力自动化技术的应用现状
电力自动化技术在电力系统的应用主要体现在电力调度的自动化、配电网的自动化和变电站的自动化这几方面。其中，电力自动化技术在变电站应用的基本原理是充分利用先进的计算机技术、通信技术和通讯技术，结合变电站的实际情况进行技术创新和改进，利用整个变电站资源，采用先进的自动化设备不断完善变电站自动化系统，增加变电站通信系统实时通信数据的收集、处理和传输速率，提高变电站系统和设备的运行效率，从而更好地监控变电站电力系统的运行状态，确保变电站电力系统运行的安全性和可靠性，不断促进变电站系统向数字化、集约化、自动化和智能化的方向发展。而配电网自动化是指充分利用先进的计算机技术、网络技术和通信技术等，实现配电网系统的自动化，提高配电网系统数据的传输速率；同时，结合变电站的功能、特点，采用自动化技术和自动化设备完成变电站系统资源的整合和技术创新。这不仅可以降低人工劳动强度，增加变电站通信系统实时通信数据的容量和传输速率，还可以实现对变电站电力自动化系统和自动化设备的全面监控，以促进变电站系统运行的稳定性、安全性和可靠性。
3 电力系统中电力自动化技术的应用分析
3.1 在电力调度系统中的应用
随着生活水平的提高，电力需求也在不断增加，对电力调度系统的实时监控和数据采集的及时性要求也越来越高。在改进和完善电力调度系统时，采用先进的信息技术、无线通信技术和传动技术以及自动化设备等，可以极大地提高电力调度系统运行的效率。通过电力调度自动化系统，可以使电力系统在遥测功能、遥信功能的基础上转化为无人值班监控系统，以便电力调度工作人员运用计算机、网络和先进的软件系统清晰、准确地了解电力系统和设备运行过程中电压、电流、功率和频率的变化情况，从而可以有针对性采取保护措施和预防措施，有效防止安全事故的发生，保证电力调度系统运行的安全性和可靠性，推进电力调度系统数字化、智能化和集约化发展，不断提高电力管理水平。
3.2 在配电网系统中的应用
配电网自动化发展是我国电网建设的重要方向，也是我国电力市场发展和社会进步的需要。在电网改造与规划中大力推广电力自动化技术是实现配电网自动化的重要基础。利用先进的计算机技术、网络技术和无线通信技术以及电力自动化设备，可以实现对配电网系统运行状态的自动、全面监控和有效控制，在配电网系统监控工作中达到人机合一的状态。这些技术和设备的使用不仅降低了工作人员的劳动强度，节约了系统运行管理和维护的成本，还极大地提高了电网的运行效率和社会经济效益。例如，可以采用输电线材料减少输电线路的损耗，同时，工作人员可以通过计算机系统、网络技术和自动化设备迅速找出故障发生的准确位置，及时进行检修，以确保电网系统的正常运行。另外，为了有效降低配电网电能的消耗，采取无功补偿技术增加电网功率因素，促进配电网结构的优化和智能化，不断促进配电网系统自动化、智能化和数字化的发展。
3.3 在变电监控系统中的应用
变电站供电系统是电力系统运行的重要组成部分，也是保证电力系统连续供电的关键环节。随着电力需求的不断增加，变电站系统自动化也越来越重要。采用先进的电力自动化技术实现变电站系统的自动化，尤其是基于 IEC61850 的变电站自动化系统投入使用，可以大大提高变电站系统、一次设备和二次设备的运行效率。采用无功自动化补偿装置和无功补偿技术，可以确保变电站系统、设备的电压、电流、功率和频率的稳定性。另外，电力自动化技术被广泛应用在变电站电气系统建设中，其中，采用远程监控技术可以提升电力系统安全、稳定运行的能力，可以有效节约电气监控系统建设和应用的成本，从而促进电力系统运行的安全性、可靠性和稳定性，提高电力系统供电的连续性和电网的质量。另外，还可以采用现场监控技术提高变电站电气监控系统在实际工作中监控的灵活性，以保证电力系统安全、可靠、稳定运行。
3.4电气自动化补偿技术
电力系统工程中用的传统抵低压补偿技术存在一定的缺陷，在应用单相负荷的时候，会导致三相负荷发生不平衡现象。在严重的情况下，甚至会造成补偿不足或者补偿过多的问题，影响电力设备的正常运行。一些电力系统工程应用传统的补偿技术，不重视电压的平衡关系，甚至不具备配电监测的功能。但是，电气自动化补偿技术属于一种新的补偿技术，结合了固定补偿和动态补偿、三种共补和分相补偿。从根本上改善了传统补偿技术中的不足，可以适应电力系统中的负载变化。
4 结语
随着计算机、网络和无线通信技术的发展和广泛应用，电力系统自动化水平不断提高，采用电力自动化技术是电力市场发展和增加电力企业经济效益的必经之路。我们需要不断地进行技术创新，结合数字化技术和智能化技术，不断提升电力系统的运行效率和社会经济效益，进一步推动社会经济的发展。
一、智能变电站概述
智能变电站指的是通过智能化设备，集成通信网络化、模型与通信协议统一化、运行管理自动化等技术，实现变电站信息采集、信息传输、信息处理与输出过程的整体数字化的一种新型变电站。在智能化变电站设计中采取的是“三层两网”式逻辑结构，其系统结构示意图如下：
图1：智能变电站“三层两网”式逻辑结构
从上图中可以看出，智能变电站“三层两网”式逻辑结构中，三层主要指的是过程层、间隔层、站控层，两网主要包括过程层网络与站控层网络。在智能变电站中，实现了间隔层设备网络化，直接与站控层交换机相连接，提高了信息传输效率。
进行智能变电站二次设备整合，可以减少电缆应用量，节省变电站占地面积与建筑面积，降低投资，提高设备综合应用率，推动智能变电站系统更加稳定、可靠、安全、经济运行。
二、智能变电站二次设备整合的关键技术问题研究
（一）智能变电站保护与测控功能整合
进行智能变电站保护与测控功能整合，可以有效降低屏柜应用数量。为整合智能变电站保护与测控功能，要求在产品设计与开发过程中，实现保护与测控功能合一装置无技术障碍；在进行变电站设计与施工过程中，考虑到当前220KV电压等级多应用双套保险及单套测控设置，在这种环境中应用保护与测控功能合一装置则会增加一定的建设成本，如应用双重化配置保护及测控一体装置，则会在变电站主站系统及后台监控中形成双数据源，并要求主站系统及后台监控系统支持数据源切换，其设计施工难度较大。如仅应用一套保护与测控一体化装置，则其装置无法保证信号采集的完整性，且在装置出现故障或检修时，无法实现测控。综合考虑，在110KV及以下环境中，应用单套保护与测控功能合一装置其技术经济优势明显，应进行推广普及；然而进行220KV保护及测控功能整合，其对当前运行管理模式会带来较大影响，在技术上不够成熟，应加强研究，并进行试点研究。
（二）智能变电站监控系统实现保信子站功能
通过二次设备整合，智能变电站监控系统实现保信子站功能，可以减少一套保信子站系统应用，能够实现变电站智能报警与故障分析等高级应用功能。通过监控系统实现智能变电站保信子站功能，其监控主机应设置自动化与保护专业源端维护，重新规划业务界面。
（三）智能变电站监控实现自切功能
随着网络技术、通信技术及自动化技术的不断发展，智能变电站其运行的稳定性及可靠性不断提高，基础数据采集逐渐完备，为网络自投功能实现提供了技术支持。然而因计算机设备性能与监控采集数据速度等因素的限制，无法保证设备响应速度。网络自切功能要求监控系统可靠性较高，受网络传输性能的影响，无法保障备投动作的快速性及可靠性，为此，在当前技术基础上，不宜在监控后台实现自切功能。
（四）智能变电站监控系统实现低周与低压减载
应用监控系统实现低周与低压减载在当前技术上缺乏可行性，监控系统为秒级应用，受计算机设备及数据采集速度等因素限制，无法保证低周与低压减载动作响应速度；进行低周与低压减载需要应用SV网络数据，然而在智能变电站站控层网络中并不存在SV数据，其计算无法进行。为此，不宜通过监控系统实现低周与低压减载。
（五）智能变电站监控系统实现微机五防
通过二次设备整合，由监控系统实现微机五防，能够从监控系统数据库中获取相应数据，实现了更为全面的防误功能，且防误系统运行的可靠性及实时性获得有效提升；防误系统与监控系统应用同一个数据库，其运行成本降低；进行防误系统更新与维护简单便捷。
（六）智能变电站二次设备工作环境
一般智能变电站为户内变电站，影响变电站运行的主要环境因素为环境湿度与环境温度。随着二次设备运行条件要求逐渐宽松，但仍没有实现完全开放式运行。针对设备室内安装的设备，其运行环境应符合继电保护等相关要求，对于室外安装设备，应将二次设备设置于智能柜中，保证设备在各种环境中安全可靠运行。
三、智能变电站间隔层全下放方案及其优势
考虑到当前多数变电站布置采取户内形式，这种形式为变电站间隔层全下放的设计与实现提供了有利条件。间隔层全下放方案主要如下：35KV电压等级采取间隔层装置下方开关柜方案，并对变电站二次功能进行整合；110KV电压等级在整合优化二次功能的基础上将间隔层布置于GIS汇控柜中；220KV电压等级间隔层全下放方案较为复杂，在整合优化二次功能后，在GIS汇控柜中布置间隔二次装置，针对跨间隔装置则在GIS汇控柜旁进行二次屏柜布置。
以上间隔层全下放方案的设计与实现，缩短了间隔层与过程层通信距离，有效降低光缆应用量，提高了系统运行的可靠性，且间隔层全下放的实现，可以简化二次设备配置，降低变电站投资成本，节约变电站占用土地与空间资源，综合效益明显。
四、结语
伴随着电网规模不断扩大，人们对供电的稳定性、可靠性及经济性提出了更高要求，推动智能变电站建设是变电站发展的主要趋势。本文在概述智能变电站的基础上，对智能变电站二次设备整合的关键技术进行研究。通过二次设备整合，可以有效提高变电站运行可靠性及安全性。提出变电站间隔层装置全下放方案，该间隔层装置全下放方案的设计与实现，可以提高系统运行可靠性与实时性，降低投资成本，综合效益明显，应进行推广应用。
参考文献：
[1]沈长德.智能变电站二次设备整合及间隔层全下放方案探究[J].城市建设，2012，（36）.
[2]云文兵，管婷，张延等.智能变电站二次设备集成优化设计[J].中国新技术新产品，2013，（17）：12-12，13.
随着光电式电流电压互感器、智能化开关、变电站运行操作培训仿真等技术的运用、通信网络和系统标准IEC61850正式颁布。以上技术的成熟与进步，必然对现有的变电站自动化技术产生深远的影响，为数字化变电站的智能系统管理平台的建立奠定了坚实的基础。然而，目前关于数字化变电站的发展方向，国内长期以来尚缺乏清晰的概念与发展思路。因此，探讨新时期我国数字化变电站的建设与发展方案是一项十分重要的课题。
1 数字化变电站概念及特点阐述
1.1 数字化变电站的涵义
数字化变电站建立在符合国际标准的IEC 61850通信规范基础之上，由智能化一次设备与网络化二次设备按过程层、间隔层、站控层三层结构体系分层构建。数字化变电站内的所有信息采集、处理、传输、输出过程由过去的模拟信息完全转换为数字信息，由此建立与之相适应的通信网络与系统，进而实现信息共享与设备合作的现代化管理要求。
1.2 数字化变电站与传统变电站的比较
（1）一次设备智能化;一次设备被控制的操作驱动回路与被检测的信号回路采用光电技术设计与微处理器，数字公共信号网络以及数字程控器取代了过去使用的导线连接;光电数字技术与光纤取代了常规的控制电缆与强电模拟信号，可编程序取代了二次回路中传统使用的继电器与相关逻辑回路，进而优化了传统机电式继电器与控制回路的结构[ 《智能变电站技术导则》，2005年版]。（2）二次设备网络化;二次设备之间的连接完全改用高速的网络通信，传统功能装置重复的I/0现场接口被彻底替代。（3）管理系统自动化;变电站运行管理系统中的数据分流交换与信息分层实现自动化;电力生产运行数据、状态记录、数据统计实现无纸化;变电站运行发生故障时，系统能够即时提供故障分析报告，分析故障原因，制定处理故障的方案;系统能够自动分析并得出设备的检修报告，将传统的设备“定期检修”转变成更加高效的“状态检修”。
2 系统建设可行性分析
2.1 社会效益分析
数字化变电站采用光电互感器及光纤，不需要油介质，基本上不消耗能量，对环境无污染，同时节省了铜资源的消耗;简化了二次接线，减少自动化设备数量，减少设备的退出次数与退出时间，避免信号传输与处理带来的附加误差，提高系统的可靠性;设备具有相互操作性，提高保护、测量与计量系统的精度，减少了操作时间，方便设备的维护与更新，提高了工作效率，同时也便于变电站的扩建及自动化系统的扩充。
2.2 安全性能分析
常规变电站传输模拟信号不能采用光纤技术，使用的电缆感应电磁干扰与一次设备传输过电压都可能引起二次设备运行异常，导致二次回路接地点的状态无法实时检测。数字化变电站一次设备与二次设备之间使用光纤通信。由于采用光电互感器，电磁干扰与传输过电压失去了影响二次设备的途径，而且也没有二次回路2点接地的可能性，不存在电流互感器二次开路或电磁式电压互感器二次短路带来的危险，实现了电力信号的彻底隔离，从根本上解决了传输通道的抗干扰等安全问题，满足了电力系统环保、节能、安全的要求。
2.3 经济效益分析
数字化变电站采用数字式及光纤电表，相对于常规电能表要更加精确，不存在模拟传输损耗造成的二次压差及电度表本身的采样误差;除电源回路外，只有相应的二次逻辑回路，光缆的维护量较之电缆的维护量大幅减少，管理更加简单，维护更为方便;建设过程中光纤光缆价格低廉，减少控制电缆数量，降低了光电互感器的综合使用成本，实现信息在运行系统与其他支持系统之间的共享，实现减少重复建设与建设投资，在整体上减少了变电站寿命周期内的总体成本。
3 传统变电站存在的不足
3.1 智能化新技术应用适应性差
随着计算机网络技术的飞速发展，与变电站自动化管理系统相关的通信、嵌入式应用等技术的更新速度比变电站自动化系统的更新速度要快很多。但是，由于常规变电站还不能很好的达到互操作性与信息的有效共享，导致现有的变电站自动化系统设备部分更新时需要付出相当的的附加成本。
3.2 建模的差异使信息难以共享
由于对变电站自动化系统、变电站与控制中心之间的通信以及控制中心层面不同应用之间缺乏统一的建模规范。不同应用之间的缺乏统一的通信标准，设备接口不规范，规约需要转换，设备间不具有“互操作性”，从变电站自动化系统收集的各种信息在向控制中心进行传递与控制中心不同应用之间的共享这两个层面都存在一定的障碍，无法实现共享系统信息。
3.3 建设投资与资源利用的矛盾
当电力系统的运行需要在有效性与可靠性之间权衡选择时，无论是操作或是设计，都偏向于降低有效性以确保系统的可靠性。为保留足够的稳定裕度，又不能充分发挥现有资源的作用。每增加以此二次功能，就需要增加相应的二次设备与电缆，造成信息重复采集，设备种类繁多。这就无法有效地保证实现可靠、稳定、安全、高效、环保的系统的运行。
4 结语
综上所述，数字化变电站智能管理系统的建设是一个长期的系统工程。拥有系统技术创新、管理观念更新的数字化变电站智能管理系统，提高了电力系统的经济效益、社会效益与安全保障，也在很大程度上提高了系统的自动化水平。建立数字化变电站智能管理系统是电力系统现代化发展的必然趋势。因此要实现建立数字化变电站智能管理系统这一目标，还有许多技术问题需要我们不断地探索与研究。随着技术的进步，以及管理观念的更新，相信我国的我国的电力事业将会取得更长远的发展。
中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2013） 20-0000-01
随着电力企业技术不断的创新，变电站综合自动化系统科技含量越来越高。而且我国的电力在技术创新上不断勇攀高峰，为国家电网做出了巨大的贡献，在社会不断前进的今天，电力企业一直保持着高速发展的态势。以满足不同市场的需要。对于变电站的综合自动化系统的研究一直没有间断过，而且已经有不少成熟技术应用到电力企业当中。为电力企业创造出很多的经济价值。
一、综合自动化系统现状分析
经过我们国家电力企业的积极努力，综合自动化系统的研究工作，已经开发出了相当多的成熟技术，从最开始阶段的半自动交流高压自动重合器再到变电站刀闸自动闭合系统，而且还研发出了结合信息系统计算机为主要操控的信息采集中心系统。在气体绝缘变电站的设计上已经具有很高的技术水平。并且创新变电站综合管理数据平台，对于变电站整体情况实现无人监控。随着电力企业技术的不断创新中，越来越多的技术被融入到变电站当中，正是由于这些高科技含量的技术被广泛采用，综合自动化系统才得以不断地完善和创新。加大的推动了电力企业的可靠运行，而且在输送电方面更是起到了积极的作用，提高了电力企业变电站整体实力，促进了企业与客户的关系，符合当今时代的发展需要。而且电力企业不断加强自身综合管理水平，让更多的电力技术得以发展创新，为电力企业的明天做出了非常可靠的运行机制。
二、现阶段变电站研发存在的问题分析
在现阶段电力企业当中，产品研发中心还是存在着很大研发误区，在对变电站综合自动化系统设计的时候，总是按照以输送电稳定的标准作为设计思路的标准。但是根据实地调查的结果来看，导致变电站输送电的不稳定的主要原因造成的突发性断电，不是变电站本身的问题，而是在电力企业当中安排的规章制度断电，也就是定期维护变电站输送线路时断电，所以只有在非检查期间的断电发生，该技术才会被启动并应用起来。所以研发稳定供电技术，只能作为备用技术，在很长的一段时间段内都不会起到作用，可以说是一种保障性技术，但不应该作为主要研发的方向来做。这样就能浪费企业的大量资金以及人力物力。应该以能够为变电站提高综合性能方面为主要研发方向。
三、电力企业内部各自为战现象
在电力系统综合化办公系统中，各部门之间的配合工作相当不协调，每个部门都是负责本部门内部的问题，呈现各扫门前雪的状态，对于一个系统内的其他部门的问题技术从来都不进行有效的沟通，每个负责人却只对其上级负责，既是平级部门也相互不做技术交流。研发部门的工作人员更是眼高于顶。只负责技术研发，对于现场的工作人员的技术不削一顾，造成极端矛盾化的产生。所以在技术研发方面只能依靠上级的意见，书本上的指导。没有自主开发的能力，缺乏实际现场的实际情况的了解，造成了研发稳定技术为主要课题的方向。也可以说的严重一些，除了这一方面验房中心真的不知道在研发什么了。这个问题在很多省份的电力企业都很严重。
四、设备更新换代不能准确衔接
在一些省份的电力企业研发中心，在研发出一种新型产品后，没有经过长时间的实践性试验，为了追求利益的最大化，立即投入变电站当中使用，造成原有的设备还没有服役完毕，就要更换，而且由于很多单元性技术，由于不能够符合原有老系统有效的对接，造成很长时间内的调试。给点力企业带来了非常大的隐患性麻烦。而且老设备淘汰后就成为废铁一样。造成极大的浪费。而且在综合系统设计方面，由于各部门的协调不好，本系统与其它系统的衔接不畅，由于新技术的性能非常高，但是附属设备并没有提升。造成大马拉小车的状态，而且有些信息设备在反馈采集方面，由于线路还是老线路，数据丢失，信息采集不完全时有发生。虽然是技术革新，但是从客观的角度来看，这跟一些领导的面子技术，伪政绩有很大的关联。不能从全面性来考量整个电力系统的发展。制图片面性的利益价值。这是不健康的自由发展。
五、电力企业研发中的误区
电力企业在综合自动化系统研发的时候，急功近利的表现非常严重。而且企业的相关负责人也是表现出了一种企业价值超越一切的思想，只注重开发的产品的价值，无视产品在实际应用中起到的作用。在阶段性配合上的问题，这也造成了研发部门出现一个误区，认为只要符合领导的意思，就是最大的成绩。而且当产品研发出来后不能进行有效的评估，只作一些企业内部的检测性试验就投入到相关设备当中去了，这给研发造成了极不稳定的因素。这不仅仅是研发的问题，也是企业领导的管理方法不正确，指引方向出现了偏差，都是一厢情愿的研发产品，让整个系统为新产品去适应，去改变，造成极大的资金浪费，然而还有些地方性电力企业乐此不疲。
电力企业的研发，是保证国家电力可持续发展的重要保证，是从社会的负责人的出发点研发的，不是根据某个人的思想研发的，而且研发部门必须独立出来，各部门之间要充分的合作保证产品的可靠性，要从本质上改变这一现状，要本着以全局发展观的态度搞研发工作。
参考文献：
[1]刘琳霞.DSP技术在电力参数测量中的应用[J].微计算机信息，2005，21（2）：115-116.
1.1 监控系统的组成
主站端采用东方电子DF1800大型集控站系统、对17个分站进行实时监控(其中14个分站为综合自动变电站,3个分站为常规RTU远功终端构成),12个站是无人值班站。
主站SCADA功能:数据采集及监控,事件报警,事件顺序记录,事故追忆遥控, 遥调,计算趋势曲线,历史数据存储,远方投切保护,调取定值、采样值,修改定值,综合自动化报警信息和短信平台等功能。
1.2 综合自动化运行管理
1.2.1 抓重点工作
变电综合自动化系统到目前还没有相应的设计,运行维护规程,我认为工作时只要抓一个中心两个基本点就可。一个中心:综合自动化实时监控系统其关键是安全稳定,只要管理好主站的SCADA 数据库,使每一个数据点号正确。两个基本点:组成综合自动化网络的关键设备是厂站二次设备和计算机网络,这两类设备维护 可以延用现有继电保护及远动《规程》即可。但远方投退保护软压板、修改保护定值工作应在《规程》制定后开展。
1.2.2 系统的安全稳定运行管理
(1)系统备份运行管理。综合自动化系统有强大的信息处理功能,但也有非常脆弱的一面,它完全依赖于计算机及其网络稳定运行,如果计算机出现故障有可能导致整个系统瘫痪,而且恢复系统很困难。为此我们必须作好以下两项工作。1) 厂站端:作好系统数据备份工作。2) 主站端:定期作好数据库备份,同时作好以防主站系统崩溃时备用系统的运行管理工作。
(2)网络安全管理:监控系统是一个实时运行的控制系统,如果系统受到攻击其后果很严重,为此必须有独立的综合自动化网络,并在监控网与其它网络联接处,装加硬件防火墙。
(3)厂站端监控后台管理。1)设制权限管理。2)后台操作由专人监护执行工作票。
(4)主站端监控系统管理。1)权限、口令管理。2)保证图—库—点的一致性与正确性、特别是遥控量。
(5)主站端数据、报文的管理。1)专人专责定时分析各厂站数据、报文。2)根据主站端数据、报文定期作好综合自动化系统的分析报告。
1.3 运行中存在的问题
1.3.1 综合自动化变电站新建、扩建间隔工作复杂
变电站综合自动化系统,因综自系统资源缺乏,软件设计不够成熟;新建、扩建间隔时必须修改系统数据库,但修改后的综自系统因变电站处于运行状态无法完成综自系统逐一“对点”工作,为综自系统安全、稳定运行可能带来隐患。建议在新建综合自动化变电站时,综自系统设计应统筹考虑一次到位。
1.3.2 备品、备件缺乏
已运行的综合自动化系统要求二次设备备品、备件必须同型号、同软件版本号,因此造成备品、备件缺乏;建议在新建变电站时应提前考虑备品、备件问题。
1.3.3 综自系统设计存在部分缺陷
变电站综合自动化技术处于发展阶段,系统的稳定性较差,经常出现因通讯设备损坏致使系统崩溃。建议综自系统采用双网、主备系统设计。
变电综合自动化Scada数据齐全、正确是系统实时监控功能强的基础。同时也是监控系统安全稳定运行的基础。如果工作时不认真造成数据错位和数据不全或遥控号错位其后果是监控误诊断、误拉回开关等。因此从事综合自动化运行维护人员必须养成“细实”的工作作风,作好每项工作,不放过每一个缺陷,否则会因高科技技术的使用不当而引起技术灾难。
2、管好、用好SCADA数据库是监控系统安全稳定运行的关键
严把新投变电站工程验收关。在验收新投变电站时按一下方法进行。 遥测、遥信功能正确性检查。
遥控、遥调功能、正确性检查。保护装置报文、定值、采样值、软压板必须正确。严把维护关:定期作好数据备份,定期检查遥控号。
3、实现二次设备状态检修
科技创新、技术创新、管理创新是企业发展的动力。变电综合自动化系统,实现了对变电站运行自动监视、管理、协调和控制。即变电站运行发生故障时能即时提供故障分析报告,指出故障原因,提出故障处理意见,实现了变电站二次设备由“定期检修”变为“状态检修”的基本功能。为此我们积极总结工作经验,从理论上论证在集控系统实现二次设备状态检修的可行性;同时制定了在集控系统进行二次设备远程维护的具体工作方法;并根据实现二次设备状态检修的需要,在集控系统开发了二次设备故障诊断决策知识库系统。
中图分类号：TM734 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）27-0049-01
随着国民经济的快速发展，对电力供应的需求急剧增加，电网的规模不断扩大，对电网运行安全和电能供应质量的要求随之不断提高。电网的不断扩大，对电网调度管理规范化、一体化、精益化提出更高的要求。在此背景下，县供电公司认真贯彻落实上级“大运行”体系建设工作部署，推动管理创新，按照扁平化、专业化要求，变革电网调度管理模式，以调度专业与集控专业合并的“调控一体化”创新管理模式正式运行，初步实现电网运行集约化管理。
一、“大运行”体系建设实施后的电网调度管理模式
（一）现有的变电运行维护模式
目前，变电站按运行维护管理模式可以划分为四种：有人值班模式（传统模式）、集控中心模式、监控中心+运维操作站模式（调度监控分离）、调控中心+运维操作站模式（调控一体化）。
（1）传统模式
按变电站分为站内监控和操作，变电站实行有人24小时轮换值班；预令、正令直接下到变电站；主要职责是负责变电站站内设备巡视监视、消缺、操作、状态评价等。
（2）集控站模式
设若干集控站24小时值班监控和操作，一个集控站管理一般在5个变电站以上，变电站无人值班或少人值守；预令下到集控站，正令下到变电站；主要职责是负责所辖变电站设备巡视、监视、消缺、操作、状态评价等。
（3）监控中心+运维操作站模式
一个地、县级建立一个一个监控中心，按作业半径分设若干运维操作站。变电站无人值班，监控中心24小时值班，运维操作站少人值班，一个监控中心监控至少20个变电站以上；预令下到监控中心，正令下到变电站；监控人员负责受控变电站设备监视、遥控操作等工作，运维操作人员负责设备巡视、消缺、现场操作以及应急处置等。
（4）调控中心+运维操作站模式（调控一体化）
监控与调度合一，按作业半径分设若干运维操作站；变电站无人值班，监控中心24小时值班，运维操作站少人值班，预令下到运维操作站正令下到变电站；调控人员负责调度和设备监控、遥控操作等工作，运维操作人员负责设备巡视、消缺、现场操作以及应急处置等。
随着电网规模快速发展的需求、电网信息化与智能化的要求、电网公司集约化管理与可持续发展的要求，调控一体化的变电运行管理模式必然成为未来的发展趋势。
（二）调控一体化模式的特征
调控一体结构扁平、环节少，事故处理效率和日常操作效率更高，人员精简更明显；相比较“变电集中监控”模式，调控一体化的优势有以下几点：
1.组织结构
调控与变电站两级建制，结构扁平化。
2.业务流程
（1）集变电站监视与电网调度于一体，可及时、全面、准确掌握变电站信号，信号产生疑问时可随时回溯，为快速作出判断、处理提供条件。
（2）操作指令由调控直接下达变电站，环节简单，效率快。
（3）事故状态下由调控进行隔离、转电操作，提高处置效率。
3.人员配置
（1）人员精干，只需配置一套班组管理人员。经测算，调控定员数少于调度与监控各自独立建制的定员数之和。
（2）调度岗与监控岗可定期轮岗，人员业务全面，适应一岗多能要求。
4.安全评估
组织结构简单，环节清晰，指令传递途中出错概率较低；事故发生时调度监控协同配合，效率高。
二、“调控一体化”对调度管理工作的要求
1.对技术支持系统的要求
（1）“五遥”技术
实现调控一体化管理模式，必须进行技术创新，新技术的开发以及老技术系统的整合应用等。随着通信技术、IT、自动化技术的发展，现在逐渐对电力设备自动化水平要求由四遥升级为五遥，即遥测、遥控、遥调、遥信、遥视。光纤的大量铺设，为遥视等技术的广泛应用提供了物理支持，而通信及IT技术的发展，为遥视的普及奠定了技术基础。
（2）保护及自动装置功能
保护设备集控操作保护设备集控操作：保护信息远程调阅，保护压板远程投切，保护定值远程修改。保护信息完整、准确是调度员在电网事故时进行准确判断的依据，倒闸操作中及时调整保护定值可以保证电网运行可靠性。
（3）调度管理系统
省地一体化OMS 系统实现从其他调度技术支持系统采集、存储所需的数据并进行信息的加工和处理，实现横向和纵向的融合贯通，全面涵盖省调、地调、县调的电网调度管理业务，有效解决省地一体化调度运行管理的难题。充分利用计算机及通信技术，将电网运行生产流程计算机化应用，从专业管理、调度运行等各个环节生产信息集成、优化，按照职能及权限赋予不同部门和人员不同的权限，保证工作全程在线、可查循，并实现省地县调数据的共享。
2.对组织结构和岗位设置的要求
电网运行管理模式从传统向调控一体化模式进行转变，主要是受到多方面的影响：外部环境变化、内部管理问题、信息技术的快速发展等。因此组织变革势在必行，其中包括组织结构的变革、人员的调整、职责的重新划分、管理范围的改变等。通过减少管理幅度和层级，加大横向层面的高度融合，使其趋于扁平化发展，业务信息流转的速度加快，各专业各部门之间沟通及信息共享更便捷。同时信息技术的辅助功能的强大，大部分工作可以实现远程遥控，减少了人为判断的错误率，既节约人力资源的投放，又极大地提高了生产效率。技术创新与组织结构相互制约，相互促进，最终达到动态平衡，共同发展。
（1）调整调度业务范围
将变电设备监控业务纳入调度。调度在保证原有地区电网实时调度管理职能的基础上，增加了变电设备实时监视与远程控制等职责。同时110千伏变电站上划地调管辖，县调作为地调分中心，调度管辖县域范围内35千伏及10千伏电网，承担县域内35千伏变电设备集中监控，以及所监控电力设施安保、消防告警信号远方集中监视。
（2）调整调度控制方式
部分原先需要通过运行单位现场执行的操作转由调度直接遥控。
（3）调整岗位设置
“大运行”体系实施以后，原调度所更名为电力调度控制中心，在岗位设置上增设了二次技术专业岗位，负责自动化、继电保护等二次专业的归口管理；负责所辖范围内二次系统的项目申报、技术方案制定并组织实施。
3.对管理制度和业务流程的要求
针对运行组织结构和调度功能调整的变化情况，对照技术标准、管理标准和工作标准“三大标准”，统一制定调度内部、上下级调度间及相关业务部门间主要业务流程和工作规范，以适应运行管理新模式。调控一体化后电网事故处理流程与实施前相比较，直接由调控人员发现告警信息、制定处置方案进行遥控操作。调控业务范围内工作大量减少操作人员赶往现场，缩短设备停役时间，有效提高生产效率。根据指定的最终状态即可以通过程序化操作来实现自动完成运行方式的变更，可操作单元主要包括：闸刀、隔离开关等一次设备的遥控以及投退软压板、保护电源投退、定值区切换等二次设备遥控，可以有效防止误操作，增加电网安全生产系数。在生产环节上进行简约化处理，提高了工作效率的同时实现人员的集约化管理，实现了调度业务的扁平化管理。
参考文献
难以抗衡的技术优势
中联电气自成立以来，一直专注于矿用隔爆型移动变电站和干式变压器的研发和制造，2005年至今，公司产量和销量连续4年位居国内同行业之首。经过持续的技术创新和自主研发，公司已经掌握大容量矿用隔爆型移动变电站的核心技术，按销售收入计算，2008年公司的市场占有率约为16.5％，在4000kVA以上的大容量产品销售上，占据市场份额的80％，使得公司保持了较高的毛利率水平。公司利用行业快速发展的有利契机，通过不断优化产品结构，形成了自己独有的创新科技与规模经济的完美结合。
由于我国经济增长的长期趋势向好，以及煤炭在能源战略中的基础地位，行业增长将得以持续。同时安全生产投入的持续增加，煤炭生产企业大型化、集团化趋势明显，根据国家有关数据统计，2008年我国煤炭行业固定资产投资实际完成额为2411亿元，同比大幅增加33.6％。2009年，我国加速投建13个亿吨级超大型煤炭基地，同时，国家出台强制政策，要求国内煤矿进行双电源改造与机械化程度提升，为公司所处行业带来极大的市场空间。有关行业专家预测，未来3-5年内，矿用隔爆型变压器采购需求总量约为20-30亿元。同时由于安全生产投入的持续增加和机械化生产的广泛应用，在新建煤矿的生产、已有煤矿的安全生产技改和已有老设备的更新等方面，构成了矿里变压器市场需求的不断扩大，行业前景乐观明朗。
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