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调控一体化资料整理
近年来，随着地区电网的快速发展和智能电网建设的推进，电网生产技术、设备装备水平和人员水平有了一定提高，但生产组织集约化、专业化程度不高，管理链条长、资源配置效率低的问题正在逐步显现，传统的调度变电运行管理方式已不能适应现代电网快速发展的需要。基于这样的现实，根据国网公司规划、地区电网发展现状和技术进步要求，地区供电局应顺应形势，积极谋划了实施地区电网调控配一体化工作的建设思路。研究地区供电局实施调控一体化工作的总体思路、业务模式的探索报告，为相关单位开展此项工作提供依据。本地区现况
1.1 地区电网现状规模
内蒙古电力公司所属地区供电局一般是国家大型二档企业，主要担负着所属市区及周边旗县区的供电任务，供电范围较大，服务用户较多，可靠性要求很高。截至2009年底，全网集控站40座，35千伏及以上变电站396座，平均39座，无人值班变电站199座。
1.2 调度、变电运行模式现状
目前，地区电网变电运行采用传统的变电集控站管理模式，集控站集变电站监控与运行维护等职责于一身，一般设3-6个集控站，对所属变电站实施分散监控。采用这种模式投入人力较多，同时由于电网接线等因素，常常出现各个集控站阶段性的忙闲不均现象，人力资源使用效率较低。
地区调度主要集中在所辖输电网设备和部分配电网设备的运行调度管理。调度设备状态仍停留在调度员与变电运行人员的直接沟通上，没有充分发挥现有技术平台支撑作用，导致电网事故处理效率和日常操作效率低等诸多缺点逐渐显现。城市配电网设备调度管理粗放，配电生产管理不能有效管控。实施调控配一体化的重要性
调控配一体化模式，即采用“电网调度监控中心+运维操作站”的管理模式。但调控一体化不是简单的“调度、监控”业务合一，它不仅是设备运行集控业务的转变，它带来的将是变电运行业务的改革，是生产管理组织方式、运行维护管理模式的转变。国网公司2010年工作会议明确提出了积极推进“三集五大”工作的要求，实施调控一体化是构建大运行体系基本要求的具体落实，调控一体化的实施，将进一步优化调度变电业务流程，提高电网事故处理效率和日常操作效率，提升电网资源配置效率，全面提高电网安全水平和应急水平，对变革地区电网调度运行业务和组织方式，优化人力资源配置，大力推动运行机制创新和生产组织模式重构具有重要意义。实现调控配一体化建议
“调控配一体化”是积极构建大运行、大生产体系，进一步理顺生产关系、完善运行组织架构、提高集约化管理水平的重要举措。所谓“调控配一体化”，即采取“电网调度监控中心+运维操作站”的管理模式。具体而言，就是电网调度与变电监控一体化设置，变电站运行管理机构分片布点。调度控制中心主要承担电网调度、变电站监控及特殊情况下紧急遥控操作等职责；运维操作站主要负责调度指令的分解、变电站倒闸操作、运行巡视等工作，二者各司其责又紧密配合。
结合地区供电局调度变电运行模式现状，实施后的电网调度监控中心应具备集“输电网调度、设备监控、配电网调度”三大功能而一体的地区电网调控中心。采用“1+2+2+2”的运行模式，即：“„1名带班值长‟+„2名输电网调度员‟+„2名监控调度员‟+„2名配电网调度员‟”的人员结构，按五值配备，实行四值三轮换的运行模式。
输电网调度：承担110kV变电站主变及以上的输电网设备调度运行等职责。
设备监控：承担220kV及以下所有无人值班站的监控及特殊情况下紧急或单一开关的遥控操作等职责。配电网调度：承担10kV及以下到变台高压跌落保险及以上所有配电网络的开断设备的调度运行、监控等职责。实施调控一体化的可行性及会效益
4.1 系统装备水平有了明显提升
几年来，随着电网建设和改造资金的大量投入，地区电网结构和设备健康水平有了显著提升。110kV及以上变电站综合自动化率达93%以上，变电隔离设备电动化率也有着大辐提高；地区电力主网通讯专网光纤覆盖率达100%；地区调度自动化系统、集控系统、集抄系统、变电站遥视单元等技术支持系统已经积累了一定的运行经验；配电网络的改造改造和升级为配网自动化奠定了基础。
4.2 集控站的运行积累了丰富的经验
在110kV变电站实施无人值班的发展历程中，各单位都经历过常规型远动模式下的调度监控向变电集控站管理模式的转变过程，在此过程中形成的各项管理制度和运行经验为建设功能强劲的调控配一体化模式积累了宝贵的运行经验。
4.3 有效解决人力资源缺乏的矛盾
“调控配一体化”的模式也利于变电运行人员的统筹调配，实现减员增效。由于实行人员集约化管理，管理人员可以根据各变电站操作巡视任务的繁忙情况，统筹调配运行人员，任务多的变电站多派，任务少的少派，没有任务的不派，工作效率大为提高。特别是对于一些大型的现场工作，如设备启动、停送电等，这些优势更为明显。此外，“调控配一体化”的模式也为运行人员创造了良好的工作条件和工作环境，体现了以人为本的管理理念。在新模式下，运行人员分成倒班人员和运行维护人员两部分，运行维护人员又分白班和夜班，实行弹性值班方式，保障24小时分工合作，时刻精力充沛，还能腾出更多的时间学习业务，更好地提高工作技能。配网自动化系统和调度自动化系统的一体化模式
一般而言，10 kV配电线路从变电所出发，沿着线路杆塔架设或电力管道铺设至10 kV分段开关，然后再延伸至配电变压器实现10 kV/380 V的转换，最终对电力用户供电。
配网自动化系统就是通过配电终端实现对10 kV分段开关的信息采集、测量和状态控制。10 kV分段开关在物理形态上有落地和架空两种形态：开闭所（环网柜）和柱上开关，对应的配电自动化终端有DTU和FTU。
海盐县供电局从2006年开始面向城区130多台套的开闭所和柱上开关，在国网电力科学研究院的OPEN-2000调度自动化系统的基础上，通过嵌入DA系统软件的方式，建成了一套调控配一体化自动化主站系统，在同一个自动化平台上实现了电网调度、集控站监控、配网监控的功能，系统于2007年4月投入实用化运行。建设配网自动化系统和调度自动化系统的一体化模式，理由有以下几点：
调度自动化系统和配网自动化系统面对的电网管控对象，变电所电气设备和配电网的电气设备在拓扑关系上存在着上下的必然联系。统一平台的建设是基于同一套数据库及信息模型进行应用开发，可以做到调度、集控站监控、配电网监控界面的一致性，避免了管理的不同步性而导致的安全风险。调度自动化系统和配网自动化系统的分开建设和管控，表面上看各司其责，其实在电网调度层面，仍然需要全网的自动化信息对电网进行统一展现。实时数据、物理模型、SVG图形方面实现同步和共享，需要一系列的技术和管理手段做保障，同步风险的降低必然需要一定资金进行支撑。
就海盐电网而言，调配控一体化平台接入终端的数量有限。截至投运日，接入变电所自动化厂站22座、配网自动化终端130余个。在物理的连接上，系统通过独立工作站的方式，分别实现电网调度、集控站变电所监控、配电网监控的功能。在系统三年多的实际运行中，此种模式得到了电网运行管理人员的认可和支持。在系统运行维护方面，减少维护工作量。为电网大运行、大监控的运行管理模式提供了经验。配网自动化通信系统的建设
就建设系统本身的工作而言，配网自动化通信系统是整个建设环节中最为关键的因素，其系统性能的高低直接影响并决定配网自动化系统性能的高低，突出表现在通信系统的信道质量上。而配网自动化接入对象的分布广泛、数量众多、运行环境恶劣等不利因素使得配网自动化通信系统在技术方向选择上困难重重。诸多因素决定了配网自动化通信系统必须具备如下特点：配电网网架的匹配性、接入技术的先进性、现场运行的可靠性、节点扩展的便捷性。
海盐县供电局在经过大量技术调研的基础上，选择EPON技术作为配网自动化系统光通信系统的组网技术，并在县城所在地的武原镇城区建设管道和架空光缆50 km以上，购置光电传输交换设备130余台套，2007年2月系统建成。在具体的实施环节，海盐县供电局注重了以下几方面：
从2000年开始，海盐县供电局在城区电缆化改造的过程中，前瞻性地同步考虑了配电网专用通信管道的铺设。在后来的配电网架建设中，始终坚持“电缆改造到哪里，通信管道铺设到哪里”，降低了配电网通信路径的建设成本，为后来配电网光纤通信介质的选择打下了坚实的基础。
配电设备在技术选型时，考虑了通信系统的安装空间和电源的来源，保障了后期通信设备的安装。如开闭所预留的通信小室、分段开关辅助电机的直流工作电源和通信电源的匹配等。
EPON技术特点的优势明显：基于以太网的无源光网络（EPON·Ethernet over Paive Optical Network），该技术可以在多叉树型拓扑结构下的纯光纤网络中实现高速的光纤通信，这种结构与配电网的拓扑结构十分吻合，其公网成熟应用、无源分光、点到多点、易于扩展的技术特点，和配用电网的物理结构有着天然的适应性。波分复用技术，单纤通信；链路带宽可达到2.5 G，上下行各1.25G；终端通信单元ONU能提供4个百兆端口，供DTU/FTU接入；电源供给交直流多等级可选。
通过EPON通信系统的建设，实现了主站系统和配电自动化终端DTU/FTU间的TCP/IP连接，省略了变电所侧的配网自动化子站系统，简化了系统结构，提高了系统的通信效率，主站和终端间的通信规约为IEC 61870-5-104，符合了技术发展的趋势。有了通信系统的保障，系统在2007年底进行DA功能的仿真实验并投入运行，为最终实现配网自动化系统的高级管控功能进行了有益的尝试。结束语
调控配一体化系统在县局层面集中体现了智能电网“信息化、自动化、互动化”之一的“自动化”特征，涵盖了变电和配电两大环节。面对复杂多变的配电网络，任何建设模式都有其先进性和局限性，因此建设前要开展适应性研究，建成后更需要管理模式的匹配和支撑。
