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12月12日，清远35kV黄牛滩变电站综合改造结束，正式纳入清远局调控中心集中监控运行，标志着南方电网广东公司35kV-500kV变电站全面实现集中监控，在南网范围内率先全面实现调控一体化。
这意味着南方电网广东公司所有35kV以上变电站已经转由地市局调控中心集中监视并远程控制，不再需要运行人员分散到各个站点进行监控，实现了减员增效，优化了资源配置，并且能够大幅度提升事故处理和停送电等工作的效率。
送电复电“秒”处理
按照传统的变电站操作模式，进行开关送电、断电操作时，首先由调控中心调度人员打电话给变电站运行人员，发出操作指令，变电站人员收到指令后编写现场操作票，采取一系列的安全措施，操作至少需要两个人，一人操作一人监护，对开关实施操作，操作完成后，电话回复调度人员，待调度人员确认后，整个送电或断电操作才算完成。
实行调控一体化管理和运作模式后，进行开关分合操作时，调度人员不再需要电话指令变电站人员，直接在调控中心远程控制即可，大大缩短了操作时间，大幅度提升了效率。
根据南方电网广东公司调控中心测算，相比传统方式，在调控一体化模式下，平均一次开关操作能节约时间4.95分钟。据统计，2017年南方电网广东公司累计开展开关远方控制约4万次，节省操作时间约3305小时。
2017年8月，台风“天鸽”在广东珠海登陆，南方电网广东公司珠海、茂名、云浮等10余个地区变电站和线路受损停运，200万供电用户受到影响。由于已经实施调控一体化，调度员可以实现“秒”处理，快速强送线路，在抢修完工后也能够快速操作复电，珠海电网和澳门供电通道得以迅速恢复，并在两天内基本恢复台风影响其他区域供电，大幅缩短了用户停电时间。
据统计，今年南方电网广东公司已利用远方控制进行事故和故障处置约1000次，累计节约处置时间约770小时，效率明显提升，故障后复电时间大幅缩短。
国际一流“少”时间
为进一步提升调控一体化运作效能，南方电网广东公司在佛山、东莞局大力推进调度端线路程序化远方操作试点，通过智能顺序操作、综合防误和全过程智能安全校核，有效提升操作效率，防控电气误操作和人身伤害风险，输电线路由“运行”至“冷备用”之间的状态转换操作由调度端一键完成，耗时由30分钟降至2分钟内，达到国际一流水平。佛山局已有111座变电站具备程序化远方操作功能。东莞局将调度网络发令平台功能和程序化操作功能无缝融合，开发并实用化调度端智能防误程序化操作模块，目前东莞调度全部线路停送操作均通过该系统完成，覆盖184座变电站，其中61座变电站常态应用程序化操作。
艰难建设“短”周期
调控一体化模式的建设和运行，不是简单的监控职责和操作权限转移，还需要对大量的软硬件实施改造。
2017年初，南方电网广东公司经过梳理，将未集中监控的100座变电站纳入督办改造计划，要求年内完成变电站整体综合自动化改造、对重点设备进行功能升级、对软件控制系统进行功能完善和改造。为确保完成调控一体化改造任务，南方电网广东公司调控中心多次协调设备、物资、物流等部门，落实改造项目，确保物资到位，多次协调南网总调及有关供电局优化停电安排。经多方共同努力，至2017年12月12日，南方电网广东公司35kV-500kV变电站集中监控率达到100%，全面实现主网调控一体化。
位于清远阳山县的35kV黄牛滩变电站是纳入改造督办的变电站之一，该站地处偏远、设备老化陈旧，要实现调控一体化，需要更换35kV电压互感器、避雷器、计量箱和多套保护装置，需要增加自动化及通信设备，改造工作量大、时间紧、难度大。清远供电局各级管理人员高度关注，克服一切不利因素，有序组织停电、拆旧、安装、调试、验收等工作，并使用无人机等先进设备，开展检查旧避雷针铁件检查等工作，仅用150天的施工时间，就将35kV黄牛滩变电站成功升级为110kV变电站并完成了调控一体化改造。
国际领先“高”标准
南方电网广东公司调控中心调度部潘远介绍，推行调控一体化模式，对变电站进行集中监视和遥控，能实现资源的灵活配置，优化供电局人力资源配置，具有减员增效的长远效益，对提高电网运行水平发挥了重大作用。
调控一体化模式下，220kV及以下集中监控变电站实现无人值班，500kV集中监控变电站少人值守，全网设备由地市供电局调控中心负责统一监控。35kV及以上变电站若采取传统有人值班模式，平均约需6人/站，实施调控一体化管理模式后，平均1个变电站配置不到1.5个巡检人员，按此测算，2017年可减员约600人，实现了人力资源的优化配置，有效缓解供电局结构性缺员问题。
南方电网广东公司将按高标准持续推进调控一体化建设，推广隔离刀闸远方控制、线路程序化远方控制、35kV及以下保护重合闸远方投退等技术的应用，力争在“十三五”末期达到调控一体化国际先进水平。
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