一、立项背景
随着电网的快速发展，传统的电网调度、运行管理模式，已不符合发展需求，显露出运行一线刚性缺员严重、调控流程不合理等诸多问题，电网快速发展和高效安全运行对地区电网开展集约化、高效率“大运行”模式创新提出新需求。
二、创新方案
按照“重点先行、稳步推进、不断完善”的建设思路，充分利用现有集控、调度自动化系统资源，在包头、乌海地区先行开展“调控一体化”试点建设工作并投入运行，实现调控一体化模式运行。随着各地区无人值班变电站比例的进一步提高、调度自动化技术支持系统的应用，通过地区调度自动化系统、数据传输通道、辅助技术支持手段等保障体系建设及人力资源配置调整，组织各地区开展调控一体化建设，实现地区电网调度、变电站集中监控的一体化运行管理模式。
三、技术原理
打破常规业务管理的束缚，分离变电专业监控、运行维护业务，整合传统调度自动化系统和变电站集中监控系统，将电网监控业务与调度业务相融合，通过地区调度自动化系统、数据传输通道、辅助技术支持手段等保障体系建设及人力资源配置调整，实现电网调度与电网监控一体化管理。
四、特点
“调控一体化”管理模式的创新推广，有效整合变电运行与电网调度资源，推进了电网调度运行、输变电设备集中监控业务数据融合共享，缩减电网调度环节，提高了电网运行实时控制效率，充分发挥了集约化管理的优势，保证了运行人员统筹调配，实现了减员增效的效果，全面提升地区电网集约化协同控制水平和大电网驾驭能力。
（一）优化资源配置。
采取“调度控制合一、运行管理合一、内部分工协作”的模式，设置地区电网调控中心，负责调度运行和电网运行监视业务及部分设备操作，优化了电网运行管理业务和人力资源配置，开发应用一体化技术支撑系统，实现了自动化系统资源集约化配置。
（二）提高电网运行效率。
采用“调控中心+运维操作站”管理模式，相比常规电网运行管理模式，创新缩短了调度与变电运行之间的信息传递，优化了管理流程，充分发挥了电网调度在电网运行、方式调整以及事故应急处置中的重要作用，提升了电网实时控制效率和整体协同控制的水平。
（三）创新制度保障体系
制定了十多项管理制度和技术标准，在建设原则、机构人员设置以及技术保障等方面为各地区“调控一体化”建设提供制度保障，全网地市供电单位按照统一规划，全部实现“调控一体化”运行管理模式。
（四）提升电网智能化水平
融合共享电网调度运行与输变电设备集中监控业务，建设电网智能调度监控中心技术支持系统，满足地区调控一体化运行的要求。
五、取得的效果
（一）实现“调控一体化”模式
全面整合了电网调度和设备运行资源，实现变电设备运行集中监控业务与电网调度业务高度融合。
（二）电网运行集约化管理
“调控一体化”运行管理模式的推广应用，使电网运行资源具备了集约化管理能力，人员和物资得到优化配置。
（三）提高电网运行管理水平
“调控一体化”运行管理模式，实现了电网调度运行与输变电设备集中监控信息共享，缩短了地区电网调度与设备管理业务链条，提高了电网运行效率。
（四）推动电网技术进步
制定了多项技术规范，为“调控一体化”建设提供了技术保障。各级光传输通信网得到了加强，加快了地区调度数据网建设，各地区建成了电网智能调度监控中心技术支持系统，采取集中监控的报文优化整合展示等技术措施，提高了电网及设备自动化协同控制技术水平。完成地区调控中心远程防误、远程操作的遥视监视整合技术研究应用，提升了电网智能化水平。
六、推广应用情况
全网地市供电单位全部实现“调控一体化”运行管理模式，形成了集中统一、权责分明、工作协调、规范高效的“大运行”体系，具备了驾驭大电网的调控能力和大范围优化配置资源的能力。
七、社会效益
该项目的创新推广，实现了电网调度运行与输变电设备集中监控信息共享，充分发挥了电网调度在电网运行、方式调整以及事故应急处置中的重要作用，极大地降低了电网事故处置时间，提高了电网对用户的供电可靠性，进一步保障了各地区的安全可靠供电。