Triển khai đánh giá Bộ chỉ số lưới điện thông minh theo chuẩn quốc tế vào năm 2030

Nội dung đưa ra trong Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2023-2030, tầm nhìn 2045 được Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ.

• Thiết bị điện tử chuyên dùng nhập khẩu có mức thuế GTGT 10%
• Thực hiện tốt kế hoạch cung ứng điện năm 2024
• Tiêu hủy hơn 100.000 sản phẩm thuốc lá điện tử vi phạm, trị giá trên 3 tỷ đồng

Mới đây, Bộ Công Thương đã trình Thủ tướng Chính phủ Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2023-2030, tầm nhìn 2045. Đề án nhằm cụ thể các nội dung Giai đoạn 3 của Chương trình phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 1670/QĐ-TTg cũng như cập nhật sự phát triển của khoa học công nghệ trong cuộc cách mạng công nghiệp lần thứ 4.

Đảm bảo phát triển lưới điện hiện đại, nâng cao chất lượng điện năng

Mục tiêu của Đề án nhằm nâng cấp, xây dựng lưới điện truyền tải, phân phối điện tiên tiến, phát triển lưới điện thông minh với công nghệ hiện đại nhằm nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện; góp phần trong công tác quản lý nhu cầu điện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả; đầu tư hiện đại hoá ngành điện từ khâu sản xuất, truyền tải đến phân phối đáp ứng yêu cầu phát triển của thị trường điện, có khả năng tích hợp quy mô lớn nguồn năng lượng tái tạo; nâng cao khả năng bảo đảm an ninh mạng lưới điện và chất lượng dịch vụ điện. Tích cực thực hiện các chương trình quản lý nhu cầu điện và điều chỉnh phụ tải, giảm thiểu tối đa tổn thất điện năng. Hiện đại hoá hệ thống điều độ, từng bước triển khai áp dụng những công nghệ giám sát kỹ thuật tự động, thông minh; nghiên cứu ứng dụng truyền tải siêu cao áp, truyền tải một chiều trong ngành điện...

Kiểm tra thiết bị sân ngoài trời tại các TBA qua quét mã QR code ( Ảnh: Thu Hường)

Cụ thể đến năm 2030: Phấn đấu giảm tổn thất điện năng toàn hệ thống điện về mức dưới 6%; điều khiển từ xa, không người trực vận hành đối với 100% các trạm biến áp 110 kV, 220 kV.

Xây dựng hoàn thiện hệ thống SCADA/EMS giai đoạn 4 của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, đáp ứng việc điều độ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện, có khả năng tích hợp lượng lớn nguồn năng lượng tái tạo; Xây dựng và hoàn thiện hệ thống Quản lý nguồn phân tán tại Điều độ Quốc gia/Điều độ miền cũng như các công ty phân phối, các hệ thống trung tâm điều khiển, trung tâm vận hành, giám sát lưới điện truyền tải và phân phối.

Hoàn thành lắp đặt 95% công tơ đo xa sử dụng trên lưới điện và cho khách hàng sử dụng điện; phấn đấu 95% các yêu cầu dịch vụ điện được thực hiện thông qua các nền tảng số.

Đồng thời, nghiên cứu, triển khai các hệ thống lưới điện siêu nhỏ (Microgrid) có tích hợp hệ thống pin lưu trữ, trụ sạc xe điện tại các vị trí phụ tải quan trọng, các hệ thống điều khiển và giám sát trạm sạc xe điện thông minh. Nghiên cứu mô hình lưu trữ năng lượng quy mô nhỏ nhằm cân bằng cung cầu ngay ở cấp độ người dùng.

Triển khai đánh giá bộ chỉ số lưới điện thông minh theo chuẩn quốc tế; Từng bước ứng dụng trí tuệ nhân tạo, dữ liệu lớn, internet vạn vật (IoT) trong giám sát, dự báo năng lượng tiêu thụ, dự báo phụ tải, dự báo sự cố của thiết bị và hệ thống, đánh giá tình trạng thiết bị và vận hành hệ thống điện; quản lý tài sản, chăm sóc khách hàng và an ninh bảo mật...

Đến năm 2045: Duy trì giảm tổn thất điện năng toàn hệ thống điện về mức dưới 6% và tiến tới ngang bằng với các nước tiên tiến trong khu vực ASEAN; 50% các trạm biến áp trung áp được giám sát vận hành từ xa; 50% đơn vị quản lý lưới điện phát triển hệ thống thông tin địa lý (GIS).

Hoàn thiện mô hình điều độ hệ thống điện Việt Nam đồng bộ với đầu tư nâng cấp hệ thống SCADA/DMS/EMS đảm bảo khả năng điều độ, vận hành an toàn hệ thống điện trong quá trình chuyển dịch năng lượng.

Tiếp tục tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng phân tán; Nghiên cứu triển khai các mô hình nhà máy điện ảo, các mô hình quản lý, vận hành mới đáp ứng quá trình chuyển dịch năng lượng, tiếp tục triển khai quản lý nhu cầu phụ tải và điều chỉnh phụ tải.

Đặc biệt, phát triển mạnh các ứng dụng trí tuệ nhân tạo, dữ liệu lớn, IoT trong giám sát, dự báo năng lượng tiêu thụ, dự báo phụ tải, dự báo sự cố của thiết bị và hệ thống, đánh giá tình trạng thiết bị và vận hành hệ thống điện; quản lý tài sản, chăm sóc khách hàng và an ninh bảo mật. Triển khai đầy đủ các giải pháp đảm bảo an toàn, an ninh thông tin cho hệ thống điện...

Đứng thứ 4 Đông Nam Á về chỉ số tiếp cận điện năng

Sau 10 năm triển khai Quyết định số 1670/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 8/11/2012 về phát triển lưới điện thông minh, đến nay, các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện của Việt Nam đã có các tiến bộ vượt bậc, năm 2022 số lần mất điện trung bình (SAIFI) của khách hàng là 2,95 lần và thời gian mất điện trung bình (SAIDI) là 283 phút, đã đóng góp chung vào chỉ số tiếp cận điện năng giai đoạn 2013 - 2022 với kết quả tăng 129 bậc từ vị trí 156 lên vị trí 27 và đứng thứ 4 khu vực Đông Nam Á. Đồng thời, tỷ lệ tổn thất điện năng của Việt Nam liên tục giảm từ mức 8,85% năm 2012 xuống còn 6,24% năm 2022.

TBA 220kV Thủy Nguyên (Hải Phòng)- Trạm biến áp số đầu tiên của Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (Ảnh: Mạnh Hùng)

Đặc biệt, Bộ Công Thương đã bổ sung một số quy định tạo cơ sở pháp lý cho phát triển lưới điện thông minh liên quan đến hình thành các trung tâm điều khiển, trung tâm thao tác xa, trạm biến áp không người trực, thực hiện điều khiển, đóng cắt từ xa các thiết bị trong hệ thống điện; các quy định thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải, nghiên cứu phụ tải điện; các quy định liên quan đến công tác điều độ, thao tác và xử lý sự cố đối với trung tâm điều khiển, trạm biến áp không người trực, điều khiển tần số, dịch vụ phụ, công tác điều độ, vận hành và phân cấp điều độ đối với các nhà máy năng lượng tái tạo…

Bên cạnh đó ngành đện đã nâng cấp, xây dựng mới hệ thống SCADA/EMS/DMS, kết nối tín hiệu SCADA của các nhà máy điện, trạm biến áp. Đến nay, 100% các tổng công ty điện lực, công ty điện lực tỉnh đều đã trang bị hệ thống SCADA/DMS, miniSCADA để giám sát và điều khiển lưới điện; 100% các nhà máy điện có công suất trên 30MW, trạm biến áp 500kV, 220kV đã hoàn thành kết nối hệ thống SCADA và 97% TBA 110kV đã hoàn thành kết nối hệ thống SCADA.

Bên cạnh đó, 100% công tơ đo đếm tại các TBA 500kV, 220kV, 110kV đã được đo đếm từ xa; 99% các nhà máy điện đã được đo đếm từ xa; 77% công tơ đo đếm cho khách hàng đã được đo đếm từ xa; 100% các TBA 110kV đã vận hành không người trực; 79% các TBA 220kV đã vận hành không người trực.

Bên cạnh những kết quả đã đạt được, trong quá trình thực hiện nhiều tồn tại, khó khăn, thách thức cũng đã nảy sinh yêu cầu cần phải được tháo gỡ, giải quyết trong giai đoạn tới như nguồn lực để đầu tư hiện đại hóa lưới điện, các trang thiết bị, hệ thống là rất lớn trong khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị điện lực còn gặp nhiều khó khăn trong cân bằng tài chính và nguồn lực để đầu tư.

Ngoài ra là hạn chế về nhận thức của một số đơn vị trong triển khai, nghiên cứu, truyền thông về lưới điện thông minh.

Đặc biệt, các công nghệ lưới điện thông minh là các công nghệ mới, hiện đại do đó việc triển khai cần chứng minh hiệu quả, sự an toàn và sửa đổi các quy định pháp luật nhằm đảm bảo sự đồng bộ cần nhiều thời gian để hoàn thiện.

Nguồn: Báo Công thương

• phản hồi

• cùng chuyên mục