EVNSPC với chuyển đổi số

1. HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN

Đến tháng 8/2020, hệ thống nguồn điện cung cấp điện cho lưới điện 110kV khu vực miền Nam từ 46 TBA 220kV với tổng công suất MBA là 20.596MVA. Có 60 Nhà máy điện (nhiệt điện, thủy điện, điện gió và điện mặt trời) phát điện lên lưới điện 110kV với tổng công suất MBA phát là 4.593,9MVA. Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) quản lý: 230 trạm 110kV, đường dây 110kV do EVNSPC hiện quản lý vận hành tại 21 Công ty Điện lực (PC) có tổng chiều dài 5.826,8km và đường dây 22kV có tổng chiều dài 49.379,6km.

EVN SPC đã trang bị hệ thống SCADA/DMS kết nối các TBA110kV, các thiết bị 22kV và đưa vào vận hành từ năm 2016. Đến tháng 09/2020, EVN SPC đã thành lập 21 Trung tâm điều khiển tại phòng Điều độ của các Công ty Điện lực và chuyển 219 trạm 110kV thành trạm không người trực vận hành.

Năm 2019, sản lượng điện tiêu thụ đạt 75,99 tỷ kWh, tỷ lệ truyền tải phân phối là 4,22%, số khách hàng phát triển mới là 322.203 hợp đồng. Dự báo tốc độ tăng trưởng phụ tải của năm 2020 khoảng 7,1% (dự báo dựa trên dữ liệu thực hiện các năm 2018, 2019).

Qua phân tích hệ thống lưới điện miền Nam năm 2020, nhận thấy hệ thống lưới điện sẽ phải đối mặt với những khó khăn trong vận hành, tình trạng đầy tải, quá tải lưới điện 110kV do nguồn NLTT phát cao và do nhu cầu phụ tải tăng cao.

EVN SPC đang nỗ lực củng cố, hoàn thiện lưới điện 110kV để đảm bảo an toàn, cung cấp điện ổn định, chất lượng và nâng cao độ tin cậy, giải quyết tình hình đầy/quá tải lưới điện, giải tỏa nguồn NLTT khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận, Long An, An Giang,…

Đánh giá chung về hiện trạng:

Kết cấu hạ tầng lưới điện 22kV vẫn chưa hoàn thiện, hầu hết các đường dây hình tia, khối lượng đường dây 1 pha lớn và phát triển không theo quy hoạch trong thời gian dài, các mạch vòng chưa thể cấp điện qua lại do hạn chế về tiết diện dây dẫn, bán kính cấp điện,…

Thời gian qua, lưới điện EVN SPC được đầu tư sửa chữa, nâng cấp, mở rộng để đáp ứng nhu cầu khách hàng cũng như đảm bảo chất lượng điện năng, độ tin cậy cấp điện. Tuy nhiên, với tình hình phụ tải tăng cao liên tục trong nhiều năm (trên 10%/năm), trong khi nhiều dự án lưới điện chậm tiến độ dẫn đến các trở ngại trong việc cung cấp điện.

Nhờ vận hành hệ thống SCADA/DMS và TBA 110kV không người trực đã giúp EVN SPC tăng năng suất lao động, ước tính đã giảm hơn 50% nhân sự trực vận hành TBA 110kV, giúp giảm thời gian thao tác điều khiển,…. Nhưng tại một số bộ phận như điều độ viên, nhân viên vận hành hệ thống SCADA/DMS còn phải thực hiện một số công tác thủ công như: thực hiện theo mẫu báo cáo, khai báo cơ sở dữ liệu cho đồng thời nhiều hệ thống khác nhau,…

Hệ thống SCADA được trang bị đồng bộ cho các Công ty Điện lực là một lợi thế của EVN SPC, tuy nhiên để đáp ứng tốc độ tăng trưởng quá nhanh của lưới điện, hệ thống cần được nâng cấp kịp thời, đồng thời phát triển các chức năng tự động hóa lưới điện phân phối, tăng độ tin cậy và giảm thời gian ngừng giảm cung cấp điện.

Một số bộ phận kỹ sư vận hành, điều độ, bảo trì hệ thống SCADA/DMS tại Trung tâm Điều hành SCADA và các Công ty Điện lực đã chủ động học hỏi, làm chủ công nghệ và nghiên cứu ứng dụng công nghệ mới vào công tác vận hành lưới điện. Trong thời kỳ chuyển đổi số hiện nay yêu cầu phải có một chiến lược đào tạo đội ngũ kỹ thuật hiệu quả.

2. VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN BẰNG CÔNG NGHỆ SỐ: NHỮNG THÁCH THỨC TRONG TƯƠNG LAI

Ds (Decarbonized, Distributed, Digital)

​

2.1.1. Khử Carbon (Decarbonized)

      Từ nhiều năm qua, Việt Nam đã chủ động thực hiện nhiều biện pháp ứng phó với biến đổi khí hậu, thực hiện nghiêm túc các cam kết quốc tế về biến đổi khí hậu.

       Đòn bẩy chính để giảm lượng khí thải carbon bằng cách tìm ra sự kết hợp phù hợp của các nguồn năng lượng thay thế than và dầu bằng năng lượng gió, năng lượng mặt trời và nước cũng như khí đốt và hạt nhân. Sự phát triển này sẽ ảnh hưởng đến bố trí lưới điện và đòi hỏi phải tổng hợp và quản lý các điểm phát điện quy mô nhỏ.

 2.1.2. Phân tán (Distributed)

      Thế giới năng lượng được đặc trưng bởi sự gia tăng ngày càng tăng của quy mô sản xuất điện phân tán tích trữ và đáp ứng nhu cầu phụ tải trên toàn lưới điện. Điều này dẫn đến sự phức tạp của lưới điện gia tăng và sự xuất hiện của nhiều nhiệm vụ quản lý vận hành mới ngoài phạm vi công tác thông thường của các công ty phân phối và quản lý vận hành.

       Lợi ích kinh tế của chi phí lắp đặt thấp hơn và thời gian hòa lưới nhanh hơn đang củng cố vị thế vững chắc của các nguồn năng lượng phân tán ở những nước có nhiều tiềm năng tái tạo.

       Đó là lý do tại sao việc quản lý lưới điện trong tương lai cần phải bao gồm việc tổng hợp, quản lý và khuyến khích sản xuất và tích trữ sau công tơ cũng như kích thích các mô hình sử dụng mới - thậm chí nhiều hơn nữa khi người tiêu dùng ngày càng tham gia tích cực vào thị trường từ sản xuất đến phân phối. Điện đang chuyển đổi từ một loại hàng hóa đơn thuần thành một “sản phẩm tiêu dùng” có thể hiện cảm xúc.

Kỳ vọng của khách hàng về dịch vụ khách hàng của đơn vị cung cấp điện cùng với sự tương tác ngày càng tăng, và ngày càng nhiều người tiêu dùng có khả năng tương tác với các Công ty Điện lực trong khu vực.

 2.1.3. Kỹ thuật số (Digital)

       Số hóa và chuyển đổi số giúp hệ thống điện ngày càng thông minh hơn và có khả năng liên kết giữa các hệ thống khác nhau. Dữ liệu từ các trạm biến áp áp, thiết bị đóng/cắt, cảm biến được kết nối trên toàn lưới điện và từ nhiều nguồn khác đang trở thành tài nguyên cốt lõi để quản lý lưới điện một cách tự động, hiệu quả và có lợi nhuận.

        Lưới điện kỹ thuật số với các trạm biến áp và cảm biến thông minh đặt tại các điểm quan trọng cho phép quản lý lưới điện hiệu quả hơn. Nó mở ra con đường cho việc bảo trì, dự đoán và sử dụng tài sản theo từng tình huống cụ thể, cuối cùng sẽ tăng cường khả năng tự phục hồi. Thiết kế thông minh của các nền tảng và mô hình kinh doanh dựa trên dữ liệu có thể cho phép các tiện ích tạo ra các luồng doanh thu mới, ngay cả từ các tài sản mà họ không sở hữu. Các nhà máy điện ảo - Virtual power plants (VPP) có thể gộp các trang nguồn năng lượng phân tán. Kết nối nâng cao đang mở đường cho các hệ thống đáp ứng nhu cầu mới, dịch vụ cân bằng lưới điện và nền tảng quản lý năng lượng trong gia đình.

 2.2. Những thách thức trong tương lai đối với công tác vận hành hệ thống điện

2.2.1. Kết nối, vận hành các nguồn năng lượng phân tán trên lưới điện phân phối

     Lưới điện trong tương lai sẽ tích hợp thêm các tính năng mới để đáp ứng nhu cầu của đơn vị quản lý vận hành và khách hàng, đặc biệt là tăng khả năng phục hồi của lưới điện nhờ tích hợp các công nghệ mới (như phương tiện sử dụng điện, hệ thống phát điện siêu nhỏ và hệ thống tích trữ năng lượng). Nguồn điện phân tán bao gồm các dạng nguồn điện quy mô nhỏ khác nhau của khách hàng.

        Sự phát triển nguồn năng lượng tái tạo vào thời điểm này sự bổ sung quý giá đối với hệ thống trong điều kiện nguồn điện đang khó khăn, tuy nhiên một số lượng lớn các nhà máy điện mặt trời đi vào vận hành trong thời gian ngắn đã và đang gây không ít khó khăn, thách thức cho công tác vận hành hệ thống điện do tính chất bất định, phụ thuộc vào thời tiết của loại hình nguồn điện này. Tính đặc thù của năng lượng tái tạo là phân tán, phụ thuộc mùa vụ và thời tiết nên không có nguồn số liệu và phân tích sâu ảnh hưởng đối với lưới điện hiện nay. Việc đánh giá thấu đáo tiềm năng năng lượng tái tạo và đánh giá tác động đến hệ thống điện phân phối hiện nay chưa có đủ cơ sở dữ liệu tin cậy để thực hiện.

       Hệ thống điện truyền thống vận hành với nguồn phát­ công suất từ một phía nguồn trên lưới với mô hình đơn giản và kinh tế. Tuy nhiên, hiện nay xuất hiện nhiều khách hàng sử dụng điện cũng có khả năng sản xuất điện, có thể tạo ra nhiều nguồn phát công suất phân tán dọc trên lưới điện. Nhưng Hệ thống điện hiện hữu lại không được thiết kế với khả năng này; do đó công tác thiết kế các hệ thống bảo vệ trên lưới ngày càng phức tạp, khó khăn.

        Một lượng lớn dữ liệu đang được thu thập và tạo ra tại các lĩnh vực chuyên môn khác nhau trong ngành điện khi thực hiện chuyển đổi số trong cuộc cách mạng công nghiệp 4.0 hiện đang diễn ra. Hệ thống SCADA/DMS của EVN SPC hiện đang kết nối 230 TBA 110kV, 929 thiết bị 22kV và 101 TBA/NMĐ 22kV/110kV của khách hàng. Trong đó hệ thống tiếp nhận, giám sát, xử lý và điều khiển hơn 150.000 points tín hiệu (trạng thái, đo lường, điều khiển) liên tục theo thời gian thực. Ngoài dữ liệu thu thập từ hệ thống SCADA, EVN SPC còn thu thập dữ liệu từ các hệ thống khác như công tơ đơ ghi xa, dữ liệu thông tin kỹ thuật PMIS, OMS, CMIS, MDMS, ERP,….

        Những dữ liệu này phục vụ cho các công ty điện lực, đơn vị quản lý vận hành, đơn vị khai thác lưới điện và người dùng cuối có thể sử dụng, khai thác được bằng các thuật toán cho các mục đích khác nhau (như dự báo cung và cầu điện, đánh giá trạng thái và điển khiển, giám sát lưới điện để thúc đẩy sự tham gia vào thị trường bán buồn điện). Do đó, kết quả được trích xuất từ các dữ liệu này được kỳ vọng sẽ tác động tích cực đến các chỉ số liên quan chi phí vận hành, bảo trì, hiệu quả đầu tư và chất lượng dịch vụ. Ngoài ra, việc xử lý và khai thác khối lượng dữ liệu lớn đang thúc đẩy sự xuất hiện của các mô hình kinh doanh mới (ví dụ: các công ty thương mại khai thác bộ dữ liệu lớn để hiểu rõ hơn hành vi của khách hàng) và thúc đẩy việc cung cấp các dịch vụ năng lượng mới cho khách hàng.

         Việc xác định cơ chế và thuật toán giám sát sẽ cực kỳ quan trọng để ngăn ngừa thiệt hại tối thiểu quá trình vận hành hệ thống điện khi có sự cố trên lưới điện hoặc trong các trường hợp tấn công hoặc xâm nhập vào hệ thống mạng. Mục tiêu chính là tăng hiệu quả sử dụng năng lượng điện một cách bền vững cho cả khách hàng và đơn vị vận hành lưới điện.

         Nhiều trạm biến áp và các tài sản lưới điện khác đã hoạt động quá tuổi thọ thiết kế, các công ty điện lực cần phải cân đối nguồn vốn và năng lực mà thực hiện bảo trì, nâng cấp sửa chữa kéo dài tuổi thọ hoặc thay thế thiết bị. Đồng thời để có thể kết hợp, chuyển đổi các thiết bị này phù hợp với lộ trình, yêu cầu mới cần phải có lộ trình và nguồn vốn đầu tư dài hạn. Hiện nay còn tới 1836 Recloser/LBS không có có khả năng kết nối SCADA.

       Về lực lượng lao động: Theo ước tính, có khoảng 30% lực lượng công nhân lao động tại các Điện lực sẽ đủ điều kiện nghỉ hưu trong vài năm tới. Điều này sẽ dẫn đến sự thiếu hụt lực lượng công nhân trực tiếp vận hành, xử lý sự cố và sửa chữa lưới điện có trình độ và có kinh nghiệm. Do đó cần phải chú trọng nhiều hơn vào các công nghệ có thể thay thế công nhân lao động, đồng thời cung cấp nguồn lực và kiến thức cho thế hệ công nhân tiếp theo.

           Các hệ thống bảo vệ trong mạng phân phối hiện tại giả định nguồn điện từ một hướng chính, và một hướng từ nguồn dự phòng. Với sự hiện diện của các nguồn điện phân tán phát công suất lên lưới điện phân phối, hệ thống có thể nhận các nguồn phát điện có hướng khác nhau, gây ra dòng công suất ngắn mạch khác với dòng ngắn mạch với chỉ có một hướng nguồn. Khi có sự cố có thể nguy hiểm hơn và các thiết bị bảo vệ hiện có có thể không tác động đúng, đảm bảo cách ly sự cố theo đúng thông số cài đặt. Hiện nay đối với các thiết bị Inverter nối lưới đã yêu cầu phải tự động ngừng phát khi phát hiện mất điện lưới, tuy nhiên chưa đánh giá chính xác hoạt động của Inverter và thiết bị bảo vệ khi có sự cố trên lưới phân phối. Các biện pháp nâng cấp lưới điện liên quan đến việc thực hiện mô hình lưới điện thông minh sẽ phải bao gồm một cách nhất quán việc nâng cấp hệ thống bảo vệ.

       Hệ thống điện ngày càng phải đối mặt với nhiều sự gián đoạn hơn do các hiện tượng thời tiết khắc nghiệt như bão, lốc xoáy, hỏa hoạn, lũ lụt, v.v. trong hoàn cảnh toàn bộ các ngành công nghiệp, người dân sinh hoạt ngày càng phụ thuộc nhiều hơn vào điện.

        Đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện phân phối cần cung cấp dịch vụ đáng tin cậy cho người tiêu dùng bằng cách lập phương thức vận hành hệ thống theo dự báo và điều kiện lưới điện. Với sự gia tăng của các hệ thống tích trữ năng lượng và nguồn năng lượng phân tán quy mô nhỏ, khái niệm lưới điện siêu nhỏ (microgrid) có thể được khai thác như một phần của kế hoạch phục hồi lưới điện để giảm thiểu thời gian gián đoạn điện cho các phụ tải quan trọng. Điều này có thể liên quan đến việc tạo ra các khu vực microgrid sử dụng các nguồn năng lượng tại địa phương để cung cấp ít nhất một phần phụ tải, và khai thác thiết bị tích trữ năng lượng để giữ cân bằng giữa tải và nguồn.

Do đó, khả năng phục hồi lưới điện nhanh nhất là một yêu cầu ngày càng cao hơn so với giải pháp dự phòng N-1. Điều này liên quan đến khả năng vận hành ở chế độ microgrid tại một số khu vực của lưới điện phân phối và khả năng triển khai các quy trình khởi động đen cho từng khu vực hiệu quả hơn.

        Ngoài ra, công suất đầu ra nguồn điện mặt trời, gió không ổn định, thay đổi thường xuyên với tính ngẫu nhiên cao, dẫn đến hệ thống điện luôn phải có dự phòng công suất lớn để bảo đảm cung cấp đủ công suất cho hệ thống phụ tải. Các nguồn điện này hay thay đổi đột ngột, không có dự trữ động năng như các máy phát điện quay, nên khi chúng tham gia vào hệ thống điện với tỷ trọng cao sẽ làm giảm quán tính quay của hệ thống, dẫn đến giảm độ dự trữ ổn định của hệ thống điện và tăng nguy mất ổn định lưới điện.

         Ngày nay, khái niệm về hệ thống lưu trữ năng lượng bao gồm một số công nghệ với các trạng thái phát triển khác nhau như: Thủy điện tích năng, hệ thống bánh đà và siêu tụ điện, Pin Lithium-ion, Pin thể rắn, Pin nhiên liệu hydro, Pin axit chì,.... Việc quản lý sự đa dạng của các công nghệ như vậy là một thách thức quan trọng đối với lưới điện, chủ yếu là tính đến việc tích hợp năng lượng tái tạo vào lưới điện ở các cấp điện áp (cao áp, trung áp và hạ áp), cần có sự linh hoạt trong quản lý để đối phó với những bất ổn và cần phải có định hướng phân cấp quản lý hệ thống phân phối đối với các thiết bị này. Hiện nay chưa có tiêu chuẩn kỹ thuật cụ thể đối với hệ thống tích trữ và các quy định, giải pháp cụ thể để sử dụng hệ thống tích trữ năng lượng này trên lưới điện phân phối.

       Tại Mỹ doanh số bán xe điện nhẹ đã vượt 1,2 triệu trong năm 2017 và thêm vào đó, 500.000 xe plug-in hạng nặng đã được bán ra, nâng tổng số xe điện lên 3,2 triệu. Doanh số bán xe điện dự kiến ​​sẽ tăng đáng kể với 24% (54%) doanh số bán xe mới và 7% (33%) tổng số xe trên đường sẽ là xe điện và sự tăng trưởng này ở xe điện đặt ra những thách thức mới và quan trọng đối với lưới điện. Thực tế, nhu cầu về ô tô tại Việt Nam đang tăng nhanh, đến 2025 sẽ đạt khoảng 800.000 xe/năm và 2030 đạt trên 1 triệu xe/năm.

           Tại Việt Nam, Tập đoàn Vingroup đã gửi đề xuất với Văn phòng chính phủ, Bộ Giao thông Vận tải, UBND TP. Hà Nội và UBND TP.HCM để xem xét về phát triển vận tải hành khách công cộng bằng bus điện, xử lý theo thẩm quyền (dự kiến thử nghiệm tại Hà Nội 10 tuyến, TP.HCM 5 tuyến). Về hạ tầng, Vingroup và Tổng công ty Dầu Việt Nam (PV Oil) đã ký Biên bản ghi nhớ hợp tác triển khai hệ thống trạm sạc và thuê pin cho xe máy điện thông minh, ô tô điện. Theo kế hoạch, hai bên sẽ thiết lập 30.000-50.000 trạm sạc và thuê pin trên toàn quốc.

        Những thách thức này càng trở nên khó khăn hơn bởi xu hướng tăng cả công suất sạc cho xe và tăng tốc độ sạc nhanh trong thời gian ngắn (một số phương tiện chở khách hơn 100kWh và với xe buýt điện, xe cao cấp hơn 350 kWh). Với công suất sạc lớn giúp thời gian nạp pin cho xe điện giảm xuống (công nghệ sạc trong 30 phút đã có thể chạy tới 400 km), nên sẽ gây quá tải cục bộ cho hạ tầng lưới điện hiện hữu.

    Hệ thống quy định ở hầu hết các quốc gia hiện đang thay đổi theo từng giai đoạn phát triển công nghệ cụ thể. Do lo ngại về biến đổi khí hậu, sự nóng lên toàn cầu và sự không ổn định của nguồn cung cấp nhiên liệu, các cơ quan quản lý đang áp đặt các chính sách nghiêm ngặt hơn và thời hạn tuân thủ chặt chẽ hơn. Những nhiệm vụ chính sách khó khăn hơn này sẽ yêu cầu tăng vốn đầu tư rất lớn, điều này có thể dẫn đến nhiều vấn đề và gia tăng sự e ngại của đơn vị phân phối điện.

3. MỘT SỐ GIẢI PHÁP

      Một trong những yếu tố quan trọng đối với dịch vụ phân phối là chuyển đổi kỹ thuật số - việc tái tạo lại một tổ chức và tất cả các quy trình của tổ chức thông qua việc sử dụng công nghệ số để cải thiện hiệu quả.

​

Xây dựng kế hoạch trên cơ sở 7 khối nền tảng như hình sau:

​

• Kế hoạch và ngân sách, cần xây dựng kế hoạch phù hợp cho từng năm và tìm kinh phí đầu tư tương đối lớn.
• Cơ cấu tổ chức phải phù hợp.
• Cần quy hoạch phát triển công nghệ tiên tiến và phù hợp.
• Về kỹ thuật và năng lực, cần đầu tư để nâng cao năng lực đội ngũ kỹ thuật.
• Đòi hỏi đội ngũ có chuyên môn và tận tâm.
• Việc lựa chọn dữ liệu và nhập đủ các thông số cho DMS tốn rất nhiều thời gian và công sức, cần đạt được độ chính xác trong tính toán và kết quả, cần xây dựng đồ thị phụ tải cho mỗi loại khách hàng.
•  Giám sát và điều khiển từ xa.

• Dò tìm và định vị sự cố.
• Tự động chuyển mạch để cách ly và khôi phục cấp điện.
• Điều khiển DMS và quản lý dữ liệu công-tơ (MDMS – Meter Data Management System):

• +Định vị chính xác sự cố dựa trên tín hiệu mất điện từ các công-tơ.

• +Định tuyến tốt hơn cho lực lượng bảo trì thông qua thông tin địa lý.
• +Cải thiện sự sử dụng lưới phân phối và thiết bị - do làm tốt hơn tính toán trạng thái lưới phân phối và giám sát tải dựa trên đồ thị phụ tải chính xác từ MDMS.
• +Thông tin đến khách hàng thông qua hệ thống thông tin khách hàng.

• Tối ưu hóa điện áp và công suất phản kháng (Volt-Var OptimiZation).
• Xây dựng hệ thống quản lý chất lượng điện năng.
• Phát hiện tổn thất phi kỹ thuật.
• Điều khiển, giám sát thời gian thực.
•  Tự động chuyển mạch để tái cấu hình động.

• Kiểm soát tải thông qua giá điện thay đổi theo giờ.
• Kiểm soát nguồn phân tán và các hệ thống lưu trữ năng lượng (energy storage system).
• Phối hợp nguồn phân tán, các nguồn năng lượng dự trữ để đáp ứng nhu cầu phụ tải.

• Tích hợp dữ liệu và tiêu chuẩn hóa.
• Phân tích dữ liệu.
• Những phương pháp bảo trì theo kế hoạch.
• Những phương pháp để xác định tuổi thọ thiết bị còn lại để có kế hoạch thay thế tài sản.
• Phân tích dữ liệu tình trạng thiết bị/ tài sản:

• +Giám sát thiết bị.
• +Bảo trì định kỳ.
• +Quản lý dữ liệu tài sản mang tính chủ động bằng cách:
  • Phân tích thiết bị dựa trên dữ liệu giám sát.
  • Bảo trì căn cứ vào tình trạng.
• • +Trong tương lai, quản lý đặc tính tài sản bằng cách:

• • Trạng thái “sức khỏe” của thiết bị.
  • Bảo trì đoán trước. Tức là ngăn ngừa sự cố bằng cách dự đoán trước.

Tất cả dữ liệu từ hệ thống phân tích sự cố, chất lượng điện năng, giám sát diện rộng sẽ được tập trung xử lý và cung cấp cho các đối tượng: điều khiển và bảo vệ, quản lý tài sản, vận hành trung tâm điều khiển và nhóm những người dùng.

3.3. Hoàn thiện tổng thể lưới điện EVN SPC đến năm 2025

Đảm bảo cung cấp điện đầy đủ, kịp thời, an toàn, ổn định, chất lượng theo nhu cầu phát triển phụ tải nhằm đáp ứng sự phát triển kinh tế- xã hội của các Tỉnh/Thành phố trong khu vực;

Giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện;

Đảm bảo việc kết nối và giải phóng công suất dự án nguồn NLTT theo quy hoạch đối với lưới 110kV;

Tạo liên kết mạch vòng giữa các trạm biến áp để đảm bảo cấp điện ổn định, liên tục, đáp ứng tiêu chuẩn N-1.

Tiếp tục củng cố lưới điện, hoàn thiện lưới điện, đẩy nhanh thực hiện đầu tư, hoàn thành các công trình điện để đảm bảo an toàn, cung cấp điện ổn định, chất lượng và nâng cao tin cậy, giải quyết tình hình đầy/quá tải lưới điện, giải tỏa nguồn NLTT khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Ninh, Long An,…

 3.4. SCADA tại Tổng công ty năm 2021

3.4.1. Mục tiêu

Mở rộng, nâng cấp hệ thống SCADA/DMS (phần cứng, phần mềm), tối ưu cơ sở dữ liệu SCADA, giải quyết tình trạng đầy và quá tải của hệ thống SCADA của EVN SPC trong giai đoạn đến năm 2025.

Nâng cấp hệ thống lưới điện hướng đến tự động hóa (áp dụng giao thức IEC 61850 và áp dụng triệt để các chức năng tự động tại trạm như tự động điều khiển nấc MBA, tự động đóng/ngắt tụ bù…).

Thêm vào hệ thống SCADA hiện hữu các tính năng DMS đáp ứng lộ trình xây dựng lưới điện thông minh, tự động hóa lưới điện của EVN. Khai thác hiệu quả các chức năng DMS của hệ thống SCADA/DMS như: Tô màu động lưới điện, Mô phỏng lưới điện theo thời gian thực; Tìm kiếm sự cố, cách ly và tái lập cung cấp điện; Quản lý điện áp và công suất vô công; Tính toán ngắn mạch, tính trào lưu công suất…

Triển khai thí điểm chức năng DMS tự động đóng cắt lưới điện 22kV khi có sự cố tại Công ty Điện lực. Xây dựng mô hình, tiêu chuẩn vận hành tự động hóa lưới điện 22kV để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (giảm SAIDI/SAIFI).

Mở rộng chức năng nhập liệu về các Remote Console (20 tỉnh) để đảm bảo dữ liệu được cập nhật liên tục.

Thực hiện chia sẻ dữ liệu SCADA với các hệ thống phần mềm dung chung trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Tổng công ty Điện lực miền Nam (OMS, GIS, PMIS, MDMS, CMIS, CRM), tự động hoàn toàn công tác báo cáo, khai báo cơ sở dữ liệu liệu đồng nhất trên các hệ thống; đối với mỗi loại dữ liệu chỉ thực hiện cấu hình khai báo từ một hệ thống duy nhất.

Là hệ thống cơ sở, nền tảng để triển khai chương trình xây dựng lưới điện thông minh, tự động hóa lưới điện và chương trình DSM/DR đạt kế hoạch EVN giao.

Đào tạo, nâng cao năng lực triển khai tự động hóa, khai thác hiệu quả các tính năng DMS. Nâng cao năng lực trong công tác vận hành, quản trị hệ thống viễn thông OT, quản trị cơ sở dữ liệu hệ thống SCADA/DMS, chia sẻ dữ liệu giữa hệ thống OT và IT.

 3.4.2. Các chức năng cơ bản sẽ được khai thác

a) Chức năng quản lý sự cố - Fault Management Function

•      Định vị sự cố - Fault Location (FLOC)
•      Cô lập sự cố và tái lập điện - Fault Isolation and Service Restoration (FISR):
• • +Cô lập phân đoạn sự cố,
  • +Khôi phục, tái lập điện cho tất cả các phân đoạn không bị sự cố.
  • +Giảm thiểu thời gian mất điện cho các khách hàng bị ảnh hưởng
  • +Thiết lập các hoạt động thao tác chuyển nguồn cần thiết
  • +Được sử dụng để lập kế hoạch cắt điện (cô lập thiết bị để bảo trì theo kế hoạch)

b) Chức năng tính toán ngắn mạch - Short Circuit calculation (SCA)

• SCC tính toán ngắn mạch do sự cố hoặc do đấu nối sai. Chức năng của SSC:
• • +Tính toán dòng ngắn mạch lớn nhất, đánh giá khả năng cắt/bảo vệ của thiết bị,
  • +Tính toán dòng ngắn mạch nhỏ nhất để làm cơ sở cho việc kiểm tra độ nhạy bảo vệ hoặc lựa chọn cầu chì tự rơi,
  • +Tính toán dòng sự cố tại vị trí được chọn.
  • +Tính toán dòng sự cố cho cáp ngầm.

 c) Chức năng điều khiển điện áp/Công suất vô công - Volt/VAR Control

• Ứng dụng VVC cung cấp công cụ tối ưu lưới điện phân phối, giảm tốn thất công suất, điều khiển điện áp, công suất phản kháng, công suất tiêu thụ như: Thay đổi nấc MBA /Bộ điều chỉnh điện áp trên đường dây và điều chỉnh công suất phản kháng như Pin tích trữ, phụ tải và nguồn điện (như nguồn năng lượng mặt trời hoặc gió).
• Công tác tối ưu hóa này bao gồm các mục tiêu do người dùng lựa chọn sau: Giảm thiểu tác động tiêu cực; Giảm công suất tiêu thụ; Giảm công suất phản khảng; Giảm tổn thất; Tối đa độ ổn định điện áp; Công suất yêu cầu tại nguồn cấp điện; Việc tối ưu hóa phụ thuộc vào các quy định vận hành lưới điện, các phương vận hành; VVC thực hiện theo chu kỳ hoặc theo sự kiện trong thời gian thực và dựa trên yêu cẩu của người dùng trong chế độ nghiên cứu.

d) Chức năng tối ưu phương thức vận hành lưới điện phân phối - Optimal Feeder Reconfiguration (OFR)

• OFR đánh giá phương thức vận hành lưới điện phân phối hình tia, kiểm tra đặc tính kỹ thuật của các thiết bị đóng/cắt thường mở, tính toán khả năng chuyển tải, giới hạn điện áp và tổn thất công suất trên phát truyến.

Người dùng có thể lựa chọn các ứng dụng sau: Tối thiểu tác động tiêu cực; Tối thiểu tổn thất công suất trên phát tuyến; Cân bằng tải giữa các trạm biến áp phân phối, các pha vận hành.

3.5. Triển khai tự động hóa lưới phân phối

Chuỗi giá trị ứng dụng theo từng khía cạnh vận hành lưới phân phối và tiêu thụ như sau:

• Về góc độ Vận hành lưới phân phối:

• +Giám sát diện rộng và đáp ứng nhu cầu điều phối thời gian thực.

• +Điều khiển xa TBA 110kV, Recloser/LBS.
• +Khả năng phục hồi của lưới điện.
• +Quản lý mất điện, phòng ngừa mất điện.
• +Chất lượng điện năng. Kiểm soát Volt/VAR tự động (Thiết bị điều chỉnh điện áp tự động và tự động điều khiển tụ bù).
• +Tiết kiệm điện năng.
• +Nguồn phân tán trong hệ thống. Hệ thống lưu trữ năng lượng. VPP (Virtual Power Plants – Ứng dụng mô hình nhà máy điện ảo trong điều khiển lưới điện thông minh) tích hợp nguồn phát phân tán (Distributed Generation-DG), EV (Electric Vehicle) và DR (Demand Response – đáp ứng nhu cầu phụ tải).
• +Hạ tầng đo đếm tiên tiến - AMI (Advanced Metering Infrastructure).
• +Đáp ứng nhu cầu phụ tải thông qua điều khiển tải trực tiếp và phản hồi (feedback) dữ liệu năng lượng thời gian thực.
• +An ninh mạng.
• +An toàn.
• +Tiết kiệm chi phí đầu tư (CAPEX) và chi phí vận hành (OPEX).
• +Linh hoạt và minh bạch.
  • Về khía cạnh tiêu thụ:
• +Nguồn điện nhỏ.
• +Năng lượng mặt trời áp mái (rooftop solar energy).
• +Hệ thống lưu trữ năng lượng tiêu thụ riêng (cá nhân và tổ chức).
• +Mạng gia đình (HAN – Home Area Networking).
• +Thiết bị thông minh.
• +Tích hợp điều khiển tòa nhà vào những ứng dụng lưới điện tiên tiến.
• +PHEV/EV (Plug-in Hybrid Electric Vehicle / Electric Vehicle) hệ thống nạp năng lượng cho xe điện.
• +Những hệ thống thanh toán trước tiền điện.
• +Giá theo thời gian.
• +Các nhà cung cấp dịch vụ bên thứ ba.

EVN SPC triển khai cấu trúc lưới điện và tự động hóa 03 giai đoạn:

Giai đoạn 1 (2020-2021): Chuẩn hóa lưới điện trung thế chuẩn bị tiền đề phát triển tự động hóa lưới điện.

Giai đoạn 2 (2021-2023): Giảm SAIDI, SAIFI, từng bước nâng cao chất lượng phục vụ khách hàng.

Giai đoạn 3 (2023-2025): Giảm SAIDI và hướng tới tự động hóa lưới điện, nâng cao chất lượng phục vụ khách hàng, rút ngắn thời gian khắc phục sự cố và tái lập điện của các tổ sửa chữa điện. 

EVN SPC hiện đang triển khai nghiên cứu mô hình Microgrid tại Côn Đảo với mục tiêu:

• Đề xuất và xây dựng mô hình mô phỏng dựa trên nền tảng mô phỏng thời gian thực, thể hiện được các thành phần của lưới điện phân phối có nhiều nguồn năng lượng tái tạo. Áp dụng tính toán cụ thể với Côn Đảo của Việt Nam.
• Phát triển các ứng dụng phục vụ xây dựng phương thức vận hành ngắn hạn cho lưới điện cô lập có nguồn năng lượng tái tạo, với hàm mục tiêu kinh tế và thoả mãn các ràng buộc kỹ thuật thực tế.
• Phát triển các ứng dụng tính toán tối ưu phục vụ cho quy hoạch các lưới điện độc lập có năng lượng mới, trong đó xác định tối ưu công nghệ và dung lượng của các nguồn điện gió, điện mặt trời, thiết bị lưu trữ năng lượng.
• Hoàn thiện thành mô hình chuẩn cho công tác quy hoạch, phân tích, tính toán cũng như vận hành mô phỏng lưới điện thông minh, phục vụ làm hình mẫu chuẩn để tham khảo cho việc triển khai các dự án cũng như công tác đào tạo nhân lực.
• Mô hình có thể đưa thành ứng dụng để triển khai ngay thành dự án cho Côn Đảo, cũng như khả năng triển khai tương thích cao cho các dự án microgrid khác, cũng như quy mô lưới lớn hơn (Smart Grid).

​

phân phối điện, nó là thành phần cốt lõi của các công tác quản lý tài sản, quản lý vận hành lưới điện, cũng như điều phối lưới điện trong tương lai.

Mô hình tích hợp các hệ thống SCADA, quản lý lưới điện trên nền GIS, hệ thống quản lý dữ liệu công tơ MDMS, dịch vụ khách hàng như sau:

​

và an ninh mạng

3.8.1. Phân tích dữ liệu

, các đơn vị quản lý vận hành, phân phối điện cần phải có các mô hình, giao diện dữ liệu được chuẩn hóa và định hướng dài hạn, đó là cốt lõi để phát triển công tác quản lý vận hành lưới điện trong tương lai.

3.8.2. An ninh mạng

3.8.3. Ứng dụng big data và trí tuệ nhân tạo trong công tác đảm bảo an toàn thông tin

Với sự hỗ trợ của công nghệ như hiện nay, để đảm bảo an toàn thông tin kịp thời trong quá trình quản lý và vận hành các hệ thống công nghệ thông tin của SPC, thì việc ứng dụng Big data và AI vào công tác phân tích cảnh báo là hết sức cần thiết.

4. KẾT LUẬN

Vận hành lưới điện bằng công nghệ số là xu thế tất yếu, đặt ra nhiều thách thức đối với ngành điện.

Việc nghiên cứu, đánh giá và lựa chọn các giải pháp phù hợp trình độ, nguồn lực là công việc hết sức quan trọng và cần sự đầu tư thỏa đáng.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] Dự thảo Đề án "Hoàn thiện, nâng cấp lưới điện tại EVN SPC giai đoạn 2020 - 2025", Ban Kỹ thuật EVN SPC, 09/2020.

[2] The future of power systems: Challenges, trends, and upcoming paradigms, Joao Abel Peças Lopes et al, 11/2019.

[3] Đề tài “Nghiên cứu thiết kế và mô phỏng lưới điện thông minh áp dụng cho các đảo độc lập, thử nghiệm tại Côn Đảo", EVN SPC, 06/2020.

[4] Định hướng ứng dụng Big data và trí tuệ nhân tạo trong công tác đảm bảo an toàn thông tin, Ban Viễn thông và Công nghệ thông tin EVN SPC, 06/2020.

Quý Hải