Kết quả tích cực

Trước đó, ngày 8/11/2012, Thủ tướng Chính phủ đã có Quyết định số 1670/QĐ-TTg phê duyệt Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam (Quyết định 1670). Tại Quyết định số 1670/QD-TTg đã xác định lộ trình phát triển lưới điện thông minh gồm 3 giai đoạn: Giai đoạn 1 (2012-2016): Triển khai các chương trình lưới điện thông minh nhằm tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống diện, trong đó tập trung vào lưới diện truyền tải.

Giai đoạn 2 (2017-2022): Triển khai các chương trình lưới điện thông minh, phát triển mở rộng ứng dụng tập trung vào lưới điện phân phối.

Giai đoạn 3 (từ sau 2022): Định hướng một số chương trình lưới điện thông minh tiên tiến, trong đó mở rộng tới việc triển khai các ứng dụng ở cấp độ người dùng và các nền tảng tạo điều kiện cho khách hàng tham gia thị trường bán lẻ diện cạnh tranh, quản lý nguồn diện năng lượng tái tạo và nguồn điện phân tán với số lượng lớn, tích hợp các xu hướng mới của công nghệ như quản lý các hệ thống trạm sạc xe điện, lưu trữ năng lượng, lưới điện siêu nhỏ.

Trong 10 năm triển khai Quyết định 1670 về phát triển lưới điện thông minh, các đơn vị đã đạt một số thành tích như nâng cấp, xây dựng mới hệ thống SCADA/EMS/DMS', kết nối tín hiệu SCADA của các nhà máy điện, trạm biến áp.

Trong năm 2016, hệ thống SCADA/EMS mới trang bị cho Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) và các Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền (A1, A2, A3) đã được hoàn thiện và đưa vào vận hành chính thức.

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 diện.

Đáng chú ý, các đơn vị đã tích cực hoàn thiện việc kết nối tín hiệu SCADA của các nhà máy diện, trạm biến áp. Tính đến hết năm 2022, tình hình kết nối tín hiệu SCADA như sau: i) 100% các nhà máy điện (NMD) có công suất trên 30MW, trạm biến áp (TBA) 500kV, 220kV đã hoàn thành kết nối hệ thống SCADA; ii) 97% TBA 110kV đã hoàn thành kết nối hệ thống SCADA.

Hoàn thiện thu thập số liệu đo đếm từ xa: 100% công tơ do dếm tại các TBA 500kV, 220kV, 110kV đã được do đếm từ xa; 99% các nhà máy điện đã được đo đếm từ xa; Xây dựng và đưa vào vận hành các trung tâm điều khiển và trạm biến áp không người trực; 100% các TBA 110kV đã vận hành không người trực; 79% các TBA 220kV đã vận hành không người trực.

Bên cạnh đó, các chỉ số độ tin cậy cung cấp diện 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 dứng thứ 4 khu vực Đông Nam Á.

Theo Bộ Công Thương, trong 10 năm qua, việc triển khai chương trình lưới diện thông minh đã đạt được một số kết quả tích cực, tuy nhiên vẫn còn tồn tại một số khó khăn, thách thức trong triển khai lưới diện thông minh như: Các đơn vị còn chưa nhận thức đầy đủ lợi ích của các chương trình phát triển lưới diện thông minh, việc nghiên cứu, triển khai các chương trình truyền thông, phổ biến biến kiến thức về lưới diện thông minh còn hạn chế.

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 dổi các quy định pháp luật nhằm đảm bảo sự đồng bộ cần nhiều thời gian để hoàn thiện.

Lưới điện thông minh đáp ứng quá trình chuyển dịch năng lượng

Để có định hướng cho gai đoạn tiếp theo của lộ trình lưới điện thông minh, Bộ Công Thương đã có Tờ trình gửi Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt Đề án phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam giai đoạn 2023–2030, tầm nhìn 2045 với mục tiêu phát triển hạ tầng lưới điện thông minh, hiện đại, đáp ứng quá trình chuyển dịch năng lượng, bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia.

Tờ trình nêu cụ thể, cần nghiên cứu nắm bắt, làm chủ các công nghệ về lưới điện thông minh, bảo đảm đáp ứng yêu cầu áp dụng công nghệ của cuộc Cách mạng công nghiệp lần thứ tư.

Cùng với đó 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 diện năng, độ tin cậy cung cấp diện; góp phần trong công tác quản lý nhu cầu diện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả; tạo điều kiện nâng cao năng suất lao động, giảm nhu cầu đầu tư vào phát triển nguồn và lưới điện, tăng cường khai thác hợp lý các nguồn tài nguyên năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, bảo vệ môi trường và phát triển kinh tế - xã hội bền vững.

Mục tiêu 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.

Phấn đấu 10% đơn vị quản lý lưới điện (đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện) phát triển hệ thống thông tin địa lý (GIS) để thực hiện quản lý lưới điện trên nền tảng bản đồ địa lý.

Xây dựng hoàn thiện hệ thống SCADAEMS 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.

Hoàn thiện các hệ thống trung tâm điều khiển, trung tâm vận hành, giám sát lưới điện truyền tải và phân phối; Triển khai đánh giá bộ chỉ số lưới diện thông minh theo chuẩn quốc tế.

Từng bước ứng dụng trí tuệ nhân tạo, dữ liệu lớn, internet vạn vật (loT) 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.

Mục tiêu, định hướng đến năm 2045: Duy trì giảm tổn thất điện năng toàn hệ thống diện về mức dưới 6% và tiếp tục phấn đấu mức ngang bằng với các nước tiên tiến trong khu vực ASEAN.

Phấn đấu 50% các trạm biến áp trung áp được giám sát vận hành từ xa; Phấn đấu 50% đơn vị quản lý lưới điện (Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị phân phối điện) phát triển hệ thống thông tin địa lý (GIS).

Hoàn thiện mô hình điều độ hệ thống diện 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 diện trong quá trình chuyển dịch năng lượng.

Tiếp tục triển khai các hình thức hỗ trợ khách hàng trên các nền tảng số, phấn dấu 98% các yêu cầu dịch vụ điện được thực hiện thông qua các nền tảng sô.

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.

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.