Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) vừa chính thức đưa vào vận hành Trung tâm Điều hành SCADA, tiến tới quản lý, vận hành lưới điện tại 21 tỉnh thành phía Nam bằng công nghệ số.

Đây là một trong những bước tiến quan trọng trong lộ trình hiện đại hóa lưới điện, phát triển lưới điện thông minh của EVNSPC.

Hiện đại hóa lưới điện

Ông Hồ Quang Ái, Phó Tổng Giám đốc EVN SPC cho biết, dự án SCADA (hệ thống điều khiển giám sát và thu nhập dữ liệu) bắt đầu được triển khai từ năm 2012 với tổng vốn đầu tư 15,3 triệu USD (nguồn vốn từ Ngân hàng Thế giới).

{keywords}

Dự án SCADA được triển khai trên phạm vi toàn địa bàn hoạt động của EVN SPC (bao gồm 21 tỉnh, thành phố phía Nam từ Ninh Thuận đến Cà Mau) với khối lượng bao gồm một Trung tâm SCADA chính (MCC) đặt tại Văn phòng EVN SPC, một hệ thống SCADA dự phòng (BCC) đặt tại Thủ Đức, kết nối lưới điện, trạm biến áp (TBA) tại 21 tỉnh, thành phố.

Đến nay, hệ thống này đã kết nối các Trung tâm điều khiển chính đến 164 trạm biến áp 110kV và 1 trạm cắt 110kV. Đồng thời, thông qua các Trung tâm điều khiển xa tại 21 Công ty Điện lực để giám sát và thực hiện điều khiển 808 Recloser (thiết bị điện tự động đóng lại) và 72 LBS (Load Break Switch - máy cắt phụ tải). Dự kiến đến cuối năm 2017 sẽ điều khiển xa 100% các trạm 110kV và 1.300 Recloser/LBS.

{keywords}

Việc triển khai này nằm trong chương trình phát triển hiện đại hóa, tự động hóa trong ngành Điện, đồng thời cũng phù hợp với lộ trình phát triển lưới điện thông minh tại Việt Nam theo “Đề án phát triển Lưới điện Thông minh tại Việt Nam” ban hành theo Quyết định số 1670/QĐ - TTg của Thủ tướng Chính phủ.

Tăng chỉ số độ tin cậy cung cấp điện

Hệ thống SCADA/DMS đưa vào hoạt động cho phép các Trung tâm điều khiển tại Công ty Lưới điện cao thế và các Công ty Điện lực thành viên của EVN SPC giám sát vận hành theo thời gian thực tổng thể lưới điện đang vận hành, chi tiết các phần tử trong sơ đồ để thực hiện các giải pháp xử lý.

{keywords}

Trước mắt, Hệ thống SCADA/DMS có thể đáp ứng được các công việc như: Theo dõi sự cố mất điện, cảnh báo tình trạng đầy tải, quá tải và lệch điện áp so với mức cho phép. Từ đó, Trung tâm điều khiển sẽ thực hiện ngay các giải pháp xử lý để ngăn ngừa xảy ra sự cố, giảm thiểu mất điện nhằm đảm bảo cung cấp điện liên tục cho khách hàng, đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, liên tục, tin cậy.

{keywords}

Hệ thống SCADA/DMS cũng điều khiển từ xa các thiết bị đóng cắt để nhanh chóng tái lập hay cách ly thiết bị ra khỏi hệ thống, giảm thời gian và nhân lực thay vì phải thực hiện tại vị trí thiết bị như trước đây, để tăng chỉ số độ tin cậy cung cấp điện.

Theo lãnh đạo EVNSPC, khi theo dõi qua hệ thống máy tính, các nhân viên trực biết được tình hình vận hành thực tế trên lưới điện như điện áp, dòng điện, công suất… để điều hành nguồn điện ổn định, hợp lý nhất. So với trước đây, tình trạng các thông số vượt ngưỡng không còn xảy ra, góp phần thực hiện tốt công tác quản lý vận hành và giảm tổn thất điện năng…

Việc vận hành hệ thống SCADA sẽ giảm số lượng người trực xuống còn khoảng 2 người/trạm (so với trước đây mỗi trạm biến áp có khoảng 10 người trực), do các thao tác đều thực hiện trên máy tính. Đây cũng là nền tảng để tiến đến TBA không người trực và là giải pháp hữu hiệu để tăng năng suất lao động.

Ông Nguyễn Phước Quý Hải, Giám đốc Trung tâm Điều hành SCADA cho biết, nhằm khai thác chức năng DMS (hệ thống quản lý lưới phân phối) của hệ thống, EVN SPC đang triển khai thực hiện kết nối công tơ điện tử của các khách hàng lớn về EVN SPC qua hệ thống đo đếm từ xa.

Các dữ liệu tập trung này sẽ được Trung tâm Điều hành SCADA cấu hình và kết nối vào hệ thống SCADA để có thông tin phụ tải nhằm khai thác các chức năng DMS, thời gian thực hiện kết nối sẽ thực hiện từ cuối năm 2017 cho 1.503 điện kế điện tử của các trạm biến áp công cộng, khách hàng lớn và điểm đo ghi giao nhận điện năng (ranh giới) giữa các Công ty Điện lực vào hệ thống.

Doãn Phong