Vận hành hệ thống DCS tại đảo Phú Quý.
Để làm được điều này, Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) và các đơn vị trực thuộc đã thực hiện chuyển đổi số trong công tác quản lý, vận hành lưới điện.
Vượt biển bằng công nghệ
Đảo Phú Quý cách thành phố biển Phan Thiết (Bình Thuận) khoảng 56 hải lý (tương đương với 110km). Hệ thống điện trên đảo Phú Quý gồm 38,54 km đường dây hạ áp, 44,1 km đường dây trung áp, và 71 trạm biến áp với tổng công suất 10.582 kVA. Tuy nhiên, đây là một thống điện diesel và điện gió, vận hành độc lập, không kết nối với hệ thống điện Quốc gia.
Ông Nguyễn Thành Ngôn - Giám đốc Công ty Điện lực Bình Thuận cho biết, để vận hành lưới điện trên đảo Phú Quý, từ năm 2019, ngành điện đã đưa vào vận hành hệ thống SCADA trên đảo Phú Quý, giúp kết nối giám sát và điều khiển xa tất cả các thiết bị trong nhà máy diesel, nhà máy điện gió, và các thiết bị trên lưới điện trên đảo Phú Quý; kết hợp hệ thống thông tin địa lý lưới điện (GIS) nhằm hiện đại hóa công tác quản lý vận hành hệ thống điện, nâng cao tin cậy cung cấp điện, chất lượng điện năng và dịch vụ khách hàng.
Hệ thống SCADA Phú Quý đưa vào hoạt động giúp giám sát thông số vận hành và thao tác đóng cắt thiết bị trên lưới điện từ xa tại phòng điều khiển trung tâm, không phải đến tại hiện trường như trước đây. Với hệ thống SCADA trên đảo, Điện lực Phú Quý không còn phải mất nhiều thời gian di chuyển để thu thập dữ liệu, giám sát, thao tác và xử lý sự cố; Số liệu quản lý vận hành được bảo đảm chính xác, kịp thời.
Năm 2019, Công ty Điện lực Bình Thuận cũng đã ứng dụng chuyển đổi số để cải tạo, nâng cấp hệ thống nguồn điện trên đảo Phú Quý. Tổng công suất nguồn đặt trên đảo Phú Quý là 16,683 MW, bao gồm 10 MW nguồn diesel, 6 MW nguồn điện gió và 0,683 MW nguồn điện mặt trời được “Hệ thống DCS-giải pháp điều khiển tích hợp các nguồn năng lượng không nối lưới” giám sát, thu thập dữ liệu và điều khiển, huy động nguồn điện trên đảo, giúp vận hành hoàn toàn tự động, tối ưu, nâng tỉ lệ phát điện giữa nguồn điện năng lượng tái tạo/nguồn điện diesel tăng lên là 80%/20%, so với 50%/50% trước đây; tận dụng nhiều hơn đáng kể nguồn năng lượng tái tạo, tiết kiệm chi phí dầu diesel khi chạy máy phát điện diesel. Ngành điện cũng đang xây dựng kế hoạch lắp đặt thêm Pin tích năng để tích trữ năng lượng khi điện gió, điện mặt trời dư và tự động phát công suất mỗi khi các nguồn năng lượng tái tạo dao động, hướng đến vận hành nguồn năng lượng sạch thân thiện với môi trường, hạn chế tối đa vận hành máy diesel.
Ông Ngôn cũng cho hay, để đáp ứng mục tiêu chuyển đổi số của hạ tầng lưới điện 110kV&22kV, từ năm 2019, Công ty Điện lực Bình Thuận đã cải tạo toàn bộ 12/12 TBA 110kV thành TBA không người trực vận hành, được theo dõi, giám sát điều khiển từ xa với hệ thống camera, kết nối phòng cháy chữa cháy và kiểm soát ra vào. Hệ thống truyền hình ảnh, các sự kiện mất an toàn như có người đột nhập, cảnh báo khói, nhiệt về trung tâm điều khiển hoàn toàn tự động; Công ty đã đầu tư các thiết bị 22kV bao gồm 83 máy cắt tự động đóng lại (Recloser) và 04 dao cắt phụ tải (LBS) đóng cắt thông minh kết nối vào hệ thống tự động hóa giám sát, điều khiển xa và thu thập dữ liệu (SCADA) đưa Trung tâm Điều khiển xa vào hoạt động.
Trung tâm điều hành SCADA của Tổng công ty Điện lực miền Nam.
Việc đưa Trung tâm Điều khiển từ xa vào hoạt động để kết nối, thu thập, giám sát, điều khiển các thiết bị điện giúp đẩy mạnh ứng dụng công nghệ, đổi mới và cải tiến quy trình quản lý và vận hành hệ thống điện, giảm bớt thời gian thao tác vận hành đóng cắt thiết bị, rút ngắn thời gian bảo trì bảo dưỡng, xử lý sự cố lưới điện... Từ đó giảm tối đa nhân lực và chi phí vận hành hệ thống điện, nâng cao năng suất lao động và độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo vận hành lưới điện an toàn.
Trước đó, năm 2018, Công ty Điện lực Bình Thuận đã áp dụng chương trình PMIS trong quản lý vận hành lưới điện. Theo đó số liệu lưới điện và công tác quản lý vận hành hằng ngày được cập nhật trên chương trình PMIS. Đến tháng 6/2022, Công ty Điện lực Bình Thuận đã cập nhật hoàn thành toàn bộ lưới điện cấp 110kV, 22kV, 0,4kV vào chương trình PMIS. Với khối lượng lưới điện rất lớn đã được số hóa dữ liệu, rất thuận lợi trong công tác lưu trữ, báo cáo thống kê, ghi nhận lịch sử vận hành và truy xuất dữ liệu; giảm được việc lưu trữ bằng hồ sơ giấy, rất thuận tiện trong công tác quản lý kỹ thuật, góp phần nâng cao năng suất lao động.
Quản lý lưới điện trên nền tảng số
Với tốc độ phát triển của tỉnh Bình Dương trong thời gian qua, hệ thống lưới điện ngày càng mở rộng về qui mô, nhiều phân đoạn, nhánh rẽ, thiết bị gây khó khăn cho công tác theo dõi, quản lý. Ông Lê Minh Quốc Việt – Giám đốc Công ty Điện lực Bình Dương cho hay, để giảm áp lực cho công tác quản lý, kiểm tra xử lý các khiếm khuyết một cách nhanh chóng nhằm đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, kể từ giữa năm 2018, Công ty Điện lực Bình Dương đã thực hiện quản lý lưới điện qua phần mềm có tên gọi là hệ thống quản lý kỹ thuật nguồn, lưới điện – PMIS.
Thông qua phần mềm, tất cả dữ liệu về lưới điện đều được số hoá lên không gian mạng, bao gồm: đường dây, máy biến áp, các thiết bị trên lưới điện như tụ bù, thiết bị đóng cắt, cột, xà, sứ … các thông số kỹ thuật và các thông tin về kiểm tra định kỳ, sửa chữa bảo dưỡng thiết bị. Với chức năng lưu trữ và theo dõi lịch sử vận hành của thiết bị trên phần mềm, việc quản lý vòng đời của các thiết bị lưới điện trở nên đơn giản hơn và thuận tiện trong việc lập kế hoạch thay thế, bảo trì, bảo dưỡng.
Cơ sở dữ liệu của PMIS còn được ứng dụng trong việc lập các phiếu kiểm tra định kỳ đường dây và thiết bị lưới điện, giảm đáng kể thời gian cho cán bộ kiểm tra trong việc in ấn và lưu trữ phiếu kiểm tra. Ngoài ra, các module công việc trên phần mềm PMIS liên kết với các thiết bị di động hỗ trợ cho lực lượng công nhân trong việc nhập trực tiếp các thông tin kiểm tra đường dây và thiết bị ngoài hiện trường, sau đó đồng bộ vào phần mềm PMIS để lưu trữ thông tin kiểm tra trên phần mềm PMIS. Công tác này là một trong những nội dung số hóa các phiếu kiểm tra lưới điện hỗ trợ công tác quản lý vận hành lưới điện ngày càng hoàn thiện hơn.
Để theo dõi sự cố lưới điện nhằm giảm thời gian gián đoạn điện cung cấp cho khách hàng, phần mềm PMIS đã tích hợp module liên kết với chương trình quản lý mất điện (OMS), qua đó tính toán được chỉ số mất điện trung bình của khách hàng (chỉ số SAIDI) theo tháng/quý/năm một cách tự động, tính toán được các chỉ số gián đoạn điện để thực hiện công tác cắt điện thi công các công trình đầu tư xây dựng, sửa chữa lớn, bảo trì lưới điện, từ đó cán bộ phương thức tính toán được tổng thời gian mất điện cho các công tác và thực hiện thao tác các kết nối một cách tối ưu.
Thông qua các tiện ích của phần mềm PMIS và chương trình OMS, việc quản lý vận hành và quản lý mất điện cho khách hàng ngày càng hoàn thiện hơn đáp ứng nhu cầu sử dụng điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
|
Số hoá quy trình điều độ
Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) đang phối hợp cùng các đối tác nghiên cứu và triển khai chuyển đổi số trong công tác điều độ lưới điện. Ông Vương Hữu Ngọc - Trưởng ban Viễn thông và Công nghệ thông tin kiêm Thành viên thường trực Ban Chỉ đạo chuyển đổi số EVNSPC, với vai trò là một trong những thành viên trụ cột của EVN, EVNSPC đã xây dựng chiến lược cụ thể với mục tiêu trở thành doanh nghiệp số vào năm 2025, trong đó chuyển đổi số cơ bản hoàn thành trong năm 2022. Để đạt được mục tiêu này, EVNSPC đã tích cực ứng dụng công nghệ số vào nhiều lĩnh vực hoạt động của doanh nghiệp, vừa mang lại nhiều giá trị cho khách hàng, vừa tăng năng suất và giảm chi phí cho EVNSPC. Trong lộ trình này, EVNSPC rất cần sự hỗ trợ đắc lực từ các đối tác chiến lược trong quá trình triển khai các giải pháp công nghệ mới, giải pháp số hoá quy trình trong hoạt động điều độ, vận hành tin cậy ổn định an toàn cho hệ thống điện thích ứng với nền kinh tế số hiện đại.
|