Ngày 8/3, tại Hà Nội, Phó Tổng giám đốc EVN Phạm Hồng Phương chủ trì cuộc họp với đại diện chủ đầu tư Nhà máy Nhiệt điện BOT Nghi Sơn 2 để rà soát tiến độ thi công và thống nhất phương án đóng điện công trình đường dây 500kV đấu nối nhà máy này vào hệ thống điện quốc gia (giai đoạn 1).

Theo kế hoạch, công trình đường dây 500kV đấu nối NMNĐ Nghi Sơn 2 vào hệ thống điện quốc gia (2 tuyến, mỗi tuyến đều mạch kép) sẽ đóng điện nghiệm thu, đưa vào vận hành trong tháng 3/2021, để cấp điện chạy thử nghiệm và giải phóng công suất của nhà máy này.

Hiện nay, công tác thi công tuyến 2 của công trình đã hoàn thành, đang triển khai nghiệm thu kỹ thuật và sẵn sàng nghiệm thu đóng điện; nhưng tuyến 1 còn 1 khoảng néo đang vướng mắc công tác đền bù giải phóng mặt bằng, không đáp ứng tiến độ nghiệm thu trong tháng 3/2021. 

Phó Tổng giám đốc EVN Phạm Hồng Phương (hàng đầu, ngồi giữa) chủ trì cuộc họp

Căn cứ tình hình thực tế, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT), Ban Quản lý dự án các công trình điện miền Trung (CPMB) và đơn vị tư vấn đã xây dựng phương án cắt điện đường dây 500kV Bắc – Nam hiện hữu để tổ chức đấu nối và đóng điện đưa vào vận hành đường dây 500kV đấu nối NMNĐ BOT Nghi Sơn 2 vào hệ thống điện quốc gia qua tuyến 2. 

Phó Tổng giám đốc EVN yêu cầu EVNNPT chỉ đạo CPMB và đơn vị tư vấn làm việc cụ thể với Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (A0) để thống nhất thời gian cắt điện đường dây 500kV hiện hữu. Chỉ đạo và kiểm soát các nhà thầu thi công để tổ chức triển khai thi công đảm bảo chất lượng và rút ngắn tối đa thời gian thi công. Tiếp tục bám sát và làm việc với các cấp chính quyền tỉnh Nghệ An để giải quyết dứt điểm GPMB khoảng néo còn lại của tuyến 1 trong tháng 4/2021, kịp thời báo cáo EVN những tồn tại phát sinh nếu có.

Theo chỉ đạo của Phó Tổng giám đốc EVN, phải hoàn thành thi công đóng điện đường dây 500kV đấu nối tuyến 2 trước ngày 27/3/2021 và đường dây tuyến 1 trong tháng 5/2021.

EVNICT cũng đã cải tiến phần mềm thông tin quản lý khách hàng CMIS 3.0, được triển khai tại 107 Công ty Điện lực thuộc 5 Tổng công ty Điện lực.

Hội nghị Tổng kết hệ thống năm 2018 và Triển khai nhiệm vụ năm 2019 của EVNICT. Ảnh: Đức Dũng/BNEWS/TTXVN
 

Ngày 9/1, tại Hà Nội, Công ty Viễn thông Điện lực và Công nghệ thông tin (EVNICT), thành viên Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã tổ chức Hội nghị Tổng kết hệ thống năm 2018 và Triển khai nhiệm vụ năm 2019.

 

Báo cáo tại hội nghị, ông Phạm Dương Minh, Giám đốc EVNICT cho hay, năm 2018, công ty đã thực hiện tốt bảo trì, hỗ trợ Tập đoàn và các đơn vị vận hành 17 hệ thống phần mềm dùng chung và gần 30 trang web ứng dụng trên internet, web nội bộ của EVN, đảm bảo tính sẵn sàng dịch vụ trên 99%.

 

Bên cạnh đó, EVNICT cũng đã phối hợp với các đơn vị xây dựng nhiều giải pháp công nghệ trên tất cả các lĩnh vực: quản trị tài chính, kinh doanh và dịch vụ khách hàng, quản trị đầu tư xây dựng... Các hệ thống phần mềm nổi bật bao gồm hệ thống E-Office 3.0, CMIS 3.0, EVNPortal...

 

Về hạ tầng công nghệ, EVNICT tiếp tục đảm bảo vận hành ổn định, thông suốt các hệ thống hạ tầng công nghệ thông tin, đảm bảo kết quả vận hành lên đến 99,9% mức đảm bảo dịch vụ.

 

Theo ông Phạm Dương Minh, trong năm 2018, EVNICT cũng đã cải tiến phần mềm thông tin quản lý khách hàng CMIS 3.0 nhằm công nghệ hóa thông tin tất cả các quy trình, quy định của nghiệp vụ kinh doanh, cung ứng dịch vụ điện và dịch vụ chăm sóc khách hàng, số hóa tối đa các biểu mẫu, tài liệu, hồ sơ giấy tờ. Phần mềm này đã được triển khai tại 107 Công ty Điện lực thuộc 5 Tổng công ty Điện lực.

 

Công ty cũng đã hoàn thành phát triển phần mềm kho dữ liệu đo đếm điện năng. Đây là một trong những thành công lớn của đơn vị nói riêng và của EVN nói chung. Phần mềm này giúp cho việc điều hành, sản xuất của EVN tốt hơn. Phần mềm đã hoàn thành và triển khai tại 5 Tổng công ty Điện lực, Tổng công ty Truyền tải Điện, A0 và Công ty mua bán điện.

 

Hiện kho dữ liệu đo đến EVN đang quản lý tổng cộng 3.030 điểm đo ranh giới đầu nguồn; trong đó, có 1.206 điểm đo chính đang có phương thức giao nhận và 1.824 điểm đo dự phòng. Với tỷ lệ thu thập số liệu thường xuyên đạt trên 99%.

 

Ngoài ra, EVNICT cũng đã thực hiện các phần mềm quản lý độ tin cậy lưới điện OMS, phần mềm quản lý kỹ thuật nguồn và lưới điện PMIS, phần mềm nghiên cứu phụ tải...

 

Về viễn thông dùng riêng, EVNICT có hệ thống đường trục kết nối toàn bộ 30 trạm 500kV, hệ thống truyền dẫn các trạm 220kV và nhà máy điện kết nối trực tuyến tới 38 trạm 220kV, kết nối gián tiếp tới các trạm 220kV còn lại qua thiết bị truyền dẫn của các công ty truyền tải điện. 

 

Theo nhận định của ông Phạm Dương Minh, việc điều hành sự cố qua viễn thông dùng riêng luôn đạt chỉ tiêu chỉ huy phân đoạn và xác định nguyên nhân sự cố đạt 100%; chỉ huy điều hành khôi phục dịch vụ theo đúng quy định đạt trên 98% sự cố. Độ khả dụng của các thiết bị truyền dẫn, tổng đài và thiết bị viễn thông đạt trên 99,9%.

 

Đặc biệt, công ty đã hoàn thành tốt vai trò tư vấn thiết kế xây dựng phương án nâng cấp đường trục truyền dẫn quang Bắc Nam giai đoạn 1 cho Tập đoàn. Đồng thời, hoàn thành dự án “cấp kênh truyền FE cho dự án trang bị hệ thống ghi sự cố trên hệ thống điện quốc gia”.

 

Về tự động hóa, năm 2018, EVNICT tiếp tục thử nghiệm thành công các phần mềm giám sát điều khiển trong thực tế. Tiêu biểu là việc triển khai mở rộng các trạm tại Ninh Bình, Điện lực Tp. Hồ Chí Minh,  Điện lực Hà Nam, Thủy điện Bản Vẽ... Cùng đó, tiếp tục nghiên cứ các sản phẩm tự động hóa phục vụ điều khiển tại các trạm và các nhà máy điện.

 

Tuy nhiên, vị đại diện lãnh đạo EVNICT cũng cho rằng, trong năm qua, việc liên thông giữa các hệ thống phần mềm chưa cao, do nhiều phần mềm lạc hậu, các giao diện chưa thân thiện. Trong tự động hóa, các sản phẩm tự động hóa như Scada và OCC đã sẵn sàng triển khai nhưng chưa có chủ trương của Tập đoàn triển khai thành sản phẩm dùng chung cho Tập đoàn nên sản phẩm này chưa được triển khai rộng khắp...

 

Báo cáo của Công ty Viễn thông Điện lực và Công nghệ thông tin cho hay, năm 2019, đơn vị này sẽ tập trung vào nhiều mặt nhằm nâng cao hiệu quả vận hành của hệ thống điện; trong đó, đơn vị đặt cốt lõi ở 3 nhiệm vụ gồm triển khai hạ tầng công nghệ thông tin, tự động hóa và viễn thông dùng riêng.

 

Ông Phạm Dương Minh cho biết, năm 2019, công ty sẽ thực hiện nâng cấp mạng LAN để phục vụ điều hành sản xuất kinh doanh của Tập đoàn, nâng cấp hạ tầng công nghệ cho Ban quản lý dự án Thủy điện Sơn La. Bên cạnh đó, nâng cấp đường truyền dẫn quang Bắc Nam của EVN, đồng thời thực hiện tối ưu các thiết bị viễn thông dùng riêng đảm bảo giám sát và vận hành xử lý sự cố và dự phòng cho các thiết bị cũ không còn hỗ trợ từ nhà sản xuất.

 

Riêng với hệ thống tự động hóa, công ty tiếp tục có những nghiên cứu, phát triển giải pháp tự động hóa như chức năng DMS trên nền EVN Scada, xây dựng phần mềm điều khiển nhà máy thủy điện nhỏ...

 

“Năm 2019, có 2 khiếm khuyết là giao diện, độ thân thiện và tích hợp các ứng dụng sẽ được công ty giải quyết dứt điểm. Sau đó, thực hiện tập trung vào các công việc liên quan đến cách mạng 4.0, liên quan big data, cloud, nâng cấp hạ taagnf công nghệ thông tin, các router, các hệ thống đường truyền, các thiết bị viễn thông... để đảm bảo đường trục tốt...”, ông Minh nói.

 

Ông Trần Đình Nhân, Tổng giám đốc EVN phát biểu tại hội nghị. Ảnh: Đức Dũng/BNEWS/TTXVN

Theo ông Trần Đình Nhân, Tổng giám đốc EVN, việc nghiên cứu, ứng dụng các sản phẩm công nghệ thời gian qua đã được EVNICT làm tốt, đảm bảo cho hiệu quả hoạt động sản xuất, kinh doanh chung của Tập đoàn. 

 

Tuy nhiên, ông Nhân cho rằng, các hệ thống phần mềm vẫn chưa được tích hợp nên các hệ thống phần mềm cần được thống nhất về quy chuẩn, công nghệ để trong thời gian tới, có thể tích hợp, mang lại hiệu quả sử dụng trong tương lai. 

 

"Kết nối các phần mềm với nhau rất quan trọng, để có thể dùng chung dữ liệu. Đây là vấn đề tồn tại và cần khắc phục quyết liệt trong thời gian tới, để hệ thống hoạt động ngày càng tốt hơn", ông Nhân nhấn mạnh. 

 

Thời gian qua, ngành Điện đã ứng dụng công nghệ thông tin để kết nối và thu thập số liệu công tơ điện tử từ xa (AMR - Advance Meter Reading) phục vụ mục đích tự động hóa công tác khai thác, vận hành hệ thống phân phối điện, phòng ngừa và giảm thiểu tổn thất điện năng với hiệu quả mang lại rất khả quan. 

 

Công nhân EVNSPC gắn công tơ cho các hộ dân.
 

Từ năm 2013, Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) chủ động tổ chức triển khai mô hình AMR trên khắp các tỉnh, thành phố trực thuộc. Hệ thống AMR bao gồm các modem GPRS lắp tại các điểm đo (công tơ điện tử), có chức năng truyền số liệu thu thập theo chu kỳ 30 phút/lần và được xử lý, tổ chức, lưu giữ tại các server nằm ở Trung tâm Điều hành tại EVN SPC.

 

Việc ứng dụng công nghệ hiện đại thông qua lắp đặt công tơ điện tử và hệ thống điểm đo xa tại các trạm biến áp giúp nhân viên ngành Điện không phải trực tiếp đến tận hộ dân để ghi số điện ở từng công tơ. Bên cạnh đó, việc ghi chỉ số sai do nhầm lẫn, cập nhật thiếu chính xác cũng giảm hẳn, không còn tình trạng nhân viên ghi ước độ, tạm tính do khách hàng đi vắng. Nhờ tích cực lắp đặt công tơ điện tử, ngành giảm được lao động làm công tác ghi và nhập chỉ số. Ngoài ra, còn giúp ngành Điện nâng cao độ tin cậy về cung cấp điện, thường xuyên theo dõi, rà soát và phát hiện kịp thời một số trường hợp công tơ mất tín hiệu điện áp, công tơ hư hỏng,...

 

Đến thời điểm hiện nay, Công ty Điện lực Long An (PC Long An) lắp đặt 3.549 điểm đo số lượng điện tiêu thụ của khách hàng có trạm biến áp chuyên dùng, 4.632 điểm đo tổng trạm công cộng, 750 bộ tập trung để khai thác dữ liệu cho 100.000 khách hàng ánh sáng sinh hoạt tại tất cả các Điện lực và tiếp tục triển khai để hoàn thành lắp đặt trên 11.600 điểm đo. Hàng ngày, có hàng triệu bản ghi được lưu trữ, bao gồm số liệu quan trọng: Thông số vận hành, sản lượng điện tiêu thụ và nhiều số liệu khác phục vụ công tác sản xuất, kinh doanh điện, đáp ứng hoàn toàn nhu cầu tự động hóa việc thu thập, xử lý số liệu quy mô lớn mà hình thức ghi chỉ số thủ công không thể giải quyết được.

 

Anh Phan Anh Minh, ngụ phường 5, TP.Tân An, chia sẻ: “Tiện ích của công tơ điện tử và lắp đặt hệ thống điểm đo xa mang lại cho khách hàng nhiều lợi ích. Đối với kiểm tra sản lượng điện tiêu thụ trước đây, khách hàng gần như bị động. Nhờ hệ thống đo, đếm từ xa, khách hàng dễ dàng giám sát và quản lý số liệu công tơ mình đang sử dụng theo từng thời điểm trong ngày. Điều này giúp việc mua bán điện được minh bạch hóa, khách hàng có thể theo dõi sản lượng điện sử dụng theo từng ngày”.

 

Bên cạnh đó, hệ thống AMR đang triển khai tại PC Long An còn có thể xử lý và phân tích số liệu thu nhận được, hỗ trợ cán bộ vận hành trong việc nhận biết cảnh báo, xuất báo cáo, hỗ trợ ra quyết định thông qua phần mềm ứng dụng chuyên biệt AMISS hoặc MDAS. Các phần mềm này mang đến cho người sử dụng cách nhìn hoàn toàn khác về công tác điều hành, quản lý phân phối điện. Nếu trước kia, chỉ những chỉ số chốt là được ghi chép, lưu lại định kỳ vài lần trong tháng thì bây giờ, tất cả thông tin liên quan đến hoạt  động của công tơ, quá trình cung cấp điện năng được gửi về trung tâm, có thể liệt kê gồm: Các thông số vận hành, sản lượng, chỉ số chốt, biểu đồ phụ tải; các thông tin sự kiện công tơ. Các thông tin này được lưu giữ và có khả năng truy xuất theo lịch sử để đánh giá chất lượng dịch vụ cung cấp trong một giai đoạn. Ngoài ra, người sử dụng có thể thiết lập các ngưỡng cảnh báo cho các thông số dòng điện, điện áp, tần số, góc lệch pha,... để kịp thời xử lý, khắc phục sự cố. Ở mức độ cao hơn, Chương trình đo, ghi từ xa (AMISS và MDAS) còn thống kê, đưa ra “thói quen sử dụng của khách hàng” để đưa ra cảnh báo “sự kiện bất thường” về dòng, áp, sản lượng, mức chi phí,... trong quá trình kinh doanh điện (đối với đơn vị điện lực) và sử dụng điện (đối với khách hàng tiêu thụ). Điều này giúp dự đoán sớm sự cố và giảm thiểu rủi ro thất thoát điện năng.

 

Đến nay, ở các điểm đo được lắp đặt, nhân viên ngành Điện không phải đến nhà khách hàng và các doanh nghiệp để ghi chỉ số điện năng tiêu thụ. Đây là lợi ích thiết thực nhất mà chương trình mang lại để tránh gây phiền khách hàng.

 

Chương trình đo, ghi từ xa được xem như một “trợ lý” đắc lực, giúp đơn vị quản lý, theo dõi nhóm khách hàng có cùng đặc điểm (như cùng trạm - xuất tuyến, cùng mức tiêu thụ, cùng ngành nghề,...), từ đó “ngoại suy” các sự cố mất điện, tính toán gây tổn thất cũng như thói quen tiêu dùng của khách hàng,... PC Long An luôn theo dõi hàng ngày hệ thống AM; đẩy mạnh triển khai lắp đặt công tơ điện tử và hệ thống thu thập dữ liệu từ xa áp dụng cho các trạm công cộng, trạm ranh giới và khách hàng lớn 3 pha 3 biểu giá, góp phần nâng cao chất lượng dịch vụ cung cấp cho khách hàng.

 

Thực tế triển khai hệ thống đo xa công tơ điện tử tại Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) cho thấy bước chuyển mình nhanh chóng và cơ bản cho toàn bộ cách tiếp cận công tác quản lý, vận hành hệ thống điện. Từ việc chuyển đổi mô hình thủ công sang bán tự động và tự động trong công tác thu thập số liệu đến việc xử lý, phân tích các dữ liệu có được, nhằm nâng cao hiệu quả kinh doanh, chăm sóc khách hàng là cả một bước dài về ứng dụng công nghệ mới của ngành Điện.

 

Hệ thống AMR không chỉ triển khai trong toàn bộ công tơ 3 pha mà còn áp dụng đối với công tơ 1 pha thông qua các bộ thu thập số liệu tập trung để truyền về trung tâm xử lý. Hiện tại, EVN SPC triển khai thu thập dữ liệu từ xa hơn 1 triệu công tơ thuộc hệ thống đo, đếm điện năng sau công tơ tổng trạm công cộng theo công nghệ PLC. Các cấp quản lý có cái nhìn tổng thể hơn trên toàn mạng lưới. Triển khai hoàn thiện hệ thống AMR để lưu giữ các dữ liệu khách hàng, công tơ, bản đồ số, hiển thị tình trạng cung cấp điện trực quan. Khi đó, việc tính toán tổn thất điện, sự cố mất điện tại trạm - xuất tuyến sẽ được theo dõi theo nhóm khách hàng hoặc toàn bộ khách hàng trên bản đồ số. Đó là cơ sở cho việc xây dựng hệ thống quản lý tập trung của EVN SPC.

 

Với những hướng đi đúng đắn, sự chọn lựa hợp lý về đối tác và công nghệ, ngành Điện luôn mong muốn phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đáp ứng nhu cầu khách hàng với chất lượng cao, dịch vụ ngày càng hoàn hảo.

 

Việc ứng dụng công nghệ hiện đại thông qua lắp đặt công tơ điện tử và hệ thống điểm đo xa tại các trạm biến áp giúp nhân viên ngành Điện không phải trực tiếp đến tận hộ dân để ghi số điện ở từng công tơ. Bên cạnh đó, việc ghi chỉ số sai do nhầm lẫn, cập nhật thiếu chính xác cũng giảm hẳn, không còn tình trạng nhân viên ghi ước độ, tạm tính do khách hàng đi vắng. Nhờ tích cực lắp đặt công tơ điện tử, ngành giảm được lao động làm công tác ghi và nhập chỉ số. Ngoài ra, còn giúp ngành Điện nâng cao độ tin cậy về cung cấp điện, thường xuyên theo dõi, rà soát và phát hiện kịp thời một số trường hợp công tơ mất tín hiệu điện áp, công tơ hư hỏng,...

Để đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định cho nhân dân Hà Nội trong các dịp lễ và Tết Nguyên Đán Mậu Tuất năm 2018, Tổng Giám đốc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội yêu cầu các đơn vị trực thuộc nghiêm túc triển khai công tác kiểm tra an toàn lưới điện, phòng chống cháy nổ với tinh thần và trách nhiệm cao nhất.

Tăng cường công tác tuyên truyền đảm bảo an toàn hành lang lưới điện cao áp

Theo đó, các đơn vị tăng cường kiểm tra việc thực hiện nghiêm chỉnh các quy định của Quy trình an toàn điện trên công trường với các bộ phận, cá nhân, đặc biệt lưu ý bộ phận trực điều độ, trạm 110 kV, 220 kV ngoài giờ hành chính trong khi thực hiện nhiệm vụ. Nghiêm cấm bố trí công nhân (hợp đồng ngắn hạn, hợp đồng thời vụ, học sinh, sinh viên thực tập) chưa được cấp thẻ an toàn điện tham gia trực hoặc giải quyết sự cố lưới điện, làm các công việc liên quan đến đường dây thiết bị lưới điện, trạm điện. Tiến hành củng cố hệ thống tiếp địa cao, hạ thế và các thiết bị lưới điện, bổ sung kịp thời các biển báo an toàn điện để cảnh báo nguy hiểm điện giật, đề phòng cháy nổ tại các vị trí cột điện, trạm biến áp, tủ điện... nơi diễn ra các lễ hội, vui chơi giải trí, tập trung đông người để đảm bảo an toàn cho nhân dân.

Các Công ty Điện lực, Công ty lưới điện cao thế TP Hà Nội tiến hành kiểm tra đường dây lưới điện, trạm điện gồm cáp ngầm, đường dây trên không do đơn vị quản lý, kết hợp với việc kiểm tra đường dây trung áp và cao áp của đơn vị thuộc Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, quản lý trên cùng địa bàn hành chính (cáp ngầm và đường dây trên không), phát hiện và kịp thời ngăn chặn các hành vi nguy hiểm có nguy cơ gây sự cố lưới điện. Tiến hành kiểm tra tiếp xúc các mối nối tại các trạm 110 kV, các trạm phân phối, các mối nối cao hạ thế, đầu cực máy biến thế, phát hiện và sửa chữa kịp thời các điểm bị tiếp xúc xấu, như hộp nối, ghíp nối, hộp phân dây…

Tăng cường công tác tuyên truyền, khuyến cáo sử dụng điện an toàn tiết kiệm và an toàn PCCN trong nhân dân; An toàn công trình lưới điện cao áp, không bắn các loại pháo giấy có dây tráng kim loại, thả diều, thả đèn trời, đĩa bay lên đường dây trạm điện hoặc gần đường dây thiết bị lưới điện trung cao áp, đề phòng cháy nổ; tuyên truyền về An toàn điện trong nhân dân. Phối hợp chặt chẽ với Công an quận, huyện, thị xã, phường, xã xử lý cương quyết các trường hợp gây sự cố lưới điện do bắn các loại pháo giấy tráng kim loại, thả diều, thả đèn trời, đĩa bay đồ chơi lên trạm điện, hoặc các hành vi vi phạm HLBVATCTLĐCA của đường dây thiết bị lưới điện.

Phối hợp với UBND quận, huyện, thị xã, phường, xã, và Thanh tra Sở Công thương xử lý dứt điểm các trường hợp vi phạm nghiêm trọng đến hành lang bảo vệ an toàn công trình lưới điện cao áp (HLBVATCTLĐCA) có thể gây sự cố mất điện, hoặc mất an toàn về người và tài sản cho nhân dân trong dịp Tết; Kiểm tra trang thiết bị PCCC đảm bảo sử dụng hiệu quả khi có tình huống xảy ra. Phối hợp chặt chẽ với lực lượng cảnh sát PCCC trên địa bàn để có phương án cắt điện kịp thời khi có yêu cầu.

(Hoa Việt Cường)