Hiện đại hóa lưới điện
Trong nhiều thập niên, câu chuyện phát triển hệ thống điện thường được nhìn qua hai thông số quen thuộc là công suất nguồn điện và chiều dài đường dây. Cách tiếp cận đó vẫn cần thiết nhưng không còn đáp ứng đầy đủ những yêu cầu mới đặt ra đối với hệ thống điện hiện nay.
Nền kinh tế tăng trưởng nhanh cần nhiều điện hơn, đồng thời đòi hỏi hệ thống điện ổn định, linh hoạt và có khả năng thích ứng tốt hơn trước những biến động ngày càng phức tạp. Cùng đó, tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng lên, các nguồn điện phân tán phát triển mạnh, phụ tải thay đổi nhanh theo từng khu vực và yêu cầu về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện của các ngành công nghệ cao ngày càng khắt khe, lưới điện buộc phải chuyển từ chuyển từ phương thức vận hành truyền thống sang mô hình có khả năng quan sát, phân tích và điều khiển theo thời gian thực.
Ngành điện nỗ lực, bảo đảm cung ứng đủ điện phục vụ phát triển kinh tế - xã hội, đạt mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai con số.
Áp lực này đã thể hiện rõ qua các con số vận hành năm 2026. Theo Bộ Công Thương, trong 6 tháng đầu năm, GDP tăng 8,18%, riêng quý II tăng 8,39%. Lũy kế 7 tháng, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống đạt hơn 203,3 tỷ kWh, tăng khoảng 9,3% so với cùng kỳ năm trước. Với tốc độ tăng trưởng kinh tế cao, nhu cầu điện tiếp tục được dự báo duy trì ở mức lớn trong những năm tới.
Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII đã đặt ra quy mô đầu tư lưới điện rất lớn cho giai đoạn tới. Trong giai đoạn 2025-2030, Việt Nam dự kiến xây mới 102.900 MVA và cải tạo 23.250 MVA trạm biến áp 500 kV, đồng thời xây mới 12.944 km đường dây 500 kV. Đối với lưới 220kV, mục tiêu xây mới 105.565 MVA trạm biến áp cùng 15.307 km đường dây.
Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đã chỉ rõ yêu cầu xây dựng hệ thống điện thông minh, hiệu quả, có khả năng kết nối an toàn với lưới điện khu vực. Nghị quyết cũng đặt mục tiêu đưa độ tin cậy cung cấp điện và chỉ số tiếp cận điện năng của Việt Nam vào nhóm ba quốc gia dẫn đầu ASEAN. Để đạt mục tiêu đó, lưới điện phải được nâng cấp đồng thời ở cả hạ tầng vật lý và hạ tầng số.
Trước đó, Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết số 57-NQ/TW ngày 22/12/2024 về đột phá phát triển khoa học, công nghệ, đổi mới sáng tạo và chuyển đổi số quốc gia. Năm 2025, 2026, Bộ Công Thương triển khai 274 nhiệm vụ thực hiện Nghị quyết số 57 với trọng tâm hoàn thiện thể chế, phát triển công nghệ chiến lược, nâng cấp công nghệ doanh nghiệp và đào tạo nhân lực chất lượng cao.
Trong các nhóm công nghệ chiến lược được ưu tiên hiện nay có công nghệ số, robot và tự động hóa, công nghệ năng lượng, vật liệu tiên tiến cùng an ninh mạng. Đây đều là những công nghệ có mối liên hệ trực tiếp với quá trình xây dựng lưới điện thế hệ mới.
Trao đổi với phóng viên Báo Công Thương, PGS.TS Nguyễn Đức Huy - Phó Hiệu trưởng Trường Điện - Điện tử, Đại học Bách khoa Hà Nội cho rằng, phát triển lưới điện thông minh đã trở thành yêu cầu mang tính chiến lược trong các định hướng phát triển năng lượng quốc gia, nhất là khi nhu cầu điện tăng nhanh, cơ cấu nguồn ngày càng đa dạng và yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao.
Lưới điện thông minh cần được nhìn như một nền tảng tích hợp giữa hạ tầng kỹ thuật, dữ liệu và cơ chế thị trường. Trên nền tảng đó, các nguồn lực kỹ thuật có thể được huy động linh hoạt, chuyển hóa thành dịch vụ hệ thống và tham gia giao dịch trên thị trường điện. Đây là điều kiện quan trọng để nâng hiệu quả vận hành, tăng khả năng tích hợp năng lượng tái tạo và tạo nền tảng điện năng ổn định cho mục tiêu tăng trưởng cao của nền kinh tế.
Nhân viên EVNSPC ứng dụng flycam trong kiểm tra lưới điện.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là doanh nghiệp nhà nước giữ vai trò nòng cốt trong lĩnh vực năng lượng, một lĩnh vực đang có những chuyển biến mạnh mẽ dưới tác động của khoa học, công nghệ, chuyển đổi số và yêu cầu chuyển dịch năng lượng bền vững. Những năm gần đây, các đơn vị thuộc EVN đã từng bước đưa nhiều công nghệ mới vào quản lý vận hành. Trên lưới truyền tải, dữ liệu thiết bị được số hóa trên hệ thống PMIS, các trung tâm giám sát vận hành trạm biến áp không người trực được mở rộng, thiết bị bay không người lái được sử dụng trong kiểm tra đường dây và trí tuệ nhân tạo bắt đầu được ứng dụng trong nhận diện bất thường.
EVN cũng đã xác định mục tiêu phát triển theo hướng doanh nghiệp số toàn diện và hướng tới "EVN thông minh". Sau giai đoạn số hóa quy trình, yêu cầu hiện nay là khai thác sâu hơn giá trị của dữ liệu để thay đổi phương thức quản lý vận hành.
Theo EVN, 100% dữ liệu thiết bị trên lưới truyền tải đã được số hóa trên phần mềm quản lý kỹ thuật PMIS. Cùng đó, nhiều trạm biến áp 220kV đã được chuyển sang mô hình vận hành không người trực. Trong khoảng 10 năm, số lượng trạm biến áp 220kV thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia tăng hơn 70%, số lao động phục vụ vận hành trạm giảm trên 50%.
Nếu trước đây, việc giám sát thiết bị phụ thuộc nhiều vào sự hiện diện thường xuyên của con người tại hiện trường, thì nay dữ liệu vận hành có thể được tập trung về trung tâm điều khiển. Các tín hiệu bất thường được phát hiện sớm hơn, việc kiểm tra được tổ chức theo mức độ rủi ro thay vì hoàn toàn dựa trên chu kỳ định sẵn. Người lao động giảm bớt những công việc lặp lại để tập trung vào phân tích và xử lý những tình huống đòi hỏi chuyên môn cao hơn.
Đưa khoa học, công nghệ vào từng mắt xích của lưới điện
Trong vận hành lưới điện hiện đại, dữ liệu đang trở thành công cụ giúp ngành điện chuyển dần từ xử lý sự cố sang nhận diện và phòng ngừa rủi ro. Nhiệt độ bất thường của máy biến áp có thể là tín hiệu cảnh báo sớm nguy cơ hư hỏng; hình ảnh thu từ camera nhiệt hoặc thiết bị bay không người lái hỗ trợ phát hiện điểm tiếp xúc kém, dây dẫn bất thường hay nguy cơ vi phạm hành lang an toàn lưới điện; dữ liệu phụ tải theo giờ kết hợp với thông tin thời tiết có thể giúp dự báo chính xác hơn nhu cầu sử dụng điện tại các khu công nghiệp, đô thị và những khu vực có phụ tải tăng cao.
Khi các nguồn dữ liệu này được kết nối và phân tích đồng bộ, phương thức quản lý lưới điện cũng thay đổi. Hệ thống từng bước hình thành khả năng dự báo nguy cơ, hỗ trợ điều độ và chủ động đưa ra phương án xử lý trước khi sự cố xảy ra. Đây là một trong những nền tảng quan trọng để chuyển từ lưới điện được số hóa sang lưới điện thông minh.
Đơn cử, tại Công ty Truyền tải điện 2, quá trình số hóa đang đi vào từng thiết bị và từng tuyến đường dây. Đến tháng 4/2026, đơn vị đã hoàn thành số hóa toàn bộ hồ sơ trên PMIS, đồng thời gắn mã QR cho hơn 7.800 thiết bị tại 23 trạm biến áp. Hệ thống định vị sự cố được lắp trên toàn bộ 16 đường dây 500kV do đơn vị quản lý và hơn một nửa số đường dây 220kV, giúp rút ngắn khoảng 8 giờ trong mỗi vụ xác định vị trí sự cố.
Cùng đó, UAV đang trở thành một công cụ quen thuộc trong quản lý truyền tải. Riêng năm 2025, tổng chiều dài các chuyến bay phục vụ kiểm tra đường dây của đơn vị này vượt 23.400 km. Công nghệ LiDAR được sử dụng xây dựng bản đồ ba chiều hành lang tuyến, AI từng bước được thử nghiệm để phân tích hình ảnh và nhận diện dấu hiệu bất thường.
Với các tuyến đường dây chạy qua núi cao hoặc rừng sâu, trước đây việc kiểm tra cần huy động nhiều nhân lực và thời gian. Khi UAV được đưa vào sử dụng, hình ảnh có thể được thu thập nhanh hơn trên phạm vi rộng. Khi AI tham gia phân tích dữ liệu hình ảnh, những vị trí nghi ngờ được khoanh vùng sớm để lực lượng kỹ thuật tập trung kiểm tra.
Ở cấp lưới điện 110kV, nhiều địa phương cũng đang chuyển nhanh sang mô hình vận hành số, tại Phú Thọ, 100% trạm biến áp 110kV đã vận hành theo mô hình không người trực. Một hệ thống sử dụng thuật toán AI để nhận diện hình ảnh từ flycam và phát hiện bất thường trên lưới điện được đưa vào thực tế từ đầu năm 2026. Theo Điện lực Phú Thọ, hệ thống đạt độ chính xác tới 95% và giúp giảm khoảng 70% thời gian kiểm tra định kỳ, tiết kiệm hàng trăm triệu đồng chi phí nhân công mỗi năm, đồng thời ngăn ngừa từ sớm, từ xa các nguy cơ sự cố lưới điện truyền tải.
EVNHCMC từng bước xây dựng lưới điện thông minh, hiện đại, bền vững, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội của TP. Hồ Chí Minh.
Tại TP. Hồ Chí Minh, quá trình xây dựng lưới điện thông minh đã được triển khai trong nhiều năm và tạo ra những thay đổi rõ rệt về chất lượng cung cấp điện. Ông Bùi Trung Kiên - Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh (EVNHCMC) cho biết, thời gian mất điện trung bình của một khách hàng giảm từ 3.964 phút năm 2010 xuống khoảng 25,5 phút năm 2024. Tổn thất điện năng giảm từ 5,82% xuống khoảng 2,98%.
Toàn bộ trạm biến áp 110kV đã vận hành không người trực, 100% lưới trung thế được giám sát và điều khiển từ xa, các trạm biến áp phân phối được giám sát trực tuyến. Năm 2024, chỉ số lưới điện thông minh của EVNHCMC đạt 80,4/100 điểm và xếp thứ 41/92 công ty điện lực được đánh giá trên thế giới.
"Địa bàn quản lý của EVNHCMC gồm các đô thị trung tâm, khu công nghiệp, khu chế xuất, trung tâm logistics, khu vực cảng biển, sân bay, vùng ven biển và Đặc khu Côn Đảo. Trong bối cảnh thành phố đặt mục tiêu tăng trưởng kinh tế cao, yêu cầu đối với hạ tầng điện ngày càng lớn. Trước yêu cầu đó, EVNHCMC nỗ lực xây dựng hệ thống điện có độ tin cậy cao, khả năng dự phòng tốt, vận hành linh hoạt, an toàn, xanh và thông minh, đồng thời đưa hạ tầng điện đi trước một bước, tạo nền tảng để thành phố phát triển nhanh, bền vững và nâng cao chất lượng sống của người dân", ông Bùi Trung Kiên cho hay.
Lưới điện thông minh vừa nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện, vừa tạo nền tảng phát triển các dịch vụ năng lượng mới, tích hợp nguồn điện tái tạo quy mô lớn và thúc đẩy quá trình chuyển đổi năng lượng quốc gia.
