Thuật toán bảo vệ cho lưới điện phân phối có sự tham gia của nguồn điện phân tán

TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 24 61 
THUẬT TOÁN BẢO VỆ CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 
CÓ SỰ THAM GIA CỦA NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN 
A NOVEL PROTECTION rALGORITHM FOR THE DISTRIBUTION SYSTEM 
CONNECTED TO THE DISTRIBUTED GENERATION 
Nguyễn Ngọc Trung, Đàm Khánh Linh 
Trường Đại học Điện lực 
Ngày nhận bài: 26/07/2020, Ngày chấp nhận đăng: 28/12/2020, Phản biện: TS. Nguyễn Mạnh Quân 
Tóm tắt: 
Bài báo đề xuất một phương pháp mới để giám sát trạng thái và bảo vệ cho lưới điện phân phối có 
sự tham gia của nguồn điện phân tán bằng cách kết hợp một số phương pháp xác định giá trị biến 
thiên của điện áp/tần số, góc pha điện áp và tổng sóng hài điện áp nhằm giảm thiểu vùng không 
xác định khi xuất hiện trạng thái tách đảo tại điểm kết nối chung hình thành một lưới điện nhỏ độc 
lập. Hiệu quả của giải pháp đề xuất được chứng minh bởi kết quả mô phỏng trên Matlab/Simulink. 
Từ khóa: 
lưới điện thông minh, lưới điện phân phối, lưới điện nhỏ, bảo vệ tách đảo (IP), nguồn điện phân tán 
(DG), điểm kết nối chung (PCC), vùng không xác định NDZ (vùng chết), tách đảo chủ động, xác 
nhận tách đảo. 
Abstract: 
This paper proposes a novel algorithm, which can be used for state monitoring and protection for 
distribution grids connected to the distributed generation by a hybrid method that based on the 
variation of farameters (OUV, OUF, VJ), and total harmonic voltage (THDv) to reduce the non-
detection zone (NDZ) when the islading-condition occurs at the point of common coupling (PCC). 
The simulated results of test case on the Matlab/Simulink enviroment have demonstrated the 
effectiveness of the proposed methods. 
Keywords: 
smart grid, distribution network, islanding protection, distributed generation (DG), point of common 
coupling (PCC), non-detection zone (NDZ), intentional islanding. 
1. ĐẶT VẤN ĐỀ 
Hiện nay, một trong những biện pháp khả 
thi nhất đối với ngành điện để đạt được 
các mục tiêu giảm lượng khí thải nhà 
kính, tăng hiệu quả năng lượng, tăng khả 
năng của các nguồn năng lượng tái tạo là 
đầu tư phát triển nguồn điện phân tán 
(DG) cả về số lượng và công suất phát 
[1]. Do đó, đòi hỏi phải có sự thay đổi 
hoàn toàn trong công tác quản lý, giám sát 
và vận hành điều khiển hệ thống điện. 
Trên thực tế, một trong những vấn đề 
quan trọng nhất đối với hệ thống điện 
hiện đại là việc tích hợp và vận hành lưới 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
62 Số 24 
điện có sự tham gia của các DG nên HTĐ 
cần thiết phải được quản lý và điều khiển 
thông minh hơn. Trong đó, dòng công 
suất có thể được truyền tải cả hai chiều 
với sự tích hợp của các nguồn điện phân 
tán (DG) thường dùng nguồn năng lượng 
sạch (như điện mặt trời, điện gió...), 
Trong HTĐ thông minh có sự tham gia 
của DG, trạng thái khi DG tách khỏi lưới 
điện mà không có sự chủ động trước đó, 
hay khi DG vẫn tiếp tục cung cấp điện 
đến một phần phụ tải của HTĐ ngay cả 
khi lưới điện chính đã cắt ra (islanding-
tách lưới, tách đảo), nếu không giám sát 
và điều khiển chính xác trạng thái này có 
thể gây nguy hiểm cho con người, hư 
hỏng thiết bị điện của HTĐ, giảm độ tin 
cậy cung cấp điện [2]-[4]. Bài báo này 
đưa ra một thuật toán giám sát và bảo vệ 
các DG khi kết nối vào lưới điện phân 
phối tại điểm kết nối chung (PCC) bằng 
giải pháp kết hợp trong việc giám sát các 
thông số, điện áp, sóng hài và bước nhảy 
góc pha điện áp. Một số phân tích của giải 
pháp đề xuất và đánh giá hiệu quả được 
chứng minh bằng các kết quả mô phỏng 
trên Matlab-Simulink. 
2. NHỮNG TIÊU CHUẨN KẾT NỐI 
DÀNH CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ 
KẾT NỐI DG 
2.1. Các quy định và tiêu chuẩn kết nối 
lưới điện tại PCC 
Những yêu cầu dành cho DG khi tham gia 
kết nối vào lưới điện phân phối quy định 
rất rõ ràng bởi các tiêu chuẩn IEC-61727 
và IEEE-1547 và được áp dụng rộng rãi 
trên toàn thế giới. Ngoài ra, còn cung cấp 
các quy định về điện áp và tần số cho 
phép các DG hoạt động tách lưới một 
cách chủ động với các giá trị ngưỡng khởi 
động được xác định trước như bảng 1, 
tạm thời tách một phần lưới điện phân 
phối do quá tải hoặc bảo dưỡng, sửa chữa 
định kì lưới điện hay kết nối trở lại DG 
vào lưới điện chính khi đủ điều kiện 
[5]-[10]. 
Hình 1. Lưới điện phân phối kết nối với DG 
tại PCC 
Xác định giá trị giới hạn cho phép tách 
các nguồn DG theo điều kiện độ lệch điện 
áp như trong bảng 1. Ngoài ra, cũng có 
thể đưa ra khả năng cho phép điều độ của 
các công ty điện lực phát lệnh tách các 
DG từ xa hoặc điều chỉnh các ngưỡng nói 
trên để tránh làm việc ở trạng thái tách 
lưới không mong muốn nhằm đảm bảo 
cân bằng công suất và chất lượng điện 
năng [8]-[14]. 
Bảng 1. Quy định về thời gian tách DG 
tại điểm PCC 
IEEE 1547 IEC 61727 
Giá trị điện 
áp so với 
danh định 
(%) 
Thời 
gian 
ngắt kết 
nối (s) 
Giá trị điện 
áp so với 
danh định 
(%) 
Thời 
gian 
ngắt kế ... hường 
110<V<120 1,00 110<V<135 2,00 
V≥120 0,16 V≥135 0,05 
THDVpcc≤5% THDVpcc≤5% 
2.2. Phương pháp tính vùng mất kiểm 
soát trạng thái tại điểm kết nối chung - 
NDZ 
Khi lưới điện phân phối chính chủ đông 
hoặc hệ thống rơle tác động do sự cố cắt 
nguồn cung cấp điện, nếu công suất trao 
đổi tại PCC thay đổi không nhiều; dẫn 
đến sự thay đổi các thông số điện áp, góc 
pha và tần số vẫn nằm trong giới hạn cho 
phép sau khi lưới ngắt kết nối [15], [16]. 
Trạng thái tách lưới được hình thành và 
tồn tại mà không phát hiện ra, được định 
nghĩa là vùng không nhận diện được trạng 
thái kết nối tại PCC (NDZ), DG có thể 
làm việc độc lập cung cấp điện cho phụ 
tải riêng biệt [4], [16] như hình 3. 
Giá trị của phụ tải RLC nối song song 
được xác định theo các công thức sau: 
|𝑍| =
1
√ 1
𝑅2
+ (
1
𝜔𝐿 − 𝜔𝐶)
2
=
𝑅
√1 + 𝑄𝑓
2(
𝑓0
𝑓 −
𝑓
𝑓0
)2
 (1) 
𝑅 =
𝑉2
𝑃𝑙𝑜𝑎𝑑
𝐿 =
𝑉2
(2𝜋. 𝑓. 𝑄𝑓. 𝑃𝑙𝑜𝑎𝑑)
𝐶 =
𝑄𝑓. 𝑃𝑙𝑜𝑎𝑑
(2𝜋. 𝑓. 𝑉2)
𝜑𝑙𝑜𝑎𝑑 = 𝑡𝑎𝑛
−1 [𝑅 (
1
𝜔𝐿
− 𝜔𝐶)] 
= 𝑡𝑎𝑛−1 [𝑄𝑓 (
𝑓0
𝑓
−
𝑓
𝑓0
)] (2) 
Trong đó, 
Tần số cộng hưởng: 
 𝑓0 =
1
2𝜋√𝐿𝐶
 𝜔0 =
1
√𝐿𝐶
Hệ số công suất: 
𝑄𝑓 =R√
𝐶
𝐿

 Q 
 P 
OF 
NDZ 
UV 
OV 
Hình 3. Vùng “chết” - NDZ dựa trên sự biến 
đổi công suất sau khi tách lưới tại PCC 
UF 
VPD 
NDZ 
Hình 2. Sơ đồ khối sau khi tách lưới 
I abc 
L 
C 
R 
I abc 
Uabc 
DG
 PCC 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
64 Số 24 
Khi độ lớn của điện áp nằm trong ngưỡng 
cài đặt trước [Vmin; Vmax] của phương 
pháp dựa trên giá trị điện áp (OUV), thì 
quan hệ giữa điện áp và độ lệch công suất 
được xác định như sau: 
(
𝑉
𝑉𝑚𝑎𝑥
)
2
− 1 ≤
∆𝑃
𝑃
≤ (
𝑉
𝑉𝑚𝑖𝑛
)
2
− 1 (3) 
Khi sự thay đổi của tần số nằm trong 
ngưỡng cài đặt trước [fmin; fmax] của 
phương pháp dựa trên giá trị điện áp 
(OUF), thì quan hệ giữa tần số và độ lệch 
công suất được xác định như sau: 
𝑄𝑓[1 − (
𝑓
𝑓𝑚𝑎𝑥
)2] ≤
∆𝑄
𝑃
≤ 𝑄𝑓[1 − (
𝑓
𝑓𝑚𝑖𝑛
)2] (4) 
Khi đó, góc lệch pha điện áp tại PCC 
được xác định như sau: 
𝜑𝑙𝑜𝑎𝑑 = 𝑡𝑎𝑛
−1 (
∆𝑄
𝑃
∆𝑃
𝑃
+1
) ≤ 𝜃threshold (5) 
Tính diện tích NDZ từ miền cân bằng 
công suất để cài đặt trước các giá trị của 
ngưỡng làm việc cho sự biến đổi biên độ 
của tần số và điện áp tại PCC. Xác suất 
mà ΔP và ΔQ rơi vào NDZ có thể là đáng 
kể, do đó, các thiết bị bảo vệ rơle làm việc 
dựa trên tiêu chuẩn OUV/OUF thường 
được xem là không đủ khả năng xác định 
chính xác và kịp thời trạng thái tách lưới 
của DG tại PCC, cần thiết phải được kết 
hợp với các giải pháp khác [4], [16]. Do 
đó, dựa trên sự thay đổi giá trị của tổng 
hài điện áp và bước nhảy góc pha khi có 
sự thay đổi kết nối các nguồn điện tại 
PCC để phát hiện DG tách lưới, đây là 
các giá trị đầu vào khởi động rơle làm 
việc bảo vệ cho các nguồn cấp điện và 
phụ tải điện tại PCC. 
3. THUẬT TOÁN BẢO VỆ NGUỒN ĐIỆN 
PHÂN TÁN KẾT NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN 
PHÂN PHỐI 
Sơ đồ thuật toán bảo vệ cho DG khi được 
kết nối vào LĐPP được thiết kế như 
hình 4. 
Hình 4. Sơ đồ thuật toán bảo vệ cho DG khi được kết nối vào LĐPP 
Nhập dữ liệu đầu vào 
Threshold ɵ, cyc_max 
k = 1; cyc = 0 
Đo lường THD 
THD_avgt 
THD_avgt > ɵ 
Tăng bước lặp 
cyc = cyc + 1 
cyc > cyc_max 
ID_TRIP 
cyc = 0 
k = k + 1 
Có 
Có 
Không 
Không 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 24 65 
Hình 5. Giao diện của thuật toán bảo vệ DG kết nối với lưới điện phân phối tại PCC 
Mã nguồn thuật toán được xây dựng trên 
môi trường Matlab như sau: 
clc; 
% Nhập dữ liệu 
k = 0; 
i = 0; 
t = 0.02; 
V_n = 400; 
V_t = vpcc_rms; 
V_Threshold = 400; 
THDvt=THDvpcc; 
THD_Threshold = 5; 
 PhV_t = Phase_vpcc; 
%BEGIN 
while (1) 
 k=k+1; 
%---Main--- THDvpcc---% 
 s=0; 
 i=i+1; 
 try 
 for i=i:1:(i+n-1) 
 s=s+THDvt(i,2); 
 end 
 catch 
 break; 
 end 
 THDvavgt = s/n; 
 Theta = abs((THDvavgs-
THDvavgt)/THDvavgs)*100; 
End; 
%---Main---Vpcc_phase---% 
 PhV_Sta = 0; 
 PhV_s = 0; 
 PhV_i = PhV_i + 1; 
for 
PhV_i=PhV_i:1:(PhV_i+PhV_n-1); 
PhV_s = PhV_s + PhV_t(PhV_i,2); 
end 
 PhV_avgt = PhV_s/PhV_n; 
 PhV_Delta = PhV_avgs - PhV_avgt; 
if abs(PhV_Delta) <= PhV_DeltaPhase; 
 PhV_cyc = 0; 
else 
 PhV_cyc = PhV_cyc + 1; 
if 
(PhV_cyc >= PhV_max_cyc)PhV_Sta = 1; 
end 
end 
 PhV_avgs = PhV_avgt; 
End 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
66 Số 24 
Trong trường hợp này, mức biến dạng 
điện áp được giám sát tại PCC và khi mức 
biến dạng vượt ngưỡng cho phép thì DG 
sẽ được tách ra. Thực tế, khi xảy ra chế độ 
tách lưới, các hài dòng điện sinh ra tại bộ 
chuyển đổi inverter sẽ truyền tới phụ tải 
làm cho điện kháng của tổng hài lớn hơn 
nhiều so với của lưới điện chính khiến 
cho sóng hài tăng cao tại PCC, trạng thái 
tách lưới được phát hiện ngay [5], điều 
này thể hiện rõ trên giao diện với người 
vận hành như hình 5. Vì vậy, phương 
pháp này giảm thiểu NDZ khi công suất 
DG cân bằng với phụ tải địa phương so 
với khi chỉ sử dụng các phương pháp đo 
lường sự biến động dòng công suất, điện 
áp và dòng điện [17]-[22]. 
4. MÔ PHỎNG MATLAB/SIMULINK VÀ 
ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ 
Ứng dụng Matlab Simulink mô phỏng 
LĐPP có sự tham gia của DG để giám sát, 
thu thập các thông số vận hành và trạng 
thái kết nối của DG tại PCC như hình 6. 
Hình 6. Mô hình mô phỏng chế độ làm việc 
tại PCC của LĐPP có sự tham gia của DG 
Trong đó, phụ tải và DG đã được lựa chọn 
sao cho khi làm việc ở chế độ tách lưới có 
điện áp và tần số biến đổi trong ngưỡng 
giá trị quy định của tiêu chuẩn IEEE 1547 
trước và sau khi máy cắt (CB) mở ra, tức 
là U=(0,8 1,15)*Uđm và tần số dao động 
(±0,5) Hz so với tần số danh định [4], 
[13]. Các thông số của hệ thống điện 
nghiên cứu được trình bày trong bảng 2. 
Bảng 2. Thông số của lưới điện phân phối 
nghiên cứu 
TT Thông số hệ thống Giá trị Đơn vị 
1 U lưới điện 400 v 
2 Nguồn dòng của DG(I1) 8 a 
3 THDIDG 5 % 
4 THDUpcc 5 % 
5 Điện trở lưới điện (R) 1e-2 Ω /pha 
6 Điện kháng lưới điện (L) 300e-6 h/pha 
7 
Điện cảm của bộ lọc 
inverter (L1) 
1e-3 h 
8 
Điện dung của bộ lọc 
inverter (C1) 
1e-9 f 
9 Tổng trở tải phi tuyến 285 Ω 
10 Tần số (f) 50 Hz 
Khi CB ở trạng thái đóng, DG và phụ tải 
được kết nối trực tiếp với lưới điện và DG 
có thể cung cấp công suất vào lưới điện 
chính. Nhưng khi CB mở ra, trạng thái 
tách lưới xảy ra, khi đó DG cùng với phụ 
tải địa phương tạo ra một hệ thống điện 
độc lập, chỉ có DG cung cấp công suất. 
Trong đó, nguồn DG là một nguồn dòng 
điện ba pha kết nối vào LĐPP qua bộ biến 
đổi có điều khiển với tổng hài THDIDG 
trong giới hạn 5%. Các kết quả thu được 
thể hiện trong hình 7. 
Kịch bản vận hành được đưa ra là CB mở 
ra ở t=0.5s khi đó chế độ tách lưới xảy ra: 
Các kết quả mô phỏng cho thấy rằng các 
phép đo OVF và OUV không thể phát 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 24 67 
hiện trạng thái này (nghĩa là tình huống 
NDZ xảy ra). Ngược lại, chế độ này cần 
phải được phát hiện bởi phương pháp 
khác. Trên thực tế, khi CB mở vào thời 
điểm 0.5s, sau một khoảng thời gian quá 
độ không quá ¼ chu kì, THDVpcc tại PCC 
tăng từ 1.012% lên 11.456%; giá trị này 
lớn hơn giá trị ngưỡng 5%. Do đó, 
phương pháp bảo vệ DG dựa trên THDV 
phát hiện ngay sự thay đổi chế độ làm 
việc tại PCC mặc dù THDIload của của phụ 
tải hiện tại vẫn nhỏ hơn 5%. Góc pha điện 
áp nhảy từ 27.5° đến 14.236°, giá trị 
trung bình của bước nhảy trong một chu 
kỳ là ΔPJ = 47.736°. Các giá trị này vượt 
qua ngưỡng 10% so với ngưỡng quy định 
3% của PJ. Các ngưỡng nói trên đối với 
THDv, PJ (PJD) đã được thiết lập phù 
hợp với tiêu chuẩn IEEE [18], [19]. Do 
đó, trong kịch bản này, trạng thái tách 
lưới được phát hiện bằng phương pháp đo 
lường kết hợp với truyền thông tin trạng 
thái của PCC trong LĐPP. 
Hình 7. Kết quả mô phỏng của điện áp, tần số, 
tổng sóng hài và biến đổi góc pha điện áp 
tại PCC 
5. KẾT LUẬN 
Bài báo này đưa ra một giải pháp mới 
trong việc bảo vệ chế độ làm việc độc lập 
của DG khi tách khỏi LĐPP. Hơn nữa, 
xét trên quan điểm về triển vọng phát 
triển lưới điện thông minh - SmartGrid, 
các DG có thể tương tác với các lưới điện 
chính trong việc thực thi không chỉ các 
chức năng bảo vệ mà còn tham gia vào 
việc tự động hóa lưới điện. 
Phương pháp bảo vệ đã đề xuất được phát 
triển bắt đầu từ một số yêu cầu tiêu chuẩn 
hiện tại cho phép đo lường sự biến thiên 
giá trị nhiều thông số ngay tại PCC và 
nâng cao hiệu quả bằng cách phối hợp thu 
thập dữ liệu và tích hợp với công nghệ 
truyền tin hiện đại để nâng cao hiệu quả 
giám sát PCC nên được xem xét như một 
giải pháp tiên tiến hơn khi sử dụng các 
thiết bị điện - điện tử thông minh trong 
thông tin liên lạc [18]-[24]. Trên phương 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
68 Số 24 
diện này, bằng các giải pháp kết hợp, có 
thể thực hiện các chức năng “thông minh 
hơn” - cho phép giám sát và điều khiển từ 
xa các DG ở khía cạnh không chỉ tách đảo 
mà còn điều chỉnh điện áp, công suất và 
điều tiết sản lượng điện năng. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Europe 2020, “A strategy for smart sustainable and inclusive growth”, 
[2] “Technology Action Plan: Smart Grids”. Report to the Major Economies Forum on Energy and 
Climate, December 2009. 
[3] Smart grids - European Technology Plarform for the Electricity Network of the Future, Strategic 
Deployment Document, April 2010,  
[4] A. Timbus, A. Oudalov C.N.M. Ho, “Islanding detection in smart grids”, Energy Conversion 
Congress and Exposition (ECCE), 2010 IEEE, pp. 3631 – 3637. 
[5] Ngoc-Trung Nguyen, “A novel islanding detection method of distributed generation in the smart 
grids”, International conference on science and technology, EPU, 2016. 
[6] EN 50438:2012, “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public low-
voltage distribution networks” (project number 22109). 
[7] CLC/FprTS 50549-1:2011, “Requirements for the connection of generators above 16 A per phase 
- Part 1: Connection to the LV distribution system” (project number 20863). 
[8] CLC/FprTS 50549-2:2011, “Requirements for the connection of generators above 16 A per phase 
- Part 2: Connection to the MV distribution system”, (project number 23224). 
[9] CEI 0-21, “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti BT 
delle imprese distributrici di energia elettrica” (Reference technical rules for the connection of 
active and passive users to the LV electrical Utilities), CEI Standard, december 2011 (In Italian). 
[10] VDE-AR-N 4105, “Generators connected to the low-voltage distribution network. Technical 
requirements for the connection to and parallel operation with low-voltage distribution networks”. 
August 2011 (In German). 
[11] “Photovoltaic (PV) systems - Characteristics of the utility interface”, IEC Std. 61 727, 2004. 
[12] “Test procedure of islanding prevention measures for utility interconnected photovoltaic 
inverters”, IEC Std. 62 116, 2008. 
[13] “IEEE standard for interconnecting distributed resources with electric power systems”, IEEE Std. 
1547, 2003. 
[14] “IEEE recommended practice for utility interface of photovoltaic (PV) systems”, IEEE Std. 929, 
2000. 
[15] A. Ipakchi and F. Albuyeh, “Grid of the future,” IEEE Power Energy Mag., vol. 7, no. 2, pp. 52–62, 
Mar./Apr. 2009. 
[16] Ngoc-Trung NGUYEN and et., “A Novel Algorithm of Island Protection for Distributed Generation 
in Smart Grids”, 2018 IEEE International Conference on Environment and Electrical Engineering 
and Industrial and Commercial Power Systems Europe (EEEIC/I&CPS Europe-18), Palermo, Italy. 
[17] G. Artale, A. Cataliotti, V. Cosentino, D. Di Cara, N.T. Nguyen, P. Russotto, G. Tinè: “Hybrid 
passive and communications-based methods for islanding detection in medium and low voltage 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 24 69 
smart grids” - Proceedings of International Conference on Power Engineering, Energy and 
Electrical Drives, POWERENG-2013, Istanbul, Turkey, May 13-17 2013, pp. 1563-1567. 
[18] G. Artale, A. Cataliotti, V. Cosentino, D. Di Cara, N.T. Nguyen, G. Tinè “Measurement and 
Communication Interfaces for Distributed Generation in Smart Grids”, proceedings of 2013 IEEE 
International Workshop on Applied Measurements for Power Systems, AMPS 2013, Aachen, 
Germany, September 25-27, 2013, pp. 103-107. 
[19] Ngoc-Trung Nguyen, “Study and development of innovative measurement methods and systems 
for anti-islanding protection in smart grids”, PhD thesis, University of Palermo, February 2014. 
[20] A. Esmaeilian, M. Kezunovic, “Controlled Islanding to Prevent Cascade Outages Using Constrained 
Spectral k-Embedded Clustering,” Power Systems Computation Conference (PSCC), 11 Aug.2016. 
[21] G. Artale, A. Cataliotti, V. Cosentino, D. Di Cara, S. Guaiana, S. Nuccio, N. Panzavecchia, G. Tinè, 
Member IEEE “Smart Interface Devices for Distributed Generation in Smart Grids: The Case of 
Islanding,” IEEE Sensors Journal, Volume: 17, Issue: 23, Dec.1, 2017. 
[22] A.R. Di Fazio, S.Valeri, “Threshold setting of an innovative anti-islanding relay for LV distribution 
systems by real time simulations”, Renewable Power Generation Conference (RPG 2014), 3rd, 
24-25 Sept.2014. 
[23] P.P. Parikh, M.G. Kanabar, T.S. Sidhu, “Opportunities and challenges of wireless communication 
technologies for smart grid applications,” in Proc. IEEE Power and Energy Society General 
Meeting, Minneapolis, MN, Jul. 25-29, 2010, pp.1-7. 
[24] P. Castello, P. Ferrari, A. Flammini, C. Muscas, S. Rinaldi, “An IEC 61850-Compliant distributed 
PMU for electrical substations," 2012 IEEE International Workshop on Applied Measurements for 
Power Systems (AMPS 2012), Aachen, Germany, Sept. 26-28, 2012, pp. 1. 
Giới thiệu tác giả: 
Tác giả Nguyễn Ngọc Trung tốt nghiệp đại học năm 2003, nhận bằng Thạc sĩ 
năm 2006 tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, nhận bằng Tiến sĩ năm 2014 
tại Đại học Palermo, Cộng hòa Italia. 
Lĩnh vực nghiên cứu: lưới điện thông minh-SmartGrid, bảo vệ rơle và giám sát điều 
khiển, tự động hóa trong hệ thống điện. 
Tác giả Đàm Khánh Linh tốt nghiệp đại học ngành hệ thống điện năm 2008 
tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội; nhận bằng Thạc sĩ ngành quản lý công 
nghiệp tại Học viện Công nghiệp Grenobe (INPGI), Cộng hòa Pháp năm 2010; 
nhận bằng Tiến sĩ ngành kỹ thuật điện tại Trường Đại học Palermo - Cộng hòa 
Italia năm 2015. 
Lĩnh vực nghiên cứu: hệ thống điện thông minh, thị trường điện, chính sách giá 
điện. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
70 Số 24