Ứ NG DỤNG PHƯƠNG PHÁ P TẠI CHỖ PHÁ T HIỆN SỰ CÁ CH LY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI CÓ KẾT NỐI NGUỒN PHÂN TÁ N Ở VIỆT NAM

Doãn Văn Đơng 32 ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP TẠI CHỠ PHÁT HIỆN SỰ CÁCH LY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHI CÓ KẾT NỐI NGUỒN PHÂN TÁN Ở VIỆT NAM APPLICATION OF LOCAL DETECTION TECHNIQUE TO THE ISLANDING DETECTION IN DISTRIBUTION GRID CONNECTED WITH DISTRIBUTED GENERATORS IN VIETNAM Doãn Văn Đông Trường Cao đẳng Công nghệ - Đại học Đà Nẵng; dvd17285@gmail.com Tóm tắt - Nguồn phân tán (DG) [1] nguồn phát điện nối trực tiếp vào lưới phân phối các nguồ n điện sử dụng lượ ng gió, lượ ng mặt trời, pin nhiên liệu, … Lợ i ić h của việc kế t nố i lưới điện phân phố i với nguồ n phân tán mang lại là chủ yế u liên quan đế n môi trường và tự hóa thi ̣ trường điện Hiện nay, nhiề u hệ thố ng lưới điện phân phố i khắ p thế giới đã có sự kế t nố i của DG với công suấ t đáng kể Nhưng có nhiề u vấ n đề nảy sinh cầ n được quan tâm kế t nố i DG vào lưới điện phân phố i và một những vấ n đề đó chin ́ h là sự cách ly (ISL) [2] ISL là tin ̀ h trạng mà một phầ n của lưới điện và DG vẫn hoạt động bi cô ̣ lập với nguồ n điện chin ́ h Để vận hành an toàn hệ thố ng điện có DG, sự cách ly cần phải được phát hiện Bài báo này ứng dụng phương pháp phát hiện tại chỗ để phát hiện sự cách ly lưới điện phân phố i có kế t nố i với DG ở Việt Nam Abstract - Distributed generation (DG) [1] is the power sources which are connected directly to the distribution grid as the powers of wind energy, solar energy, fuel cell, The benefits of distribution grid connection to DG are mainly related to the environment and the electricity market liberalization Nowadays, many of the distribution grid systems around the world have had the DG's connection with significant capacity But there are many issues to be resolved when connecting the DG in the distribution grid and one of the problems is the islanding (ISL) [2] Islanding occurs when a portion of the distribution system becomes electrically isolated from the remainder of power system which yet continues to be energized by distributed generators To operate the electrical system safely when connected to the DG, the islanding should be detected This article applies a local detection technique to the islanding detection in distribution grid which is connected to the DG in Vietnam Từ khóa - Lưới điện phân phớ i; Ng̀ n phân tán; sự cách ly; kỹ thuật phát hiện sự cách ly; vận hành hệ thố ng điện Key words - distribution grid; distributed generator; islanding; islanding detection technique; power system operation Đặt vấn đề Trong bối cảnh nguồn lượng hóa thạch ngày cạn kiệt vấn đề ô nhiễm môi trường nhà máy điện gây ra, nhiều năm qua, người tìm nguồn lượng bền vững để thay nguồn lượng truyền thống Vì vậy, nhà máy điện cỡ nhỏ xuất ngày nhiều, thường nối trực tiếp vào lưới có cấp điện áp thấp gần phụ tải gọi nguồn phân tán Khi tham gia vào lưới phân phối, DG cải thiện chất lượng điện năng, tăng cường độ tin cậy cung cấp điện thân thiện với môi trường Tiêu chuẩ n IEEE viê ̣c kế t nố i các DG với các ̣ thố ng điê ̣n [2] đă ̣t các yêu cầ u mà các DG phải đáp ứng trước kế t nố i với lưới điê ̣n phân phố i Sự xuất DG lưới phân phối, bên cạnh ưu điểm mà mang lại DG gây những ảnh hưởng sau đố i với ̣thớ ng điê ̣n [2]: • Sự cách ly (sự cách ly khơng mong muốn) • Tăng dịng điện sự cố , điề u này có thể đòi hỏi viê ̣c thay thế thiế t bi ̣đóng cắ t • Sự nâng cấ p ̣ thớ ng: Khi có mă ̣t của DG có thể đòi hỏi nâng cấ p mô ̣t số phầ n tử của ̣ thớ ng điện • Sự bố trí chủ n ma ̣ch/điề u khiể n • Hê ̣ thớ ng bảo vê ̣ và cài đă ̣t bảo vệ • Ảnh hưởng đế n điê ̣n áp và tầ n số Trong số các vấ n đề ở trên, sự cách ly đươ ̣c tác giả quan tâm vì nó liên quan đế n viê ̣c sử du ̣ng và vâ ̣n hành các DG Nế u sự cách ly xảy (Hình 1) thì tình trạng vận hành thường khơng đảm bảo chất lượng điện Hình Lưới điê ̣n bi ̣ cách ly B1 mở Một sự cách ly xảy ra, nó phải được phát hiê ̣n vòng giây [3] Khi ngắt kết nối nguồ n điê ̣n chính, lúc này sẽ hình thành mô ̣t ̣ thố ng lưới điê ̣n vâ ̣n hành cách ly và nguồ n điê ̣n chỉ được cung cấ p bởi các DG Điề u bản là tầ n số và điê ̣n áp của lưới điê ̣n này cần được phu ̣c hồ i nhanh chóng sau bi ̣cô lâ ̣p với nguồ n điện chính Trong trường hợp phu ̣ tải lưới điê ̣n bi ca ̣ ́ ch ly này tiêu thu ̣ mô ̣t lượng lớn công suấ t từ điê ̣n lực, nế u sự cách ly xảy ra, các DG có thể không đủ công suấ t để cung cấ p cho tấ t cả các phu ̣ tải được kế t nố i với lưới điê ̣n này Trong trường hợp vâ ̣y, các phu ̣ tải phải được sa thải cho ̣n lo ̣c nhằ m bảo đảm chấ t lượng điê ̣n đế n các phu ̣ tải quan trọng Mă ̣t khác, nế u lưới điê ̣n bi ̣cách ly này có các DG phát công suấ t thừa đế n lưới điê ̣n lực thì điê ̣n áp và tầ n số của lưới điê ̣n này có thể tăng lên sau bị cách ly Trong trường hợp vâ ̣y, viê ̣c điề u chỉnh công suất phát các DG phải được tính đế n Qua phân tích các vấ n đề đươc̣ nêu ở trên, để vâ ̣n hành an toàn ̣ thố ng điê ̣n có kế t nố i DG, sự cách ly cần phải đươ ̣c phát hiê ̣n xác Phát nhanh xác cách ly thách thức lớn hệ thống điện ngày đố i với hệ thống lưới điê ̣n phân phối có xuất đáng kể các DG ISSN 1859-1531 - TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CƠNG NGHỆ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG, SỐ 11(120).2017, QUYỂN 2 Kỹ thuâ ̣t phát hiêṇ sự cách ly 2.1 Tổng quan phương pháp phát cách ly Các phương pháp phát cách ly [4] chia làm hai phương pháp, phương pháp từ xa phương pháp chỗ Phương pháp chỗ gồm có: phương pháp bị động, phương pháp chủ động phương pháp kết hợp phương pháp bị động chủ động Hình • Chính xác có cân lớn máy phát nhu cầu phụ tải hệ thống bị cách ly Sơ đồ phát hiê ̣n ISL Phương pháp từ xa Sơ đồ đường dây tải ba Phương pháp ta ̣i chỗ Phương pháp bi ̣đô ̣ng Phương pháp chủ đô ̣ng Giám sát tầ n số Sơ đồ cắ t liên đô ̣ng Phương pháp kế t hơ ̣p Giám sát điê ̣n áp Đo tổ ng trở Giám sát công suấ t Dich ̣ tầ n số b Phương pháp chủ động Giám sát nhiễu Hình Các phương pháp phát hiê ̣n sự cách ly Theo [4], [5], [6], phương pháp phát ISL từ xa dựa thông tin liên lạc trạm biến áp nguồn DG Mặc dù phương pháp có độ tin cậy cao so với phương pháp chỗ giá thành lắp đặt đắt nên khơng có tính khả thi nước ta Còn phương pháp chỗ dựa thơng số đầ u cực các DG để phát ISL, chia làm hai nhóm phương pháp, phương pháp bị động phương pháp chủ động Phương pháp bị động làm việc bằ ng cách giám sát thay đổi thông số ta ̣i đầ u cực các DG nên phương pháp này không gây ảnh hưởng đến các thông số của lưới điê ̣n Các thông số có thể giám sát dùng phương pháp như: cơng suất, điện áp, tần số góc pha, Đối với phương pháp chủ động, phương pháp này dùng thiết bị để đưa tín hiệu nhiễu vào lưới Khi lưới điê ̣n chưa bị cách ly thơng số ̣ thớ ng dao động khơng lớn trở trạng thái ổn định Cịn xảy ISL thơng số dao động lớn phát ISL Nhưng phương pháp chủ động này ảnh hưởng đến chất lượng điện lưới điê ̣n c Phương pháp kết hợp • Có thể phát sự cách ly có cân công suất các DG với công suấ t phụ tải hệ thống lưới điê ̣n bị cách ly biệt phải tiến hành lúc cài đặt giá trị ngưỡng • Nếu cài đặt ngưỡng gây trở ngại cho việc ngắt • Đưa nhiễu vào hệ thống • Thời gian phát chậm cần thêm thời gian để xem xét đáp ứng hệ thống nhiễu loạn • Nhiễu loạn thường làm giảm chất lượng điện năng, nhiễu đáng kể, chí làm giảm độ tin cậy hệ thống kết nối lưới điện • Có vùng • Thời gian phát cách ly lâu chết nhỏ • Nhiễu loạn hai phương đưa pháp bị động chủ động vào bị nghi ngờ có cách ly 33 đổi tần số • Dựa vào độ khơng đối xứng điện áp • Dựa vào độ méo sóng hài • Đo tổng trở • Dịch tần số 2.2 Lựa chọn phương pháp phát cách ly Theo [7], nguyên nhân tạo điện áp thứ tự nghịch đầu cực nguồ n phân tán phân tích việc khảo sát biên dạng điện áp pha thời gian cách ly Như trình bày Hình 3, điện áp pha ở đầ u cực các DG thay đổi cách tức thời xảy ISL Sự thay đổi xảy dạng sóng điện áp thời điểm khác pha Đối với cân pha điện áp Hình 3, thành phần thứ tự nghịch điện áp xuấ t hiê ̣n với mô ̣t giá trị nhấ t đinh ̣ thời gian cách ly Thành phần thứ tự nghịch điện áp tách từ tín hiệu điện áp vị trí đầ u cực của các DG Bảng So sánh phương pháp phát cách ly [4], [5] Phương pháp Phương pháp phát từ xa Ưu điểm Nhược điểm • Độ tin cậy • Chi phí lắp đặt đắt, đặc biệt đối cao với hệ thống nhỏ Ví dụ • Sơ đồ cắt liên động • Sơ đồ đường dây tải ba Phương pháp chỗ a Phương pháp bị động Hình Biên dạng điện áp pha thời gian xảy ISL • Thời gian phát ngắn • Khơng làm nhiễu hệ thống • Khó khăn để phát cách ly xảy cân công suất DG nhu cầu phụ tải hệ thống bị cách ly • Sự bảo dưỡng đặc • Dựa vào tốc độ thay đổi cơng suất phát • Dựa vào tốc độ thay Thành phần thứ tự nghịch điện áp xuất với giá trị lớn xảy cố ngắn mạch không đối xứng hệ thống điện Hình Và Hình cho thấ y thành phần thứ tự nghịch điện áp cũng xuất tải không đố i xứng Qua hai trường hợp này, tác giả nhâ ̣n thấ y rằ ng, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp tăng lên thời điểm t = 0,5 s sau la ̣i khơng giảm dần sau thời gian độ Doãn Văn Đông 34 Hình Thành phần thứ tự nghịch điện áp trường hợp ngắn mạch không đối xứng Mô phỏng phương pháp phát hiêṇ sự cách ly 3.1 Sơ đồ hệ thống điện mô Lưới điện trình bày Hình là sơ đờ lưới điê ̣n cấ p cho huyê ̣n đảo Lý Sơn, Quảng Ngãi, Viê ̣t Nam bằ ng đường dây cáp ngầ m (L) xuyên biể n dài 26,976 km, tiết diện cáp ngầm: 3CU-240 mm2 [8] Nguồ n điê ̣n và phu ̣ tải của Đảo Lớn thuô ̣c huyê ̣n đảo Lý Sơn sau: + Nguồ n điê ̣n: Nguồ n lưới điê ̣n quố c gia, nguồ n điê ̣n dự phòng gồ m 06 máy phát diesel SKODA 688 kW (DG2) Nguồ n lươṇ g tái ta ̣o có công suấ t 1,5 MW (DG1) + Cơng ś t phu ̣ tải: 2,7597 MW Hình Sơ đồ lưới điê ̣n mô phỏng có kế t nớ i ng̀ n phân tán Hình Thành phần thứ tự nghịch điện áp trường hợp tải không đối xứng Trong trạng thái vận hành việc thay đổi tải, đóng cắt đường dây song song, đóng cắt tụ bù, đóng cắt DG thành phần thứ tự nghịch điện áp xuấ t hiê ̣n Hình Thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần trường hợp vận hành khác Từ Hình 6, ta nhâ ̣n thấy rằ ng độ lớn đặc tính tắt dần thành phần thứ tự nghịch điện áp thời điểm (t = s) cắt mạch đường dây song song khỏi hệ thống điện, đóng mạch đường dây song song (t = s) vào hệ thống, trạng thái vận hành cách ly (t = s) có khác biệt lớn Như vậy, độ lớn đặc tính tắt dần thành phần thứ tự nghịch điện áp không giống nhiễu loạn khác xảy ̣ thớ ng Từ Hình 6, ta nhận thấy giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp giảm dần đặn thời gian vận hành cách ly Đặc tính tắt dần thành phần thứ tự nghịch điện áp thời gian cách ly hồn tồn phân biệt với trường hợp xảy ngắn mạch không đối xứng tải không đối xứng Chính vì vâ ̣y, bài báo đề xuấ t sử dụng giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần để phát cách ly Theo đó, ta đo điện áp thứ tự nghịch thời điểm cách thời điểm điện áp thứ tự nghịch đạt cực đại sau khoảng chu kỳ Qua các phân tích trên, tác giả lựa cho ̣n phương pháp ta ̣i chỗ , đó sử dụng giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần để phát cách ly lưới điê ̣n phân phố i có kế t nố i nguồ n phân tán ở Viê ̣t Nam Hình Sơ đồ mơ lưới điê ̣n Matlab/Simulink 3.2 Các traṇ g thái vận hành Từ sở phân tích mơ trình bày mục 2, để phân biệt cách ly với trạng thái khác, ta phân tích trường hợp vận hành sau đây: + Đóng, cắt nguồn phân tán nối vào lưới điện; + Thay đổi phụ tải hệ thống điện; + Đóng, cắt tụ bù; + Ngắt kết nối lưới điện phân phối với DG, trường hợp DG vận hành cách ly Các kết mơ sử dụng gói phần mềm Matlab/Simulink Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đươ ̣c đo ta ̣i đầ u cực của nguồ n phân tán (DG1) 3.3 Kế t quả mô phỏng 3.3.1 Trường hợp vận hành đóng nguồ n phân tán (DG2) vào lưới điê ̣n Hình Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần đóng DG2 vào lưới điện ISSN 1859-1531 - TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG, SỐ 11(120).2017, QUYỂN Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta đóng nguồn phân tán (DG2) vào lưới điện Hình cho thấy thời điểm t = 0,5 s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên, đạt giá trị cực đại 0,0114 pu đặc tính thành phần tắt dần theo thời gian Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 5,7895e-004 pu 3.3.2 Trường hợp vận hành cắ t nguồ n phân tán (DG2) khỏi lưới điê ̣n Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta cắt nguồ n phân tán (DG2) khỏi lưới điện Hình 10 cho thấy thời điểm 0,5 s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên sau đặc tính thành phần tắt dần theo thời gian Ta nhận thấy giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đạt cực đại 0,0099 pu sau chu kỳ q trình mơ phỏng, mà khơng phải đạt cực đại sau cắt DG2 khỏi lưới điê ̣n Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 4.,487e-004 pu Hình 10 Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần cắ t DG2 khỏi lưới điện 3.3.3 Trường hợp vận hành đóng thêm tải vào lưới điê ̣n Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta đóng thêm tải vào hệ thống điện Hình 11 cho thấy thời điểm 0,5,s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên sau đặc tính thành phần tắt dần theo thời gian Ta nhận thấy giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đạt cực đại 0,0025 pu sau chu kỳ q trình mơ phỏng, mà đạt cực đại sau ta đóng thêm tải vào lưới điê ̣n Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 6,3331e-004 pu Hình 11 Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần đóng thêm tải vào lưới điện 35 3.3.4 Trường hợp vận hành giảm phụ tải của lưới điê ̣n Hình 12 Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần giảm phụ tải điê ̣n Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta giảm phu ̣ tải của hệ thống điện Hình 12 cho thấy thời điểm t = 0,5 s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên sau đặc tính thành phần tắt dần theo thời gian Ta nhận thấy giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đạt cực đại 0,0025 pu sau chu kỳ q trình mơ phỏng, mà khơng phải đạt cực đại sau ta giảm phu ̣ tải Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 6,3336e-004 pu 3.3.5 Trường hợp vận hành đóng tụ bù vào lưới điê ̣n Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta đóng tụ bù vào lưới điện Hình 13 cho thấy thời điểm t = 0,5 s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên, đạt giá trị cực đại 0,0032 pu đặc tính tắt dần theo thời gian Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 3,9340e-005 pu Hình 13 Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần đóng tụ bù vào lưới điện 3.3.6 Trường hợp vận hành cắ t tụ bù khỏi lưới điê ̣n Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta cắ t tu ̣ bù khỏ i hệ thống điện Hình 14 cho thấy thời điểm t = 0,5 s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên sau đặc tính thành phần tắt dần theo thời gian Ta nhận thấy giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đạt cực đại 0,0025 pu sau chu kỳ q trình mơ phỏng, mà khơng phải đạt cực đại sau ta cắt tụ bù khỏ i lưới điê ̣n Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 6,4084e-004 pu Doãn Văn Đông 36 Giá trị lớn Vận hành cách ly Hình 14 Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần cắ t tụ bù khỏi lưới điện 3.3.7 Trường hợp vận hành cách ly nguồn phân tán với nguồn điện từ trạm biến áp Hình 15 Giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần DG1 vận hành cách ly Giả sử thời điểm t = 0,5 s, ta mở máy cắt MC2 Như vậy, nguồ n phân tán (DG1) vận hành tình trạng cách ly Hình 15 cho thấy thời điểm t = 0,5 s, giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp bắt đầu tăng lên, đạt giá trị cực đại 0,2201 pu đặc tính tắt dần theo thời gian Tiếp tục đo giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s nhận kết 0,0039 pu Dưới là bảng tổ ng hợp giá trị điện áp thứ tự nghịch đo được mô phỏng các trường hợp vâ ̣n hành khác của lưới điê ̣n phân phố i có kế t nố i nguồ n phân tán ở sơ đồ Hình Bảng Bảng tổng hợp kết đo mơ Các trường hợp vận hành Đóng cắt DG Thay đổi phụ tải Đóng cắt tụ bù Giá trị điện Giá trị cực áp thứ tự nghịch đại điện thời điểm cách áp thứ tự thời điểm đạt cực nghịch (pu) đại sau 0.1 s (pu) Đóng DG2 vào lưới điện 0,0114 5,7895e-004 Cắ t DG2 khỏi lưới điện 0,0099 4,3487e-004 Tăng phụ tải 0,0025 6,3331e-004 Giảm phụ tải 0,0025 6,3336e-004 Đóng tụ bù vào lưới điện 0,0032 3,9340e-005 Cắt tụ bù khỏi lưới điện 0,0025 6,4084e-004 Cắ t nguồ n điê ̣n lưới phân phố i 0,0114 6,4084e-004 0,2201 0,0039 Bảng cho ta thấy giá trị cực đại thành phần thứ tự nghịch điện áp giá trị thành phần thứ tự nghịch điện áp cách thời điểm mà thành phần đạt giá trị cực đại sau 0,1 s trường hợp vận hành xét (trừ trường hợp vận hành cách ly) lớn tương ứng 0,0114 pu 6,4084e004 pu So sánh giá trị với trường hợp vận hành cách ly, ta đưa giá trị ngưỡng để phát cách ly lưới điê ̣n phân phố i có kế t nố i nguồ n phân tán cho sơ đồ lưới điê ̣n ở Hình sử du ̣ng phương pháp ta ̣i chỗ sau: 0,0114 pu < U2đặt < 0,2201 pu Kế t luâ ̣n Bài báo này lựa cho ̣n phương pháp ta ̣i chỗ , cu ̣ thể là phương pháp bi ̣ đô ̣ng, đó sử du ̣ng thành phầ n thứ tự nghich ̣ của điê ̣n áp và đă ̣c tính tắ t dầ n của thành phầ n này để phát hiê ̣n sự cách ly lưới điê ̣n phân phố i có kế t nố i nguồ n phân tán ở Viê ̣t Nam Phương pháp này có ưu điểm thiết bị đơn giản, vận hành dễ dàng phù hợp với điều kiện kinh tế nước ta Trên sở đo thông số vị trí đầ u cực DG, tác giả trình bày phương pháp sử dụng thành phần thứ tự nghịch điện áp đặc tính tắt dần thành phần việc phát cách ly Thành phần thứ tự nghịch điện áp tách từ tín hiệu điện áp đầ u cực DG Phương pháp mô với điều kiện vận hành khác Kết mô mục 3.3 cho thấy phương pháp phát cách ly không tác động nhầm xuất nhiễu loạn khác xảy hệ thống điện dựa vào giá tri ̣đă ̣t U2đă ̣t TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Thomas Ackermann, Goran Andersson, Lennart Soder, “Distributed generation: a definition”, Electric Power Systems Research, 57, 2001, pp 195–204 [2] S Jhutty, Embedded Generation and the Public Electricity System, IEE colloquium on system implications of embedded generation and its protection and control Birmingham, February 1998 [3] IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, 2003 [4] Pukar Mahat, Zhe Chen and Birgitte Bak-Jensen, Review of Islanding Detection Methods for Distributed Generation, DRPT2008 6-9 April 2008, Nanjing China [5] T Funabashi, Senior Member, IEEE, and K Koyanagi, Member, IEEE, and R Yokoyama, Member, IEEE, A review of islanding detection methods for Distributed Resources, Paper accepted for presentation at 2003 IEEE Bologna Power Tech Conference, June 23th - 26th, Bologna, Italy [6] J E Kim*, Member IEEE, J.S Hwung, Islanding Detection Method of Distributed Generation Units Connected to Power Distribution System, IEEE 0-7803-6338-8, 2000 [7] V Menon, M H Nehrir, “A hybrid islanding detection technique using voltage unbalance and frequency set point”, IEEE Tran Power Systems, Vol 22, No.1, Feb 2007, pp 442-448 [8] Sơ đồ lưới điê ̣n đảo Lý Sơn, Công ty Điê ̣n lực Quảng Ngãi, Viê ̣t Nam (BBT nhận bài: 02/10/2017, hoàn tất thủ tục phản biện: 30/10/2017)