Xem mẫu

  1. 122 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 NGHIÊN CỨU VỀ VIỆC XÂY DỰNG HỆ THỐNG GIÁM SÁT DIỆN RỘNG CHO HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM Nguyễn Quang Việt Phó Trưởng Ban KHCN & MT - EVN Tóm tắt – Đối với bất kỳ một hệ thống điện nào trên thế giới, việc bảo vệ hệ thống khỏi sự cố mất điện diện rộng là một bài toán khó cần có những nghiên cứu và đầu tư lớn. Bài báo cáo trình bày tổng quan về sự cần thiết của Hệ thống bảo vệ diện rộng đối với hệ thống điện, đưa ra giải pháp công nghệ dựa trên thiết bị PMU. Tiếp đó, bài báo nghiên cứu những hệ thống bảo vệ diện rộng đã có trên thế giới, phân tích những điều kiện kỹ thuật của Hệ thống điện Việt Nam. Từ đó đề xuất ra hệ thống giám sát diện rộng cho Hệ thống điện Việt Nam dựa trên điều kiện hiện có của hệ thống điện Việt Nam, đề xuất những nghiên cứu trong thời gian tới để có thể xây dựng được hệ thống. 1. TÍNH THỜI SỰ CỦA VẤN ĐỀ NGHIÊN CỨU Thực tế quá trình vận hành HTĐ ở Việt Nam và trên thế giới cho thấy, mặc dù chế độ vận hành HTĐ được tính toán và phân tích kỹ lưỡng trong quá trình lập quy hoạch, báo cáo khả thi, thiết kế kỹ thuật; lập kế hoạch và xây dựng cho phương thức vận hành hệ thống, các sự cố diện rộng vẫn gây ra thiệt hại lớn. Trong những năm gần đây, các sự cố diện rộng quy mô lớn trên thế giới có thể kể đến:  Sự cố rã lưới khu vực Đông Bắc nước Mỹ, ngày 14 tháng 8 năm 2003 [1]. Sự cố này làm một số khu vực bị mất điện trong thời gian lên tới 72 h.  Sự cố rã lưới Italy ngày 29 tháng 8 năm 2003. Do hệ thống sa thải phụ tải không hoạt động hiệu quả, đã dẫn đến sụp đổ và mất điện toàn nước Italy với tổng công suất tải 27 GW [2].  Sự cố rã lưới ngày 31 tháng 07 năm 2012 tại Ấn Độ [3]. Ước tính khoảng 600 triệu người bị ảnh hưởng bởi sự cố này. Ở Việt Nam sự cố điện diện rộng gần đây đã diễn ra và gây mất điện lan tràn trong thời gian kéo dài, điển hình như:  Ngày 26/4/2013 sự cố nhảy 2 mạch ĐZ 500 kV Hà Tĩnh - Đà Nẵng mất 1000 MW, gây mất liên kết hệ thống Bắc - Nam;  Ngày 22/05/2013, sự cố đường dây Di Linh - Tân Định đã dẫn đến mất điện diện rộng trong toàn bộ các tỉnh phía Nam.
  2. BÁO CÁO CHUNG | 123 Hình 1: Diễn biến điện áp tại một nút quan trọng trước và trong ngày diễn ra sự cố 14-8-2003 tại Bắc Mỹ [1]. Vào ngày 14-8, điện áp nút quan sát ở thời điểm trước khi xảy ra rã lưới chỉ thấp hơn điện áp cùng giờ trong các ngày trước đó không đáng kể, vì vậy người vận hành không cảm nhận được mức độ nguy hiểm của tình trạng làm việc của hệ thống. Cho đến nay, cơ chế của các sự cố diện rộng đã được hiểu biết tương đối rõ ràng. Về cơ bản, sự cố diện rộng được xuất phát từ tình trạng làm việc nặng tải của hệ thống, kèm theo sự cố mất đi một hoặc một số phần tử quan trọng dẫn đến mất ổn định các thông số vận hành. Kéo theo đó, các rơ le bảo vệ tác động hàng loạt, dẫn đến mất điện trên diện rộng hoặc rã lưới. Mặc dù cơ chế của các sự cố đã được hiểu rõ, việc ngăn ngừa chúng đang trở thành bài toán rất phức tạp. Các phân tích sự cố hệ thống điện trong những năm qua trên thế giới đã nhận diện các khó khăn đối với việc vận hành các hệ thống hiện đại như sau:  Mức độ phức tạp của bài toán vận hành hệ thống điện ngày càng tăng do kích thước hệ thống điện không ngừng thay đổi và tăng trưởng, đặc biệt ở các nước đang phát triển như Việt Nam: Độ tin cậy của toàn hệ thống phụ thuộc chặt chẽ vào độ tin cậy và sự làm việc phối hợp của rất nhiều phần tử trong hệ thống, từ khâu phát điện, truyền tải, tiêu thụ, hệ thống điều khiển và bảo vệ. Sẽ rất khó để xem xét hết được các kịch bản sự cố có thể xảy đến đối với một hệ thống điện lớn, bởi số lượng kịch bản là rất lớn, đòi hỏi khối lượng tính toán lớn, cũng như hệ thống cơ sở dữ liệu của HTĐ luôn chính xác và cập nhật.  Việc chuyển cơ chế vận hành HTĐ từ cơ chế độc quyền sang cơ chế phát điện cạnh tranh và mua điện cạnh tranh cũng đã và đang tạo ra những thay đổi lớn trong công tác vận hành. Do chiến lược chào giá của người tham gia thị trường điện, mức huy động công suất các nhà máy chế độ vận hành có nhiều biến động hơn trước.
  3. 124 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017  Sự có mặt ngày càng nhiều của các nguồn năng lượng mới và tái tạo cũng tạo nên những khó khăn kỹ thuật cho việc vận hành lưới. Mặc dù là nguồn năng lượng sạch, năng lượng mới và tái tạo có đặc điểm bất định, gây khó khăn cho công tác quy hoạch ngắn hạn và dài hạn trên lưới. Các nguồn năng lượng mới cũng đặt ra những vấn đề kỹ thuật về phối hợp vận hành và bảo vệ.  Do thông số hệ thống có nhiều biến động, người vận hành hệ thống đối mặt với bài toán vận hành khó khăn và phức tạp hơn. Tuy nhiên họ không có đủ thông tin, các công cụ phân tích cần thiết, cũng như các nội dung huấn luyện xử lý sự cố để tăng cường khả năng xử lý tình huống, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện. Hiện trạng và thực tế nêu trên đã dẫn đến nhu cầu cấp thiết cần “tăng cường khả năng quan sát và đánh giá nhanh trạng thái làm việc của HTĐ trong thời gian thực, từ đó đưa ra các cảnh báo, hoặc các quyết định điều chỉnh điều khiển phù hợp nhằm giải trừ nguy cơ xảy ra các sự cố lớn trong HTĐ”. Để thực hiện được yêu cầu trên, cần có hệ thống đo lường giám sát hệ thống điện trên diện rộng, kết hợp với các công cụ tính toán phù hợp để đánh giá trạng thái làm việc của HTĐ trong thời gian thực. 2. GIẢI PHÁP VỀ CÔNG NGHỆ - THIẾT BỊ ĐO LƯỜNG ĐỒNG BỘ GÓC PHA PMU VÀ HỆ THỐNG GIÁM SÁT DIỆN RỘNG Một trong những nguyên nhân dẫn đến các sự cố rã lưới là do hệ thống đo lường và giám sát không cung cấp được đầy đủ thông tin cập nhật và chính xác về tình trạng lưới điện [4]. Trong những năm gần đây, công nghệ đo lường đồng bộ góc pha (synchrophasor measurement) đang ngày càng hoàn thiện và phát triển, hứa hẹn đem lại những bước tiến mới trong việc giám sát và đánh giá trạng thái của hệ thống. Thành phần cơ bản của hệ thống đo lường góc pha là thiết bị đo góc pha đồng bộ (PMU - Phasor Measurement Unit). Hình 2: Biên độ và góc pha của tín hiệu điều hòa Nguyên lý cơ bản của thiết bị PMU có thể được minh họa trên Hình 2. Các thiết bị PMU sử dụng thời gian chuẩn dựa trên đồng hồ vệ tinh, qua đó cho phép các tín hiệu tại các vị trí khác nhau trong hệ thống được đo trong cùng một mốc thời gian. Độ chính xác của mốc thời gian này có thể đạt tới 1 s, qua đó cho phép so sánh được góc pha giữa các điểm khác nhau trong hệ thống điện. Việc xác định được góc pha tương đối giữa các nút trong hệ thống mang lại rất nhiều ứng dụng mới cho phân tích hệ thống điện trong
  4. BÁO CÁO CHUNG | 125 thời gian thực. Độ chênh lệch góc pha giữa các nút đặc trưng cho trào lưu công suất truyền tải giữa chúng và là một thông tin quan trọng cho phép đánh giá mức độ ổn định của hệ thống điện. Bên cạnh đó, các tín hiệu thu thập được từ PMU (khoảng 30 - 60 mẫu/s) có thời gian cập nhật nhanh hơn nhiều so với các tín hiệu SCADA (1 mẫu/2 – 5 s). Bên cạnh đó, đồng hồ GPS còn có thể đồng bộ thời gian với máy tính, với các hệ thống ghi âm, hệ thống tổng đài để đảm bảo rằng thời gian điều hành lưới điện, thao tác đóng cắt, quá trình lưu trữ dữ liệu, là hoàn toàn thống nhất và chính xác. Các đồng hồ GPS hiện nay cho phép đồng bộ thời gian với cấp chính xác lên tới nano giây (ví dụ như các sản phẩm của hãng SEL: SEL-2401, SEL-2404, SEL-2407 cấp chính xác có thể đạt 100 ns). Hình 3: Phương thức đấu nối PMU tại trạm điện Hình 4: Sơ đồ chung của hệ thống giám sát diện rộng dựa trên nền tảng thiết bị PMU
  5. 126 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 Tín hiệu đo lường cấp cho PMU là dòng điện, điện áp tại các điểm nút quan trọng trong hệ thống (các nhà máy điện, các trạm biến áp quan trọng). Sơ đồ đấu nối cơ bản của thiết bị PMU được thể hiện trên Hình 3. Đầu vào của PMU là các tín hiệu gửi đến từ biến dòng điện và biến điện áp đặt tại các ngăn lộ trạm và đường dây. Dựa trên nền tảng của công nghệ đo đồng bộ góc pha PMU, một thế hệ mới của các hệ thống giám sát lưới điện đã và đang được phát triển mạnh mẽ. Sơ đồ cấu trúc cơ bản của hệ thống giám sát diện rộng (WAMS - Wide Area Monitoring System) được minh họa trên Hình 4. Các tín hiệu đo lường đồng bộ từ các PMU được gửi đến trung tâm điều độ thông qua các kênh thông tin liên lạc. Dữ liệu các véc tơ đồng bộ được thu thập (gom) tại các thiết bị PDC, từ đó tạo dữ liệu đầu vào cho phần mềm ứng dụng giám sát hệ thống trên diện rộng. Bộ tập trung dữ liệu pha (PDC – Phasor Data Concentrator) PDC là một ứng dụng phần mềm chạy trên máy tính (PC, Laptop hoặc Server,…), thường được đặt tại các trung tâm điều khiển của trạm, nhà máy và khu vực. Bộ PDC có khả năng:  Nhận và đồng bộ dữ liệu đo được từ nhiều PMU;  Xử lý và gửi dữ liệu tới các ứng dụng phần mềm trong hệ thống điện;  Trao đổi dữ liệu với các PDC khác ở nhiều khu vực khác nhau;  Lưu trữ dữ liệu ở nhiều định dạng cơ sở dữ liệu khác nhau (như PI, SQL, CSV,...);  Hỗ trợ hầu hết các giao thức tiêu chuẩn (như IEEE 1344, IEEE C37.118) và các giao thức thông dụng hiện nay (như 61850‐9‐5, SEL Fast Messaging, Gateway Transport; ODBC,…). ạ tầng thông tin liên lạc (Communication) Cơ sở hạ tầng thông tin liên lạc là một trong những thành phần quan trọng trong hệ thống điện nói chung. Đối với hệ thống WAMS, thông tin liên lạc được sử dụng để kết nối và truyền dữ liệu giữa PMU với PDC, giữa các PDCvới nhau và giữa các thành phần khác trong hệ thống giám sát WAMS (bao gồm cả các ứng dụng người dùng). Mạng truyền tin phổ biến trong hệ thống WAMS đó là mạng diện rộng chuyên dụng (WAN - Wide Area Network) hoặc cũng có thể là bất cứ hệ thống truyền dữ liệu nào đáp ứng được yêu cầu của mộ hệ thống WAMS như: khả năng truyền dữ liệu đồng bộ pha, tính sẵn sàng và bảo mật hệ thống,… Hiện nay phương thức kết nối giữa PMU với PDC thường hay sử dụng kết nối thông qua Modem/Serial hoặc có thể sử dụng mạng LAN/Ethernet (với giao thức tiêu chuẩn TCP/IP và UDP) để kết nối. Kết nối giữa PDC với PDC cũng như với các ứng dụng khác thường hay sử dụng các kết nối thông qua Internet, VPN, Intranet, GPRS/3G,…
  6. BÁO CÁO CHUNG | 127 Lưu trữ dữ liệu (Storage/History) Là hệ thống có khả năng lưu trữ được đa dạng nhiều loại dữ liệu: dữ liệu đồng bộ pha đo từ các PMU, dữ liệu tính toán từ các phần mềm ứng dụng, dữ liệu đo từ hệ thống CADA,… Việc lưu trữ dữ liệu rất quan trọng, nó là cơ sở cho quá trình khai thác và phân tích sau vận hành post real-time), nhất là công tác phân tích sau sự cố. Hệ thống cơ sở dữ liệu này có thể tích hợp ngay trong bộ PDC hoặc đứng độc lập. Ngày nay có rất nhiều hệ cơ sở dữ liệu có thể đáp ứng được cho mô hình WAMS như: hệ cơ sở dữ liệu PI, SQL Server, Oracle,… Có thể nói, lưu trữ dữ liệu là một trong những yêu cầu cấp thiết trong quản lý vận hành hệ thống điện. Đặc biệt là các dữ liệu đồng bộ pha có chu kỳ lấy mẫu hiện rất cao (từ 30 đến 120 mẫu/giây), khi đó lượng dữ liệu đo từ PMU tạo ra rất lớn và được tích lũy dần theo thời gian tại các trung tâm điều khiển vì thế cần phải có hệ cơ sở dữ liệu có khả năng lưu trữ toàn bộ lượng dữ liệu khổng lồ này cũng như phải đảm bảo tính bảo mật và khả năng truy xuất dữ liệu phải linh hoạt. Hiện nay, hệ cơ sở dữ liệu PI do công ty OSIsoft của Mỹ phát triển, hoàn toàn đáp ứng được yêu cầu này. Theo tính toán của các chuyên gia trên thế giới về khối lượng dữ liệu đo được từ PMU: với một hệ thống lắp đặt 42 PMU, mỗi PMU đo khoảng 19 tín hiệu, chu kỳ lấy mẫu là 30 mẫu/giây, nó sẽ tạo ra khoảng 19 GB dữ liệu/1 ngày. Ứng dụng (Application/HMI) Tùy thuộc vào yêu cầu, mục đích và khả năng ở từng nước, chúng ta có thể triển khai được rất nhiều các ứng dụng trên hệ thống WAMS từ dữ liệu đồng bộ pha (Synchrophasor Data) đo được. Tất cả các giải pháp công nghệ kĩ thuật hiện nay đối với hệ thống bảo vệ diện rộng hầu hết đều tập trung nghiên cứu, phát triển nhằm đưa ra các ứng dụng liên quan tới việc đánh giá nhanh trạng thái hệ thống, ngoài ra còn nhiều mục đích khác có thể liệt kê như [5]–[8]:  Tăng cường khả năng quan sát và đánh giá trạng thái HTĐ.  Cho phép phát hiện và đánh giá các dao động công suất trong hệ thống điện.  Cho phép đánh giá ổn định tần số của hệ thống.  Cho phép đánh giá nhanh ổn định điện áp và cảnh báo sớm nguy cơ sụp đổ điện áp.  Ứng dụng để xây dựng và cập nhật mô hình các thiết bị trong hệ thống.  Ứng dụng để xây dựng đáp ứng tần số của hệ thống.  Hỗ trợ xây dựng trình tự các sự kiện và xác định điểm sự cố.  Hỗ trợ quản lý tắc nghẽn.  Trợ giúp quá trình khởi động đen và khôi phục hệ thống điện.  Bảo vệ chống mất đồng bộ diện rộng.  Điều khiển ổn định các dao động công suất.
  7. 128 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 3. CÁC HỆ THỐNG GIÁM SÁT DIỆN RỘNG TRÊN THẾ GIỚI 3.1. Các hệ thống giám sát diện rộng tại các nước Hiện nay, đã có rất nhiều các quốc gia trên thế giới đầu tư cho việc phát triển hệ thống bảo vệ diện rộng. Tổng hợp các báo cáo cho thấy như sau: Hệ thống WAMS tại Bắc Mỹ: Sau sự cố ngày 14/8/2003 [1], người ta đã thấy được rằng công nghệ đồng bộ pha cực kỳ quan trọng cho việc phân tích thời gian thực và phân tích sau sự cố. Công nghệ đồng bộ pha có thể làm cho người vận hành nhận biết được trạng thái của toàn hệ thống và có biện pháp ngăn ngừa sự cố. Từ sau sự cố lớn đó, đã có nhiều mối quan tâm và nỗ lực để phát triển công nghệ đồng bộ pha ở miền Đông và sau đó lan sang miền Nam và cuối cùng dẫn đến việc thành lập tổ chức chuyên nghiên cứu và phát triển về công nghệ đồng bộ pha tại Bắc Mỹ (viết tắt là NASPI). Đến đầu năm 2010, đã có khoảng 250 PMU được triển khai lắp đặt trên toàn Bắc Mỹ. Đến tháng 3/2013, số lượng PMU được lắp ở Bắc Mỹ là 826 cho các cấp điện áp 230 kV và 500 kV. Hình 5: Số lượng các PMU triển khai trên toàn nước Mỹ ở các khu vực khác nhau Trong báo cáo vào năm 2008 của NERC’s Real-Time Tools Best Practices Task Force (RTBPTF), tổ chức này đã yêu cầu phải có một số lượng tối thiểu các công cụ thời gian thực để đảm bảo việc vận hành hệ thống tin cậy. Dựa vào các nghiên cứu và phân tích, RTBPTF đã đề nghị là để đảm bảo vận hành hệ thống tin cậy thì bắt buộc phải có 5 công cụ thời gian thực sau: hệ thống đo từ xa, công cụ cảnh báo, bộ xử lý cấu
  8. BÁO CÁO CHUNG | 129 hình lưới, đánh giá trạng thái và công cụ phân tích sự cố ngẫu nhiên. Thêm vào đó phải có các tiêu chuẩn và hướng dẫn cho việc nâng cao khả năng quan sát trạng thái vận hành như: mô phỏng trào lưu công suất, lập kế hoạch vận hành thận trọng, nhận thức về khả năng sa thải phụ tải, giám sát thiết bị và các công nghệ hiển thị [9]. Hiện nay với số lượng lớn các PMU được lắp đặt tại các vùng ở Bắc Mỹ, người ta đang tìm cách tận dụng hết những chức năng của hệ thống các PMU này. Các ứng dụng đang được phát triển và triển khai tại Bắc Mỹ được liệt kê trong Bảng 1 [10]: Bảng 1. Thống kê các ứng dụng giám sát và điều khiển diện rộng ở Bắc Mỹ Mid New Các ứng dụng Western Calorina PJM American West York Giám sát dao động x x x Giám sát điện áp x x WAM Giám sát ổn định x điện áp Xử lý sự kiện và x x x cảnh báo Điều khiển điện áp x Điều khiển ổn WAC điện áp x Điều khiển quá x trình tách đảo Phân tích sau sự cố x x x x x x Off- Phân tích hệ thống x x x line bảo vệ Hiệu chỉnh mô hình x x hệ thống Triển khai PMU tại Trung Quốc: Công nghệ đo đồng bộ pha được Trung Quốc quan tâm kể từ giữa năm 1990. Viện Nghiên cứu Năng lượng Trung Quốc (CEPRI) đã giới thiệu thiết bị ADX3000 sản xuất ở Đài Loan cho Trung Quốc từ những năm 1996 - 1998. Đến năm 2002, Trung Quốc đã tự mình sản xuất được PMU. Tháng 4-2005 Trung tâm điều độ Trung Quốc đã đưa ra tiêu chuẩn ổn định trạng thái cho PMU. Đến nay, Trung Quốc đã lắp đặt khoảng 2500 PMU tại hầu hết các trạm có cấp điện áp 750 kV, 500 kV, 330 kV, 250 kV và các nhà máy điện có công suất trên 100 MW.
  9. 130 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 Với việc đầu tư phát triển công nghệ Synchrophasor từ rất sớm, Trung Quốc đã phát triển và khai thác được nhiều ứng dụng từ công nghệ này để phục vụ cho việc vận hành hệ thống an toàn và tin cậy. Hình 6: Các ứng dụng của WAMS đã triển khai tại Trung Quốc Triển khai PMU tại Ấn Độ: Công nghệ đồng bộ pha ở cấp độ liên bang lần đầu tiên được giới thiệu ở Ấn Độ vào năm 2010 thông qua dự án thí điểm ở miền Bắc Ấn Độ [11]. Trong dự án này, số lượng PMU dự kiến lắp đặt là 26 và 2 PDC, được thực hiện theo ba giai đoạn. Sau hai giai đoạn đầu tiên của dự án, 8 PMU và 1 PDC đã được lắp đặt và sử dụng ở miền Bắc Ấn Độ, trong khi đó 2 PMU và 1 PDC được cài đặt ở miền Tây Ấn Độ và 3 PMU, 1 PDC được cài đặt ở miền Nam Ấn Độ nhưng chỉ sử dụng với mục đích nghiên cứu. Cho đến tháng 12/2013, số lượng PMU được lắp đặt ở Ấn Độ là 60 cái và được lắp đặt tại cấp điện áp 400 kV trở lên. Dựa vào những kết quả đạt được của dự án thí điểm, Ấn Độ đã triển khai và phát triển các ứng dụng sử dụng các chức năng của PMU để phục vụ vận hành hệ thống điện của nước này. Theo ước tính của Unified Real Time Dynamic State Measurement Scheme (URTDSM Scheme) được thực hiện bởi tổ chức POWERGRID thì cần phải triển khai khoảng 1700 PMU trên toàn bộ lãnh thổ Ấn Độ để có thể nâng cao khả năng giám sát của người vận hành. Thông qua kết quả đạt được của dự án thí điểm Synchrophasor ở miền Bắc Ấn Độ, hiện nay Ấn Độ đang triển khai lắp đặt PMU trên cả nước và đang phát triển các ứng dụng để khai thác các chức năng của PMU. Các ứng dụng hiện đang được triển khai ở các miền ở Ấn Độ bao gồm:  Các ứng dụng thời gian thực: Hiển thị trạng thái, giám sát điện áp và ổn định điện áp, giám sát các dao động công suất.  Các ứng dụng off-line: Phân tích sau sự cố, hiệu chỉnh mô hình hệ thống.
  10. BÁO CÁO CHUNG | 131 Hình 7: Cấu trúc tổng thể của hệ thống WAMS tại Ấn Độ 4. HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM Khảo sát hiện trạng hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam là một bước rất quan trọng trong việc nghiên cứu và áp dụng công nghệ đồng bộ pha vào hệ thống điện. Trên cơ sở đánh giá tình hình phát triển và hạ tầng của HTĐ, chúng ta sẽ đưa ra được kết hoạch cụ thể trong việc xem xét và lập kế hoạch triển khai hệ thống WAMS. HTĐ Việt Nam hiện tại có 138 nhà máy điện (trong đó 92 nhà máy có công suất lớn hơn 30 MW; 46 nhà máy có công suất nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW). Tổng số trạm biến áp là 686, trong đó có 19 trạm biến áp 500 kV (trải dài theo chiều từ Bắc vào Nam bao gồm: Sơn La, Hòa Bình, Nho Quan, Quang Ninh, Hiệp Hòa, Thường Tín, Hà Tĩnh, Đà Nẵng, Dốc Sỏi, Đăk Nông, Cầu Bông, Pleiku, Sông Mây, Di Linh, Tân Định, Phú Lâm, Nhà Bè, Phú Mỹ và Ô Môn); 79 trạm biến áp 220 kV; 588 trạm biến áp 110 kV. Trong những năm gần đây, mức truyền tải công suất trên HTĐ 500 kV Bắc – Nam theo xu hướng chủ yếu theo chiều từ miền Bắc, miền Trung vào miền Nam. Miền Nam nhận điện từ HTĐ 500 kV rất lớn. Các đường dây 500 kV Nho Quan - Hà Tĩnh - Đà Nẵng, Pleiku - Di Linh - Tân Định, Đăk Nông - Phú Lâm thường xuyên phải truyền tải công suất cao. Các máy biến áp 500 kV Phú Lâm, Tân Định, Ô Môn cũng thường xuyên mang tải cao và đầy tải. Đây sẽ là những nguyên nhân tiềm ẩn có thể gây ra các sự cố trên hệ thống. Vì thế, công tác giám sát và vận hành hệ thống truyền tải 220 – 500 kV gặp khó khăn hơn những năm trước rất nhiều. Theo số liệu vận hành, năm 2013 đã xảy ra 69 sự cố trên HTĐ 500 kV, 230 sự cố trên HTĐ 220 kV. Đặc biệt là sự cố rã lưới HTĐ miền Nam ngày 22/05/2013 do sự cố mất điện đường dây 500 kV Di Linh – Tân Định gây ngừng sự cố toàn bộ 15 nhà máy với 43 tổ máy (với tổng công suất 7300 MW) trong HTĐ miền Nam, dẫn tới HTĐ miền Nam mất điện gần như toàn bộ. Sự cố ngày 22/5 là một sự cố lớn, diễn biến sự cố rất
  11. 132 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 phức tạp và lượng thông tin thu thập về sự cố quá lớn do đó công tác phân tích sự cố gặp rất nhiều khó khăn, mất rất nhiều thời gian và công sức để thu thập thông tin cũng như phân tích đánh giá mới có thể xác định được nguyên nhân sự cố. Nhìn chung, hệ thống điện (HTĐ) trên thế giới và tại Việt Nam đang phải đối mặt với những vấn đề lớn đó là: sự tăng lên quá nhanh của lưới, nguồn và phụ tải; các sự cố trên HTĐ xảy ra càng nhiều (nhất là các sự cố gây mất điện trên diện rộng), công tác quản lý vận hành ngày càng gặp khó khăn. Trước tình hình đó, cần phải nhanh chóng xây dựng một hệ thống có khả năng giám sát và cảnh báo sớm các sự cố trên hệ thống điện nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn và tin cậy, góp phần hỗ trợ tích cực các đơn vị vận hành hệ thống điện. Thiết bị đo dữ liệu đồng bộ pha (PMU) là một trong những thành phần quan trọng nhất trong hệ thống giám sát diện rộng (WAMS) có áp dụng công nghệ Synchrophasor hiện nay. Ngày nay một số hãng sản xuất lớn như SEL, SIEMENS, ABB, AREVA,… đã tích hợp sẵn công nghệ Synchrophasor trong các thiết bị bảo vệ và ghi sự cố. Theo số liệu thống kê có được ở Việt Nam, hầu hết các trạm 500 kV, 220 kV và 110 kV đều sử dụng thiết bị rơle bảo vệ của các hãng trên. Trong số đó, rất nhiều trạm có thiết bị bảo vệ đã tích hợp sẵn tính năng của PMU. Với số liệu khảo sát ban đầu, hiện tại đối với HTĐ 500 kV có 9/18 trạm 500 kV được trang bị rơle bảo vệ có chức năng PMU, trong đó HTĐ 500 kV miền Nam số trạm có PMU lên tới 6/7 trạm. Tương lai các trạm 500 kV Thạnh Mỹ và Mỹ Tho đều sử dụng rơle có tích hợp sẵn PMU nâng tổng số trạm 500 kV có PMU lên tới 11 trạm. Hầu hết các trạm hiện có PMU đều sử dụng rơle của hãng SEL. Vấn đề quan trọng là chúng ta chưa khai thác và sử dụng đến tính năng đó, đây cũng là một tiền đề thuận lợi ban đầu cho việc triển khai và xây dựng hệ thống WAMS tại Việt Nam. Việc áp dụng công nghệ synchrophasor trong giám sát diện rộng (WAMS) đang ngày càng trở nên quan trọng và có vai trò tích cực trong công tác vận hành hệ thống điện. Hiện tại, Việt Nam đang có nhiều yếu tố thuận lợi làm tiền đề ban đầu cho việc triển khai hệ thống WAMS:  Cùng với việc đẩy nhanh quá trình phát triển lưới điện thông minh làm cho cơ sở hạ tầng ngành điện (trong đó có hạ tầng thông tin liên lạc) ngày càng hoàn thiện. Việc này sẽ giúp giảm chi phí khi xây dựng hệ thống WAMS;  Hệ thống điều khiển giám sát thu thập dữ liệu truyền thống (SCADA) cũng đang được EVN nâng cấp và mở rộng. Hệ thống này sẽ là một phần hỗ trợ quan trọng cho hệ thống WAMS; Song song với hạ tầng truyền thông SCADA truyền thống, Tập đoàn Điện lực Việt Nam đang phát triển hệ thống ghi sự cố có kết hợp các thiết bị PMU. Hệ thống này khi hoàn thiện sẽ làm tăng khả năng giám sát hệ thống điện, ghi nhận các biến động, sự cố trên lưới.
  12. BÁO CÁO CHUNG | 133 Việc triển khai dự án đầu tư thiết bị ghi sự cố và hạ tầng cơ sở truyền thông và công nghệ thông tin sẽ giúp cho EVN từng bước cải thiện khả năng quan sát hệ thống, nâng cao chất lượng vận hành HTĐ. Các hạng mục chính về mặt thiết bị phần cứng của dự án này gồm có:  Thiết bị đo đồng bộ góc pha tại một số trạm 500 kV và 220 kV.  Thiết bị ghi sự cố tại một số trạm 500 và 220 kV.  Máy tính quản trị số liệu, lưu trữ các thiết bị gom tín hiệu PMU (PDC – Phasor Data Concentrator). Hệ thống truyền tin theo chuẩn IEEE C37.118. Một số ứng dụng được cung cấp kèm theo với hệ thống phần cứng nói trên bao gồm:  Kiểm tra số liệu đo lường từ PMU.  Đồng bộ thời gian giữa các thiết bị PMU.  Hiển thị số liệu PMU quá khứ, hiển thị xu thế (trend),…  Phát hiện sự kiện: Điện áp quá cao/thấp, tần số cao/thấp, mức độ biến thiên tần số, góc lệch pha giữa hai PMU quá cao, phát hiện dao động của tín hiệu PMU liên quan đến hiện tượng dao động công suất.  Cung cấp giao diện lập trình (API – Application Programming Interface) cho người sử dụng truy xuất dữ liệu và phát triển ứng dụng riêng của mình. Về mặt hạ tầng phần cứng, dự án này tạo nên một nền tảng phần cứng giám sát thiết bị phù hợp với yêu cầu của hệ thống giám sát diện rộng (như trên Hình 8). Tuy nhiên, phạm vi của dự án này mới dừng lại ở mức đầu tư trang thiết bị và cơ sở hạ tầng cho hệ thống giám sát diện rộng. Các tính năng của hệ thống giám sát diện rộng chỉ dừng lại ở mức rất cơ bản như giám sát giá trị đo lường, tốc độ biến thiên của tín hiệu PMU. Việc nghiên cứu áp dụng các giải thuật tính toán hiện đại dựa trên cơ sở giám sát diện rộng nhằm đánh giá mức độ an toàn của hệ thống vẫn chưa được thực hiện. 5. MÔ PHỎNG THỜI GIAN THỰC - XU HƯỚNG HIỆN NAY CỦA CÁC NGHIÊN CỨU HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ SMART GRID Trong quá trình lập phương thức vận hành cho các hệ thống điện, công việc nghiên cứu các quá trình động học của hệ thống, sự tương tác giữa các hệ thống bảo vệ rơ le trong chế độ bình thường, chế độ sự cố phần tử vẫn luôn được tiến hành. Trước đây, các nghiên cứu này được thực hiện trên các phần mềm tính toán off-line, như PSS/E, PLSF, Digsilent, TSAT. Đây là các phần mềm chuyên nghiệp, có khả năng mô hình hóa cao, thư viện mô hình thiết bị rất phong phú. Đồng thời, độ tin cậy của các kết quả mô phỏng đã được kiểm chứng. Tuy nhiên, với bản chất là các phần mềm mô phỏng off-line, các kết quả mô phỏng chưa trực tiếp trợ giúp người vận hành thời gian thực trong công tác đào tạo vận hành hệ thống và xử lý sự cố. Các phần mềm trên cũng
  13. 134 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 thể hiện nhiều hạn chế khi tiến hành các nghiên cứu multi-domain. Một số ví dụ của nghiên cứu này gồm có:  Mô phỏng hệ thống điện trong đó một phần của hệ thống được mô tả bằng hệ quá trình quá độ điện cơ, với bước tính điển hình 10 ms, một phần khác với mô hình điện từ chi tiết, với bước tính có thể đến vài chục s. Đây là bài toán nghiên cứu cần thiết khi xét đến ảnh hưởng của các thiết bị điện tử công suất đến hệ thống như đường dây tải điện một chiều, các dạng năng lượng mới như điện gió, điện mặt trời,...  Mô phỏng hệ thống điện và kết nối với các rơ le bảo vệ. Kết quả mô phỏng được xuất trực tiếp ra tín hiệu analog, hoặc tín hiệu Sampled Value (theo chuẩn IEC 61850-9-2) để nghiên cứu đáp ứng của rơ le.  Mô phỏng sự tương tác giữa người điều độ các miền, ảnh hưởng của hệ thống truyền thông và công nghệ thông tin đến công tác điều độ.  Trong những năm gần đây, sự phát triển của khoa học máy tính đã dẫn đến sự ra đời các thiết bị mô phỏng thời gian thực. Các thiết bị này cho phép mô phỏng quá trình quá độ trong hệ thống điện với thời gian mô phỏng tương ứng với thời gian thực. Mặt khác, kết quả mô phỏng có thể được kết xuất ra nhiều dạng khác nhau, phục vụ cho các nghiên cứu về rơ le bảo vệ và truyền thông:  Xuất trực tiếp kết quả mô phỏng ra các rơ le bảo vệ để kiểm tra đáp ứng của các rơ le (hardware in the loop).  Xuất kết quả mô phỏng (điện áp, góc pha, trào lưu công suất) ở dạng thông tin truyền thông công nghiệp (DNP3.0, chuẩn truyền tin IEEE C37.118 của thiết bị PMU, hoặc OPC server). Trên cơ sở các thông tin này, hệ thống giả lập SCADA và EMS của hệ thống điện có thể được xây dựng. Từ đó, có thể tạo ra các bộ mô phỏng đào tạo điều độ viên, đồng thời tiến hành các nghiên cứu về ảnh hưởng của quy trình điều độ, hệ thống truyền thông và công nghệ thông tin đến công tác vận hành lưới trong thời gian thực (operator in the loop).  Nhận các tín hiệu điều khiển theo chuẩn truyền tin hiện có của hệ thống điện (IEC 60870-5-101/104). Với công cụ này, có thể xây dựng giả lập các vòng điều khiển diện rộng của hệ thống điện, như hệ thống tự động điều chỉnh công suất tổ máy (AGC), hoặc các sơ đồ bảo vệ diện rộng khác. Với những lợi thế nêu trên, phần cứng mô phỏng thời gian thực, tích hợp với các thiết bị vật lý thực đã và đang được triển khai tại rất nhiều phòng nghiên cứu tại các trường ĐH và công ty điện lực trên thế giới. Các mô hình phòng thí nghiệm nghiên cứu này cho phép mô phỏng thời gian thực có sự can thiệp của rơ le bảo vệ thực (hardware in the loop) và người điều độ (operator in the loop). Đây là cách tiếp cận rất hiệu quả để huấn luyện, đào tạo các điều độ viên và kỹ thuật viên của hệ thống điện.
  14. BÁO CÁO CHUNG | 135 6. ĐỀ XUẤT HỆ THỐNG GIÁM SÁT DIỆN RỘNG CHO HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM Trên cơ sở đánh giá tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước, các nghiên cứu liên quan và kết quả mới trong việc xây dựng hạ tầng phần cứng và hệ thống phần mềm cho hệ thống WAMS, có thể thấy việc phát triển hệ thống giám sát diện rộng cho lưới điện truyền tải Việt Nam là một yêu cầu cấp thiết, nhằm tăng cường độ tin cậy, ổn định cho hệ thống điện. Tuy nhiên, để thực hiện được nhiệm vụ này, những yếu tố sau đây cần được giải quyết hiệu quả: 1. Tính hiệu quả của các chương trình giám sát/cảnh báo sự cố diện rộng phụ thuộc nhiều vào các yếu tố đặc trưng của mỗi hệ thống điện: cấu trúc hệ thống, cơ cấu nguồn điện, các kịch bản vận hành... Vì vậy, để hệ thống WAMS có thể hoạt động hiệu quả, cần có một nghiên cứu riêng về các ứng dụng của WAMS cho hệ thống điện Việt Nam. Với việc tự chủ và phát triển được các phần mềm giám sát và cảnh báo phù hợp với điều kiện Việt Nam, các phần mềm nói trên có thể được phát triển, nâng cấp phù hợp với sự phát triển của hệ thống điện. Việc này cũng làm giảm đáng kể chi phí mua các phần mềm giám sát của nước ngoài. 2. Để nghiên cứu phát triển các phần mềm ứng dụng cảnh báo diện rộng cho HTĐ Việt Nam, cần có một bộ cơ sở dữ liệu đầy đủ về hệ thống điện Việt Nam, các kịch bản vận hành, các tình huống sự cố xảy ra và phương án xử lý. Trong công tác quy hoạch, lập phương thức vận hành ngắn hạn hiện nay của EVN, các bài toán nêu trên đã và đang được giải quyết. Tuy nhiên, với mục tiêu xây dựng cơ sở dữ liệu lớn phục vụ cho việc cảnh báo trong thời gian thực, cách tiếp cận để thực hiện các công việc tính toán, cũng như số lượng các kịch bản cần xét là lớn hơn rất nhiều. 3. Cơ sở dữ liệu về các chế độ vận hành, khả năng xảy ra sự cố diện rộng và các phương án xử lý chỉ thực sự hiệu quả nếu người vận hành lưới làm chủ và nắm được các công cụ giám sát phân tích hệ thống trên nền tảng giám sát diện rộng. Vì vậy, các kịch bản vận hành và xử lý sự cố cần phải được mô phỏng đầy đủ chính xác trên thiết bị mô phỏng thời gian thực. Thiết bị mô phỏng thời gian thực sẽ làm công tác đào tạo điều độ viên, kỹ thuật viên trở nên hiệu quả hơn. Thiết bị cũng cho phép giả lập các tình huống xử lý sự cố lớn mà không thể tiến hành thử nghiệm trên thực tế. Trên cơ sở các vấn đề đặt ra nêu trên, Hệ thống giám sát diện rộng được thực hiện với các mục tiêu sau: 1. Thiết kế, xây dựng hệ thống giám sát diện rộng cho hệ thống điện Việt Nam. Hệ thống có khả năng đưa ra các cảnh báo sớm về các sự cố có thể gây tan rã hệ thống điện. Hệ thống còn có khả năng đưa ra các hỗ trợ quyết định cho người điều độ nhằm đưa hệ thống trở về trạng thái làm việc an toàn. 2. Xây dựng được bộ cơ sở dữ liệu về hệ thống điện Việt Nam trong hiện tại và tương lai đáp ứng được cho mục tiêu xây dựng hệ thống giám sát diện rộng. 3. Xây dựng được mô hình và quy trình đào tạo nâng cao năng lực cho người nghiên cứu, điều độ viên và kỹ thuật viên trong quá trình vận hành hệ thống điện.
  15. 136 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 Để xây dựng hệ thống trên, các nghiên cứu được chia thành các bước như sau:  Bước 1: Nghiên cứu trong phòng thí nghiệm. Chuẩn bị số liệu hệ thống điện Việt Nam, tiến hành phân tích mô phỏng và xây dựng các cơ sở dữ liệu về sự cố nguy hiểm, quy trình xử lý sự cố. Các quy trình và cơ sở dữ liệu này được tích hợp trong hệ thống phần mềm và phần cứng mô phỏng thời gian thực.  Bước 2: Kiểm nghiệm với số liệu thực tế. Giai đoạn này sẽ tiến hành thử nghiệm các giải thuật và phần mềm đã xây dựng trong giai đoạn 1 với số liệu thực tế thu thập trong lưới điện Việt Nam. Hình 8: Sơ đồ tổng quan của mô hình mô phỏng và nghiên cứu hệ thống bảo vệ diện rộng Quá trình nghiên cứu và mô phỏng các giải thuật giám sát diện rộng được dựa trên mô hình thí nghiệm minh họa trên Hình 9. Các nghiên cứu được dựa trên một thiết bị mô phỏng hệ thống điện với tốc độ cao, có khả năng mô phỏng được đáp ứng của hệ thống điện Việt Nam trong thời gian thực (1). Tín hiệu đầu ra của bộ mô phỏng thời gian thực được gửi đến máy chủ WAMS thông qua hai hệ thống: Tín hiệu véc tơ của điện áp và dòng điện (PMU), theo chuẩn IEEE C37.118 và các tín hiệu số mô phỏng tín hiệu nhị phân/analog của hệ thống SCADA truyền thống. Máy chủ WAMS server (3) có nhiệm vụ thu thập số liệu và cấp cho các máy tính ứng dụng tín hiệu tương thích với chuẩn truyền thông hiện nay đang được sử dụng tại các trung tâm điều độ hệ thống điện.
  16. BÁO CÁO CHUNG | 137 Các máy chủ ứng dụng (4) thực hiện các mô phỏng ứng dụng khác nhau, bao gồm: giám sát và cảnh báo, trợ giúp các quyết định điều khiển, tạo giao diện phục vụ công tác đào tạo điều độ viên. Trong giai đoạn 2 của dự án, tín hiệu thực của hệ thống SCADA/EMS của Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc gia (5) sẽ được sử dụng để kiểm nghiệm một phần các ứng dụng (4). Lõi mô phỏng thời gian thực Hình 9: Cấu hình mô hình nghiên cứu dựa trên thiết bị mô phỏng thời gian thực Sản phẩm chính của nghiên cứu: Hệ thống bảo vệ diện rộng bao gồm mô đun mô phỏng trong phòng thí nghiệm, các công cụ hiển thị và phân tích dữ liệu cho mục đích giám sát diện rộng và mô đun thu thập số liệu thực tế. Cấu trúc tổng thể của hệ thống bảo vệ diện rộng được minh họa trên hình 10. Trên hình 10, các thiết bị triển khai thực tế (mô đun 1 và 2) bao gồm các bộ thu thập số liệu tại các trạm biến áp, hệ thống máy tính và hệ thống phần mềm hiển thị, truyền số liệu. Mô đun số 3 và 4 là thiết bị và quy trình thí nghiệm nghiên cứu các giải thuật bảo vệ diện rộng, quy trình đào tạo cho kỹ thuật viên. Mô đun số 4 là các máy tính trang bị phần mềm giám sát và cảnh báo diện rộng. Các mô đun này được đặt tại trung tâm điều độ HTĐ và các phòng lab nghiên cứu đào tạo.
  17. 1 3 5 Bộ ghi sự cố tích Giao diện điều khiển Giao diện điều Thư viện mô hình hợp PMU tại các nhà máy điện khiển trạm biến áp thiết bị điều khiển trạm Giao diện điều độ Giao diện tạo kịch Thư viện mô hình HTĐ bản sự cố rơ le bảo vệ Bộ thu thập dữ liệu tại các trạm và trung Quy trình phát triển tâm điều độ (PDC) PHẦN CỨNG MÔ PHỎNG THỜI và cập nhật mô hình GIAN THỰC mô phỏng Mô đun truyền thông Quy trình ghép nối IEC 60870, IEC61850, OPC, IEEE C37.118 và thử nghiệm với 2 thiết bị vật lý Máy tính chủ tại các trung tâm điều độ 4 Phần mềm đánh giá Phần mềm hỗ trợ Cơ sở dữ liệu các Các phần mềm thu thập ổn định, cảnh báo quyết định vận hành sự cố diện rộng và hiển thị kết quả sớm dữ liệu Hình 10: Cấu trúc hệ thống bảo vệ diện rộng. 1) Các thiết bị và phần mềm do EVN trang bị tại các trạm; 2) Thiết bị và phần mềm do EVN trang bị ở trung tâm điều độ; 3) Bộ mô phỏng thời gian thực; 138 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 4) Các công cụ phần mềm phân tích, đánh giá và cảnh bảo; 5) Phần mềm, quy trình khai thác thử nghiệm các giải thuật giám sát diện rộng.
  18. BÁO CÁO CHUNG | 139 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] NERC, “Technical Analysis of the August 14, 2003, Blackout: What Happened, Why, and What Did We Learn?,” Jul. 2003. [2] UCTE, “FINAL REPORT of the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy,” 2003. [3] N. Load et al., “Selected Information about the July 31 Blackout in India Affecting the Northern and Eastern Regions,” pp. 1–14, 2012. [4] IEEE, “Blackout Experiences and Lessons, Best Practices for System Dynamic Performance, and the Role of New Technologies,” 2007. [5] I. Kamwa, J. Beland, G. Trudel, R. Grondin, C. Lafond, and D. McNabb, “Wide-area monitoring and control at Hydro-Quebec: past, present and future,” in IEEE PES general meeting, 2006. [6] Y. V. Makarov et al., “PMU-based wide-area security assessment: Concept, method, and implementation,” IEEE Trans. Smart Grid, vol. 3, no. 3, pp. 1325–1332, 2012. [7] M. A. M. Ariff and B. C. Pal, “Adaptive Protection and Control in the Power System for Wide- Area Blackout Prevention,” IEEE Trans. Power Deliv., vol. 31, no. 4, pp. 1815–1825, 2016. [8] H. Chen, J. Mo, and U. Kothapa, “Development of an On-line SynchroPhasor Wide Area Dynamics Monitoring Platform,” pp. 1–11. [9] E. Litvinov, X. Luo, M. Lelic, Y. Hu, B. Avramovic, and D. Novosel, “Developing Technology Road Maps: A Case Study for Synchophasor Deployment,” IEEE Power Energy Mag., vol. 12, no. 2, pp. 97–106, Mar. 2014. [10] “Real time Application of Synchophasors for improving Reliability,” 2010. [11] S. Mukhopadhyay, “Indian experience of smart grid applications in transmission and distribution system,” in Power India International Conference (PIICON), 2014 6th IEEE, 2014, pp. 1–6. [12] ABB, “Wide Area Monitoring Systems - Portfolio, applications and experiences.” [Online]. Available: https://library.e.abb.com/public/94fab39c67b4ac00c125784f00293520/1KHL501042 PSGuard WAMS Overview 2012-04.pdf. [13] SIEMENS, “SIGUARD Dynamic Security Analysis.” [Online]. Available: http://w3.siemens.com/smartgrid/global/en/products-systems-solutions/control-center- solutions/Siguard/Pages/SIGUARD-DSA.aspx. [14] M. Glavic, T. Van Cutsem, S. Member, T. Van Cutsem, and A. T. System, “Wide-Area Detection of Voltage Instability From Synchronized Phasor Measurements. Part II: Simulation Results,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 24, no. 3, pp. 1408–1416, Aug. 2009. [15] S. M. Abdelkader and D. J. Morrow, “Online Tracking of Thévenin Equivalent Parameters Using PMU Measurements,” vol. 27, no. 2, pp. 975–983, 2012.
  19. 140 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 [16] J. Yang, W. Li, T. Chen, W. Xu, and M. Wu, “Online estimation and application of power grid impedance matrices based on synchronised phasor measurements,” IET Gener. Transm. Distrib., vol. 4, no. 9, p. 1052, 2010. [17] J. M. Lim, S. Member, and C. L. Demarco, “SVD-Based Voltage Stability Assessment From Phasor Measurement Unit Data,” vol. 31, no. 4, pp. 2557–2565, 2016. [18] G. Huang and L. Zhao, “Measurement based voltage stability monitoring of power system,” Power Eng. Res. Center, Univ. Wisconsin, Madison, WI, 2001. [19] L. Warland and A. T. Holen, “Estimation of Distance to Voltage Collapse : Testing an Algorithm Based on Local Measurements,” vol. 2, no. June, pp. 24–28, 2002. [20] “Estimation of Electromechanical Modes in Power Systems using Synchronized Phasor Measurements and Applications for Control of Inter -Area Oscillations,” 2013. [21] I. Genc and V. Vittal, “Computation of transient stability related security regions and generation rescheduling based on decision trees,” IEEE PES Gen. Meet., pp. 1–6, Jul. 2010. [22] C. Liu et al., “A Systematic Approach for Dynamic Security Assessment and the Corresponding Preventive Control Scheme Based on Decision Trees,” Power Syst. IEEE Trans., vol. 29, no. 2, pp. 717–730, 2014. [23] S. M. Rovnyak, C. W. Taylor, and Y. Sheng, “Decision trees using apparent resistance to detect impending loss of synchronism,” IEEE Trans. Power Deliv., vol. 15, no. 4, pp. 1157– 1162, 2000. [24] B. Leonardi, S. Member, and V. Ajjarapu, “Investigation of Various Generator Reactive Power Reserve (GRPR) Definitions for Online Voltage Stability/Security Assessment,” 2008. [25] K. Morison, X. Wang, a. Moshref, and a. Edris, “Identification of voltage control areas and reactive power reserve; An advancement in on-line voltage security assessment,” 2008 IEEE Power Energy Soc. Gen. Meet. - Convers. Deliv. Electr. Energy 21st Century, pp. 1–7, Jul. 2008. [26] Y. H. Choi, S. Seo, S. Kang, and B. Lee, “Justi fi cation of Effective Reactive Power Reserves With Respect to a Particular Bus Using Linear Sensitivity,” vol. 26, no. 4, pp. 2118–2124, 2011. [27] Y. Wang et al., “Voltage Stability Monitoring Based on the Concept of Coupled Single-Port Circuit,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 26, no. 4, pp. 2154–2163, 2011. [28] I. Genc, R. Diao, and V. Vittal, “Decision Tree-Based Preventive and Corrective Control Applications for Dynamic Security Enhancement in Power Systems,” IEEE Trans. Power Syst., vol. 25, no. 3, pp. 1611–1619, 2010. [29] “Innovative Tools for Electrical System Security within Large Areas - iTesla.” [Online]. Available: http://www.itesla-project.eu/. [Accessed: 20-Jun-2017].