Giải pháp bảo vệ tách lưới cho nguồn phân tán trong lưới điện nhỏ thông minh

TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
64 Số 18 
GIẢI PHÁP BẢO VỆ TÁCH LƯỚI CHO NGUỒN PHÂN TÁN 
TRONG LƯỚI ĐIỆN NHỎ THÔNG MINH 
SOLUTION OF ISLANDING PROTECTION FOR DISTRIBUTED GENERATION 
IN SMART MICROGRID 
Nguyễn Ngọc Trung, Phạm Mạnh Hải, Ngô Ngọc Thành, Đàm Khánh Linh 
Trường Đại học Điện lực 
Ngày nhận bài: 04/12/2018, Ngày chấp nhận đăng: 20/12/2018, Phản biện: TS. Nguyễn Đình Quang 
Tóm tắt: 
Với sự phát triển mạnh mẽ của lưới điện ngày càng “thông minh” hơn, các nguồn điện phân tán 
(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. Cùng với sự đóng góp tích cực của DG vào sự ổn định, 
linh hoạt và độ tin cậy của lưới điện phân phối (LĐPP), chế độ vận hành tách lưới tạo nên một lưới 
điện nhỏ (microgrid) cũng là một trong những giải pháp cần được xem xét. Kết quả mô phỏng trên 
Matlab/Simulink chứng minh hiệu quả của giải pháp đề xuất. 
Từ khóa: 
Lưới điện phân phối, lưới điện thông minh, lưới điện nhỏ, nguồn điện phân tán, bảo vệ trạng thái 
tách đảo, điểm kết nối chung (PCC), tin nhắn dạng ngắn SMS. 
Abstract: 
In this epoch, the Research and Development activities in “smart grid” for power supply are strongly 
increasing, that makes the grid smarter and smarter. Distributed Generations (DG) can interact with 
main grids by implement not only to protect function but also to automatic these grids. The novel 
solution is proposed on the feasibility for the islanding protection which makes use of both protected 
relay based on local measurements and communication technique using SMS between the DG and 
the distribution network. DGs in this case distribute to the stability and flexibility, and also increase 
the reliability of the distribution grid. The islanding operation is considered a micro-grid. In this 
paper, the results that are simulated on Matlab/Simulink demonstrate the effect of the proposed 
method. 
Keywords: 
Distributed grid, smart grid, microgrid, distributed generation (DG), islanding protection, point of 
common coupling (PCC), Short text Message Service (SMS). 
1. GIỚI THIỆU CHUNG 
Trên quan điểm về triển vọng phát triển 
SmartGrid, các nguồn điện phân tán (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 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 18 65 
động hóa lưới điện. Cùng với sự đóng góp 
tích cực của DG vào sự ổn định, linh hoạt 
hơn và tăng độ tin cậy của lưới điện phân 
phối (LĐPP) [1-3]. 
Hình 1. Sơ đồ DG tích hợp vào LĐPP 
tại điểm kết nối chung (PCC) 
Bài báo này tập trung nghiên cứu tính khả 
thi của một giải pháp mới trong việc bảo 
vệ LĐPP khi tích hợp các DG, bằng cách 
kết hợp giữa phương pháp đo lường các 
đại lượng và truyền thông tin trạng thái tại 
PCC sử dụng dịch vụ nhắn tin dạng ngắn 
SMS. Hiệu quả của giải pháp đề xuất sẽ 
được thảo luận qua kết quả mô phỏng 
LĐPP trên phần mềm Matlab/Simulink. 
2. ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU 
2.1. Trạng thái làm việc tách đảo trong 
lưới điện thông minh 
Khi nguồn DG kết nối với lưới điện 
chính, thuật ngữ “tách đảo” (“islanding”) 
đề cập đến chế độ mà nguồn DG tiếp tục 
cung cấp điện cho một phần phụ tải cho 
dù không còn nguồn cấp điện từ LĐPP, 
có thể chế độ hoạt động độc lập này là 
không mong muốn do các tác động tiêu 
cực, do đó, việc phát hiện chế độ tách đảo 
là một trong những vấn đề quan trọng 
nhất trong lưới điện thông minh. Hiện 
nay, các công ty điện lực chưa thể giám 
sát điều khiển từ xa tất cả nguồn DG có 
công suất nhỏ do thiếu phương pháp trao 
đổi thông tin được chuẩn hóa; chủ yếu là 
các nguồn pin sử dụng năng lượng mặt 
trời (PV) và nguồn điện gió (WT) được 
tích hợp rải rác trên lưới điện, có thể làm 
việc ở chế độ tách đảo với mô hình các 
microgrid. 
Hình 2. Mô hình microgrid trong lưới điện 
thông minh sử dụng các giải pháp giám sát 
và điều khiển trung tâm 
2.2. Một số tiêu chuẩn quốc tế để bảo 
vệ DG ở trạng thái tách đảo trong lưới 
điện thông minh 
Hiện nay, có một số tiêu chuẩn quốc tế áp 
dụng phổ biến trên thế giới quy định về sự 
thay đổi điện áp tại PCC, tổng sóng hài 
điện áp và dòng điện cũng như thời gian 
tách đảo khi tích hợp DG vào LĐPP 
[4, 8]. Theo đó, chế độ làm việc của hệ 
thống điện được cho là ổn định và liên 
tục khi điện áp tại PCC trong khoảng 
(85-110)%, tổng độ méo sóng hài (THD) 
tại PCC phải nhỏ hơn 5%, quy định chi 
tiết trong bảng 1. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
66 Số 18 
Bảng 1. Tiêu chuẩn về thời gian ngắt kết nối khi 
điện áp thay đổi của DG trong lưới điện thông 
minh (P≤30kW) 
IEEE 1547 IEC 61727 
Dải điện áp 
(%) 
Thời 
gian cắt 
(s) 
Dải điện áp 
(%) 
Thời 
gian cắt 
(s) 
V<50 0,16 V<50 0,10 
50≤V < 88 2,00 50≤V < 85 2,00 
88≤V≤110 
Ổn 
định 
85≤V≤110 Ổn định 
110<V<120 1,00 
110<V<13
5 
2,00 
V≥120 0,16 V≥135 0,05 
THDVpcc≤5% 
 Chỉ số Vrms được định nghĩa là giá trị 
bình phương trung bình (rms) của điện áp 
trong một khoảng thời gian [3, 7, 8]. 
𝑉𝑟𝑚𝑠,𝑡 =
1
𝑁
∑ 𝑉𝑖−1
2 𝑁−1𝑖=0 (1) 
 Tổng độ méo hài của điện áp (hoặc 
dòng điện) tại thời điểm giám sát và giá 
trị trung bình trong một chu kì [3, 7, 8], 
có thể được xác định như sau: 
𝑇𝐻𝐷𝑡 =
√∑ 𝑉ℎ
2∞
ℎ=2
𝑉1
. 100 (2) 
𝑇𝐻𝐷𝑎𝑣𝑔,𝑡 =
1
𝑁
∑ 𝑇𝐻𝐷𝑡−𝑖
𝑁−1
𝑖=0
 (3) 
Trong đó: 
Vi là điện áp tức thời; 
THDt là tổng độ méo hài của điện áp 
(hoặc dòng điện) tại thời điểm t; 
THDavg,t là tổng độ méo hài trung bình 
trong một chu kì; 
N là số mẫu của một chu kỳ thời gian; 
h là thành phần hài; 
t là thời gian giám sát. 
2.3. Các phương pháp bảo vệ DG 
trong lưới điện nhỏ thông minh 
Trên thực tế, một microgrid thông minh 
có thể vận hành thường xuyên ở hai trạng 
thái: cung cấp điện độc lập hoặc kết nối 
trực tiếp vào LĐPP. Nếu không sớm phát 
hiện được trạng thái tách đảo “chủ định” 
hoặc DG vẫn tiếp tục cung cấp điện lên 
LĐPP khi nguồn lưới điện chính đã cắt thì 
có thể gây nguy hiểm đến người làm việc 
trên lưới và các thiết bị điện, thậm chí có 
thể gây hư hỏng DG. Do đó, cần phải phát 
hiện nhanh trạng thái và thông số điện tại 
PCC để quyết định cắt DG hay tách đảo 
làm việc dưới dạng microgrid. 
3. THUẬT TOÁN VÀ GIẢI PHÁP ĐỀ 
XUẤT 
3.1. Thuật toán mới bảo vệ DG khi phát 
hiện trạng thái tách đảo trong 
microgrid 
Hiện nay, để bảo vệ cho DG tích hợp vào 
LĐPP, có thể dựa trên việc sử dụng kết 
hợp các nguyên lý bảo vệ rơle số như quá 
dòng điện (50,51N), chức năng giám sát 
tần số (81) và điện áp gồm thấp áp/quá áp 
(27/59N) [9]. Bên cạnh đó, với công nghệ 
thông tin và điện tử hiện đại, có thể sử 
dụng khả năng giao tiếp thông minh hơn 
theo phương pháp truyền tin hữu tuyến 
(PLC) hoặc cáp quang điện lực hay công 
nghệ viễn thông GMS để xác định trạng 
thái kết nối tại PCC [10-13]. Bài báo này 
trình bày một thuật toán mới, sử dụng kết 
hợp phương pháp bảo vệ rơle và phương 
pháp truyền thông tin về trạng thái tại 
PCC, sơ đồ thuật toán được mô tả như 
hình 3. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 18 67 
Hình 3. Sơ đồ thuật toán giám sát và điều khiển 
trong LĐPP có tích hợp PV 
3.2. Giải pháp đề xuất 
Nghiên cứu đề xuất một giải pháp bảo vệ 
mới mang tính khả thi cho LĐPP dựa trên 
các số liệu dòng điện, điện áp có bổ sung 
chức năng đo tổng độ méo sóng hài tại 
PCC nhằm loại trừ trường hợp không xác 
định được trạng thái PCC (“vùng mất 
giám sát trạng thái PCC”-NDZ) khi công 
suất DG cân bằng với nhu cầu phụ tải dẫn 
đến điện áp không thay đổi, nguyên lý 
được trình bày như hình 4. 
Hình 4. Sơ đồ nguyên lý làm việc của bảo vệ 
rơle số trong LĐPP có tích hợp các nguồn PV 
Nguyên lý đo lường và bảo vệ rơle được 
kết hợp với một trong hai lựa chọn giải 
pháp truyền thông tin trạng thái PCC như 
sau: 
1. Thông tin trạng thái PCC theo phương 
pháp hữu tuyến (PLC) hoặc cáp quang do 
các đường dây điện lực sẵn có và “không 
mất” chi phí dịch vụ. Thích hợp cho các 
nguồn có công suất lớn (P>30 kW) kết 
nối trực tiếp vào LĐPP [3, 10, 11]. 
2. Sử dụng khả năng giao tiếp thông minh 
hơn dựa trên công nghệ viễn thông GMS 
(mạng không dây - wireless). Sử dụng 
dịch vụ tin nhắn dạng ngắn (SMS) thông 
báo trạng thái kết nối tại PCC. Thích hợp 
cho các nguồn có công suất nhỏ, như các 
nguồn PV (iPPV≤30 kW). Nguyên lý được 
trình bày như hình 5. 
Hình 5. Mô hình truyền thông tin trạng thái PCC 
trong LĐPP thông minh 
4. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG 
4.1. Mô hình microgrid 
Xét một LĐPP có sự tích hợp các DG nhỏ 
kết nối trực tiếp với lưới điện chính. 
Trong đó, DG là dạng nguồn điện PV 
được điều khiển bởi bộ biến đổi DC/AC 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
68 Số 18 
(inverter) một cách tự động kể cả khi nối 
lưới hay tách đảo. Dựa trên thông số của 
lưới điện được cho trong bảng 2, mô 
phỏng một microgrid làm việc ở điện áp 
400/230 V và tần số là 50 Hz. Công suất 
của DG là nguồn pin quang điện và bộ ắc 
quy một chiều dùng để lưu trữ năng 
lượng. 
Bảng 1. Thông số lưới điện mô phỏng 
Thông số lưới điện Giá trị Đơn vị 
Nguồn dòng một chiều DG 
(I1) 
8 A 
Tổng độ méo hài lớn nhât 
của DG 
5 % 
Điện áp lưới điện chính 400 V 
Tổng độ méo hài lớn nhât 
của LĐPP 
8 % 
Điện trở dây dẫn (R) 1e-2 Ω /pha 
Cảm kháng của dây dẫn (L) 300e-6 H/pha 
Thông số lưới điện Giá trị Đơn vị 
Công suất tác dụng của phụ 
tải (P) 
5000 W 
Công suất cảm kháng của 
phụ tải (QL) 
2000 VAr 
Công suất dung kháng của 
phụ tải QC) 
500 VAr 
Cảm kháng đầu ra điôt 
chỉnh lưu (L1) 
1e-3 H 
Điện dung đầu ra điôt chỉnh 
lưu (C1) 
1e-9 F 
Tổng trở phụ tải phi tuyến 285 Ω 
Tần số (f) 50 Hz 
Lưới điện được mô phỏng trong môi 
trường Matlab/Simulink như hình 6. Các 
nguồn sóng hài được bơm xếp chồng lên 
nguồn dòng cơ bản bậc 1; các thành phần 
hài bậc 3, bậc 5 và bậc 7 với biên độ nhỏ 
hơn 4%, theo tiêu chuẩn IEC61727, 
IEEE929 và IEEE1547 [6-8, 14, 15]. 
Hình 6. Sơ đồ lưới điện mô phỏng trong Matlab/Simulink 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 18 69 
Kịch bản vận hành được thiết lập như sau: 
Tại thời điểm t=0,5 s, thiết bị ngắt mạch 
(CB) mở, lưới điện chính ngừng cung cấp 
điện cho phụ tải như bảng 3. 
Bảng 3. Thiết lập các thông số mô phỏng 
cho các kịch bản thử nghiệm 
Thiết lập thông số mô phỏng 
LĐ 
chính 
DG Phụ tải 
Giá trị 
lớn nhất 
của 
THDvlưới 
% 
P 
kW 
THDiDG 
% 
Tải tuyến 
tính 
kVA 
Tải phi 
tuyến 
kW 
7,3 2*10 5 2*(8+j3,87) 2*0,8 
Trạng thái thiết bị ngắt mạch (CB) 
Trạng 
thái ban 
đầu 
CB ở PCC 
CB - tải phi 
tuyến 
Open Mở ở t = 0,5s 
Đóng 
(hoặc 
đóng lặp 
lại) 
Đóng lặp lại 
ở t = 1,5 s 
Đóng ở t = 1s 
4.2. Kết quả mô phỏng và thảo luận 
Trên thực tế vận hành LĐPP, điện áp và 
tần số sẽ nhanh chóng vượt khỏi giới hạn 
cho phép khi mất trạng thái cung cấp điện 
song song của lưới điện chính và DG[3]. 
Mô hình của LĐPP mô phỏng đã được 
thực hiện và kết quả thu được như hình 7, 
từ đó, có cơ sở để đánh giá phương pháp 
được sử dụng để phát hiện và bảo vệ tách 
đảo trong lưới điện thông minh. 
Khi đó, trạng thái tách đảo xuất hiện, 
microgrid được hình thành, nếu công suất 
của PV vẫn đủ đáp ứng theo nhu cầu phụ 
tải thì bộ biến đổi điều chỉnh tự động để 
giữ điện áp, tần số trong giới hạn cho 
phép (Δ f≤ 1%, 85% < VPCC < 110%, 
THDiload < 5%) [3-5]. Tuy nhiên, nếu 
THDVpcc tăng vượt quá ngưỡng cho phép 
(THDv = 8,22% > 5%), trong trường hợp 
này, duy trì sự làm việc của DG là không 
tốt, về lâu dài có thể giảm tuổi thọ của bộ 
biến đổi DC/AC nhanh chóng [3-9, 14, 
16]. Do đó, phương pháp đo THDVpcc xác 
định trạng thái PCC rất hiệu quả. 
Tần số f thay đổi không đáng kể (Δf≤1%) 
THD điện áp vượt quá giới hạn cho phép ở t=0,5 s 
THD dòng điện dưới ngưỡng cho phép (5%) 
Hình 7. Kết quả các thông số tại (phase A) 
tại thời điểm mất kết nối t=0,5 s 
Ngược lại, nếu DG bị ngắt ra, mất điện áp 
tại PCC, mạch sim 3G được kích hoạt và 
gửi tin nhắn SMS cho người vận hành 
LĐPP và quản lý DG này biết. Như vậy, 
trạng thái của PCC luôn được giám sát, 
đảm bảo vận hành ổn định và linh hoạt 
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
47
48
49
50
51
52
53
Frequency (Hz)
Time (s)
F
re
q
u
e
n
c
y
 (
H
z
)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
5
10
15
20
25
30
35
Time (s)
T
H
D
 v
p
c
c
 (
%
)
THD vpcc (%)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2
0
5
10
15
20
25
30
35
Time (s)
T
H
D
 i
lo
a
d
 (
%
)
THD iload (%)
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
70 Số 18 
cho toàn bộ LĐPP bởi phương pháp kết 
hợp, được mô tả như giao diện trong hình 
8. Đến thời điểm t=1.5s, thiết bị tự động 
đóng trở lại đường dây đóng CB, phương 
thức làm việc cơ bản được khôi phục, 
đảm bảo chất lượng điện năng. Thông số 
của lưới điện tại PCC được thu thập kết 
hợp với kỹ thuật truyền thông sử dụng 
SMS để phát hiện trạng thái tách đảo của 
PV hay mất kết nối từ phía LĐPP được 
thể hiện rõ ràng qua kết quả mô phỏng. Vì 
vậy, hiệu quả của việc giám sát và điều 
khiển PV được nâng cao, bảo vệ an toàn 
cho toàn bộ LĐPP có tích hợp DG. 
Hình 8. Giao diện của phương pháp bảo vệ LĐPP thông minh
5. KẾT LUẬN 
Giải pháp đề xuất sử dụng dịch vụ tin 
nhắn SMS là một phương pháp hiệu quả 
và phù hợp cho các nguồn PV có công 
suất nhỏ tham gia vào LĐPP, bởi vì đem 
lại một số lợi thế bao gồm chi phí lắp đặt 
thấp, triển khai nhanh và tính di động cao 
cùng với các cải tiến truyền thông không 
dây, các công nghệ được tiêu chuẩn hóa. 
Hơn nữa, có thể cải thiện chất lượng cung 
cấp điện năng về phương diện tăng tính 
linh hoạt, liên tục cung cấp điện, giảm số 
lượng khách hàng mất điện, giảm số lần 
và giảm thời gian gián đoạn cấp điện. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] “Technology Action Plan: Smart Grids”. Report to the Major Economies Forum on Energy and 
Climate, December 2009. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 18 71 
[2] Smart grids - European Technology Plarform for the Electricity Network of the Future, Strategic 
Deployment Document, April 2010,  
[3] 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, 
pp.6-17. 
[4] EN 50438:2012, “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public low-
voltage distribution networks” (project number 22109). 
[5] 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). 
[6] “Photovoltaic (PV) systems - Characteristics of the utility interface”, IEC Std. 61727, 2004. 
[7] “IEEE standard for interconnecting distributed resources with electric power systems”, IEEE Std. 
1547, 2003. 
[8] “IEEE recommended practice for utility interface of photovoltaic (PV) systems”, IEEE Std. 929, 
2000. 
[9] Andrew T. Moore, “Distributed Generation (DG) Protection Overview”, Literature Review for ES 
586b, University of Western Ontario, 5 May 2008 
[10] Salman Safdar, Bechir Hamdaoui, Eduardo Cotilla-Sanchez, Mohsen Guizani, “A Survey on 
Communication Infrastructure for Micro-grids”, Wireless Communications and Mobile Computing 
Conference (IWCMC) 2013 9th International, Sardinia - Italy, 1-5 July 2013 
[11] Amin Zamani, Amirnaser Yazdani, Tarlochan S. Sidhu, “A Communication-Assisted Protection 
Strategy for Inverter-Based Medium-Voltage Microgrids”, IEEE transactions on smart grid, vol. 3, 
no. 4, december 2012 
[12] P.P. Parikh, M.G. Kanabar, and T.S. Sidhu, “Opportunities and challenges of wireless 
communication technologies for smart grid appli- cations,” in Proc. IEEE Power Energy Soc. Gen. 
Meet., Jul. 2010. 
[13] Lipi Chhaya, Paawan Sharma, Govind Bhagwatikar and Adesh Kumar, “Review - Wireless Sensor 
Network Based Smart Grid Communications: Cyber Attacks, Intrusion Detection System and 
Topology Control”, Electronics, 23 December 2016. 
[14] Rohith Varier, Naran M. Pindoriya, “A Novel Active Anti-Islanding Protection Scheme for Grid-
Interactive Roof-Top Solar PV System”, Power Systems Conference (NPSC), 2014 Eighteenth 
National, Guwahati, India, 18-20 Dec. 2014. 
[15] Bower, W. and M. Ropp, “Evaluation of islanding detection for PV utility-interactive inverters in 
Photovoltaic Systems,” Sandia National Laboratories Albuquerque, New Mexico 87185 and 
Livermore, California 94550, 2002. 
[16] Chowdhury, S.P., et al., “Islanding protection of distribution systems with distributed generators-A 
comprehensive survey report”. In IEEE - Power and Energy Society General Meeting - Conversion 
and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
72 Số 18 
Giới thiệu tác giả: 
Tác giả Nguyễn Ngọc Trung tốt nghiệp đại học ngành hệ thống điện, nhận bằng 
Thạc sĩ ngành kỹ thuật điện tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội vào các năm 
2003 và 2006; nhận bằng Tiến sĩ ngành kỹ thuật điện năm 2014 tại Trường Đại học 
Palermo, Cộng hòa Italia. 
Lĩnh vực nghiên cứu: lưới điện thông minh - SmartGrid, giám sát điều khiển, bảo vệ 
và tự động hóa trong hệ thống điện, ốn định hệ thống điện. 
Tác giả Phạm Mạnh Hải tốt nghiệp Trường Đại học Bách khoa Hà Nội ngành hệ 
thống điện năm 2006; nhận bằng Thạc sĩ ngành kỹ thuật điện tại Đại học Paul 
Sabatier, Toulouse, Pháp năm 2008; bảo vệ Luận án Tiến sĩ ngành hóa hữu cơ ứng 
dụng - Plasma cho năng lượng tại Đại học Poitiers (ENSIP), Poitiers, Pháp năm 
2011. Hiện nay tác giả công tác tại Khoa Kỹ thuật điện, Trường Đại học Điện lực. 
Lĩnh vực nghiên cứu: thuật toán tối ưu, dự báo phụ tải điện, năng lượng tái tạo, độ 
tin cậy trong hệ thống điện. 
Tác giả Ngô Ngọc Thành tốt nghiệp Trường Đại học Điện lực năm 2011, nhận bằng 
Thạc sĩ ngành kỹ thuật điện tại Trường Đại học Palermo - Cộng hòa Italia năm 
2014. Hiện nay tác giả là nghiên cứu sinh tại Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ 
Việt Nam. 
Lĩnh vực nghiên cứu: cấu trúc dữ liệu và giải thuật, các bài toán tối ưu trong hệ 
thống điện, năng lượng tái tạo. 
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) 
Số 18 73