Nghiên cứu ảnh hưởng của nhà máy điện mặt trời phong điền đến lưới điện tỉnh Thừa Thiên-Huế

ISSN 1859-1531 - TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG, SỐ 11(132).2018, QUYỂN 2 59 
NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN MẶT TRỜI PHONG ĐIỀN 
ĐẾN LƯỚI ĐIỆN TỈNH THỪA THIÊN - HUẾ 
SURVEYING THE IMPACT OF PHONG DIEN PHOTOVOLTAIC PLANT 
ON THUA THIEN - HUE GRID 
Dương Minh Quân1, Hoàng Dũng2, Mã Phước Khánh3, Trần Ngọc Thiên Nam1 
1Trường Đại học Bách khoa - Đại học Đà Nẵng; dmquan@dut.udn.vn 
2Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật - Đại học Đà Nẵng; hdung@ute.udn.vn 
3Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Trung; khanhmp.a3@nldc.evn.vn 
Tóm tắt - Năng lượng tái tạo ngày càng phát triển mạnh mẽ và 
đang dần trở thành một bộ phận quan trọng trong hệ thống điện 
quốc gia. Chính phủ Việt Nam ngày càng quan tâm về loại hình 
năng lượng này, nhất là về năng lượng mặt trời với nhiều dự án 
đã được phê duyệt. Hiện nay, nhà máy điện mặt trời Phong Điền, 
dự án điện mặt trời đầu tiên của cả nước, đang được quy hoạch 
xây dựng và dự kiến kết nối với lưới điện vào cuối năm 2018. Điều 
này sẽ ảnh hưởng đến các chế độ vận hành trong lưới điện khu 
vực. Trong bài báo này, các tác giả trình bày nghiên cứu về tác 
động của nhà máy điện mặt trời Phong Điền đến trào lưu công suất 
ở chế độ ổn định tĩnh và ổn định động. Các tác động tiêu cực cũng 
như lợi ích của nhà máy điện mặt trời Phong Điền đến lưới điện 
tỉnh Thừa Thiên - Huế được thể hiện trên các kết quả mô phỏng. 
Abstract - Renewable energy is growing rapidly and becoming an 
important part of the national electricity system. The Government 
of Vietnam is increasingly showing interest in this kind of energy, 
especially in terms of solar energy with many projects being 
approved. Currently, Phong Dien Solar Power Plant, the first large 
scale solar power project in Vietnam, is under construction and is 
scheduled to connect to the grid at the end of 2018. This will affect 
operating mode in the regional power grid. Therefore, the paper 
studies the impact of Phong Dien solar power plant on Thua Thien 
Hue grid on the power flow in steady-state and transient-state. 
Simulation results show the pros and cons of Phong Dien solar 
power plant in Thua Thien Hue power system. 
Từ khóa - Nguồn phân tán; PV; Hệ thống điện; Ổn định tĩnh; Ổn 
định động. 
Key words - Distributed generator; PV; Power system; Steady-
state; Transient-state. 
1. Đặt vấn đề 
Ngày nay, các nguồn nhiên liệu hóa thạch ngày càng 
cạn kiệt, nhu cầu về sản lượng điện năng ngày một tăng 
cao, đồng thời các vấn đề về môi trường diễn biến ngày 
một xấu đi. Điều này làm tăng gánh nặng cho các hệ 
thống điện truyền thống, do đó việc phát triển các nguồn 
năng lượng tái tạo ngày càng trở nên cần thiết. Theo Cơ 
quan Năng lượng tái tạo quốc tế (IRENA), số lượng 
quốc gia phê chuẩn các mục tiêu sử dụng năng lượng tái 
tạo đã tăng đến 154 cho thấy sự quan tâm của các quốc 
gia về loại hình năng lượng này [1], [2]. Năng lượng mặt 
trời được xem là một lựa chọn thích hợp hiện nay, với 
chi phí đầu tư thấp hơn năng lượng gió. Ngày càng có 
nhiều nhà máy điện mặt trời (PV) được đề xuất quy 
hoạch, chủ yếu dưới dạng các nguồn phân tán (DG). 
Nhiều nghiên cứu cho thấy rằng tùy thuộc vào mức độ 
xâm nhập của PV dưới dạng DG sẽ gây ra một số ảnh 
hưởng đến lưới điện [3-5]. 
Ảnh hưởng của PV lên hệ thống điện phân phối đang là 
đề tài của nhiều cuộc điều tra [6], [7]. Những nghiên cứu 
này tập trung vào vị trí kết nối và các chiến lược để kiểm 
soát nhằm nâng cao hiệu suất nguồn năng lượng mặt trời, 
nhưng chưa cho thấy tác động rõ nét đến lưới điện kết nối 
hay chỉ sử dụng các mô hình lưới điển hình [8]. Ngày nay, 
tỉ lệ PV xâm nhập vào lưới điện có chiều hướng ngày càng 
gia tăng, điều này ảnh hưởng đến quá trình vận hành ở trạng 
thái xác lập và quá độ của hệ thống điện. 
Tại Việt Nam, với chính sách khuyến khích năng lượng 
mặt trời, các dự án PV ngày một phát triển trên nhiều tỉnh 
thành: Quảng Ngãi; Khánh Hòa, Bình Thuận,... Tại tỉnh 
Thừa Thiên - Huế, dự án nhà máy điện mặt trời Phong Điền 
là nhà máy đầu tiên trên địa bàn tỉnh này, có công suất lắp 
đặt lớn chiếm gần 20% công suất phụ tải địa phương. Tuy 
nhiên, những tác động của nó đến lưới điện chưa được xem 
xét. Trong bài viết này, các tác giả trình bày nghiên cứu về 
mức độ ảnh hưởng của Phong Điền PV đến lưới điện 
110kV tỉnh Thừa Thiên - Huế thông qua mô phỏng bằng 
phần mền ETAP. 
2. Lưới điện 110 kV tỉnh Thừa Thiên - Huế và nhà máy 
điện mặt trời Phong Điền 
2.1. Lưới điện 110 kV tỉnh Thừa Thiên - Huế 
Lưới điện 110 kV tỉnh Thừa Thiên - Huế gồm có 375km 
đường dây 110kV và 11 trạm biến áp 110kV với 16 máy 
biến áp. Tổng công suất lắp đặt các máy biến áp 110kV là 
531MVA. Các trạm biến áp 110kV chủ yếu nhận điện từ 
hai trạm biến áp 220kV Huế và Phong Điền, cùng với các 
nguồn thủy điện nối lưới 110 kV: nhà máy thủy điện 
Hương Điền (81MW); thủy điện Bình Điền (44MW) và 
thủy điện Tả Trạch (21MW). Ngoài ra, ở cấp điện áp 
220kV có nhà máy thủy điện A Lưới (170MW) được nối 
liên kết với hệ thống điện Quốc gia thông qua các trạm biến 
áp 220 kV Huế và Phong Điền [9]. Sơ đồ mô phỏng lưới 
điện được thể hiện trong Hình 1. 
60 Dương Minh Quân, Hoàng Dũng, Mã Phước Khánh, Trần Ngọc Thiên Nam 
Hình 1. Lưới điện 110 kV tỉnh Thừa Thiên - Huế 
Bảng 1. Thông số phụ tải lưới điện tỉnh Thừa Thiên - Huế 
(cấp điện áp 110 kV) 
Phụ Tải P (MW) Q (MVAr) 
Điền Lộc 9,083 1,792 
Phong Điền 9,417 1,083 
Đồng Lâm 20,708 6,208 
Văn Xá 11,358 5,738 
Huế 1 50,197 13,772 
Huế 2 34,417 6,667 
Huế 3 15,958 3,292 
Phú Bài 47,042 17,375 
Cầu Hai 4,833 0,750 
Chân Mây 2,250 0,583 
Lăng Cô 2,500 0,750 
2.2. Nhà máy điện mặt trời Phong Điền (Phong Điền PV) 
Với khí hậu nhiệt đới gió mùa có số giờ nắng và bức 
xạ trung bình trong năm cao, đặc biệt là khu vực miền 
Trung và miền Nam, Việt Nam ẩn chứa một tiềm năng 
lớn cho năng lượng mặt trời phát triển. Cùng xu hướng 
đó, tỉnh Thừa Thiên - Huế có bức xạ nhiệt và số giờ nắng 
trong năm lần lượt khoảng 1700 kWh/m2 (Hình 2) và 
2073,7 giờ, là địa điểm thích hợp cho các dự án về năng 
lượng mặt trời. 
Phong Điền PV là dự án đầu tiên tại địa phương này, 
được xây dựng trên địa bàn xã Điền Lộc, huyện Phong 
Điền với tổng công suất lắp đặt 35 MW, được kết nối với 
lưới điện 110 kV tỉnh Thừa Thiên - Huế thông qua đường 
dây 110kV Điền Lộc - Phong Điền PV. Dự kiến nhà máy 
sẽ hoạt động vào năm 2018. Việc nối lưới của nguồn năng 
lượng tái tạo sẽ gây một số ảnh hưởng đến chế độ vận hành 
của lưới điện. Ngoài vấn đề thay đổi trào lưu công suất, các 
quá trình quá độ, sóng hài...cũng tác động ảnh hưởng nhất 
định đến hệ thống điện địa phương. 
Hình 2. Bức xạ mặt trời tại tỉnh Thừa Thiên - Huế [10] 
Đối với các nhà máy điện mặt trời, việc vận hành tối ưu 
cho nhà máy thường là hệ số công suất bằng 1, có nghĩa là 
các nguồn này không thể cung cấp công suất phản kháng 
trong lưới mà ngược lại, nó sẽ phải tiêu thụ công suất phản 
kháng để duy trì quá trình làm việc của các thiết bị. Điều này 
có thể gây nên ảnh hưởng nhất điện trong lưới điện về điện 
áp, tần số, ... Do vậy, việc đánh giá các mức độ ảnh hưởng 
của nhà máy khi kết nối với lưới điện thực sự cần thiết. 
3. Trào lưu công suất trong lưới điện khi có hay không 
sự kết nối của Phong Điền PV 
Trào lưu công suất là một yếu tố quan trọng để đánh giá 
mức độ ảnh hưởng của nhà máy điện mặt trời khi tích hợp 
vào lưới điện ở chế độ xác lập (chế độ tĩnh). Từ đó đưa ra 
các giải pháp vận hành phù hợp, đảm bảo sự ổn định của 
hệ thống điện cũng như giảm thiểu các tổn thất sinh ra. 
Với tình hình phát triển của tỉnh Thừa Thiên - Huế như 
hiện nay, các khu công nghiệp (KCN) ngày càng được mở 
rộng về quy mô: KCN Phú Bài, KCN Dệt Huế, KCN Phong 
Điền dẫn đến nhu cầu điện năng của phụ tải tăng lên đòi 
hỏi sự phát triển của các nguồn phát. Hình 3 thể hiện trào 
lưu công suất khi không có sự xâm nhập của Phong Điền 
PV vào lưới điện. 
ISSN 1859-1531 - TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG, SỐ 11(132).2018, QUYỂN 2 61 
Hình 3. Trào lưu công suất khi không có sự kết nối 
của Phong Điền PV 
Thông qua trạm biến áp 220 kV Phong Điền, hệ thống 
điện quốc gia phải cung cấp cho lưới điện 110 kV tỉnh Thừa 
Thiên - Huế một lượng công suất 18,5 MW và 26,7 MVAr 
vào lúc cao điểm. Điều này cho thấy các nguồn phát tại 
Thừa Thiên - Huế nối lưới điện 110kV của tỉnh vẫn chưa 
cung cấp đủ lượng công suất mà phụ tải cần thiết. Do vậy, 
lưới điện này luôn phải luôn nhận nguồn công suất từ hệ 
thống truyền tải điện quốc gia. 
Hình 4. Trào lưu công suất khi có sự kết nối của 
Phong Điền PV 
Trường hợp có sự kết nối của Phong Điền PV sẽ tạo ra 
sự thay đổi về trào lưu công suất. Hình 4 cho thấy khi đưa 
nhà máy vào vận hành, gánh nặng về công suất tác dụng 
cung cấp cho lưới địa phương được chia sẻ cho Phong Điền 
PV, khi đó nó có thể phát đến khoảng 35 MW. Hệ thống 
truyền tải lúc này không cần phải cung cấp công suất tác 
dụng nữa mà trái lại nó nhận 16,2 MW, đây là lượng công 
suất còn lại của Phong Điền PV sau khi cung cấp cho 2 phụ 
tải Điền Lộc và Phong Điền. Đồng thời lượng công suất 
phản kháng khu vực này lấy từ hệ thống cũng thay đổi đáng 
kể, tăng 8,4 MVAr (35,1 MVAr so với 26,7 MVAr). 
Thông thường, các nguồn năng lượng mặt trời ưu tiên 
vận hành với hệ số công suất bằng 1, điều này đồng nghĩa 
nhà máy không phát ra công suất phản kháng. Các thiết bị 
của nhà máy phải hút công suất phản kháng từ các khu vực 
lân cận về để hoạt động, nhất là các máy biến áp. Do vậy, 
trong quá trình Phong Điền PV vận hành, nhà máy cần tiêu 
thụ một lượng rất lớn 8,02 MVAr. 
4. Ổn định động trong lưới điện khi có hay không sự kết 
nối của Phong Điền PV 
Ngoài chế độ vận hành tĩnh, quá trình ổn định động là 
một phần không thể thiếu trong hệ thống điện. Nó cho biết 
khả năng vận hành lúc xảy ra sự cố cũng như quá trình phục 
hồi của lưới điện sau đó. Trong bài báo này, hai sự cố 
nghiêm trọng được xét đến: 
• Trường hợp 1: Sự cố ngắn mạch 3 pha thoáng qua 
trên đường dây 110kV Điền Lộc - Phong Điền PV trong 
trường hợp lưới điện có kết nối và không kết nối với Phong 
Điền PV. Đây là sự cố gần khu vực kết nối của Phong Điền 
PV và lưới điện. 
• Trường hợp 2: Đột ngột mất toàn bộ lượng công 
suất của Phong Điền PV khi thiếu sự hỗ trợ từ hệ thống 
điện quốc gia và khi có giải pháp hỗ trợ từ hệ thống điện 
quốc gia. 
4.1. Trường hợp 1 - Sự cố trên đường dây kết nối: 
Kịch bản giả định sự cố thoáng qua trên đường dây 
110kV Điền Lộc – Phong Điền PV ở giây thứ 5 và được 
giải trừ sau 150ms. 
4.1.1. Đáp ứng tần số 
Hình 5. Đáp ứng tần số của lưới điện trong trường hợp 1 
Khi xảy ra sự cố, Hình 5 cho thấy khi Phong Điền PV 
kết nối với lưới điện, tần số rất ổn định gần như không bị 
dao động khi biên độ chỉ là 0,02% và phục hồi nhanh 
chóng. Với trường hợp không có sự kết nối của Phong Điền 
PV, tần số có mức độ dao động lớn hơn với biên độ 0,15% 
trong khoảng thời gian 15 giây. Phải mất một thời gian dài 
tần số mới ổn định. 
Để giải thích cho hiện tượng này có thể dựa vào phương 
trình sau [11]: 
𝑃𝑔 − 𝑃𝑙 =
𝑑
𝑑𝑡
(
1
2
𝐽𝑠𝑦𝑠. 𝜔𝑒𝑙) (1)
Trong đó, Pg là công suất của các nguồn điện trong lưới, 
Pl là công suất phụ tải, ωel là tần số góc hệ thống và Jsys là 
quán tính của hệ thống. 
Khi có sự kết nối của Phong Điền PV, công suất các 
nguồn phát trong lưới điện tăng lên, đồng thời tần số hệ 
thống được giữ ở mức cố định, điều này giúp nâng cao quán 
tính của hệ thống. Lúc sự cố xảy ra, quán tính hệ thống lớn 
làm cho vận tốc của các máy phát truyền thống khó thay 
đổi hơn, giúp cho tần số hệ thống ít bị biến động và có thể 
nhận được sự hỗ trợ kịp thời từ hệ thống. Mặt khác, với 
trường hợp còn lại, quán tính hệ thống thấp làm cho tần số 
dễ bị tác động và khả năng phục hồi lâu hơn. 
62 Dương Minh Quân, Hoàng Dũng, Mã Phước Khánh, Trần Ngọc Thiên Nam 
4.1.2. Đáp ứng điện áp 
Về đáp ứng về điện áp, kết quả thu được trong Hình 6 
cũng cho thấy lưới điện có đáp ứng tốt hơn khi có Phong 
Điền PV. 
Hình 6. Đáp ứng điện áp tại thanh cái Điền Lộc trong 
trường hợp 1 
Trong cả hai trường hợp, điện áp đều giảm sâu khi xảy 
ra sự cố. Tuy nhiên khi có Phong Điền PV kết nối vào lưới 
điện, điện áp vẫn còn giữ được ở mức 5%, trong khi trường 
hợp còn lại điện áp giảm hoàn toàn xuống mức 0%. Sau sự 
cố, lưới điện khi có kết nối với Phong Điền PV cho thấy khả 
năng phục hồi nhanh với mức điện áp cao hơn, gần bằng với 
giá trị trước sự cố. Sự thay đổi tần số khi xảy ra và sau khi 
giải trừ sự cố (như Hình 5) kéo theo sự biến thiên từ thông 
trong các máy phát điện đồng bộ, điều này gây nên sự mất 
ổn định điện áp đầu cực và tốc độ đồng bộ máy phát, làm 
cho điện áp lưới dao động. Điện áp đầu ra của các máy phát 
đồng bộ được xác định qua công thức sau [12]: 
𝐸𝑅𝑀𝑆 = √2𝜋𝑁𝑠Φ𝑓 (2) 
trong đó Ns s3ố vòng dây quấn một pha của stator, Φ là từ 
thông móc vòng qua stator và f là tần số lưới điện. 
4.2. Trường hợp 2 - Sự cố mất công suất phát của Phong 
Điền PV: 
Hiện tượng che khuất là điều kiện thời tiết cực đoan 
thường xuyên xảy ra, gây ảnh hưởng tiêu cực đến các nhà 
máy điện mặt trời [13]. Hiện tượng này có thể làm giảm 
mất đột ngột lượng công suất phát ra từ các nhà máy điện 
mặt trời. Do đó, sự cố nghiêm trọng nhất được giả định 
trong trường hợp này là Phong Điền PV mất toàn bộ công 
suất phát ở giây thứ 5 để kiểm tra các đáp ứng về tần số và 
điện áp trong lưới điện. 
4.2.1. Đáp ứng tần số 
Hình 7. Đáp ứng tần số của lưới điện trong trường hợp 2 
Có thể thấy ở Hình 7, sự cố xảy ra làm cho tần số lưới 
điện dao động tương tự với giả định sự cố ở trường hợp 1. 
Khi thiếu sự hỗ trợ từ hệ thống điện quốc gia, đáp ứng tần 
số dao động lớn hơn và thời gian phục hồi cũng lâu hơn. 
Biên độ giao động trong khoảng 0,1% và phục hồi sau 50s, 
trong khi trường hợp còn lại mức độ dao động chỉ khoảng 
0.03% và phục hồi sau 25s. 
Dựa vào phương trình (1), khi mất đi toàn bộ công suất 
nhà máy và thiếu sự hỗ trợ từ hệ thống điện quốc gia, công 
suất các nguồn phát giảm trong khi công suất phụ tải và 
quán tính hệ thống không đổi dẫn đến việc tần số bị dao 
động mạnh. Khi có giải pháp hỗ trợ đầy đủ từ hệ thống điện 
quốc gia (như tự động điều chỉnh nấc phân áp tại trạm các 
trạm biến áp 220kV Huế, Phong Điền), lượng công suất 
mất đi từ Phong Điền PV có thể được bù đắp làm cho mức 
độ chênh lệch công suất của nguồn phát và phụ tải giảm 
xuống, tần số lưới điện ít bị ảnh hưởng và quá trình phục 
hồi cũng nhanh hơn. 
4.2.2. Đáp ứng điện áp 
Hình 8. Đáp ứng điện áp tại thanh cái Điền Lộc trong 
trường hợp 2 
Với đáp ứng điện áp như Hình 8, điện áp tại thanh cái 
Điền Lộc gặp vấn đề nhỏ lúc mới xảy ra sự cố và chỉ cần 
15s để ổn định nếu có giải pháp hỗ trợ từ hệ thống điện 
quốc gia. Nhưng khi mất đi toàn bộ công suất phát từ Phong 
Điền PV đồng thời thiếu sự hỗ trợ của hệ thống, lưới điện 
phải đối mặt với một vấn đề nghiêm trọng – quá điện áp 
trong lưới. Điện áp tăng vọt và dao động mạnh trong quá 
trình sự cố, cụ thể tăng lên đến mức 112%. Để kiểm chứng 
thêm, các thanh cái ở khu vực lân cận (Huế 2, Hương Điền) 
và khu vực cách xa nhà máy nhất (Lăng Cô) được khảo sát 
thêm, tất cả được thể hiện qua Hình 9. 
Hình 9. Đáp ứng điện áp tại thanh cái lận cận khu vực kết nối 
với Phong Điền PV 
ISSN 1859-1531 - TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG, SỐ 11(132).2018, QUYỂN 2 63 
Kết quả thu được cho thấy điện áp tại các khu vực xét 
đến trong lưới điện đều tăng và dao động mạnh tương tự 
như ở thanh cái Điền Lộc. Lượng công suất phản kháng 
trong lưới tăng lên sau khi xảy ra sự cố chính là nguyên 
nhân của hiện tượng này. Như đã đề cập ở trào lưu công 
suất, Phong Điền PV vận hành với hệ số công suất bằng 1, 
lưới điện sẽ phải cung cấp một công suất phản kháng cho 
các thiết bị của nhà máy này hoạt động. Khi đột ngột đột 
mất đi lượng công suất tác dụng, Phong Điền PV sẽ ngưng 
thu lượng công suất phản kháng do lưới điện cung cấp, gây 
dư thừa công suất phản kháng. Cùng với việc thiếu sự hỗ 
trợ của hệ thống, lượng công suất phản kháng này không 
tiêu tán hết mà liên tục luân chuyển trong lưới và làm dâng 
cao điện áp. Điện áp nếu tăng quá cao có thể làm già hóa 
cách điện của các thiết bị điện, thậm chí có thể đánh thủng 
cách điện làm hư hỏng thiết bị điện, gây mất ổn định trong 
lưới. Nghiệm trọng nhất, hiện tượng rã lưới có thể xảy ra 
nếu các đáp ứng không thể tuân theo các tiêu chuẩn của 
lưới điện (hay còn gọi là Grid code) [14-16]. 
5. Kết luận 
Việc đưa Phong Điền PV vào vận hành phần nào giải 
quyết được các bài toán về gia tăng công suất nguồn phát 
khi yêu cầu phụ tải ngày một tăng cao. Phát triển năng 
lượng mặt trời được xem là xu thế hiện nay khi nó có xuất 
đầu tư bé hơn năng lượng gió. 
Việc kết nối Phong Điền PV vào lưới điện tỉnh Thừa 
Thiên - Huế gây nên một số ảnh hưởng tiêu cực đến quá 
trình xác lập: đảo chiều công suất tác dụng, cần phải tăng 
lượng công suất phản kháng trong lưới cung cấp cho nhà 
máy Phong Điền PV hoạt động, nhất là hiện tượng điện áp 
tăng khi mất đột ngột toàn bộ lượng công suất của nhà máy 
này do các trường hợp sự cố mà thường xuyên nhất là hiện 
tượng che khuất do mây mù. Về chiều hướng tích cực, việc 
kết nối Phong Điền PV vào lưới điện tỉnh Thừa Thiên - Huế 
góp phần giữ cho tần số và điện áp ổn định khi xảy ra các 
sự cố ngoài nhà máy. 
Ngoài ra, cần có các biện pháp khắc phục trường hợp 
điện áp dâng cao khi Phong Điền PV đột ngột mất hết toàn 
bộ công suất. Lưới điện phải được vận hành hợp lý để tránh 
trường hợp lượng công suất phản kháng trong lưới quá cao, 
hoặc phải có các thiết bị kháng bù ngay để tiêu thụ lượng 
công suất phản kháng sau sự cố, đáp ứng đúng theo các tiêu 
chuẩn về lưới điện của Việt Nam. 
Lời cám ơn: Nghiên cứu này được tài trợ bởi trường Đại 
học Bách Khoa – Đại học Đà Nẵng theo đề tài có mã số: 
T2018-02-33. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Karimi, M., Mokhlis, H., Naidu, K., Uddin, S. and Bakar, A.H. 
“Photovoltaic penetration issues and impacts in distribution network 
– A review”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 53(364-
0321), 2016, pp. 594–605. 
[2] Dương Minh Quân, Hoàng Dũng, Nguyễn Đức Anh, “So sánh ổn 
định quá độ của hệ thống máy phát tuabin gió có tốc độ không đổi 
và hệ thống máy phát tuabin gió có tốc độ thay đổi giới hạn”, Tạp 
chí Khoa học và Công nghệ, số 11, 2017, trang: 96-100. 
[3] Minh Quan Duong, Ngoc Thien Nam Tran, Gabriela Nicoleta Sava, 
Mircea Scripcariu, “The Impacts of Distributed Generation 
Penetration into the Power System”, 2017 International Conference 
on Electromechanical and Power Systems (SIELMEN), 2017, pp. 
295-301. 
[4] Ipinnimo O., Chowdhury, S., Chowdhurya S.P. & Mitra, J., “A 
review of voltage dip mitigation techniques with distributed 
generation in electricity networks”, Electric Power Systems 
Research, 103(10), 2013, pp. 28-30. 
[5] Barker, P. P. & Mello, R. W., “Determining the Impact of 
Distributed Generation on Power Systems: 1. Radial Distribution 
Systems”, IEEE, 3(0), 2000, pp. 1645-1650. 
[6] N. Srisaen and A. Sangswang, “Effects of PV grid-connected system 
location on a distribution system”, in Proc. IEEE Asia Pacific Conf. 
Circuits and Systems, Dec. 2006, pp. 852–855. 
[7] P. P. Barker and R. W. De Mello, “Determining the impact of dis- 
tributed generation on power systems: Part I radial distribution sys- 
tems”, in Proc. IEEE Power and Engineering Society Summer 
Meeting, Seattle, WA, vol. 3, Jul. 2000, pp. 1645–1656. 
[8] S. Achilles, S. Schramm, and J. Bebic, “Transmission System 
Perfor- mance Analysis for High-Penetration Photovoltaics”, NREL, 
2008, Rep. No. SR-581-42300. [Online], có tại: 
 docs/fy08osti/42300.pdf 
[9] Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện Miền Trung, trang chủ: 
[10] Global Solar Atlas, trang chủ:  
[11] Tielens, P and Hertem, D. V., “Grid Inertia and Frequency Control 
in Power Systems with High Penetration of Renewables”, ELECTA 
Research Group, 2012, pp. 1-5. 
[12] J.G. Kassakian, & R. Schmalensee (2011), “The Future of the 
Electric Grid”, Massachusetts: Massachusetts Institute of 
Technology. 
[13] Ảnh hưởng của hiện tượng che khuất đến pin mặt trời và giải pháp. Tác 
giả: Dương Minh quân, Đinh Thị Sen. Tạp chí Khoa học và Công 
nghệ, ISSN 1859-1531. Số: 03(112), năm 2017, trang: 26-29. 
[14] Thông tư số 39/2015/TT-BCT, Bộ Công Thương - chính phủ Việt 
Nam, Năm 2015, Trang chủ:  
[15] Thông tư số 25/2016/TT-BCT, Bộ Công Thương - chính phủ Việt 
Nam, Năm 2016, Trang chủ:  
[16] Tennet - Onshore Grid Code, Gridcode for High and Extra High 
Voltage, 2015. 
(BBT nhận bài: 25/9/2018, hoàn tất thủ tục phản biện: 15/10/2018)