Tự động tái lập điện trong nâng cao chất lượng điện năng lưới phân phối

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:8

Thêm vào BST

Báo xấu

42
lượt xem 4
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Bài viết trình bày kỹ thuật tự động hóa lưới điện kết hợp với hệ thống quản lý lưới phân phối, trên nền tảng hệ thống giám sát và điều khiển để thực hiện các ứng dụng như đánh giá tình trạng, định vị, cô lập sự cố và phục hồi cấp điện qua các ứng dụng cụ thể trên địa bàn của lưới điện phân phối TP HCM.

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Tự động tái lập điện trong nâng cao chất lượng điện năng lưới phân phối

PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 475 TỰ ĐỘNG TÁI LẬP ĐIỆN TRONG NÂNG CAO CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI PHÂN PHỐI Nguyễn Hữu Phúc1, Nguyễn Hoàng Hải  Nguyễn Trọng Tài2 1 Trường ĐH Bách khoa, Đại học Quốc gia TP. HCM  2 Công ty TNHH TM Mỹ Phương, Hội Điện lực miền Nam (SE EA) Tóm tắt: Xu thế chung trên thế giới cũng như tại Việt Nam hiện nay là phát triển lưới điện thông minh trên nền lưới điện hiện hữu với mục tiêu nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện, khuyến khích sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả. Với tốc độ phát triển ngày càng cao của lưới điện Việt Nam nói chung và lưới điện TP HCM nói riêng, kèm theo là yêu cầu về chất lượng điện ngày càng tăng, cùng với các qui định nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện ngày càng khắt khe hơn, một yêu cầu cấp bách của việc vận hành lưới điện phân phối là cung cấp điện năng đến khách hàng ít bị ảnh hưởng nhất và thời gian mất điện ngắn nhất khi có sự cố. Để đáp ứng được các yêu cầu trên, Tổng công ty Điện lực TPHCM đã và đang triển khai những giải pháp điển hình như đầu tư xây dựng cải tạo lưới điện, triển khai giải pháp tự động hóa trong xây dựng lưới điện thông minh, ứng dụng công nghệ thi công, sửa chữa điện nóng (hotline) trên đường dây mang điện,... Trong bối cảnh đó, một trong những giải pháp trọng tâm là phát triển lưới điện phân phối thông minh có khả năng tự động tái lập điện một cách hiệu quả và nhanh nhất có thể đối với việc cung cấp điện sau sự cố, giảm thiểu số lần đóng cắt và bảo đảm việc vận hành lưới trong các định mức kỹ thuật. Bài báo trình bày kỹ thuật tự động hóa lưới điện kết hợp với hệ thống quản lý lưới phân phối, trên nền tảng hệ thống giám sát và điều khiển để thực hiện các ứng dụng như đánh giá tình trạng, định vị, cô lập sự cố và phục hồi cấp điện qua các ứng dụng cụ thể trên địa bàn của lưới điện phân phối TP HCM. Các đánh giá ban đầu cho thấy các hiệu quả to lớn mang lại trong việc nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện từ việc áp dụng các kỹ thuật tiên tiến trên trong việc cấp điện cho khách hàng. 1. GIỚI THIỆU Hiện nay các Tổng công ty Điện lực trong cả nước đang tích cực trong lộ trình phát triển lưới điện thông minh (LĐTM), với mục tiêu cơ bản về tự động hóa hệ thống điện giai đoạn 2016 – 2020. Trong các bước trên, trọng tâm là xây dựng cơ sở hạ tầng công nghệ thông tin, viễn thông và tăng cường hệ thống giám sát, điều khiển tự động cho hệ thống lưới điện, hệ thống đo đếm từ xa, nâng độ tin cậy của lưới điện, khả năng dự báo nhu cầu phụ tải và lập kế hoạch cung cấp điện, khách hàng chủ động quản lý thông tin chi tiết về sử dụng điện [1]. Theo [2, 3], các mục tiêu của LĐTM bao gồm: i/.độ tin cậy cao trong việc cấp điện với chất lượng như cam kết, ii/. độ bảo mật cao trước các hành vi tấn công mạng, iii/. tính kinh tế cao với giá điện hợp lí, iv/. tính hiệu quả trong khả năng kiểm soát tổn thất điện năng trong khâu truyền tải, phân phối, v/. tính thân thiện với môi trường, vi/. độ an toàn cao đối với công chúng và nhân viên làm
476 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 việc trên lưới điện. Để thực hiện được các mục tiêu trên LĐTM cần phải bảo đảm các chức năng: i/. làm việc với các nguồn phát điện phân tán (gió, mặt trời,…), ii/. quản lí nhu cầu phụ tải (Demand Side ManagementDSM) với việc khách hàng có thể quyết định nhu cầu tùy theo giá bán điện, iii/. khả năng tự phục hồi (selfhealing, self restoration) nâng cao độ tin cậy cấp điện, iv/. khả năng đảm bảo cấp điện trước các sự cố gây ra do tự nhiên hay con người, v/. tối ưu hóa việc quản lý và vận hành với tổn thất điện giảm thiểu. Trong các chức năng kể trên, chức năng tự động hóa lưới phân phối với chức năng giám sát, điều khiển và truyền thông tin, với khả năng tự động hóa việc tái lập điện khi có sự cố xảy ra trong hệ thống, là một chức năng quan trọng không thể thiếu trong quá trình phát triển LĐTM. 2. KỸ THUẬT TỰ ĐỘNG HÓA VỚI CHỨC NĂNG TỰ PHỤC HỒI CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI LĐTM với đặc điểm có độ tin cậy cao, khả năng tự phục hồi, hiệu quả trong vận hành, tương thích với các nguồn phát phân tán và tương tác với khách hàng là một xu thế mà các lưới điện hiện tại mong muốn phát triển đến. Do lưới điện phân phối là trên tuyến đầu, làm việc trực tiếp với khách hàng, nên bất cứ sự cố hay biến động nào trên lưới đều ảnh hưởng đến chất lượng và độ tin cậy cấp điện. Khả năng tự phục hồi là chức năng quan trọng trong xây dựng lộ trình hướng đến LĐTM cung cấp điện năng một cách tin cậy và chất lượng. Chức năng tự phục hồi của lưới điện phân phối được thực hiện dựa trên kỹ thuật tự động hóa lưới điện (Distribution Automation DA), với các thiết bị đóng cắt và bảo vệ thông minh (Intelligent Electronic Device IED), sẽ hạn chế tối đa khu vực bị ảnh hưởng và giảm thiểu số khách hàng bị ngừng cấp điện do sự cố trên lưới. Việc này được thực hiện bằng cách cô lập sự cố, mau chóng chuyển tải khách hàng qua nguồn điện dự phòng trong thời gian sự cố tồn tại trên lưới điện. Nguồn điện dự phòng có thể là các xuất tuyến khác, hoặc từ nguồn điện tích trữ phân tán (Distributed Energy Storage DES) [4]. Trong quá trình tự phục hồi, cần đảm bảo sơ đồ có đủ độ linh hoạt để lưới điện cùng với các thiết bị trên lưới vẫn có thể tiếp tục làm việc trong giới hạn các thông số kỹ thuật, trong điều kiện tải thay đổi với cấu trúc lưới điện thay đổi. Khi đó, việc đầu tiên là cần giới hạn tối đa khu vực bị mất điện do các sự cố, sau đó chú trọng đến chất lượng điện áp cung cấp. Các chức năng chính của kỹ thuật tự động hóa lưới điện DA bao gồm việc giám sát lưới điện theo thời gian thực, điều khiển và vận hành tự động các thiết bị đóng  cắt trên xuất tuyến sao cho tối ưu hóa việc vận hành, kéo dài tuổi thọ các thiết bị trên lưới, và từ đó, làm tăng độ tin cậy cấp điện [5]. Điều này mang lại hiệu quả trong: i/. cải thiện chất lượng điện qua việc điều khiển từ xa đối với điện áp, hệ số công suất (VAR/Volt Control), ii/. định vị, cô lập sự cố và tái lập cấp điện (Fault Location, Isolation and Service RestorationFLISR), iii/. tái cấu trúc lưới điện nhằm giảm thiểu tổn thất, iv/. giảm chi phí vận hành, bảo dưỡng, iv/. mang lại sự hài lòng cho khách hàng, v/. giảm thiểu thiệt hại về doanh thu bán điện cho công ty điện lực do giới hạn được tối đa phạm vi khu vực khách hàng bị mất điện
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 477 và giảm được thời gian tái lập lưới điện. Cấu trúc hệ thống tự động hóa lưới phân phối (Distribution Automation System DAS) có thể theo kiểu tập trung, trong đó dữ liệu được thu thập, xử lí, điều khiển từ phần mềm tại trung tâm điều hành SCADA, kết hợp với hệ thống quản lý lưới phân phối (Distribution Management System DMS), hay kiểu phân tán với việc xử lí, phân tích thực hiện tại mỗi xuất tuyến hay cấp thiết bị [3]. Ngoài ra, các sơ đồ điều khiển lai, kết hợp việc điều khiển tập trung và điều khiển phân tán, cũng như điều khiển tại chỗ với việc sử dụng kỹ thuật điều khiển đa tác nhân (multiagent based control) [2] cũng được chú ý. [2,3,4] cho thấy việc quản lí sự cố thông qua hệ thống DAS sẽ mau chóng phát hiện và chính xác vị trí sự cố, cô lập sự cố và sau đó tái lập việc cấp điện bằng cách cấu trúc lại lưới điện, như vậy sẽ giảm thấp thời gian mất điện đối với khách hàng. Khi có sự cố xảy ra trên lưới phân phối không trang bị hệ thống DAS/ FLISR, thiết bị bảo vệ trên xuất tuyến hoặc phân đoạn sẽ cắt và ngưng cấp điện trên cả xuất tuyến hoặc phân đoạn, ảnh hưởng lớn đến toàn bộ các hộ tiêu thụ điện trên xuất tuyến hoặc phân đoạn đó. Dễ thấy là quá trình xử lí sự cố có thể mất đến 3 4 giờ, với các công đoạn với thời gian cộng dồn lại với trình tự thực tế: khách hàng báo cho công ty điện lực về sự cố, công ty điện lực cử nhân viên đi kiểm tra và xử lý, nhân viên phải đi dò tìm vị trí xảy ra sự cố trên tuyến dây, thao tác cô lập đoạn bị sự cố bằng tay các thiết bị đóng cắt tại chỗ, tái lập cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố và xử lý sự cố. Với lưới điện được trang bị hệ thống DAS/ FLISR, thời gian FLISR và xử lý sự cố sẽ được rút ngắn xuống rất nhiều lần, có thể chỉ trong vòng 01 giờ [2,3] hoặc thực tế có thể chỉ trong vòng 15 20 phút, với các thao tác đóng cắt được thực hiện tự động và từ xa qua các thiết bị giám sát, bảo vệ, điều khiển và truyền thông. Tuy vậy, thời gian này còn tùy thuộc nhiều vào các yếu tố khác như số thiết bị đóng cắt trên lưới, số lần thao tác đóng cắt. 3. MẠCH VÒNG PHÂN ĐOẠN VÀ FLISR Các sơ đồ mạch vòng phân đoạn được sử dụng rộng rải trong kỹ thuật tự phục hồi việc cấp điện FLISR. Mục đích của việc phân đoạn mạch vòng là tăng cường độ tin cậy và duy trì nguồn điện liên tục cho số khách hàng nhiều nhất có thể [5,6,7]. Đặc điểm chính của phân đoạn mạch vòng là có một nguồn điện khác được cung cấp tự động cho các phần ngoài khu vực sự cố của mạch điện, nên thường được áp dụng cho các khu vực phụ tải quan trọng. Trong sơ đồ mạch vòng, hai mạch phân phối được liên lạc với nhau bằng một recloser thường mở kèm thiết bị điều khiển liên lạc, để trong trường hợp mất điện trên một mạch điện thì phụ tải có thể chuyển tải sang mạch khác. Ngoài ra, để giới hạn số khách hàng bị mất điện, trên đường dây của mỗi mạch điện đều có đặt 1 hoặc 2 recloser thường đóng có trang bị thiết bị điều khiển để phân đoạn, hay 1 recloser và 1 thiết bị phân đoạn, được lắp đặt trên đường dây về phía mỗi mạch cho sơ đồ phân đoạn mạch vòng với 5 recloser (Hình 1). Trong sơ đồ này, mỗi mạch phân phối được chia làm hai phần có phụ tải bằng nhau qua các recloser thường đóng. Mỗi mạch được đấu nối tại điểm liên lạc bằng một recloser liên lạc thường mở. Các recloser được cài đặt để
478 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 cách ly, phân đoạn đoạn mạch bị sự cố và chuyển các phân đoạn không bị sự cố sang mạch điện cấp điện từ nguồn khác. Hình 1: Sơ đồ mạch vòng với 5 recloser Trên Hình 1, RE1, RE2, RE4 và RE5 là các recloser thường đóng, trong khi RE3 là recloser thường mở. Kết hợp với hệ thống phần mềm SCADA/DMS tại trung tâm điều khiển, dữ liệu từ các trạm và các thiết bị trên lưới được thu thập, cập nhật và được giám sát liên tục trên phần mềm SCADA điều khiển tại trung tâm (thông qua giao thức IEC608705101, IEC608705104). Khi sự cố xảy ra, phần mềm SCADA/DMS tại trung tâm sẽ bắt đầu phân tích dữ liệu thu thập và tự động gửi lệnh cô lập phân đoạn bị sự cố. Sau đó, phần mềm SCADA/DMS tại trung tâm tiếp tục tính toán dựa trên các dữ liệu tức thời và dữ liệu lịch sử để tự động chuyển mạch và khôi phục cung cấp điện cho các khu vực mất điện ngoài vùng sự cố. Cách thức vận hành này đòi hỏi đường truyền thông 2 chiều tin cậy, được bảo mật cao, hệ thống FLISR cần băng thông lớn trên hệ thống lớn với nhiều thiết bị điện tử thông minh IED được lắp đặt, tuy vậy các ứng dụng điều khiển Volt/VAR và tối ưu hóa cấu trúc lưới điện làm việc rất hiệu quả trên kiến trúc điều khiển kiểu tập trung [6,8]. 4. ÁP DỤNGDAS/FLISR TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Trong Phần 4 của bài báo sẽ trình bày việc áp dụng kỹ thuật DAS/FLISR trong dự án tự động hóa một cặp xuất tuyến của Điện lực Tân Thuận  Tổng công ty Điện lực TP. HCM. 4.1. Hệ thống SCADA/DMS tại Phòng Điều độ  Trung tâm Điều độ hệ thống điện TP. HCM Cuối năm 2014, Trung tâm Điều độ hệ thống điện TP. HCM – Tổng công ty Điện lực TP. HCM đã sử dụng phần mềm SCADA Survalent (tích hợp SCADA/DMS/OMS trên cùng một nền tảng phần mềm) [8] với khả năng mở rộng trong việc xây dựng hệ thống SCADA trung tâm (Hình 2, Hình 3). Hệ thống SCADA theo cấu trúc dự phòng 2 cấp (Dual Server) được ứng dụng để giám sát, điều khiển, vận hành các trạm 110 kV,
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 479 các trạm ngắt trung thế, các thiết bị đóng cắt Recloser trên lưới trung thế thuộc Tổng công ty Điện lực TP. HCM. Các số liệu thiết bị tính đến cuối tháng 6/2015 do hệ thống SCADA Survalent trung tâm quản lí, với giao thức sử dụng IEC608705101, IEC608705104 và giải pháp truyền thông sử dụng hệ thống cáp quang nội bộ của Điện lực để giám sát và điều khiển từ xa các trạm biến áp và 3G cho các Recloser trên lưới trung thế, là như sau: số phát tuyến: 1000, số máy biến áp: 106, số đường truyền thông: 74, số data points: hơn 100000, số trạm 220 kV (giám sát/quản lý): 2/4, số trạm 110/22 kV: 53, số trạm ngắt: 21, số recloser: 400, số RTU: 54, số gateway: 20. Hình 2: Sơ đồ cấu trúc hệ thống SCADA Hình 3: Sơ đồ vận hành tổng quát lưới điện TP. HCM Phần mềm SCADA Survalent trung tâm đã được nghiệm thu đưa hệ thống vào sử dụng từ tháng 03/2015, vận hành hơn 50 trạm 110 kV. Phần mềm hệ thống SCADA trung tâm, với đầy đủ các tính năng SCADA cho quản lý vận hành hệ thống như thu thập dữ liệu, giám sát điều khiển, đo lường, xuất dữ liệu báo cáo…, là cơ sở quan trọng để Tổng công ty triển khai việc giám sát lưới điện, điều khiển xa trạm biến áp và tiến tới
480 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 triển khai trạm không người trực. Hiện tại, Trung tâm Điều độ hệ thống điện TP. HCM đang tiếp tục triển khai việc giám sát, thao tác từ xa các thiết bị tại các trạm 110 kV được xây dựng, các trạm ngắt trung thế và các thiết bị đóng cắt Recloser mới trên lưới trung thế thông qua phần mềm SCADA trung tâm. 4.2. Dự án tự động hóa lưới phân phối trên Điện lực Tân Thuận Một dự án thử nghiệm hệ thống DAS Survalent trên nền SCADA/DMS đã được thực hiện lần đầu tiên cho một cặp xuất tuyến trên lưới điện phân phối của Điện lực Tân Thuận (trực thuộc Tổng công ty Điện lực TP. HCM) với mạch vòng gồm 5 reclosers NOVA27i Cooper, trong đó 1 tủ điều khiển F6, sử dụng giao thức IEC608705101/104 làm nhiệm vụ kết mạch vòng và 4 tủ điều khiển FXD Cooper giao thức IEC608705101/104 làm nhiệm vụ phân đoạn. Các thử nghiệm tự động hóa đã được thực hiện thành công trên các thiết bị Recloser Cooper thực tế cung cấp trong dự án tại Công ty Thí nghiệm điện TP. HCM (Hình 4) được thực hiện với các kịch bản khác nhau cho sự cố xảy ra trên nhánh từ RE1 đến RE3, cũng như cho nhánh từ RE5 đến RE3 để đảm bảo mô hình DAS này sẽ chạy đúng kịch bản sau khi lắp đặt trên lưới điện thực tế. Trong phần Phụ lục theo sau trình bày các kịch bản thử nghiệm theo yêu cầu của Điện Lực Tân Thuận cho nhánh từ RE1 đến RE3 trong Bảng 1. Các bảng trạng thái (tiêu biểu) được ghi nhận sau khi sự cố được giả lập (Bảng 2) và sau khi chức năng tự động hóa của phần mềm SCADA/DMS/DAS vận hành (Bảng 3). Trong Phụ lục chỉ trình bày các bảng trạng thái ứng với các kịch bản sự cố xảy ra trên nhánh từ RE1 đến RE3 và tương tự cho nhánh từ RE5 đến RE3. Từ kết quả của các bảng trạng thái khi chức năng tự động hóa DAS của phần mềm SCADA/DMS vận hành cho thấy quá trình tự phục hồi cấp điện được thực hiện và đã hạn chế ở mức thấp nhất tình trạng mất điện trên mạch vòng. Đặc biệt, hệ thống còn có khả năng xử lý đối với các trường hợp phối hợp bảo vệ sai giữa các Recloser (các trường hợp bật vượt cấp) mà vẫn đảm bảo vận hành chính xác cho các quá trình cô lập sự cố và tái lập cung cấp điện (xem đường dẫn cho các video clip [9] thực hiện mô phỏng quá trình chạy tự động hóa của hệ thống khi có sự cố xảy ra cho phân đoạn từ RE1 đến RE2 và từ RE2 đến RE3, cũng như hiện tượng bật vượt cấp tại RE1 đối với sự cố xảy ra cho phân đoạn từ RE2 đến RE3). Chức năng vận hành tự động hóa lưới điện DAS được đánh giá là phù hợp với tiêu chuẩn và yêu cầu kỹ thuật của Tổng công ty Điện lực TP. HCM. Sau thử nghiệm thành công tại Công ty Thí nghiệm điện TPHCM (Hình 4), các kịch bản FLISR đã được lập trình trên hệ thống SCADA/DAS và đưa vào vận hành thực tế trên lưới điện Tân Thuận, với sơ đồ địa lý GIS trên Hình 5, màn hình HMI vận hành (tiêu biểu) Recloser Phạm Hữu Lầu trên Hình 6. Quá trình vận hành trên lưới điện Tân Thuận đến nay cho thấy hệ thống làm việc một cách tự động và chính xác khi có các sự cố xảy ra trên mạch vòng, kịp thời cô lập vùng sự cố, tái lập điện nhanh chóng và hiệu quả cho khách hàng.
PHÂN BAN PHÂN PHỐI ĐIỆN | 481 Hình 4: Thử nghiệm với 5 Reclosers làm việc trong mạch vòng với hệ thống SCADA/ DMS/ DAS Hình 5: Sơ đồ GIS của 2 xuất tuyến Hình 6: Vận hành Recloser trong SCADA/ DAS ĐL Tân Thuận Việc sử dụng hệ thống SCADA/DAS với tính năng năng mở rộng, hỗ trợ giao thức IEC 608705101, 608705104 cho phép kết nối không hạn chế các IED từ các nhà chế tạo khác nhau, cùng các ứng dụng FLISR do người sử dụng tự lập trình các chương trình kịch bản đã giúp cải thiện đáng kể các chỉ tiêu về độ tin cậy SAIDI, SAIFI trong việc nâng cao chất lượng điện cung cấp cho khách hàng, nâng cao chỉ tiêu kinh doanh bán điện cho ngành điện và là một bộ phận trong nỗ lực chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN, Tổng công ty Điện lực TP HCM EVNHCM trong lộ trình xây dựng LĐTM.
482 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 5. KẾT LUẬN Việc áp dụng hệ thống tự động hóa DAS kết hợp với SCADA/DMS trên lưới điện phân phối là một xu thế hiện nay trong nỗ lực nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng và nằm trong lộ trình phát triển LĐTM của EVN và các công ty điện lực. Với việc các thiết bị thông minh IED thuộc nhiều nhà cung cấp khác nhau xuất hiện trên lưới điện ngày càng nhiều, một hệ thống phần mềm SCADA/DMS/DAS được xây dựng cần có khả năng vận hành ổn định, tin cậy, khả năng tương thích, mở rộng và linh hoạt làm việc được với các giao thức truyền thông khác nhau, chấp nhận không hạn chế các chủng loại IED mới đưa vào vận hành, cho phép thay đổi cấu trúc lưới cho các phát triển mở rộng tương lai của lưới điện. Bài báo đã trình bày các đặc điểm chủ yếu của hệ thống SCADA/DMS/DAS với ứng dụng FLISR, thông qua một dự án tự động hóa cụ thể vận hành trên một lưới điện điện lực, cho thấy hiệu quả về kỹ thuật, quản lí của DAS trong tự động hóa các xuất tuyến, góp phần nâng cao chất lượng điện. Các kết quả tích cực có được từ việc áp dụng hệ thống SCADA/DMS/DAS được xây dựng chứng tỏ hoàn toàn có khả năng mở rộng mô hình cho các lưới điện phân phối khác nhau trong tương lai. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Các tài liệu từ trang web của EVN: http://www.evn.com.vn/d6/news/Luoidienthongminh682318.aspx [2] Mini S. Thomas, John D. McDonald, Power System SCADA and Smart Grids, Ed. 2015 CRC Press Taylor& Francis Group, LLC International Standard Book Number 13: 9781482226751 [3] IEEE & Smart Grid 2015; http://smartgrid.ieee.org/ieeesmartgrid [4] J. M. Solanki, S. Khushalani, N. N. Schulz, A MultiAgent Solution to Distribution Systems Restoration, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 22, pp. 10261034, 2007. [5] T. Bensley, C. Grommesh, P. Stenborg, Implementing New Configurable SelfHealing Smart Grid Technology with an Existing Distribution Management System (DMS), Cooper Power Systems, June 2011. [6] S. Heidari, M. FotuhiFiruzabad, S. Kazemi, Power Distribution Network Expansion Planning Considering Distribution Automation, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 30, pp. 12611269, 2015. [7] E. Coster and W. Kerstens. (March 2014), SelfHealing Networks Come to the Netherlands; T&D World Magazine; http://tdworld.com/distribution/selfhealingnetworkscomenetherlands?page=2 [8] Các tài liệu kỹ thuật về SCADA/ DMS/ DAS/ OMS/ FLISR từ Survalent Technology; https://www.survalent.com/ [9] https://drive.google.com/drive/folders/0BxlBxl8f3rtXWmQyRTZrUXBFQWc