Luận án Nghiên cứu xây dựng hệ thống điều khiển tốc độ tuabin thủy điện liên kết vùng trên cơ sở logic mờ và mạng nơron nhân tạo

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO 
TRƯỜNG ĐẠI HỌC GIAO THÔNG VẬN TẢI 
--------------------------- 
NGUYỄN DUY TRUNG 
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG 
ĐIỀU KHIỂN TỐC ĐỘ TUABIN THỦY ĐIỆN 
LIÊN KẾT VÙNG TRÊN CƠ SỞ LOGIC MỜ VÀ 
MẠNG NƠRON NHÂN TẠO 
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT 
HÀ NỘI, 2020 
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO 
TRƯỜNG ĐẠI HỌC GIAO THÔNG VẬN TẢI 
--------------------------- 
NGUYỄN DUY TRUNG 
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG 
ĐIỀU KHIỂN TỐC ĐỘ TUABIN THỦY ĐIỆN 
LIÊN KẾT VÙNG TRÊN CƠ SỞ LOGIC MỜ VÀ 
MẠNG NƠRON NHÂN TẠO 
Chuyên ngành: Kỹ thuật điều khiển và Tự động hóa 
Mã số ngành: 9520216 
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT 
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC 
1. GS.TS Lê Hùng Lân 
2. PGS.TS Nguyễn Văn Tiềm 
HÀ NỘI, 2020 
 i 
LỜI CAM ĐOAN 
Tôi xin cam đoan đây là thành quả công trình nghiên cứu của riêng tôi 
trong suốt thời gian làm nghiên cứu sinh. Các kết quả được viết chung với các 
tác giả khác đều được sự đồng ý của đồng tác giả trước khi đưa vào luận án. 
Các kết quả trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ 
công trình nào khác. 
Hà Nội, ngày tháng năm 2020 
Tác giả 
Nguyễn Duy Trung 
 ii 
LỜI CÁM ƠN 
Trong quá trình làm luận án, Tôi xin bày tỏ lòng cảm ơn đến tập thể 
hướng dẫn GS.TS Lê Hùng Lân, PGS.TS Nguyễn Văn Tiềm, đã trực tiếp định 
hướng và hướng dẫn luận án. 
Tôi cũng xin chân thành cảm ơn các nhà khoa học, tập thể bộ môn Điều 
khiển học, khoa Điện - Điện tử, phòng Sau đại học, trường Đại học Giao thông 
Vận tải, đã tạo điều kiện thuận lợi cho tôi trong suốt quá trình học tập và nghiên 
cứu thực hiện đề tài luận án. 
Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các bạn đồng nghiệp tại khoa Điều khiển 
và Tự động hóa đặc biệt là Ban giám hiệu Trường Đại học Điện lực nơi tôi công 
tác đã tạo mọi điều kiện thuận lợi nhất để tôi được yên tâm học tập, nghiên cứu. 
Cuối cùng tôi muốn gửi lời cảm ơn thân thương nhất tới gia đình nhỏ 
thân yêu của tôi, là nơi tôi luôn nhận được sự ủng hộ động viên, khích lệ kịp 
thời, và luôn đồng hành kề vai sát cánh bên tôi để tôi có thể vững tâm hoàn 
thành nhiệm vụ học tập và nghiên cứu luận án. 
 Tác giả 
 iii 
MỤC LỤC 
Trang 
Trang phụ bìa 
Lời cam đoan ...................................................................................................... i 
Lời cám ơn ........................................................................................................ ii 
Mục lục ............................................................................................................. iii 
Danh mục kí hiệu và từ viết tắt ........................................................................ vi 
Danh mục các bảng ........................................................................................ viii 
Danh mục các hình ........................................................................................... ix 
MỞ ĐẦU ........................................................................................................... 1 
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐIỀU KHIỂN TỐC ĐỘ TUABIN THỦY 
ĐIỆN LIÊN KẾT VÙNG ĐỂ ỔN ĐỊNH TẦN SỐ LƯỚI .............................. 8 
1.1. Giới thiệu về thủy điện Việt Nam .......................................................... 8 
1.2. Hệ thống tự động hóa trong nhà máy thủy điện .................................. 11 
1.3. Bài toán điều khiển tần số và công suất tác dụng trong hệ thống điện 13 
1.4. Bài toán điều khiển tần số phát điện khi có liên kết vùng ................... 18 
1.5. Tổng quan các nghiên cứu ................................................................... 20 
1.6. Chọn tên đề tài và hướng nghiên cứu .................................................. 30 
1.7. Mục tiêu luận án ................................................................................... 31 
1.8. Kết luận chương 1 ................................................................................ 32 
CHƯƠNG 2: MÔ HÌNH ĐỘNG LỰC HỌC CỦA HỆ THỐNG TUABIN 
MÁY PHÁT THỦY ĐIỆN LIÊN KẾT VÙNG .............................................. 34 
2.1. Sơ đồ cấu trúc hệ thống thủy điện đơn vùng ....................................... 34 
2.1.1. Mô hình đường ống áp lực ............................................................ 35 
2.1.2. Mô hình hệ thống servo điện - thủy lực ........................................ 35 
2.1.3. Mô hình tuabin thủy lực ................................................................ 36 
2.1.4. Mô hình máy phát điện ................................................................. 37 
 iv 
2.1.5. Khảo sát động học hệ thống .......................................................... 39 
2.2. Mô hình hệ thống thủy điện liên kết hai vùng ..................................... 41 
2.3. Mô hình hệ thống điều khiển tốc độ tuabin máy phát thủy điện liên kết 
hai vùng ....................................................................................................... 46 
2.4. Kết luận chương 2 ................................................................................ 49 
CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ BỘ ĐIỀU KHIỂN TỐC ĐỘ TUABIN THỦY ĐIỆN 
LIÊN KẾT VÙNG TRÊN CƠ SỞ LOGIC MỜ ĐỂ ỔN ĐỊNH TẦN SỐ TẢI ... 50 
3.1. Bộ điều khiển mờ luật PID................................................................... 50 
3.2. Các giải thuật tối ưu hóa tham số bộ điều khiển .................................. 53 
3.2.1. Thuật toán tối ưu hóa bầy đàn PSO .............................................. 53 
3.2.2. Thuật toán di truyền GA ............................................................... 56 
3.2.3. Thuật toán tiến hóa vi phân DE .................................................... 58 
3.3. Thiết kế bộ điều khiển tốc độ tuabin thủy điện liên kết 2 vùng để ổn định 
tần số khi tải thay đổi .................................................................................. 60 
3.3.1. Thiết kế bộ điều khiển FLC1 và FLC2 loại PI ............................. 61 
3.3.2. Thiết kế bộ điều khiển FLC1 và FLC2 loại PD ............................ 64 
3.3.3. Tối ưu hóa các tham số bộ điều khiển mờ .................................... 65 
3.3.4. Mô phỏng hệ thống điều khiển tốc độ tuabin thủy điện liên kết 2 
vùng ......................................................................................................... 66 
3.4. Kết luận chương 3 ................................................................................ 76 
CHƯƠNG 4: ỨNG DỤNG MẠNG NƠ RON NHÂN TẠO ĐIỀU KHIỂN TỐC 
ĐỘ TUABIN THỦY ĐIỆN LIÊN KẾT VÙNG ĐỂ ỔN ĐỊNH TẦN SỐ TẢI .. 78 
4.1. Đặt vấn đề ............................................................................................ 78 
4.2. Ứng dụng mạng nơ ron nhân tạo để tổng hợp bộ điều khiển tốc độ tuabin 
thủy điện liên kết vùng ................................................................................ 79 
4.2.1. Những khái niệm cơ bản về mạng nơ ron nhân tạo ...................... 79 
4.2.2. Các phương pháp huấn luyện mạng nơ ron nhân tạo ................... 81 
 v 
4.3. Các chiến lược điều khiển tốc độ tuabin trong bài toán điều khiển tần số 
hệ thống thủy điện ứng dụng mạng nơ ron nhân tạo .................................. 86 
4.3.1. Chiến lược điều khiển tần số - tải sử dụng bộ điều khiển NARMA-
L2 ............................................................................................................ 86 
4.3.2. Bộ điều khiển LFC dựa trên MRAC ............................................. 90 
4.3.3. MPC ứng dụng ANN cho LFC ..................................................... 91 
4.4. Các kết quả mô phỏng .......................................................................... 94 
4.4.1. Điều khiển thủy điện liên kết hai vùng sử dụng bộ điều khiển nơ ron 94 
4.4.2. Kết quả mô phỏng cho bộ điều khiển NARMA và MRAC .......... 95 
4.4.3. Kết quả mô phỏng cho bộ điều khiển MPC ................................ 100 
4.5. Kết luận chương 4 .............................................................................. 104 
CHƯƠNG 5: PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CÁC GIẢI PHÁP ĐIỀU 
KHIỂN THÔNG MINH TỐC ĐỘ TUABIN NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ......... 105 
5.1. Đặt vấn đề .......................................................................................... 105 
5.2. Tổng hợp và phân tích các giải pháp điều khiển cho nhà máy thủy điện 
đơn vùng và liên kết vùng ......................................................................... 106 
5.2.1. Sơ đồ mô phỏng nhà máy thủy điện đơn vùng ứng dụng bộ điều 
khiển mờ và mạng nơ ron ..................................................................... 106 
5.2.2. Mô hình hệ thống điều khiển tốc độ tuabin thủy điện liên kết 2 vùng 
để ổn định tần số tải .............................................................................. 108 
5.3. Kết luận chương 5 .............................................................................. 128 
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ....................................................................... 130 
DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH CÔNG BỐ ........................................... 131 
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................. 132 
PHỤ LỤC ...................................................................................................... 144 
 vi 
DANH MỤC KÍ HIỆU VÀ TỪ VIẾT TẮT 
Chữ viết tắt Ý nghĩa 
i : Vùng thứ i 
[pu] : Đơn vị tương đối 
∆ Ptie,i : Sai lệch của công suất đường dây, pu. 
∆fi : Biến thiên của tần số lưới điện, pu. 
∆PD,i : Lượng biến thiên công suất tải, pu. 
∆ω : Sai lệch tốc độ rotor máy phát [pu] 
ACE1 : Sai lệch điều khiển vùng 1 
ACE2 : Sai lệch điều khiển vùng 2 
ACEi : Sai lệch điều khiển vùng i 
f : Tần số thực của lưới điện, Hz 
ag : Gia tốc trọng trường [m/s2 ] 
Di : Hệ số tắt dần dao động của phụ tải, 
FLC : Fuzzy logic control 
fn : Tần số danh định của lưới điện, fn = 50Hz 
Hi : Hằng số quán tính của máy phát thứ i 
Pmi : Công suất cơ đầu vào tương ứng với máy phát thứ i, 
Ri : Hệ số điều chỉnh của máy phát thứ i, pu. 
Tg,i : Hằng số thời gian của bộ điều tốc, [s] 
Tw,i : Hằng số thời gian khởi động của nước cho tuabin thứ i [s] 
Twp : Hằng số thời gian khởi động của nước với tải định mức trong 
đường ống áp lực [s] 
Tp : Hằng số thời gian của van phụ và secvo, [s] 
δi : Góc công suất của máy phát thứ i, rad 
ρ : Trọng lượng riêng của nước [kg/m3] 
ω0 : Tốc độ góc của máy phát điện tại thời điểm làm việc, rad/s 
ωi : Tốc độ của máy phát thứ i, rad/s 
 vii 
Kí hiệu Nghĩa tiếng Anh Nghĩa tiếng Việt 
PSO Particle swarm optimization Tối ưu hóa bầy đàn 
NARMA-L2 
Nonlinear Autoregressive - 
Moving Average 
Điều khiển hồi qui 
MRAC 
Model reference adaptive 
control 
Điều khiển thích nghi với mô 
hình mẫu 
MPC Model predictive control. Điều khiển dự báo 
ANN Artificial Neural Network Mạng nơ ron nhân tạo 
GA Genetic Algorithm Thuật toán di truyền 
DE Differential Evolution Tiến hóa vi phân 
AGC Automatic generation control Điều khiển tự động máy phát 
IAE Integral of absolute error Tích phân sai số tuyệt đối 
ITAE 
Integral of time multiplied by 
absolute error 
Tích phân tích thời gian với sai 
số tuyệt đối 
ISE Integral of squared error Tích phân bình phương sai số 
ITSE 
Integral of time multiplied by 
squared error 
Tích phân tích thời gian với 
bình phương sai số 
 viii 
DANH MỤC CÁC BẢNG 
TT Tên bảng Trang 
Bảng 1.1. Thời gian tối thiểu duy trì vận hành phát điện tương ứng với các dải 
tần số của hệ thống điện [3] ............................................................ 14 
Bảng 1.2. Tổng hợp các nghiên cứu gần đây về LFC/AGC ........................... 27 
Bảng 3.1. Bảng luật mờ đề xuất cho bộ điều khiển mờ kiểu PI ..................... 63 
Bảng 4.1 So sánh ba phương pháp học của mạng nơ ron nhân tạo ................ 83 
Bảng 4.2. Tham số lựa chọn cho mô hình mẫu............................................... 88 
Bảng 4.3. Kết quả so sánh dựa trên một số tiêu chuẩn điều khiển trong trường 
hợp mô phỏng đầu tiên.................................................................... 99 
Bảng 4.4. So sánh chất lượng các bộ điều khiển dựa trên hai tiêu chuẩn điều 
khiển IAE và ISE cho trường hợp mô phỏng thứ hai ................... 100 
Bảng 4.5. Kết quả so sánh dựa trên một số tiêu chí điều khiển .................... 103 
Bảng 5.1. So sánh các bộ điều khiển dựa trên chỉ tiêu chất lượng ITAE cho đáp 
ứng sai lệch tốc độ máy phát......................................................... 127 
Bảng 5.2. So sánh các bộ điều khiển dựa trên chỉ tiêu chất lượng ITAE cho độ 
lệch công suất trao đổi đường dây giữa hai vùng ......................... 128 
 ix 
DANH MỤC CÁC HÌNH 
TT Tên hình Trang 
Hình 1.1. Mô hình nhà máy thủy điện ............................................................ 10 
Hình 1.2. Hệ thống tự động hóa cho nhà máy thủy điện ................................ 11 
Hình 1.3. Sơ đồ khối nhà máy thủy điện đơn vùng ........................................ 12 
Hình 1.4. Đặc tính tĩnh của tuabin .................................................................. 16 
Hình 1.5. Mô hình hệ thống điều khiển tuabin thủy điện liên kết hai vùng ... 19 
Hình 1.6. Hệ thống LFC .................................................................................. 25 
Hình 1.7. Tiến trình thực hiện luận án ............................................................ 32 
Hình 2.1. Mô hình nhà máy thủy điện ............................................................ 34 
Hình 2.2. Mô hình chức năng hệ thống thủy điện đơn vùng .......................... 35 
Hình 2.3. Mô phỏng đáp ứng hàm quá độ của bộ điều tốc khi Tg thay đổi ... 36 
Hình 2.4. Mô phỏng đặc tính làm việc của tuabin khi Tw thay đổi ............... 37 
Hình 2.5. Mạch vòng điều khiển tần số .......................................................... 38 
Hình 2.6. Mô hình máy phát điện ................................................................... 38 
Hình 2.7. Đáp ứng quá độ của đặc tính máy phát - phụ tải ............................ 39 
Hình 2.8. Mô hình hệ thống điều khiển tốc độ tuabin thủy điện đơn vùng .... 40 
Hình 2.9. Đáp ứng các khâu của sơ đồ hệ thống thủy điện đơn vùng ............ 40 
Hình 2.10. Hệ thống thủy điện liên kết hai vùng ............................................ 41 
Hình 2.11. Mô hình thủy điện liên kết hai vùng khi chưa thiết kế bộ điều khiển 
cho hai khu vực ............................................................................... 43 
Hình 2.12. Mô hình mô phỏng hệ thống thủy điện liên kết hai vùng ............. 43 
Hình 2.13. (a) Vùng 1 ..................................................................................... 44 
Hình 2.13. (b) Vùng 2 ..................................................................................... 45 
Hình 2.14. Mô hình cấu trúc hệ thống điều khiển tuabin thủy điện liên kết 
hai vùng .......................................................................................... 46 
Hình 2.15. Sơ đồ khối hệ thống điều khiển thủy điện liên kết hai vùng ..... ... lf Optimizer algorithm based 
classical controllers. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2015, 73, 853-862. 
[CrossRef] 
 139 
[56] Alhelou, H.H.; Golshan, M.; Fini, M.H. Wind Driven Optimization 
Algorithm Application to Load Frequency Control in Interconnected 
Power Systems Considering GRC and GDB Nonlinearities. Electr. Power 
Compon. Syst. 2018. 
[57] A. Yazdizadeh, M. H. Ramezani, and E. Hamedrahmat, “Decentralized 
load frequency control using a new robust optimal MISO PID controller,” 
Int. J. Electrical Power and Energy Systems, vol. 35, pp. 57 -65, 2012. 
[58] D. P. Kothari and I. J. Nagrath, Modern Power System Analysis, 4th ed. 
McGraw Hill, 2011. 
 [59]Ibraheem, P. Kumar, and D. P. Kothari, “Recent philosophies of automatic 
generation control strategies in power systems,” IEEE Trans Power Syst, 
vol. 20, no. 1, pp. 346 -357, 2005. 
[60] H. Bevrani and T. Hiyama, Intelligent Automatic Generation Control. New 
York: CRC Press Taylor and Francis, 2011. 
[61] H. Bevrani, Robust Power System Frequency Control. New York: 
Springer, 2009. 
[62] O. Elgerd, Electric Energy System Theory: an introduction, 2nd ed. New 
York: McGraw-Hill, 1983. 
[63] O. Elgerd and C. Fosha, “Optimum megawatt frequency control of multi-
area electric energy systems,” IEEE Trans Power Appl. Syst., vol. 89, no. 
4, pp. 556 -563, 1970. 
[64] L. C. Saikia, J. Nanda, and S. Mishra, “Performance comparison of several 
classical controllers in AGC for multi-area interconnected thermal system,” 
Electrical Power and Energy Systems, vol. 33, pp. 394 -401, 2011. 
[65] P. Kundur, Power System Stability and Control, fifth reprint ed. New 
Delhi India: Tata McGraw Hill, 2008. 
[66] B. Tyagi and S. C. Srivastava, “A LQG based load frequency controller in 
a competitive electricity environment,” Int. J. Emerging Elect. Power 
 140 
Syst., vol. 2, 2005. [Online]. Available:  
ijeeps/vol2/iss2/art1044 
[67] K. T. H. Bevrani, Y. Mitani, “Robust AGC: Traditional structure versus 
restructured scheme,” IEEJ Trans. on Power and Energy, vol. 124, no. 5, 
pp. 751 -761, 2004. 
[68] J. Nanda, S. Mishra, and L. C. Saikia, “Maiden application of bacterial 
foraging-based optimization technique in multi-area automatic generation 
control,” IEEE Trans. Power Syst, vol. 24, no. 2, pp. 602 -609, 2009. 
[69] H. Bevrani, “Decentralized robust load-frequency control synthesis in 
restructured power systems,” Ph.D. dissertation, Department of Electrical 
Engineering Graduate School of Engineering Osaka University, 2004. 
[70] P. Bhatt, S. P. Ghoshal, R. Roy, and S. Ghosal, “Load frequency control 
of interconnected restructured power system along with DFIG and 
coordinated operation of TCPS-SMES,” IEEE Conf proc.,PEDES, 2010. 
[71] P. Bhatt, R. Roy, and S. P. Ghoshal, “Optimized multiarea AGC 
simulation in restructured power systems,” Int. Journal of Electrical Power 
and Energy Systems, vol. 32, no. 4, pp. 311 -322, 2010. 
 [72] N. Bekhouche, “Automatic generation control before after deregulation,” 
34th Southeast- ern Symp.System Theory, pp. 321 -323, 2002. 
[73] C. Concordia and L. K. Kirchmayer, “Tie line power and frequency control 
of electric power systems,” Amer. Inst. Elect. Eng. Trans., vol. pt. II,72, 
pp. 562 -572, 1953. 
[74] L. K. Kirchmayer, Economic Control of Interconnected Systems. New 
York: Wiley, 1959. 
[75] N. Cohn, “Techniques for improving the control of bulk power transfers 
on intercon- nected systems,” IEEE Trans. Power App. Syst., vol. PAS-
90, no. 6, pp. 2409 -2419, 1971. 
 141 
[76] H. G. Kwatny, K. C. Kalnitsky, and A. Bhatt, “An optimal tracking 
approach to load frequency control,” IEEE Trans. Power App. Syst., vol. 
PAS-94,, pp. 1635 -1643, 1975. 
[77] C. Concordia, L. K. Kirchmayer, and E. A. Szymanski, “Effect of speed 
governor dead- band on tie-line power and frequency control 
performance” Amer. Inst. Elect. Eng. Trans, vol. 76, pp. 429 -435, 1957. 
[78] Morsali, J.; Zare, K.; Hagh, M.T. Performance comparison of TCSC with 
TCPS and SSSC controllers in AGC of realistic interconnected multi-
source power system. Ain Shams Eng. J. 2016, 7, 143-158. [CrossRef] 
[79] Kumar, N.; Kumar, V.; Tyagi, B. Multi area AGC scheme using 
imperialist competition algorithm in restructured power system. Appl. 
Soft Comput. 2016, 48, 160-168. [CrossRef] 
[80] Liu, X.; Kong, X.; Lee, K.Y. Distributed model predictive control for load 
frequency control with dynamic fuzzy valve position modelling for 
hydro-thermal power system. IET Control Theory Appl. 2016, 10, 
1653-1664. [CrossRef] 
[81] Morsali, J.; Zare, K.; Hagh, M.T. Applying fractional order PID to design 
TCSC-based damping controller in coordination with automatic 
generation control of interconnected multi-source power system. Eng. Sci. 
Technol. 2017, 20, 1-17. [CrossRef] 
[82] Ma, M.; Zhang, C.; Liu, X.; Chen, H. Distributed Model Predictive Load 
Frequency Control of the Multi-Area Power System After Deregulation. 
IEEE Trans. Ind. Electron. 2017, 64, 5129-5139. [CrossRef] 
[83] Arya, Y.; Kumar, N. BFOA-scaled fractional order fuzzy PID controller 
applied to AGC of multi-area multi-source electric power generating 
systems. Swarm Evol. Comput. 2017, 32, 202-218. [CrossRef] 
[84] Pappachen, A.; Fathima, A.P. Load frequency control in deregulated 
power system integrated with SMES-TCPS combination using ANFIS 
 142 
controller. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2016, 82, 519-534. 
[CrossRef] 
[85] Farahani, M.; Ganjefar, S. Solving LFC problem in an interconnected 
power system using superconducting magnetic energy storage. Phys. C 
Supercond. 2013, 487, 60-66. [CrossRef] 
[86] Chaine, S.; Tripathy, M. Design of an optimal SMES for automatic 
generation control of two-area thermal power system using cuckoo search 
algorithm. J. Electr. Syst. Inf. Technol. 2015, 2, 1-13. [CrossRef] 
[87] Selvaraju, R.K.; Somaskandan, G. Impact of energy storage units on load 
frequency control of deregulated power systems. Energy 2016, 97, 214-
228. [CrossRef] 
[88] Chidambaram, I.; Paramasivam, B. Optimized load-frequency simulation in 
restructured power system with redox flow batteries and interline power flow 
controller. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2013, 50, 9-24. [CrossRef] 
[89] Shankar, R.; Chatterjee, K.; Bhushan, R. Impact of energy storage system 
on load frequency control for diverse sources of interconnected power 
system in deregulated power environment. Int. J. Electr. Power Energy 
Syst. 2016, 79, 11-26. [CrossRef] 
[90] Arya, Y. AGC performance enrichment of multi-source hydrothermal gas 
power systems using new optimized FOFPID controller and redox flow 
batteries. Energy 2017, 127, 704-715. [CrossRef] 
[91] Bhatt, P.; Roy, R.; Ghoshal, S. GA/particle swarm intelligence based 
optimization of two specific varieties of controller devices applied to two-
area multi-units automatic generation control. Int. J. Electr. Power Energy 
Syst. 2010, 32, 299-310. [CrossRef] 
[92] Mukherjee, V.; Ghoshal, S. Application of capacitive energy storage for 
transient performance improvement of power system. Electr. Power Syst. 
Res. 2009, 79, 282-294. [CrossRef] 
 143 
[93] Ponnusamy, M.; Banakara, B.; Dash, S.S.; Veerasamy, M. Design of 
integral controller for load frequency control of static synchronous series 
compensator and capacitive energy source based multi area system 
consisting of diverse sources of generation employing imperialistic 
competition algorithm. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2015, 73, 863-
871. [CrossRef] 
[94] Mahto, T.; Mukherjee, V. A novel scaling factor based fuzzy logic 
controller for frequency control of an isolated hybrid power system. 
Energy 2017, 130, 339-350. [CrossRef] 
[95] Dhundhara, S.; Verma, Y.P. Capacitive energy storage with optimized 
controller for frequency regulation in realistic multisource deregulated 
power system. Energy 2018, 147, 1108-1128. [CrossRef] 
[96] Zare, K.; Hagh, M.T.; Morsali, J. Effective oscillation damping of an 
interconnected multi-source power system with automatic generation control 
and TCSC. Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2015, 65, 220-230. [CrossRef] 
[97] Panda, S.; Yegireddy, N.K. Automatic generation control of multi-area power 
system using multi-objective non-dominated sorting genetic algorithm-II. 
Int. J. Electr. Power Energy Syst. 2013, 53, 54-63. [CrossRef] 
[98] Hota, P.; Mohanty, B. Automatic generation control of multi source power 
generation under deregulated environment. Int. J. Electr. Power Energy 
Syst. 2016, 75, 205-214. [CrossRef] 
[99] Abraham, R.J.; Das, D.; Patra, A. AGC system after deregulation 
considering TCPS in series with the tie-line. Int. J. Emerg. Electr. Power 
Syst. 2015, 16, 281-295. [CrossRef] 
[100] Alrifai, M.T.; Hassan, M.F.; Zribi, M. Decentralized load frequency 
controller for a multi-area interconnected power system. Int. J. Electr. 
Power Energy Syst. 2011, 33, 198-209. [CrossRef] 
 144 
PHỤ LỤC 
Phụ lục A 
fn tần số danh nghĩa, fn = 50Hz 
f tần số thực của mạng, Hz 
 dòng điện tie, pu. 
∆f1,2 (t) độ lệch tần số của khu vực thứ nhất và thứ hai, trong miền thời 
gian, pu. 
∆F1,2 (s) độ lệch tần số của khu vực thứ nhất và thứ hai, trong miền Laplace, 
pu. 
 Lỗi kiểm soát khu vực, trong miền thời gian 
tín hiệu điều khiển cho khu vực thứ nhất và thứ hai 
 tải thay đổi trong khu vực đầu tiên và thứ hai, pu. 
 độ lệch dòng điện tie-line, pu. 
 hằng số thời gian của thống đốc, s 
 hằng số thời gian của đơn vị tuabin thủy điện, s 
Di
 hệ số giảm tải, pu. MW/Hz 
Mi quán tính máy phát, pu. 
Tij
 hằng số thời gian tie-line, sec 
Bi hệ số sai lệch tần số, MW/pu.Hz 
Ri điều chỉnh tốc độ không đổi, Hz/MW 
 chức năng chuyển giao của đơn vị điều tốc 
 chức năng chuyển của các đơn vị tuabin thủy điện 
 hàm truyền của quán tính rôto và tải (hệ thống điện) 
tieP
1,2( )ACE t
1 2( ), ( )u t u t
1,2dP 
,12tieP 
,g iT
,w iT
,g iG
,t iG
,P iG
 145 
Phụ lục B 
Thông số hệ thống điện liên kết hai khu vực: 
Thông số hệ thống điện liên kết hai khu vực: 
1 2 48.7g gT T s ; w1 w2 1T T s 
1 2 0.513r rT T (s); 1 2 0.6M M (s); 1 2 1D D (pu); 1 2 2.4R R (Hz/pu)
12 0.0707T (pu) 
Mô phỏng hai trường hợp: 
Trường hợp 1: Thay đổi tải xuất hiện với ba độ phóng đại của 0.05pu, 
0.07pu và 0.03pu tại ba thời điểm bước tương ứng của 0s, 50s và100s. 
Trường hợp 2: ∆PD1 là một hàm số ngẫu nhiên đồng nhất tạo ra các số 
ngẫu nhiên phân bố đồng đều trong một khoảng [-0.05; 0.2] và thời gian mẫu 
là 10s. 
∆PD2 là một chức năng bước với thời gian bước là 100s, giá trị cuối cùng 
của 0.1 pu. 
 146 
Phụ lục C 
Các tham số cho hai bộ điều khiển dựa trên ANN được đề xuất 
Thông số NARMA 
MRAC 
Bộ điều khiển MRC Mô hình nhà máy 
Kích thước của lớp ẩn 8 15 14 
Lấy mẫu nội bộ (s) 0.01 0.05 0.05 
Số tham chiếu bị trễ đầu vào N/A 2 N/A 
Số đầu vào nhà máy bị trễ 3 N/A 2 
Số đầu ra nhà máy bị trễ 2 2 2 
Số đầu ra bộ điều khiển N/A 2 N/A 
Mẫu đào tạo 10000 15000 10000 
Số nguyên đào tạo 100 10 30 
Chức năng đào tạo trainlm trainlm trainlm 
Lỗi được đào tạo 10-5 10-4 10-4 
 147 
Phụ lục D 
Các thông số để thực hiện MPC ứng dụng ANN như sau: 
 148 
Phụ lục E 
Simulation parameters 
1) Single area 
Tg1 = 0.5; Tw1 = 2;M1 = 10;D1 = 1;Rp1 = 0.5; 
RT1 = (2.3 - (Tw1-1.0)*0.15)*Tw1/M1; 
T1 = (5.0 - (Tw1 - 1.0)*0.5)*Tw1; 
Tp1 = (RT1/Rp1)*T1; 
Tp1 = 0.02; 
Delta_PL = 4% at starting time 0s. 
2) Two - area model 
%% AREA 1 
Tg1 = 0.5; Tw1 = 2;M1 = 10;D1 = 1;Rp1 = 0.5; 
RT1 = (2.3 - (Tw1-1.0)*0.15)*Tw1/M1; 
T1 = (5.0 - (Tw1 - 1.0)*0.5)*Tw1; 
Tp1 = (RT1/Rp1)*T1; 
Tp1 = 0.02; 
Delta_PL1 = 4% at starting time 0s. 
%%%AREA 2 
Tg2 = 0.4; Tw2 = 1;M2 = 8;D2 = 1;Rp2 = 0.4; 
RT2 = (2.3 - (Tw2-1.0)*0.15)*Tw2/M2; 
T2 = (5.0 - (Tw2 - 1.0)*0.5)*Tw2; 
Tp2 = (RT2/Rp2)*T2; 
Tp2 = 0.025; 
Delta_PL = 2% at time 20s. 
 149 
Phụ lục G 
Tham số các bộ điều khiển PID : 
Kp= 3.05235062258241 
Ki= 0.175620252773509 
Kd= -1.028546832468 
 150 
Phụ lục H 
Chương trình viết m_file mô phỏng đặc tính của tuabin thủy lực phụ 
thuộc tham số Tw 
clear all 
close all 
Tw1 = 1; 
Tw2 = 0.8; 
Tw3 = 0.5; 
sysmdl = 'turbine_simulation'; 
load_system(sysmdl); 
sim(sysmdl) 
figure; 
plot(time,delta_Pm1,'linewidth',2); 
hold on;grid on;xlabel('time(s)');ylabel('\Delta Pm (pu)') 
plot(time,delta_Pm2,'linewidth', 1.8);plot(time,delta_Pm3, 'linewidth', 2.5) 
legend('Tw = 1','Tw = 0.8','Tw = 0.5') 
 151 
Phụ lục I 
Chương trình mô phỏng + thuật toán tối ưu PSO cho Bộ điều khiển FLC 
và bộ điều khiển nơ ron 
A- Thông số cho mô hình hệ thống thủy điện hai vùng liên 
1 2 0.2g gT T s ; w1 w2 1T T s 
1 2 0.513r rT T (s); 1 2 0.6M M (s); 1 2 1D D (pu); 1 2 5%R R ; 12 0.0707T (pu) 
B - Thuật toán PSO thiết kế bộ điều khiển logic mờ 
clear 
close 
clc 
load 
global count update_Factor_results update Ts alpha1 
beta1 gamma1 alpha2 beta2 gamma2 
popsize = 2; 
npar = 6; 
maxit = 3; 
c1 = 2.5; 
c2 = 4-c1; 
C = 0.5; 
lb=zeros(popsize,6); 
ub=ones(popsize,6); 
count =0; 
update_Factor_results = []; 
Ts = 10^-1; 
RESULTS = []; 
par=rand(popsize,npar); 
vel = rand(popsize,npar); 
for k=1:popsize 
 clear 
 update = par(k,:); 
 alpha1=update(1); 
 beta1=update(2); 
 gamma1=update(3); 
 alpha2=update(4); 
 beta2=update(5); 
 gamma2=update(6); 
 cost(1,k)=fitness_FLC_JAN_23rd(update); 
 152 
end 
minc(1)=min(cost); 
meanc(1)=mean(cost); 
globalmin=minc(1); 
localpar = par; 
localcost = cost; 
 [globalcost,indx] = min(cost); 
globalpar=par(indx,:); 
iter = 0 
iter < maxit 
iter = iter + 1; 
w=(maxit-iter)/maxit; 
r1 = rand(popsize,npar); 
r2 = rand(popsize,npar); 
vel = C*(w*vel + c1 *r1.*(localpar-par) 
+c2*r2.*(ones(popsize,1)*globalpar-par)); 
par = par + vel; 
overlimit=par<=ub; 
underlimit=par>=lb; 
par1=par.*overlimit+ub.*not(overlimit); 
par2=par1.*underlimit+lb.*not(underlimit); 
par = par2; 
for k=1:popsize 
 clear update 
 update = par(k,:); 
 alpha1=update(1); 
 beta1=update(2); 
 gamma1=update(3); 
 alpha2=update(4); 
 beta2=update(5); 
 gamma2=update(6); 
 update = par(k,:); 
 cost(1,k)=fitness_FLC_JAN_23rd(update); 
end 
bettercost = cost < localcost; 
localcost = localcost.*not(bettercost) 
+cost.*bettercost; 
localpar(find(bettercost),:) = par(find(bettercost),:); 
 [temp, t] = min(localcost); 
if temp<globalcost 
 153 
 globalpar=par(t,:); indx=t; globalcost=temp; 
end 
disp 
Result_Count = [iter globalpar globalcost] 
RESULTS = [RESULTS;Result_Count]; 
minc(iter+1)=min(cost); 
globalmin(iter+1)=globalcost; 
meanc(iter+1)=mean(cost); 
end 
figure 
iters=0:length(minc)-1; 
plot(iters,minc,iters,meanc,iters,globalmin); 
xlabel('Generation');ylabel('Cost'); 
legend('minc','meanc','globalmin'); 
text(2,2*minc(1),'best');text(5,2*minc(2), 
display(num2str(minc(1)), 
disp 
OPTIMAL_RESULTS = [globalpar globalcost]