ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ SƠN HẠ LONG

TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN THỊ ÁI NHI

Phản biện 1: PGS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10
năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

ty Điện lực Quảng Bình nói riêng thì phụ tải giờ cao điểm và giờ thấp điểm thường
lệch nhau rất lớn nên giờ cao điểm thường thiếu công suất trong khi đó vào giờ thấp
điểm thì công suất phản kháng lại phát ngược về nguồn.
Xuất phát từ các lý do trên, hiện nay EVNCPC đang giao chương trình tính
toán bù cho các Công ty Điện lực [4] yêu cầu bù tại các thanh cái trạm biến áp 110
KV và trung áp ở các tỉnh thành trong đó có tỉnh Quảng Bình. Ngoài ra do sự phát
triển thay đổi lưới điện chưa đồng bộ cộng với việc các phụ tải liên tục thay đổi trong
những năm qua dẫn đến vị trí lắp đặt tụ bù không còn hợp lý nữa nên việc nghiên cứu
tính toán bù tối ưu lưới điện phân phối cho Công ty Điện lực Quảng Bình và các tỉnh
thành khác là vấn đề cấp thiết và quan trọng.
2. Mục đích nghiên cứu


2

- Phân tích các chế độ làm việc hiện hành của lưới phân phối Công ty Điện lực
Quảng Bình.
- Tìm hiểu các chế độ bù công suất phản kháng hiện tại trên lưới phân phối của
Công ty Điện lực Quảng Bình.
- Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lựa chọn dung lượng bù và vị
trí bù hợp lý nhằm giảm tổn thất cho lưới điện để tăng hiệu quả kinh tế cho lưới phân
phối 22KV Công ty Điện lực Quảng Bình.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu:
Nghiên cứu về mặt lý thuyết và thực tiễn các vấn đề liên quan đến bù tối ưu
công suất phản kháng cho lưới điện phân phối tỉnh Quảng Bình, tính toán bù bằng
phần mềm PSS/ADEPT.
- Phạm vi nghiên cứu:
+ Phương pháp tính toán các chế độ làm việc trong lưới phân phối.
+ Giải pháp bù cho lưới phân phối.

LĐPP cung cấp điện năng trực tiếp cho phụ tải nên yêu cầu chất lượng điện
năng cao nhất. Mặt khác LĐPP có nhiều ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật
của hệ thống điện, nên việc nghiên cứu thiết kế, vận hành tối ưu LĐPP sẽ đem lại lợi
ích rất lớn. Có nhiều biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành LĐPP, trong đó
biện pháp bù CSPK là một trong những biện pháp hữu hiệu.
Ngoài yêu cầu công suất tác dụng, phụ tải còn yêu cầu công suất phản kháng,
mặc dù nó không sinh ra công, nhưng cần thiết tạo ra từ trường trong quá trình
chuyển hóa điện năng. Vì lý do kinh tế người ta không chế tạo các máy phát có khả
năng phát nhiều công suất phản kháng cho phụ tải. Vì vậy cần thiết phải nghiên cứu
bù CSPK để đáp ứng cho phụ tải.


4

CHƯƠNG 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
2.1. Tổng quan về bù công suất phản kháng lưới điện phân phối
2.1.1. Khái niệm bù công suất phản kháng
2.1.2. Hệ số công suất và sự điều chỉnh
2.1.3. Mục tiêu và lợi ích bù công suất phản kháng
2.2. Bù tự nhiên lưới điện phân phối
2.2.1. Điều chỉnh điện áp
2.2.2. Nghiên cứu các phương thức vận hành tối ưu
2.2.3. Nâng cao hệ số công suất tự nhiên
2.3. Bù kinh tế lưới điện phân phối
2.3.1. Khái niệm dòng tiền tệ
2.3.2. Công thức tính giá trị tương đương cho các dòng tiền tệ đơn và phân bố đều
2.3.3. Phương pháp giá trị hiện tại
2.3.4. Bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ
Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu, đó là hàm

thành phần Z 1 là lợi ích của LĐPP, do đó hàm mục tiêu tính toán của lưới phân phối



Ri
X

T
.
N
.
+g q . 2i
e  g p .
là: Z pp = Z 1 -Z 5 -Z 6 = - 
2
iD U i
iD U i










+ 2.T .N e . g p .
iD


 iD U i

Q bj =

R
X 
2.T .N e . cP. i2 +cQ. 2i 
iD U i 
 iD U i

(2.17)

Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm, với hệ số chiết khấu r% và lạm
phát i%, mà Z pp = Z 1 - Z 5 - Z 6 >0 tức là NPV >0 thì phương án khả thi về mặt tài
chính, nghĩa là có thể đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j. Vậy điều kiện lắp đặt tụ bù tại nút
j là Z pp >0 

RQ
X .Q 
2.T .N e . cP . i 2 i +cQ. i 2 i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T .Pb .cP.N e
iD U i
iD U i


Q bj

Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO).
Tính toán ngắn mạch.
Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO).
Phân tích bài toán khởi động động cơ.
Phân tích sóng hài.
Phối hợp các thiết bị bảo vệ.
Phân tích độ tin cậy lưới điện.
Trong khuôn khổ của luận văn, chỉ sử dụng hai chức năng của phần mềm
PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện. Đó là:
Tính toán về phân bố công suất.
Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO).
Do đó, dưới đây sẽ đi vào giới thiệu hai chức năng trên của phần mềm
PSS/ADEPT.
3.1.2. Tính toán phân bố công suất
3.1.3. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù
Tối ưu hoá vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới là tính toán vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới
sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn
số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù).
CAPO đặt tụ bù cố định lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện dừng. Sau đó tụ
bù ứng động được đặt lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện dừng tương ứng của tụ bù
ứng động. Tổng chi phí của quá trình tối ưu là chi phí lắp đặt và bảo trì của tất cả các
tụ đã được đóng lên lưới; chi phí tiết kiệm tổng là tổng của các chi phí tiết kiệm thu
lại được của từng tụ bù. CAPO có thể đặt nhiều tụ bù cố định và/hoặc nhiều tụ bù


7

ứng động tại mỗi nút. PSS/ADEPT sẽ gộp các tụ bù này thành một tụ bù cố định
và/hoặc một tụ bù ứng động. Tụ bù ứng động đơn sẽ có nấc điều chỉnh tương ứng và
lịch đóng cắt tụ sẽ biểu diễn các bước đóng cắt của từng tụ bù đơn.


Điện thương
phẩm (kW)

Tổn thất
(kW)

Tỷ lệ tổn thất
(%)

2015

552,751,902
579,756,751

504,397,662
539,263,980

48,354,240
40,492,771

8.75
6.98

2016

619,049,556

569,913,349


9

Cuối năm 2018, tỉnh Quảng Bình đưa vào vận hành trạm 110 kV Tuyên Hóa
công suất 1x25 - 110/35/22kV cấp điện cho huyện Tuyên Hóa và Minh Hóa thay cho
xuất tuyến 371 TBA 110kV Sông Gianh.
4.3.3. Phương thức kết dây cơ bản hiện tại của LĐPP tỉnh Quảng Bình:
4.3.4. Phương án cấp điện khi sự cố:
4.4. Đồ thị phụ tải của các XT điển hình:
Mục đích của việc xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng để tính toán nhằm chọn ra
phương thức vận hành tụ bù hợp lý cho lưới điện.
Đồ thị phụ tải ngày điển hình được xác định trên cơ sở khảo sát phụ tải ngày
trong quá khứ của các XT được ghi lại từ chương trình lấy thông số vận hành từ xa
MDMS các lộ 22kV, 35kV tại các trạm biến áp 110kV. Qua thu thập số liệu ta xây
dựng được đồ thị ngày điển hình của các XT LĐPP tỉnh Quảng Bình.
4.5. Khảo sát tình hình bù hiện trạng
Dung lượng bù hiện có tính đến thời điểm 31/12/2017 là 100,262 MVAr gồm
34 dàn bù trung áp (bù cố định) với tổng dung lượng bù 9,9 MVAr ; Tổng dung
lượng bù hạ áp là 1621 cụm với tổng dung lượng là 90,362 MVAr. Vị trí lắp đặt tụ bù
và dung lượng bù tcủa từng xuất tuyến trung thế được thống kê theo phụ lục 4.1.
Do phụ tải điện phát triển hàng năm dẫn đến các vị trí bù và dung lượng bù
hiện tại đã không còn hợp lý, vì vậy việc tính toán lại vị trí và dung lượng để đảm bảo
chất lượng điện áp cho phép với tổn thất công suất là nhỏ nhất là cần thiết xem xét.
4.6. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất và tính toán
bù tối ưu cho một số XT điển hình của Công ty Điện lực Quảng Bình:
4.6.1. Mục đích tính toán
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải trước khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos  ) trước khi bù
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn XT trước khi bù.
- Xác định dung lượng tối ưu và vị trí lắp đặt tối ưu của tụ bù.
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải sau khi bù.

Tổn thất CS
tác dụng
∆P
∆P/P
(kW)
(%)

Tổn thất CS
phản kháng
∆Q
∆Q/Q
(kVAr)
(%)

Cos φ

41.39

39.05%

0.999

87.33
149.96

16.05%
15.03%

0.992


11.84%

0.989
0.979
0.972

30.03
50.2
75.48

20.71%
14.90%
14.16%

0.997
0.991
0.985

I. Trạm Đồng Hới:
Pmin

3,085.0

Pbase
Pmax

4,274.0
5,469.0

XT 471/Đồng Hới

1,335.0 199.00
8.51
0.64%
Pbase
1,806.0 373.00
15.75 0.87%
Pmax
2,280.0 552.00
25.37 1.11%
XT 473/Ba Đồn
Pmin
1,994.0 145.00
16.07 0.81%
Pbase
2,518.0 337.00
25.9
1.03%
Pmax
3,044.0 533.00
38.25 1.26%
XT 475/Ba Đồn

0.988


11

Tổn thất CS
Tổn thất CS
Tên xuất

xét đặt tụ bù ở vị trí nào thì độ giảm tổn thất là lớn nhất. Nếu đặt phía trung áp thì chỉ
giảm được tổn thất từ thanh cái phía trung áp MBA trở lên, nếu đặt tụ bù phía hạ áp
thì giảm được tổn thất trên cả lưới hạ áp và trung áp. Tuy nhiên để xem xét việc bù
trên lưới trung áp hay hạ áp hoặc bù kết hợp cả trung áp và hạ áp mang lại hiệu quả
lớn nhất so với chi phí lắp đặt và vận hành tụ bù của từng phương án cần phải tính
toán các phương án để tìm phương án nào mang lại hiệu quả cao nhất.
Ứng dụng module CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT tính bù cho các
phương án trên. Như phần lý thuyết đã trình bày ở chương 3 thì CAPO xem xét tất cả
các nút hợp lệ trên lưới điện để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là
lớn nhất. Vì vậy cần thiết lập các thông số phân tích kinh tế cho bài toán tối ưu hóa
chế độ đặt bù trong PSS/ADEPT. Đây là các chỉ số quan trọng, quyết định rất lớn đến
kết quả tính toán của chương trình. Ta thiết lập thông số từ Menu chính của màn hình
chọn Network>Economics.
Các giá trị để tính toán PSS/ADEPT được định nghĩa như sau:
- Giá điện năng tiêu thụ 1kWh (cP): là 1695 đồng/kWh. Theo kế hoạch sản
xuất kinh doanh và đầu tư xây dựng năm 2018 mà Tổng Công ty Điện lực Miền
Trung giao cho Công ty Điện lực Quảng Bình
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh (cQ):
Với các XT trên lưới phân phối của tỉnh Quảng Bình hầu hết hệ số công suất từ
0.83 trở lên nên ta có thể lấy một giá trị chung khi tính toán
cQ = 1695 x 1,19% = 20,17 đồng/kVAr
- Tỷ số chiết khấu (pu/year): Hiện nay tỷ lệ chiết khấu r bằng lãi suất bình quân
các ngân hàng thương mại là 8%. Lấy r = 0,08.
- Thời gian tính toán (years): Theo quy định tính toán kinh tế kỹ thuật trong
Tổng Công ty Điện lực Miền trung thì vòng đời của 1 thiết bị thường lấy 15 năm.
Công suất


12



Tổn thất CS Tổn thất CS
tác dụng

phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

Cos φ

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới
Pmin

3,085.00 106.00

17.23

41.39

0.999

Pbase

4,274.00 544.00

33.42



30.75

0.980


13

Tên xuất
tuyến
Pmax

Công suất
P (kW)

Q
(kVAr)

4,086.00 609.00

Tổn thất CS Tổn thất CS
tác dụng

phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

24.62

4,618.00 454.00

63.22

151.8

0.995

II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

1,335.00 199.00

8.51

21.33

0.989

Pbase

1,806

230

15.55

39.93



25.54

49.8

0.997

Pmax

3,044

249

37.41

74.51

0.997

XT 475/Ba Đồn
Pmin

2,014.00 32.00

14.73

29.19

1.000


tuyến

Công suất
P (kW)

Q (kVAr)

Tổn thất CS

Tổn thất CS

tác dụng

phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

Cos φ

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới
Pmin

3,085.00

68.00

17.15

0.999

XT 472/Đồng Hới
Pmin

2,706.00

611.00

10.92

20.4

0.975

Pbase

3,295.00

706.00

16.12

30.3

0.978

Pmax

4,086.00

83.53

0.998

Pmax

4,618.00

253.00

61.24

146.09

0.999

II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

1,335

114

8.33

20.85

0.996



15.7

29.18

1.000

Pbase

2,518

14

24.95

48.18

1.000

Pmax

3,044

-26

37.94

75.24

1.000

-72

53.16

111.51

1.000

Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.8 ta thấy tổn thất công suất sau khi bù hạ áp
trên các XT đều giảm so với trước khi bù đồng thời hệ số cos tăng lên từ khoảng
0.98 tính cảm đến 0.98 tính dung và kiểm tra các nút điện áp ta thấy điện áp tại các
nút nằm trong giới hạn cho phép. Như vậy dung lượng bù trên phía hạ áp là chấp
nhận được.
C. Tính toán bù cố định phía trung áp kết hợp bù điều chỉnh phía hạ áp:
Áp dụng tính toán bù các XT 22kV của TBA 110kV Đồng Hới và Ba Đồn ta
có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù như:
Bảng 4.6: Tổn thất sau bù trung áp kết hợp với hạ áp


15

Tên xuất
tuyến

Công suất
P (kW)

Q
(kVAr)


2,416.00
Pbase
3,513.00
Pmax
4,618.00
II. Trạm Ba Đồn:
Pmin
Pbase
Pmax

1,335
1,806
2,280

Pmin
Pbase
Pmax

1,993
2,518
3,044

Pmin
Pbase
Pmax

2,014
2,951
3,915


15.78
43
25.07
438
36.54
XT 475/Ba Đồn
-16
14.65
53
30.74
-15
53.69

41.24
85.5
143.73

1.000
0.995
0.993

20.46
30.16
46.15

0.974
0.982
0.990

38.24


Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.10 ta thấy tổn thất công suất sau khi bù trung
áp kết hợp hạ áp trên các XT đều giảm so với trước khi bù đồng thời hệ số cos tăng
lên từ khoảng 0.98 đến 1 và kiểm tra các nút điện áp ta thấy điện áp tại các nút nằm
trong giới hạn cho phép (phụ lục 4-8). Như vậy dung lượng bù trung áp kết hợp với
hạ áp là chấp nhận được.
Nhận xét: từ các kết quả giảm tổn thất của các phương án bù trên ta thấy các
phương án bù đều mang lại hiệu quả giảm tổn thất so với trước bù đồng thời hệ số
cos và điện áp tại các nút đều nằm trong giới hạn cho phép. Vì vậy, các phương án


16

bù trên đều đáp ứng tiêu chí kỹ thuật nên ta cần xem xét phương án nào mang lại lợi
nhuận cao nhất thì kết luận đó là phương án tối ưu.
4.7. So sánh hiệu quả kinh tế các phương án bù
Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù, tổn thất công
suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng trên toàn tuyến và lượng giảm tổn thất
công suất sau các phương án so với bù tự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện tại
các khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là:
C = Qbcd (cF + N e .mF ) + Qbdc (cS + N e .mS )
(4-2)
Tổng giá trị hiện tại các khoản làm lợi do lắp đặt tụ bù được tính theo công
thức:
B = [(Ptrước bù -Psau bù) x cP +(Qtrước bù -Qsau bù) x cQ]xNexT

(4-3)

Thế các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và NPV = B – C
của các phương án bù kinh tế theo từng XT như các bảng 4.12.

∆P (kW)

∆Q
(kVAr)

∆Q (kVAr)

B

Qcđ

Quđ

Trung
áp

Trung
áp

kVAr

kVAr

C

NPV = B - C

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới
Pmin


150

28,671,209.68

8,273,337.99

XT 472/Đồng Hới
Pmin

11

11.00

20.62

20.62

Pbase

16.41

16.16

31

30.75

36,421,889.54



38.49

38.49

Pbase

36.84

36.58

86.69

86.13

40,379,164.99

150

28,671,209.68

11,707,955.31

Pmax

64.72

63.22

154.96


39.93

32,419,973.17

150

29,109,583.57

3,310,389.60

Pmax

25.378

24.83

65.36

64.52

86,715,347.17

300

58,219,167.14

28,496,180.03

XT 473/Ba Đồn


Pmax

38.25

37.41

75.48

74.51

133,406,636.80

300

58,219,167.14

75,187,469.66

XT 475/Ba Đồn
Pmin

14.73

14.73

29.19

29.19


450

87,328,750.71

92,449,686.52

Bảng 4.8 : Tính toán kinh tế ở phương án bù hạ áp
Tên xuất
tuyến
/Công
suât tải

∆P (kW)

∆P (kW)

∆Q
(kVAr)

∆Q (kVAr)
B

Trước bù

Sau bù HA

Trước bù

Qcđ


30

10

10,138,878.83

2,546,499.42

Pbase

33.42

32.62

87.33

84.89

120,714,091.87

300

10

70,116,810.04

50,597,281.83

Pmax



20.62

20.4

11,672,975.64

30

Pbase

16.41

16.12

31

30.3

44,230,636.77

90

Pmax

25.4

24.74

48.56

17.18


19
Pbase

36.84

35.62

86.69

83.53

183,389,288.62

390

Pmax

64.72

61.24

154.96

146.09

521,126,611.23


9,359,156.75

Pbase

15.752

15.07

40.24

38.19

110,009,524.97

240

54,173,309.18

55,836,215.79

Pmax

25.378

23.79

65.357

60.81



Pbase

25.9

24.95

50.2

48.18

151,913,757.46

300

40

81,839,385.56

70,074,371.90

Pmax

38.25

37.94

75.48

75.24

Pbase

31.73

30.61

65.93

63.27

182,751,344.59

330

50

92,141,736.49

90,609,608.10

Pmax

56.48

53.16

119.33

111.51


Sau bù
bù
bù
TA+HA
TA+HA
TA+HA
TA+HA

Quđ
B

Qcđ
Trung
Hạ áp
áp

C

NPV = B - C

kVAr kVAr
I. Trạm Đồng Hới:

XT 471/Đồng Hới
Pmin
17.23
Pbase
33.42
Pmax
55.52


41.24
85.5
143.73

8,408,448.16
93,091,633.20
320,016,968.48

20
190
500

6,949,328.50
66,018,620.78
150 202,404,422.27

1,459,119.66
27,073,012.42
117,612,546.21

10.94
15.95
24.17

20.62
31
48.56

20.46


14,471,647.80
161,332,995.42
473,620,603.12
II. Trạm Ba Đồn:

30
210
380

10,423,992.76
150 101,639,158.97
600 246,722,080.31

4,047,655.04
59,693,836.45
226,898,522.81

8.41
15.2
24.06

21.33
40.24
65.357

20.99
38.71
61.91


Trước
Sau bù
Sau bù
/Công
bù
bù
TA+HA
TA+HA
suât tải TA+HA
TA+HA
Pmin
16.075
15.78
30.03
29.5
Pbase
25.9
25.07
50.2
46.66
Pmax
38.25
36.54
75.48
72.12
XT 475/Ba Đồn
Pmin
14.73
14.65
29.19

250

31,776,185.46
150 78,539,205.40
300 246,486,348.97

15,862,484.25
54,199,613.64
27,566,144.86

13,530,216.29
158,408,220.66
446,686,201.02

30
210
400

10,592,061.82
150 103,254,016.31
450 428,556,241.64

2,938,154.47
55,154,204.35
18,129,959.38


22

So sánh giá trị lợi nhuận ròng NPV = B – C giữa các phương án trong cùng một

Chế độ min
Chế độ base
Chế độ max

403,163,425.82

4.8. Kết luận chương 4
- Xây dựng các chỉ số kinh tế cho PSS/ADEPT để đánh giá hiệu quả bù CSPK.
- Phương pháp thực hiện bù: dùng chương trình PSS/ADEPT trước tiên tính bù
trung áp cố định và bù trung áp điều chỉnh tại các thời điểm phụ tải min, max, base, sau
đó tương tự cho phương án bù hạ áp và phương án bù trung áp cố định kết hợp với bù hạ
áp điều chỉnh.
- Ứng dụng PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất, tìm các vị trí bù và dung
lượng bù trong 3 phương án : bù phía trung áp, bù phía hạ áp, bù trung áp kết hợp hạ áp.
- So sánh các phương án và kết luận phương án bù trung áp kết hợp bù hạ áp là
phương án hiệu quả nhất.
- Sử dụng chương trình phụ trợ truy xuất dữ liệu từ chương trình MDMS và tính
toán bù tối ưu (vị trí, dung lượng) các cụm tụ bù hạ áp cho từng năm.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
Bù công suất phản kháng cho lưới điện phân phối là một trong những giải pháp
hiệu quả giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất điện năng.
Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích tính toán lưới điện phân phối một cách
chính xác nếu thu thập các số liệu chính xác. Đồng thời có thể hiệu chỉnh và thay đổi các
thông số lưới dễ dàng dẫn tới việc mở rộng sơ đồ một cách thuận lợi. Thêm vào đó cách
xuất dữ liệu khá đa dạng nên dễ dàng cho việc tổng hợp và đánh giá kết quả.