1

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN LONG KẾ

NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO
LƯỚI ĐIỆN HUYỆN QUẢNG TRẠCH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS. TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. VÕ NHƯ QUỐC

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 vào ngày 22 tháng

phản kháng trong hệ thống điện để đáp ứng được nhanh chóng yêu cầu thay đồi phụ
tải. Do đó phần công suất phản kháng sẽ được bù bằng các nguồn công suất phản
kháng đặt thêm gọi chung là nguồn công suất bù.
Lưới điện thuộc khu vực huyện Quảng Trạch trong những năm qua đã được
đầu tư về hệ thống tụ bù công suất phản kháng. Tuy nhiên chưa đặt hiệu quả cao.
Nguyên nhân là do sự phát triển thay đổi lưới điện chưa đồng bộ và các phụ tải thay
đổi liên tục theo từng năm dẫn đến vị trí lắp đặt tụ bù không còn hợp lý nữa. Vì vậy
để nghiên cứu. tính toán, đề xuất một số giải pháp hợp lý và hiệu quả tác giả chọn đề
tài “Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm
tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Quảng Trạch”
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu là hệ thống bù lưới điện phân phối thuộc phạm vi huyện
Quảng Trạch. Khảo sát nghiên cứu tổng thể hệ thống bù từ đó đánh giá phân tích đưa
ra các giải pháp bù công suất phản kháng tối ưu và hợp lý.


2
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là toàn bộ lưới điện phân phối (lưới Trung áp,
hạ áp) cấp điện cho phụ tải sinh hoạt và chuyên dùng của khu vực huyện Quảng
Trạch.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
Mục tiêu của đề tài:
a. Phân tích các chế độ làm việc hiện hành của lưới phân phối 22kV huyện
Quảng Trạch.
b. Nghiên cứu tính toán, đề xuất các giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng
trên hệ thống lưới điện V
c. Từ nhu cầu sử dụng điện của các hộ phụ tải và thực trạng nguồn, khảo sát
xây dựng hệ thống sơ đồ phân phối phụ tải, tính toán đề xuất các vị trí lắp
đặt hệ thống bù kèm theo dung lượng bù cho lưới điện
d. Sử dụng các phần mềm và chương trình trong ngành điện để kiểm soát hệ

CMIS.
- Phân tích các phương pháp bù công suất phản kháng rồi từ đó xây dựng mô
hình phù hợp cho lưới điện áp dụng cho lưới điện huyện Quảng Trạch.
- Tính toán dung lượng cần bù cho lưới điện. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT
để tính toán phân bố tối ưu cho hệ thống.
7. Bố cục luận văn
Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và tình hình TTĐN của huyện
Quảng Trạch – Tỉnh Quảng Bình
Chương 2: Cơ sở tính toán tổn thất điện năng và phần mềm Pss/Adept
Chương 3: Tính toán phân tích các chế độ vận hành của lưới điện huyện
Quảng Trạch
Chương 4: Tính toán đề xuất giải pháp bù công suất phản kháng cho khu vực
huyện Quảng Trạch
Kết luận và kiến nghị
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TÌNH HÌNH TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG CỦA HUYỆN QUẢNG TRẠCH – TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1 Quá trình hình thành và phát triển của lưới điện huyện Quảng Trạch
Lưới điện huyện Quảng Trạch nhận điện lưới từ các TBA 110kV Ba Đồn,
Hòn La.
- Tổng số công tơ: 29.400 công tơ.
Các TBA 110kV cấp điện cho huyện Quảng Trạch qua các xuất tuyến như sau:
TBA 110kV Ba Đồn: gồm các xuất tuyến 473, 477, 478; và các xuất tuyến
471, 473, 474, 475 Roòn nhận nguồn từ xuất tuyến 478 Ba Đồn qua TC Roòn.
TBA 110kV Hòn La: gồm các xuất tuyến 472, 474, 476, 478.


4
Phụ tải điện của Điện lực Quảng Trạch gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt thành thị,
nông thôn, công nghiệp, dịch vụ, nông nghiệp… với tổng số 59,404 khách hàng.

cây xanh va chạm vào đường dây.
- Xử lý thay mối nối tiếp xúc xấu tại vị trí đấu nối thiết bị trung, hạ áp và vị trí
đấu nối cáp hạ áp TBA lên lưới hạ áp, trong đó ưu tiên thực hiện trước tại các thiết
bị trên đường trục và trạm biến áp có phụ tải lớn.


5
- Dự báo chính xác phụ tải để có phương án cấp điện hợp lý nhằm giảm
TTĐN.
- Hạn chế chuyển nguồn trong thời gian cao điểm, đóng kết vòng các phát
tuyến có bán kính cấp điện dài.- Thực hiện chương trình củng cố lưới điện, đặc
biệt lưu ý xử lý các mối nối hở trên lưới điện.
1.3.2. Giải pháp thương mại:
Ngay từ đầu năm Điện lực huyện Quảng Trạch đã lập chương trình trọng tâm
giảm tổn thất thương mại với các giải pháp chính như sau:
1.3.3.1. Đối với khách hàng sử dụng điện qua trạm chuyên dùng:
1.3.3.2. Đối với trạm biến áp công cộng:
1.3.3.3. Đối với khách hàng sử dụng điện:
1.3.3.4. Đối với trường hợp hư hỏng công tơ:
1.4. Kết luận
Huyện Quảng Trạch với địa hình khá rông. Phụ tải ít tập trung đang còn nhiều.
Lưới điện đang trong quá trình hoàn thiện theo từng năm nên tình hình tổn thất điện
năng còn khá cao. Theo lũy kế các tháng trong năm 2018 tổn thất đã giảm và giảm
sâu hơn so với cùng kỳ năm ngoái nhưng vẫn chưa đạt theo các chỉ tiêu kế hoạch đặt
ra. Tui đã có những giải pháp cụ thể song vẫn chưa đạt được hiệu quả cao. Vì vậy
cần nghiên cứu các giải pháp cụ thể để áp dụng nhằm giảm TTĐN cho khu vực
Huyện Quảng Trạch.
CHƯƠNG 2
CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ PHẦN MỀM PSS/ADEPT
2.1. Các phương pháp tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng.

như phân bố đồng đều dọc theo đường dây, đối với LPP trên không khi tính toán
thường bỏ qua thành phần tổng dẫn mà không gây nên sai số đáng kể.
Đối với LPP thường tiết điện dây nhỏ nên có giá trị điện trở lớn, do đó tổn thất
trên phần tử này là đáng kể và chiếm tỷ trọng lớn trong TTCS và TTĐN việc xác
định tiết diện dây dẫn hợp lý sẽ làm giảm đáng kể tổn thất trong LPP.
Ảnh hưởng của nhiệt độ
Khi tính toán TTCS và TTĐN xem điện trở tác dụng của đường dây là không
đổi, nhưng thực tế, điện trở thay đổi theo nhiệt độ của dây dẫn:
Khi xác định TTCS không xét đến ảnh hưởng điện áp thì xem U = U đm, TTCS
khi có tính đến và không tính đến đặc tính tĩnh của phụ tải sẽ sai khác nhau (10-20%)
tùy thuộc cấp điện áp, hệ số công suất của tải và phụ tải của mạng, khi cần tăng tính
chính xác tính toán TTCS cần xét đến sự thay đổi điện áp tại các nút.
f. Ảnh hưởng của thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành
Thực tế cấu trúc của lưới điện thường ở trạng thái động, do trong quá trình làm
việc thường xảy ra các trạng thái vận hành khác nhau, như đóng cắt của đường dây,
các trạm biến áp bị sự cố, tiến hành sữa chữa định kỳ… Ứng với mỗi trạng thái,
phương thức vận hành khác nhau phân bố công suất trong lưới sẽ thay đổi, khi đó giá
trị TTCS sẽ thay đổi tương ứng.
2.1.2.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN
Chúng ta biết rằng TTCS có ảnh hưởng trực tiếp lớn nhất đến TTĐN, do đó
các yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN. Ngoài ra TTĐN còn phụ
thuộc vào biến đổi phụ tải, đặc tính của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc lưới và phương


7
thức vận hành. Việc sử dụng các giải pháp kỹ thuật cũng như khuyến khích kinh tế
trong vấn để sử dụng điện năng đối với các phụ tải như: quản lý nhu cầu điện năng,
mua bán điện bằng công tơ nhiều giá, tính toán, điều khiển tối ưu phương thức vận
hành… sẽ cho phép giảm đáng kể TTĐN trong mạng điện.
a. Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong HTĐ

Trong thực tế vận hành, người ta thường sử dụng phổ biến khái niệm tổn thất
báo cáo. Tổn thất báo cáo được đánh giá bởi hiệu số của chỉ số công tơ điện tính
lượng điện năng tải vào mạng và chỉ số công tơ điện đặt tại các hộ tiêu thụ. Giá trị
hiệu số này (được gọi là tổn thất kinh doanh) thường mắc phải những sai sót lớn - do
một số nguyên nhân sau đây:
Hiện nay có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng. Mỗi phương
pháp đặc trưng bởi những thông số tính toán ban đầu. Vậy nên lựa chọn phương
pháp tính toán nào mà thông số tính toán ban đầu dễ thu thập, kết quả tính toán chính
xác cao, là một nghiên cứu cần thiết.


9
2.1.4.1. Phương pháp tích phân đồ thị
Phương pháp này có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện. Trong tính toán
thực tế để tăng độ chính xác không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ
tải ngày đặc trưng. Việc tính toán TTĐN không đảm bảo được chính xác, vì trong hệ
thống luôn có sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày
khảo sát.
2.1.4.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
Trong biểu thức trên, trị số của Imax và R dễ dàng tìm được, chỉ cần xét cách
xác định τ là có thể tính được ∆A. τ được xác định nhờ mối quan hệ giữa Tmax và
cosφ. Có nhiều phương pháp để xây dựng mối quan hệ τ = f(Tmax, cosφ).
Tuy nhiên các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm
cận hoá, sử dụng trong điều kiện vận hành là không hợp lý. Phương pháp này được
dùng chủ yếu trong thiết kế mạng điện khu vực với giả thiết biết trước Imax và cos .
2.1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất
a. Đặt vấn đề:
b. Tính toán TTĐN bằng phương pháp đường cong tổn thất:
c. Đường cong tổn thất công suất trong lưới điện
d. Phương pháp tính toán để xây dựng đường cong tổn thất

với số nút không giới hạn.
2.3.2. Các modul
a) Modul Load Flow
b) Modul TOPO
Phần mềm PSS/ADEPT cung cấp một trình con để xác định điểm mở tối ưu của
mạch kín trong lưới điện phân phối sao cho tổn thất công suất trong mạng là bé nhất
(TOPO).
Giải thuật của TOPO sử dụng phương pháp Heuristic dựa trên sự tối ưu phân bố
công suất. Một đặc tính của giải thuật Heuristic là nó không thể định ra điểm tối ưu
thứ hai, thứ ba được.
Các khoá điện xem xét ban đầu phải ở trạng thái mở nhưng khi đóng lại chúng
phải tạo ra một mạch vòng kín, nếu chúng không tạo mạch vòng thì hoặc là chúng
đứng tách biệt hoặc là nối với mạng tách biệt. Những khoá điện không tạo thành một
mạch vòng kín khi đóng sẽ bị trình TOPO loại bỏ trước khi phân tích.
Với một đồ thị phụ tải đơn (một cấp) và không có nhánh quá tải nào thì trình tự
hoạt động của trình TOPO có thể giải quyết như sau:


11

Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO)
Bắt đầu với một lưới điện hình tia, TOPO sẽ đóng một khoá điện trong tập các
khoá điện mở để tạo thành một mạch vòng kín. Một bài toán phân bố tối ưu công
suất sẽ được thực hiện trên mạch vòng này để xác định việc mở khóa nào là tốt nhất
và chuyển mạng điện trở về lại dạng lưới điện hình tia. Quá trình này sẽ kết thúc cho
đến khi xét hết khoá điện trong tập các khoá điện mở, lúc này trình con TOPO sẽ kết
thúc. Cấu trúc lưới điện cuối cùng sẽ là cấu trúc có tổn thất công suất tác dụng bé
nhất.
TOPO xuất ra giá trị tổn thất công suất ban đầu và tổn thất công suất sau cùng
của mạng điện và số tiền tiết kiệm được trong một năm từ việc giảm TTCS đó.

HUYỆN QUẢNG TRẠCH
3.1. Thông số lưới điện khu vực huyện Quảng Trạch
3.1.1. Hiện trạng
Lưới điện huyện Quảng Trạch trải qua nhiều phương án hoàn thiện cải tạo đã có
nhiều sự thay
Chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối là vận hành hở dạng hình tia và
dạng xương cá. Để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối của Điện lực huyện
Quảng Trạch có nhiều đường dây liên kết thành mạng vòng kín nhưng vận hành hở,
các xuất tuyến kết với nhau bằng dao cách ly liên lạc. Vì có lắp đặt mạch vòng nên
độ tin cậy cung cấp điện tốt hơn nhưng lại gây khó khăn về vấn đề bảo vệ rơle và
việc quản lý vận hành.
Sơ đồ nguyên lý: Phụ lục 1
3.1.2. Đặc điểm kết lưới của lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch
* TBA 110kV Ba Đồn:
* TBA 110kV Hòn La:
3.1.3. Các vị trí phân đoạn giữa xuất tuyến:
- Phân đoạn xuất tuyến 473 Ba Đồn tại vị trí: 43-4 Tượng Đài, MC 483
Quảng Phương, DCL 123-4 Pháp Kệ, DCL142-4 Đông Dương, MC 483 Quảng
Thạch, LBS 257 Quảng Thạch.
Ngoài ra các nhánh rẽ cũng có các thiết bị đóng cắt phân đoạn, nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện cho người dân mổi khi có sự cố xảy ra.
3.2. Tính toán TTĐN cho lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch
Số liệu tải cơ bản các tháng: Phụ lục 2
Bảng công suất ngày điển hình của mùa nắng và mừa mưa: Phụ lục 3
Đồ thị phụ tải các xuất tuyến theo tháng điển hình đại diện cho 2 mùa.
Sau khi phân tích đồ thị phụ tải đặc trưng phụ tải lưới điện Huyện Quảng Trạch
trong một ngày đêm có các thời điểm đặc biệt cần phải xem xét trong việc tính
toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:
- Cao điểm sáng (từ 08h00 đến 11h00).
- Cao điểm tối (từ 18h00 đến 21h00).

Điện lực Quảng Trạch, ta mô phỏng trên chương trình PSS/ADEPT theo sơ đồ
nguyên lý năm 2018.
- Có tất cả 7 xuất tuyến thuộc huyện Quảng Trạch cần mô phỏng là XT
473 Ba Đồn, XT 477 Ba Đồn, XT 478 Ba Đồn, XT 472 Hòn La, XT 474 Hòn
La, XT 476 Hòn La, XT 478 Hòn La.
- Tác giả sẽ tính toán tìm vị trí và dung lượng bù tối ưu, sau đó tính tổn
thất điện năng trước và sau khi bù tối ưu. Với khối lượng tính toán lớn tác giả
tính toán áp dụng cho 2 xuất tuyến là XT 477 Ba Đồn và XT 478 Hòn La sau đó
mở rộng cho cả lưới điện.
- Đề bù tối ưu cho hệ thống điện đã có sẵn. Ta tháo hết tụ bù đang có trên
lưới.
- Ta chạy bài toán CAPO 2 phương án là bù trung áp, bù hạ áp.
- Sau đó tính toán tổn thất công suất của các phương án trước và sau khi
khi bù.
- So sánh các phương án với nhau. Lựa chọn phương án tối ưu.
- Sau khi đã có số lượng và dung lượng của phương án tối ưu. Tác giả tái
cơ cấu lại toàn bộ hệ thống tụ bù. Lắp đặt hệ thống bù mới dựa trên các phương
án tính toán.
4.2. Tính toán dung lượng cần bù cho từng xuất tuyến
4.2.1. Phương án bù trung áp.
- Các số liệu về kinh tế khi chạy CAPO với bài toán bù trung áp như hình
sau:


16

Các thông số về kinh tế khi chạy CAPO
- Trình tự kết quả chạy CAPO của phần mềm PSS/ADEPT được xem ở
5. Kết quả thu được sau khi chạy CAPO được tổng hợp như sau:
4.2.1.1. Mùa khô


Không

Không

150
150
150
150
150
150
150
150
150
1350


17
- Sau khi có vị trí và dung lượng cần bù ta chạy bài toán với tụ bù đã có
trên lưới. Ta có tổn thất công suất trước và sau khi bù trung áp
Bảng 4.2: So sánh TTCS trước và sau khi bù trung áp áp mùa khô

Tên xuất
tuyến

Tổn thất
CS phản
kháng
trước khi
bù

1.57%

0.17%

9.17%

8.21%

0.96%

Xuất tuyến
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
478 Hòn La

Chênh
lệch

Tổn thất
CS phản Chênh
kháng sau lệch
bù TA
∆Q (%)

Nhận xét: Qua bảng trên ta thấy tổn thất CS sau khi bù trung áp giảm
nhiều so với trước khi bù. Cho thấy hiệu quả về mặt kỹ thuật của giải pháp.
4.2.1.2.Mùa mưa
Bảng 4.3: Khối lượng và dung lượng bù ttrung áp mùa mưa

Vị trí bù

150
1050

- Sau khi có vị trí và dung lượng cần bù ta chạy bài toán với tụ bù đã có
trên lưới. Ta có tổn thất công suất trước và sau khi bù trung áp


18
Bảng 4.4: So sánh TTCS trước và sau khi bù trung áp áp mùa mưa

Tên xuất
tuyến

Xuất tuyến
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
478 Hòn La

Tổn thất
CS tác
dụng
trước khi
bù
∆P (%)

∆P (%)

Tổn thất
CS phản
Chênh

Tổn thất
CS tác
dụng sau
bù TA

Tổn thất
CS phản
kháng
sau bù
TA
∆Q (%)

Chênh
lệch

Nhận xét: Qua bảng trên ta thấy tổn thất CS sau khi bù trung áp giảm
nhiều so với trước khi bù. Cho thấy hiệu quả về mặt kỹ thuật của giải pháp.
4.2.2. Phương án bù hạ áp.
- Các số liệu về kinh tế khi chạy CAPO với bài toán bù hạ áp như hình sau:

Hình các thông số về kinh tế khi chạy CAPO
4.2.2.1. Mùa khô
Danh sách các tụ và dung lượng bù ở phụ lục 4 và 5.


19

Tên xuất tuyến
XT 477 Ba Đồn
XT 478 Hòn La

bù
HA
HA
∆P (%)
∆P (%)
∆Q (%)
∆Q (%)
Xuất tuyến
1.60%
1.44% 0.16%
8.50%
7.55%
0.95%
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
1.75%
1.57% 0.17%
9.17%
8.21%
0.96%
478 Hòn La

4.2.2.2. Mùa mưa
Danh sách các tụ và dung lượng bù ở phụ lục 4 và 5.
Tổng dung
Tên xuất tuyến
lượng bù
(kVar)
XT 477 Ba Đồn
660

HA
∆P (%)

Tổn thất
CS phản
kháng
trước khi
bù

Tổn thất
CS phản
kháng
sau bù
HA

∆Q (%)

∆Q (%)

Chênh
lệch

1.35%

1.22%

0.13%

7.44%


Chênh
Chênh
dụng
kháng
kháng
Tên xuất
dụng sau
lệch
lệch
sau bù
sau bù
sau bù
tuyến
bù TA
HA
TA
HA
∆P (%)
∆P (%)
∆Q (%)
∆Q (%)
I. Xuất
1.44%
0.07%
8.05%
7.55%
0.50%
tuyến 477 Ba 1.51%
Đồn
II. Xuất

Chênh CS phản
dụng
lệch
kháng sau
sau bù
bù TA
HA
∆P (%)
∆Q (%)

Tổn thất
CS phản
kháng
sau bù
HA
∆Q (%)

Chênh
lệch

1.28%

1.22%

0.05%

7.18%

6.74%


n
(kWh)
Thời
(kW)
gian
Mù
(h)
Mùa a
Mùa
Mùa
Mùa
Mùa
mưa kh
mưa
khô
mưa
khô
ô
XT4
77
10.4 2.7 0.38076 0.5552
17,769. 6,811.2 24,580.
1
4464
Ba
54
5
8
49
17

Lượng điện năng tiết kiệm được là ∆A (kWh): 37,895.29.


22
4.3.2. Tính toán hiệu quả kinh tế
Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm đã tính ở trên:
∆A (kWh): 37,895.29 (kWh/năm).
4.3.3. Giá trị làm lợi hàng năm tính cho 2 xuất tuyến đại diện
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = ∆A* g.
 g là giá mua điện bình quân, g = 1.695 đ/kWh.
XT 477 Ba Đồn:
 ∆A = 24,580.45 (kWh/năm)
 G = ∆A * g = 24,580.45 * 1.695 = 41,663,878.01 đồng.
XT 478 Hòn La:
 ∆A = 13,314.84 (kWh/năm)
 G = ∆A * g = 13,314.84 * 1.695 = 22,568,669.06 đồng.
4.3.3. Chi phí bổ sung tụ bù
Tên
Hạng Chủng
STT
xuất
mục
loại
tuyến
477 Ba Lắp tụ Tụ cố
1
Đồn
bù
định

0.1717

108.184

0.2686

18.802

70

126.986
690
70

kVAr

0.1717

118.487

0.2686

18.802
137.289

Số năm thu hồi vốn: 477 Ba Đồn: 0.305 năm
478 Hòn La: 0.608 năm
Trên cơ sở tính toán 2 xuất tuyến trên ta mở rộng đề tài để tính toán và áp
dụng cho các xuất tuyến khác thuộc lưới điện huyện Quảng Trạch.
4.4. Kết luận

Vì vậy, đề xuất phương pháp thực hiện bù: dùng chương trình
PSS/ADEPT cho thây phương án bù hạ áp cố định kết hợp bù hạ áp điều chỉnh
sẽ có giá trị làm lợi về kinh tế nhiều hơn so với các phương án bù Trung áp hoặc
bù Trung áp cố định kết hợp với bù hạ áp điều chỉnh.
Kết quả giải pháp bù tối ưu CSPK nhằm giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi
mang lại trong 1 năm khá lớn. Như vậy giải pháp giảm tổn thất điện năng tác giả
đề xuất đều có tính khả thi thực hiện tại đơn vị.