Основні параметри і аналіз режимів електропередачі (стр. 4 из 9)
Ом2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
ОмЗ метою зменшення втрат активної потужності бажано забезпечити можливо більше високі значення напруги в проміжних і вузлових крапках електропередачі, обмежені вищим допустимим напруженням UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральна потужність лінії першої ділянки
МВт німого більше переданої потужності Р0 = 700 МВт, отже в лінії буде надлишок реактивної потужності, а напруга в середині лінії буде перевищувати напруги по кінцях лінії; з огляду на це, задамося напругою U1 рівним 1,05·UНОМ і проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2.U1 = 347 кВ, U2 = 340 кВ
МВт 
Ом; 
65,99 Ом 
см 
; 
; 
МВАр 
МВАр 
13,71 кВ 
МВАр 
0,999 
МВт 
МВАр 
МВт 
МВАр 
МВт 
МВАрМетодом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (
), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ). Q2 = - 25 МВАр. Приймаємо 
МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження). 
МВт 
МВт 
МВАр 
МВАр 
МВАр 
339,34 кВ 
МВт 
МВАр 
247,37кВ 
МВт 
МВАр 
МВАрПотужність синхронного компенсатора
76,12 МВАр 
12,27 кВ 
повинне перебувати в технічних межах: від 
до 
. Інакше даний варіант не здійснимо по технічних умовах. напруга, Що Вийшла, UНН не відповідає припустимому.Наведені витрати:
= 3231,9 тис. грн.КСК ≈ 35 тис. грн. /Мвар - питома вартість СК типу КСВБ 50-11
Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:
Таблиця 1 - Результати розрахунку режиму найбільшої переданої потужності
| U2, кВ | 310 | 320 | 330 | 340 |
| δ° | 24,12 | 23,54 | 23 | 22,5 |
| Q'ВЛ1, МВАр | 262,61 | 207,44 | 152,45 | 97,6 |
| Q0, МВАр | 84,76 | 29,59 | -25,41 | -80,25 |
| UГ, кВ | 14,11 | 13,98 | 13,84 | 13,71 |
| cosφГ | 0,971 | 0,987 | 0,996 | 0,999 |
| ΔPВЛ1, МВт | 33,14 | 31,6 | 30,42 | 29,61 |
| ΔQВЛ1, МВАр | 303,61 | 289,48 | 278,7 | 271,22 |
| P''ВЛ1, МВт | 665,64 | 667,18 | 668,36 | 669,17 |
| Q''ВЛ1, МВАр | -41 | -82,04 | -126,25 | -173,62 |
| P1, МВт | 664,42 | 665,96 | 667,14 | 667,96 |
| Q1, МВАр | 100,95 | 69,22 | 34,6 | -2,87 |
| Q1 - QР, МВАр | 100,95 | 69,22 | 34,6 | -2,87 |
| Q2, МВАр | -65 | -75 | -60 | -25 |
| P2, МВт | 311,42 | 312,96 | 314,14 | 314,96 |
| QАТ, МВАр | 165,95 | 144,22 | 94,6 | 22,13 |
| Q'АТ, МВАр | 134,92 | 116,38 | 70,57 | 0,91 |
| U'2, кВ | 300,34 | 311,92 | 325,06 | 339,34 |
| UСН, кВ | 220,25 | 228,74 | 238,38 | 248,85 |
| Q'АТ. Н, МВАр | 63,85 | 45,31 | -0,51 | -70,16 |
| QАТ. Н, МВАр | 57,54 | 42,36 | -0,49 | -64, 19 |
| QСК, МВАр | 53,77 | 29,71 | 0,49 | 34,06 |
| UНН, кВ | 9,03 | 9,72 | 10,84 | 12,27 |
| З, тис. грн. | 3410,5 | 3158,2 | 2735,1 | 3231,9 |
Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ;
Тому що на обох ділянках електропередачі однакові напруги, те їхні режими виявляються взаємозалежними, тому що створення перепаду напруги на першій ділянці (
) приводить до виникнення перепаду на другій ділянці ( 
). Тому в розрахунках потужності ДРП ураховується зміна реактивної потужності на початку другої ділянки й контролюється величина 
наприкінці його, а в розрахунках наведених витрат - відшкодування втрат енергії при передачі по двох ділянках. 
МВт 
МВАр 
МВт 
МВАр 
МВт 
МВАр 
333,4 кВ 
МВт 
МВАр 
0,994Перевірка технічних обмежень:
кВ < 
кВ < 
кВ 
(на споживання) 
кВ < 
кВ < 
кВПеревіримо напругу в середині лінії 1:
Ом 
МВА 
кА 
=
кВ