Основні параметри і аналіз режимів електропередачі (стр. 5 из 9)
кВ < 
кВПеревіримо напругу в середині лінії 2:
Ом 
МВА 
кА 
кВ 
кВ < 
кВТаким чином, у цьому режимі не потрібно встановити реактори й синхронні компенсатори на проміжній підстанції.
2.2 Режим найменшої переданої потужності
За умовою в цьому режимі найбільша передана потужність по головній ділянці, а також потужність споживачів проміжної підстанції становлять 30% від відповідних значень для режиму найбільших навантажень, тобто:
P0 = 700·0,3 = 210 МВт; PПС = 350·0,3 = 105 МВт.
У зв'язку із цим відключені 3 блоки на ГЕС, а також по одному ланцюзі лінії на кожній ділянці (для зниження надлишку реактивної потужності в електропередачі); уважаємо, що всі автотрансформатори залишаються в роботі.
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1:
Ом; 
Ом; 
См; 
МВтЛінія 2:
Ом; 
Ом; 
См; 
МВтГрупа трансформаторів ГЕС:
Ом2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
ОмПередана по лініях потужність у цьому режимі значно менше натуральної, тому в лініях виникає надлишкова реактивна потужність, що стікає з ліній, завантажуючи генератори передавальної станції й приймальню систему. Одночасно підвищується напруга в середній зоні ділянок електропередачі. З метою зниження генерації реактивної потужності й забезпечення припустимих значень напруги в середині лінії, задамося напругою U1 не вище номінального й проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2 для відшукання оптимального перепаду напруг.
U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ
МВт 
Ом; 
Ом 
см 
; 
; 
МВАр 
МВАрУстановлюємо на початку першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3ЧРОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:
МВАр 
13,158 кВ, 
МВАр 
0,997 
МВт 
МВАр 
МВт 
МВАр 
МВт 
МВАрУстановлюємо наприкінці першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з обох ліній. Тоді:
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 = - 81 МВАр
Приймаємо
МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження). 
МВт 
МВт 
МВАр 
МВАр 
МВАр 
= 327,61 кВ
МВт 
МВАр 
240,25 кВ 
МВт 
МВАр 
МВАрПотужність синхронного компенсатора
17,26 МВАр 
10,67 кВНаведені витрати:
727 тис. грн.Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:
Таблиця 2 - Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності
| U2, кВ | 315 | 320 | 325 | 330 |
| δ° | 14,65 | 14,52 | 14,39 | 14,27 |
| Q'ВЛ1, МВАр | 54,37 | 41,54 | 28,72 | 15,89 |
| Q0, МВАр | -28,52 | -41,34 | -54,17 | -66,96 |
| Q0 + QР, МВАр | 44,77 | 31,95 | 19,12 | 6,31 |
| UГ, кВ | 13,67 | 13,59 | 13,51 | 13,43 |
| cosφГ | 0,953 | 0,969 | 0,982 | 0,992 |
| ΔPВЛ1, МВт | 5,97 | 5,82 | 5,7 | 5,63 |
| ΔQВЛ1, МВАр | 54,71 | 53,28 | 52,22 | 51,55 |
| P''ВЛ1, МВт | 203,42 | 203,58 | 203,69 | 203,76 |
| Q''ВЛ1, МВАр | -0,347 | -11,74 | -23,51 | -35,66 |
| P1, МВт | 202,81 | 202,97 | 203,08 | 203,66 |
| Q1, МВАр | 72,93 | 63,89 | 54,5 | 44,77 |
| Q1 - QР, МВАр | 8,13 | -2,98 | -14,48 | -26,35 |
| Q2, МВАр | -109 | -112 | -100 | -81 |
| P2, МВт | 96,31 | 96,47 | 96,58 | 96,65 |
| QАТ, МВАр | 117,13 | 109,02 | 85,52 | 41,34 |
| Q'АТ, МВАр | 112,18 | 104,57 | 82,52 | 38,99 |
| U'2, кВ | 307,78 | 313,39 | 319,91 | 327,61 |
| UСН, кВ | 225,71 | 229,82 | 234,6 | 240,25 |
| Q'АТ. Н, МВАр | 90,86 | 83,25 | 60,74 | 17,67 |
| QАТ. Н, МВАр | 78,73 | 73,42 | 55,72 | 17,26 |
| QСК, МВАр | 78,73 | 73,42 | 55,72 | 17,26 |
| UНН, кВ | 9,78 | 10,14 | 10,76 | 10,67 |
| С, тис. грн. | 1126,6 | 1072,8 | 929,8 | 727 |
Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ. Варіанти з U2 = 315 кВ і U2 = 320 кВ не підходять і з технічних причин (UНН < UДОП = 10,45 кВ).
Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, то напруга U3 залежить від U2.
Приймаємо U3 = 330 кВ
МВт; 
МВАр