46
Статическая устойчивость
в задачах надежности
магистральных электрических
сетей энергосистем
УДК
621.3.051.2
Непомнящий
В
.
А
.,
д
.
э
.
н
.,
профессор
,
академик
РАЕН
Ключевые
слова
:
статическая
устой
чи
вость
,
сечение
,
якобиан
,
угол
передачи
мощности
Keywords:
steady-state stability, critical section,
Jacobian, power angle
В
статье
обосновывается
возможность
применения
в
задачах
надежности
оценки
статической
устойчивости
энергосистем
при
аварийных
отключениях
магистральных
ЛЭП
критерия
перехода
через
ноль
якобиана
системы
урав
-
нений
послеаварийного
режима
,
а
вместо
выявления
и
контроля
«
опасных
сечений
»
предлагается
вычислять
и
контролировать
поток
мощности
по
ЛЭП
с
наибольшим
углом
передачи
.
П
о
настоящее
время
расчеты
статической
устойчивости
энергосистем
проводятся
в
соответствии
с
рекомендациями
[1],
со
-
гласно
которым
в
электрической
сети
выде
-
ляются
определенные
совокупности
электрических
связей
,
включающих
в
себя
одну
или
несколько
ЛЭП
,
возможно
,
разного
класса
напряжения
,
отключение
которых
разделяет
энергосистему
на
изолировано
работающие
части
.
Пример
схемы
магистральных
сетей
500–220
кВ
с
выделенными
возможными
сече
-
ниями
представлен
на
рисунке
1.
Рис
. 1.
Схема
магистральных
сетей
500–220
кВ
с
выделением
возможных
сечений
(
генерация
и
нагрузки
зимнего
максимума
)
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
у
п
р
а
в
л
е
н
и
е
с
е
т
я
м
и
управление сетями
47
Из
приведенной
схемы
видно
,
что
задача
фор
-
мирования
расчетных
сечений
для
оценки
статиче
-
ской
устойчивости
не
имеет
однозначного
решения
,
а
значит
,
и
однозначного
результата
.
При
этом
может
оказаться
,
что
при
различных
составах
сечений
одни
и
те
же
возмущения
(
отключения
ЛЭП
или
погаше
-
ния
узлов
схемы
)
могут
вызывать
или
не
вызывать
нарушении
статической
устойчивости
энергосисте
-
мы
.
Если
при
этом
расчеты
проводятся
методом
«
утяжеления
»
режима
,
то
на
зону
неопределенности
существенное
влияние
будет
оказывать
выбранная
траектория
утяжеления
.
Поэтому
для
повышения
стабильности
резуль
-
татов
расчетов
статической
устойчивости
следует
использовать
другие
принципы
ее
определения
,
не
менее
корректные
в
теоретическом
отношении
,
чем
метод
«
сечений
и
утяжеления
»,
но
обладающие
од
-
нозначностью
получаемых
решений
.
Одним
из
таких
принципов
является
сочетание
расчета
установившегося
электрического
режима
методом
декомпозиции
P
→
,
Q
→
U
,
разработан
-
ного
B. Stott [2]
и
развитого
далее
Т
.
Х
.
Насыровым
[3, §8.6],
с
методом
оценки
статической
устойчивости
энергосистемы
по
критерию
перемены
знака
якоби
-
ана
системы
уравнений
установившегося
режима
при
использовании
упрощенной
матрицы
Якоби
[2]
в
форме
∂
'
∂
'
∂
'
— —
—
0
∂
∂
U
∂
≈
, (1)
∂
"
∂
"
∂
"
— —
0
—
∂
∂
U
∂
U
где
'
и
"
—
соответственно
вещественная
и
мни
-
мая
составляющие
уравнения
установившегося
ре
-
жима
,
записанные
в
форме
балансов
активных
и
ре
-
активных
мощностей
P
и
Q
.
Такое
упрощение
матрицы
Якоби
сводит
опреде
-
ление
параметров
установившегося
режима
к
реше
-
нию
двух
независимых
подсистем
∂
'
—
×
= –
'
∂
∂
"
—
×
U
= –
"
(2)
∂
U
Принимая
во
внимание
,
что
в
сетях
220
кВ
и
выше
активное
сопротивление
существенно
меньше
реак
-
тивного
,
и
используя
рекомендации
[2, 3],
можно
пре
-
небречь
активной
проводимостью
сети
и
использо
-
вать
в
расчетах
симметричную
матрицу
реактивных
узловых
проводимостей
[
Y
].
Y
=
Y
e
–
j
90°
= –
jY
. (3)
Целесообразно
также
зарядные
мощности
ЛЭП
и
мощности
шунтирующих
реакторов
(
ШР
),
вычис
-
ленные
при
номинальных
напряжениях
,
включить
в
состав
реактивных
нагрузок
узлов
.
Как
утверждается
в
[2],
предлагаемые
упрощения
уже
на
1-
й
итерации
обеспечивают
погрешность
по
и
U
около
0,2 %
в
нормальных
режимах
и
до
2 %
в
послеаварийных
режимах
,
что
можно
считать
впол
-
не
приемлемым
,
учитывая
погрешность
в
оценках
нагрузок
в
узлах
не
менее
5 %.
С
учетом
этих
упрощений
вещественная
и
мни
-
мая
составляющие
уравнений
установившегося
ре
-
жима
в
форме
балансов
мощностей
запишутся
как
функции
модулей
напряжения
U
и
фазовых
углов
:
n
y
'
(
U,
U
i
U
k
Y
ik
sin
(
i
–
k
) –
P
i
нагр
+
P
i
ген
= 0,
k
≠
i
n
y
"
(
U,
Y
ii
U
i
2
–
U
i
U
k
Y
ik
cos
(
i
–
k
) –
Q
i
нагр
+
Q
i
ген
= 0.
(5)
k
≠
i
где
Y
ii
и
Y
ik
—
элементы
матрицы
реактивных
узловых
проводимостей
;
n
y
—
количество
узлов
в
расчетной
схеме
сети
;
P
i
нагр
и
Q
i
нагр
—
активная
и
реактивная
на
-
грузка
потребителей
в
узлах
;
P
i
ген
и
Q
i
ген
—
активная
и
реактивная
генерирующие
мощности
в
узлах
.
Результирующие
значения
нагрузки
/
генерации
в
i
–
м
узле
будут
равны
P
i
=
P
i
нагр
–
P
i
ген
, (6)
Q
i
=
Q
i
нагр
–
Q
i
ген
+
Q
ШР
i
–
Q
ЛЭП
i
, (7)
где
Q
ШР
i
и
Q
ЛЭП
i
—
мощность
шунтирующих
реакторов
и
зарядная
мощность
ЛЭП
в
i
-
м
узле
.
Формулы
расчета
установившегося
режима
элек
-
трической
сети
приведены
ниже
.
Алгоритм
расчета
включает
в
себя
две
полуите
-
рации
.
1-
я
полуитерация
а
)
определение
токов
в
узлах
:
n
y
I
i
'
Y
ii
U
i
" –
Y
ik
U
k
"
k
≠
i
n
y
I
i
"
–
Y
ii
+
Y
ik
U
k
'
;
(8)
k
≠
i
б
)
определение
небалансов
активной
мощности
в
узлах
:
P
i
=
U
i
' I
i
'
+
U
i
" I
i
"
–
P
i
; (9)
в
)
определение
поправки
к
фазовым
углам
:
P
[
] = [
X
] ×
– —
,
где
[
X
] = [
Y
]
–1
; (10)
U
2
г
)
минимизация
вектора
поправок
к
фазовым
углам
:
F
(
P
ген
) =
i
2
(
P
ген
)
→
min
; (11)
д
)
корректировка
напряжений
в
узлах
по
фазовому
углу
:
U'
(
t
+1)
i
=
U'
(
t
)
i
cos
(
i
) –
U"
(
t
)
i
sin
(
i
)
U"
(
t
+1)
i
=
U"
(
t
)
i
cos
(
i
) +
U'
(
t
)
i
sin
(
i
)
; (12)
2-
я
полуитерация
а
)
определение
токов
в
узлах
:
n
y
I
i
'
Y
ii
U
i
" –
Y
ik
U
k
"
k
≠
i
n
y
I
i
"
–
Y
ii
+
Y
ik
U
k
'
;
(13)
k
≠
i
б
)
определение
небалансов
реактивной
мощности
в
узлах
:
Q
i
=
U
i
" I
i
'
+
U
i
' I
i
"
–
Q
i
; (14)
в
)
определение
вектора
поправок
к
модулям
напря
-
жений
Q
[
U
] = [
X
] ×
– —
; (15)
U
2
Входящие
в
(9)
и
(14)
P
i
и
Q
i
вычисляются
по
вы
-
ражениям
(6)
и
(7).
№
3 (42) 2017
48
г
)
корректировка
напряжений
по
модулю
:
U'
(
t
+1)
i
=
U'
(
t
)
i
(1 +
U
i
/
U
i
)
U"
(
t
+1)
i
=
U"
(
t
)
(1 +
U
i
/
U
i
)
; (16)
д
)
ввод
режима
в
допустимую
по
напряжению
об
-
ласть
:
n
y
U
i
(
Q
ген
)
2
U
i
min
2
F
(
Q
ген
) = (
—
– 1
+
—
– 1
)
→
min
. (17)
k
≠
i
U
i
min
>0
U
i
(
Q
ген
)
>0
Минимизация
приращений
фазовых
углов
(10)
осуществляется
за
счет
изменения
генерации
актив
-
ной
мощности
в
узлах
,
а
ввод
режима
в
допустимую
по
напряжению
область
(17)
проводится
путем
изме
-
нения
генерации
в
узлах
реактивной
мощности
гене
-
раторов
и
синхронных
компенсаторов
.
В
обоих
случаях
наиболее
эффективным
в
вы
-
числительном
аспекте
является
метод
проекции
градиента
[5],
усовершенствованный
автором
при
-
менительно
к
решениям
рассматриваемых
задач
и
изложенный
в
[7].
Для
оценки
статической
(
апериодической
)
устойчивости
послеаварийного
установившегося
режима
(
ПАР
)
воспользуемся
корректным
и
эф
-
фективным
критерием
перемены
знака
якобиана
системы
линеаризированных
уравнения
устано
-
вившегося
режима
,
составленной
с
учетом
всех
функциональных
связей
между
нагрузкой
,
часто
-
той
и
напряжением
.
Согласно
[6]
этот
якобиан
совпадает
со
свободным
членом
характеристи
-
ческого
уравнения
системы
линеаризированных
дифференциальных
уравнений
маловозмущен
-
ного
движения
системы
.
При
от
c
утствии
саморас
-
качивания
критерием
статической
устойчивости
энергосистемы
является
равенство
этого
якобиа
-
на
нулю
.
Для
упрощения
расчетов
по
выявлению
области
статической
устойчивости
режима
системы
в
[6]
ре
-
комендуется
сопоставлять
знак
якобиана
исследуе
-
мого
режима
со
знаком
якобиана
заведомо
устойчи
-
вого
режима
при
его
последовательном
утяжелении
.
Первая
же
перемена
знака
якобиана
будет
свиде
-
тельствовать
о
нарушении
статической
(
апериодиче
-
ской
)
устойчивости
.
Для
оценки
апериодической
статической
устой
-
чивости
режима
энергосистемы
предположим
,
что
:
1)
все
электростанции
в
расчетной
схеме
энерго
-
системы
снабжены
устройствами
АРВ
сильного
действия
,
обеспечивающими
в
избыточных
по
ге
-
нерации
узлах
постоянство
напряжения
на
шинах
ВН
электростанций
;
2)
все
возникающие
в
энергосистеме
аварийные
не
-
балансы
мощности
ликвидируются
системой
про
-
тивоаварийной
автоматики
(
ПАА
)
и
поэтому
все
послеаварийные
режимы
устанавливаются
при
номинальной
частоте
.
Якобиан
системы
уравнений
установившегося
ре
-
жима
в
общем
виде
имеет
вид
:
∂
'
∂
'
— —
∂
∂
U
D
(n
y
)
=
det
, (18)
∂
"
∂
"
— —
∂
∂
U
где
элементы
матрицы
Якоби
представляют
собой
производные
функций
(4)
и
(5)
по
фазовым
углам
и
модулям
напряжений
и
U
.
При
этом
для
баланси
-
рующего
(
опорного
)
узла
0
= 0
и
U
0
=
const
.
Входящие
в
матрицу
(18)
элементы
имеют
вид
∂
'
n
y
—
=
U
i
U
k
Y
ik
cos
(
i
–
k
)
∂
i
k
≠
i
∂
'
n
y
—
=
U
k
Y
ik
sin
(
i
–
k
)
∂
U
i
k
≠
i
∂
'
—
=
U
i
U
k
Y
ik
cos
(
i
–
k
)
∂
k
∂
'
—
=
U
i
Y
ik
sin
(
i
–
k
)
∂
U
k
(19)
∂
"
n
y
—
=
U
i
U
k
Y
ik
sin
(
i
–
k
)
∂
i
k
≠
i
∂
"
n
y
—
= 2
Y
ik
–
U
k
Y
ik
cos
(
i
–
k
)
∂
U
i
k
≠
i
∂
"
—
= –
U
i
U
k
Y
ik
sin
(
i
–
k
)
∂
k
∂
"
—
= –
U
i
Y
ik
cos
(
i
–
k
)
∂
U
k
Критерием
достижения
предела
статической
устойчивости
является
равенство
нулю
якобиана
D
(n
y
)
(18).
Однако
в
задачах
надежности
нас
интере
-
сует
не
столько
сам
предел
статической
устойчиво
-
сти
системы
,
сколько
выявление
факта
устойчивости
или
неустойчивости
исследуемого
послеаварийного
(
ремонтного
)
режима
при
заданных
значениях
нагру
-
зок
в
узлах
.
Для
этого
согласно
[6]
необходимо
сопоставить
знак
якобиана
исследуемого
режима
со
знаком
яко
-
биана
заведомо
устойчивого
режима
при
той
же
структуре
электрической
сети
.
Различие
в
знаках
этих
якобианов
будет
свидетельствовать
о
неустой
-
чивости
исследуемого
режима
.
Анализ
выражения
(18)
с
учетом
зависимостей
(19)
показал
,
что
якобиан
заведомо
устойчивого
режима
,
близкого
к
режиму
холостого
хода
энерго
-
системы
(
при
отсутствии
самораскачивания
),
когда
P
→
0
и
→
0
можно
вычислить
по
формуле
:
n
y
n
y
D
(n
y
)
уст
U
k
×
det
[
Y
]
n
y
×
det
[
Y
]
n
y
U
k
× (
det
[
Y
]
n
y
)
2
> 0
(20)
k
≠
i
k
≠
i
где
[
Y
]
n
y
—
матрица
узловых
проводимостей
размер
-
ностью
n
y
×
n
y
.
Таким
образом
,
якобиан
заведомо
устойчивого
режима
,
близкого
к
режиму
холостого
хода
,
всегда
положительный
.
Поэтому
отрицательность
якобиа
-
на
послеаварийного
установившегося
режима
будет
свидетельствовать
о
нарушении
статической
(
апери
-
одической
)
устойчивости
энергосистемы
.
Нарушение
статической
устойчивости
энергосис
-
темы
может
быть
вызвано
глубокими
понижениями
напряжения
в
узлах
сети
в
послеаварийных
режи
-
мах
.
При
этом
углы
векторов
напряжений
могут
не
достигать
предельных
значений
,
а
якобиан
—
ну
-
левого
значения
.
В
[1]
минимальный
коэффици
-
ент
запаса
устойчивости
по
напряжению
принят
в
размере
10–15 %,
однако
статистический
анализ
УПРАВЛЕНИЕ
СЕТЯМИ
49
большого
количества
расчетов
статической
устой
-
чивости
энергосистем
показал
,
что
минимальный
уровень
напряжения
,
приводящий
к
нарушению
устойчивости
,
с
учетом
возможностей
«
встречного
регулирования
»
составляет
75–80 %
от
номиналь
-
ного
значения
.
В
задачах
надежности
магистральных
электриче
-
ских
сетей
исключительно
важным
этапом
является
ввод
режима
в
допустимую
по
устойчивости
и
напря
-
жению
область
для
снижения
вероятных
ущербов
от
нарушений
электроснабжения
.
Математически
эту
задачу
можно
сформулиро
-
вать
следующим
образом
.
Необходимо
минимизировать
функцию
:
F
(
P
нагр
,
P
ген
) = –
D
(n
y
)
(
P
нагр
,
P
ген
)
→
0
(21)
при
ограничениях
:
n
y
n
y
h
1
(
.
P
U
)
P
Н
i
–
P
Г
i
= 0
,
(22)
i
=0
i
=0
g
1
(
.
P
Г
)
P
Г
i
≥
0
при
i
= 0, …,
n
у
,
(23)
g
2
(
.
P
Г
)
P
Г
i
≤
P
Г
i
расп
при
i
= 0, …,
n
у
,
(24)
g
3
(
.
U
)
U
i
min
≤
U
i
≤
U
i
min
для
i
= 1, …,
n
у
. (25)
Режим
будет
считаться
введенным
в
допустимую
область
,
если
выражение
(21)
будет
равно
нулю
.
Для
решения
этой
задачи
воспользуемся
упомя
-
нутым
выше
модернизированным
методом
проекции
градиента
.
Ввод
режима
в
допустимую
область
осуществля
-
ется
в
два
этапа
:
–
на
1-
м
этапе
проводится
перераспределение
нагрузок
между
генерирующими
источниками
с
учетом
соблюдения
условий
(24)
и
(25);
–
если
при
этом
выражение
(21)
не
достигает
равенства
нулю
,
то
переходим
ко
2-
му
этапу
регу
-
лирования
режима
—
выборочному
ограничению
нагрузок
потребителей
в
узлах
.
При
вводе
режима
в
допустимую
по
статической
устойчивости
область
важной
задачей
является
обес
печение
нормативного
запаса
устойчивости
,
характеризуемого
значением
коэффициента
k
з
ст
.
у
,
который
регламентируется
в
[1]
в
размере
20 %
для
нормальных
и
8 %
для
послеаварийных
(
вынужден
-
ных
)
режимов
.
При
определении
предела
статической
устойчи
-
вости
предлагаемым
в
[1]
традиционным
методом
утяжеления
потока
мощности
в
определенных
сече
-
ниях
задача
решается
снижением
предельного
пото
-
ка
на
величину
k
з
ст
.
у
.
При
оценке
же
предела
статической
устойчивости
энергосистемы
по
критерию
равенства
нулю
якобиа
-
на
(21)
без
явного
выделения
контролируемых
сече
-
ний
задача
несколько
усложняется
.
Для
ее
решения
рассмотрим
некоторое
сечение
,
включающее
в
себя
ЛЭП
разных
классов
напряже
-
ния
(
рисунок
2).
Таким
образом
,
в
общем
случае
любое
сечение
электрической
сети
представляет
собой
неоднород
-
ный
контур
ЛЭП
разного
класса
напряжения
.
Как
известно
из
теории
электрических
сетей
,
распределение
потоков
активной
мощности
по
ветвям
неоднородного
контура
происходит
про
-
порционально
реактивным
проводимостям
этих
ветвей
[
Y
р
],
а
распределение
реактивной
мощ
-
ности
—
пропорционально
активным
проводимо
-
стям
,
то
есть
Y
р
i
Y
а
i
P
i
=
—
,
Q
i
=
—
, (26)
n
y
n
y
Y
р
k
Y
а
k
k
≠
i
k
≠
i
где
Y
a
= 1/
R
—
активная
проводимость
ветвей
кон
-
тура
;
R
—
активное
сопротивление
ветвей
контура
;
Y
р
= 1/
X
—
реактивная
проводимость
ветвей
контура
;
X
—
реактивное
сопротивление
ветвей
контура
.
При
этом
в
расчетах
сопротивления
всех
ветвей
контура
приводятся
к
единому
(
высшему
)
напряже
-
нию
.
Предельный
по
статической
устойчивости
поток
активной
мощности
по
ветви
«
i
–
j
»,
входящей
в
рас
-
четное
сечение
,
можно
определить
по
известному
выражению
:
U
i
U
j
P
i
–
j
=
—
sin
i
–
j
, (27)
X
i
–
j
где
X
i
–
j
—
приведенное
к
ВН
реактивное
сопротив
-
ление
ветви
«
i
–
j
»,
входящей
в
расчетное
сечение
;
U
i
и
U
j
—
модули
напряжений
по
концам
ветви
«
i
–
j
»;
i
–
j
—
угол
передачи
мощности
по
ветви
«
i
–
j
».
При
i
–
j
= 90°
выражение
(27)
принимает
значение
U
i
U
j
P
i
–
j
=
—
. (28)
X
i
–
j
Поскольку
в
неоднородном
сечении
приведен
-
ные
реактивные
сопротивления
ветвей
низшего
напряжения
при
одинаковой
протяженности
входя
-
щих
в
сечение
ветвей
всегда
будет
выше
сопротив
-
лений
ветвей
более
высоких
напряжений
,
то
пре
-
дел
передаваемой
по
ветвям
сечения
мощности
в
первую
очередь
будет
достигнут
на
ветви
низшего
напряжения
с
максимальным
приведенным
напря
-
жением
.
Рассмотрим
конкретный
пример
на
основе
схемы
,
изображенной
на
рисунке
2.
Рис
. 2.
Схема
расчетного
сечения
сети
с
ветвями
500–220
кВ
:
P
Г
и
Q
Г
—
активная
и
реактивная
генерирующая
мощ
-
ность
;
P
Н
и
Q
Н
—
активная
и
реактивная
нагрузка
;
Q
—
потери
реактивной
мощности
на
намагничивание
в
транс
-
форматорах
;
Q
C
—
зарядная
мощность
ЛЭП
P
Н
+
J
(
Q
Н
–
Q
C
) +
jQ
P
Г
+
J
(
Q
Г
+
Q
C
) –
jQ
Ветвь
500
кВ
Ветвь
220
кВ
№
3 (42) 2017
50
В
таблице
1
приведены
парамет
-
ры
ЛЭП
и
трансформаторов
,
вхо
-
дящих
в
сеть
на
рисунке
2,
а
в
та
-
блице
2 —
параметры
элементов
самой
сети
при
протяженности
ЛЭП
500
и
220
кВ
по
500
км
каждая
.
Суммарная
генерирующая
мощ
-
ность
в
сети
изменяется
в
диапа
-
зоне
от
300
до
1000
МВт
с
коэффи
-
циентом
мощности
соответственно
cos
Г
= 0,990–0,999.
Табл
. 1.
Удельные
параметры
ветвей
схемы
Ветвь
(
Авто
)
трансформаторы
*
ЛЭП
R
0
,
Ом
X
0
,
Ом
Q
,
МВар
R
0
,
Ом
/
км
X
0
,
Ом
/
км
Q
С
,
МВар
Ветвь
500
кВ
0,28
29,2
3,753
0,0193
0,304
1,005
Ветвь
220
кВ
0,6
25,7
1,125
0,058
0,413
1,147
*
Автотрансформаторы
500
кВ
приняты
мощностью
3 × 417 = 1251
МВА
,
автотрансформаторы
220
кВ
приняты
мощностью
250
МВА
Табл
. 3.
Удельные
потоки
активной
и
реактив
-
ной
мощности
по
ветвям
расчетного
сечения
Класс
напряжения
Доля
потока
P
в
сети
Доля
потока
Q
в
сети
500
кВ
0,8753
0,9395
220
кВ
0,1247
0,0605
Табл
. 2.
Расчетные
показатели
ветвей
схемы
500–220
кВ
Ветвь
(
Авто
)
трансформаторы
*
ЛЭП
Ветвь
(
ЛЭП
+ 2 ×
АТ
)
R
0
,
Ом
X
0
,
Ом
Q
,
МВар
L
ЛЭП
,
км
R
0
,
Ом
X
0
,
Ом
Q
С
,
МВар
R
0
,
Ом
X
0
,
Ом
Q
С
,
МВар
Ветвь
500
кВ
0
0
0
500
9,65
152
502,5
9,65
152,1
502,5
Ветвь
220
кВ
3,099
132,7
4,501
500
149,79
1066,63
73,5
149,79
1066,6
73,5
Итого
—
—
—
—
159,44
1218,63
576
159,44
1218,6
576,0
*
Количество
автотрансформаторов
— 2 × 220
кВ
.
Все
напряжения
приведены
к
напряжению
500
кВ
Табл
. 4.
Динамика
изменения
потоков
мощности
и
углов
передачи
по
ветвям
расчетного
сечения
Ветвь
Генерация
Поток
активной
мощ
-
ности
,
МВт
Поток
реактив
-
ной
мощ
-
ности
,
МВт
sin
пере
-
дачи
Угол
пере
-
дачи
,
град
Базо
-
вое
напря
-
жение
,
кВ
Потери
напряжения
,
кВ
Нап
ря
-
же
ние
на
вы
-
ходе
,
кВ
Активная
мощность
Реактивная
мощ
ность
U'
U"
Ветвь
500
кВ
300
60.9
255,2
128,4
0,2371
13,71
500,0
59,23
104,78
453,05
Ветвь
220
кВ
44,8
38,3
0,2646
15,34
500,0
105,60
95,68
405,84
Ветвь
500
кВ
400
73.1
340,3
139,8
0,3138
18,29
500,0
65,78
140,34
456,34
Ветвь
220
кВ
59,7
39,1
0,3496
20,46
500,0
111,99
131,25
409,61
Ветвь
500
кВ
500
81.3
425,4
147,5
0,3858
22,70
500,0
70,75
175,99
463,93
Ветвь
220
кВ
74,6
39,6
0,4292
25,42
500,0
117,79
166,89
417,06
Ветвь
500
кВ
600
85.6
510,5
151,5
0,4517
26,85
500,0
74,17
211,71
475,56
Ветвь
220
кВ
89,5
39,9
0,5019
30,12
500,0
122,99
202,61
428,00
Ветвь
500
кВ
700
85.9
595,5
151,8
0,5105
30,69
500,0
76,04
247,50
490,92
Ветвь
220
кВ
104,5
39,9
0,5583
33,94
500,0
127,61
250,60
448,86
Ветвь
500
кВ
800
82.4
680,6
148,5
0,5619
34,19
500,0
76,38
283,37
509,66
Ветвь
220
кВ
119,4
39,7
0,6236
38,58
500,0