В 2000 году в весенне-летний период из-за недостаточной компенсации реактивной мощности ВЛ 750-500 кВ в условиях сниженного электро потребления и глубокой разгрузки электростанций электрические режимы в центральной части и других районах ЕЭС отличались повышенными уровнями напряжений в сети 750-500 кВ. Уровни напряжений в сети 500 кВ в отдельных узлах достигали 530-540 кВ [1].
     Для ограничения перенапряжений в сетях высокого напряжения проводились мероприятия по снижению напряжения на шинах электростанций путем разгрузки генераторов по реактивной мощности (рис.4.1), а также перевод гидрогенераторов Загорской ГАЭС, Волжской ГЭС, Волгоградской ГЭС, Саратовской ГЭС, Чебоксарской ГЭС в режим синхронных компенсаторов – см. раздел 6.6 [1]. Производилось отключение ВЛ 750-330 кВ с наибольшим стоком реактивной мощности к шинам подстанции, на пример от Смоленской АЭС на Михайлов [1]. Вывод в резерв системообразующих ВЛ 500-750 кВ значительно снижал надежность работы ЕЭС и может рекомендоваться как крайняя мера.
     Таблица 3.3. Количество установленных шунтирующих реакторов в сетях ЕЭС России и их суммарная номинальная мощность [1]500 кВ Пенза, Буденовск и на Ростовской АЭС. В табл.3.3 приведено количество шунтирующих реакторов 330-500-750 кВ в сетях ЕЭС России и их суммарная номинальная мощность по данным табл.3.2. Степень компенсации зарядной мощности линий 500-750 кВ определяется как отношение суммарной установленной мощности шунтирующих реакторов к суммарной зарядной мощности ВЛ – табл.3.1. Эта величина составляет сейчас для линий 500 кВ в среднем 45%, при рекомендуемых директивными материалами 80–100%. Для линий 750 кВ – 75,19% при рекомендуемых 100 110% [1].
     Из табл.3.3 видно, что компенсация зарядной мощности требуется на напряжениях 500 и 750 кВ, установка реакторов в сети 330 кВ имеет ограниченное применение.
     По данным [1] протяженность линий электропередачи разных напряжений в одноцепном исполнении составляет: 1150 кВ – 967 км, 750 кВ – 2809 км, 500 кВ – 34959 км, 400 кВ – 83 км, 330 кВ – 10465 км, 220 кВ – 84983 км, 154 кВ – 2814 км, 110 кВ – 278938 км, линии постоянного тока – 376 км. Если воспользоваться данными работы [1] и предположить, что q зар = 0,9 Мвар/км для ВЛ-500 кВ и qзар = 2,3 Мвар/км для ВЛ-750 кВ, то для 100%-ной компенсации зарядной мощности потребуются реакторы суммарной мощностью: - для ВЛ-500 кВ: Qзар = 0,9·34959 = 31463 Мвар; - для ВЛ-750 кВ: Qзар = 2,3·2809 = 6461 Мвар.
     При отнесении полученных мощностей к мощности реакторов на соответствующие напряжения получим реальную степень компенсации:
- для ВЛ-500 кВ: 17790/31463 = 0,56 = 56% при данных работы [1] – 45%;
- для ВЛ-750 кВ: 5280/6461 = 0,82 = 82% при данных работы [1] – 75,2%.
     Указанное различие объясняется неточностью исходных данных по величине зарядной мощности воздушных линий.
     При рекомендуемых степенях компенсации зарядной мощности ВЛ 500 и 750 кВ мощность реакторов близка к мощности трансформаторов этих линий.