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500kV超高压输电线路工程(施工组织设计)1. 项目背景本文档旨在提供关于500kV超高压输电线路工程施工组织设计的详细信息。
该工程是为了满足电力供应需求而建设的，其主要目标是将电力从发电厂输送到消费者，以满足日益增长的能源需求。
2. 施工组织设计原则在进行500kV超高压输电线路工程施工组织设计时，需要遵循以下原则：- 安全第一：确保工人和现场的安全是最重要的，采取必要的安全措施并执行标准作业规程。
- 环境保护：在设计和进行工程施工时，请考虑降低对周围环境的影响，并合规处理废弃物和排放物。
- 资源利用：优化资源利用，确保施工过程高效、可持续。
3. 施工组织结构针对500kV超高压输电线路工程的施工组织结构设计如下：- 项目经理：负责整个项目的规划和管理，协调各个部门和团队之间的合作。
- 工程师队伍：包括设计工程师、施工工程师和监理工程师，负责分析和设计施工方案，并监督施工过程中的质量和安全。
- 施工人员：包括电力工人、维护人员和其他专业技术人员，负责实际的线路安装和调试工作。
4. 施工过程500kV超高压输电线路工程的施工过程包括以下几个主要步骤：- 地勘和设计确认：在施工之前，进行地勘工作以确定线路走向和基础设计，并确保设计的准确性。
- 材料准备：采购所需的电线、杆塔、绝缘子等材料，并进行质量检查。
- 基础施工：进行基础的挖掘和混凝土浇筑工作，为杆塔提供稳固的支撑。
- 杆塔安装：将预制的杆塔运输到工地并按照设计要求进行安装和固定。
- 线路安装：按照设计布置电线，确保电线的安全连接和正确的张力。
- 调试和测试：对安装的线路进行电气测试，确保线路符合设计和标准要求。
- 完工验收：对施工完成的线路进行验收，确保质量和安全标准的符合。
5. 施工组织设计的考虑因素在进行500kV超高压输电线路工程的施工组织设计时，需要考虑以下因素：- 地理条件：线路走向和土壤特性可能对施工造成影响，需针对性做出相应安排。
特高压交流输电技术发展现状1. 引言1.1 特高压交流输电技术发展现状概述特高压交流输电技术是一种高端技术，能够实现跨越长距离传输大量电力，是电力系统中的重要组成部分。
随着社会经济的发展和电力需求的增加，特高压交流输电技术在近年来得到了迅速发展。
特高压交流输电技术通过提高输电电压和线路容量，减少输电损耗和占地面积，提高了电网的稳定性和可靠性，为我国电力供应的安全性和稳定性提供了有力保障。
特高压交流输电技术在促进电力资源优化配置、提高电网运行效率、促进节能减排等方面也发挥着重要作用。
当前，特高压交流输电技术已经成为电力行业发展的重要方向，受到了广泛关注和重视。
未来，随着技术的不断创新和完善，特高压交流输电技术将会继续发展壮大，为国家电力事业的发展做出更大贡献。
2. 正文2.1 特高压交流输电技术的历史发展特高压交流输电技术是电力传输领域的重要技术之一，经过多年的发展和进步，已经取得了许多重要的成就。
特高压交流输电技术的历史可以追溯到上世纪初，最早出现在欧洲和美国。
最初，特高压交流输电技术主要用于解决长距离电力传输的问题，例如将发电厂产生的电能传输到远离城市的地区。
随着工业化和城市化的发展，特高压交流输电技术得到了进一步的推广和应用。
在特高压交流输电技术的发展过程中，出现了许多关键的技术突破和挑战。
随着传输距离的增加和输电线路的容量要求不断提高，研究人员不断寻求提高传输效率和减少能量损失的方法。
特高压交流输电技术还面临着环境保护和电网安全等方面的挑战，需要不断创新和改进技术。
特高压交流输电技术的发展历程充满了挑战和机遇。
通过不断的创新和努力，特高压交流输电技术已经取得了长足的进步，为电力传输领域的发展做出了重要贡献。
在未来，特高压交流输电技术将继续发展，为建设清洁、高效的电力系统提供技术支持。
2.2 特高压交流输电技术的主要应用领域1. 长距离输电：特高压交流输电技术能够实现长距离、大容量的电能输送，有效解决了远距离电力输送存在的能量损耗和输电效率低的问题。
国内外特⾼压输电技术发展情况综述国内外特⾼压输电技术发展情况综述（⼀）调研题⽬：关于特⾼压输电技术国内外发展情况的调研报告调研⽬的：通过认真分析和研判从检索、查询、索取等多渠道获得⼤量的技术⽂献，掌握了特⾼压输电技术国内外的发展情况，据此完成本调研报告，为我省未来特⾼压的规划发展提出相关建议。
编写⼈员：何旭东、王瑗、刘斌蓉调研时间：2005.4. ~2005.9调研地点：成都1.背景⾃从电能作为⼈们⽣活中廉价⽽⼜清洁的能源以来，随着电⽹的不断发展壮⼤，输电电压经历⾼压、超⾼压两个发展阶段，⽬前⼜跨⼊了特⾼压输电的新的历史时期。
这种发展标志着我国综合实⼒的不断提⾼，电⼒⾏业技术⽔平的提⾼。
近来，由于⽯油价格的暴涨，1993年11⽉在宜昌召开的中国电机⼯程学会电⼒系统与电⽹技术综合学术年会上发表《关于着⼿开展特⾼压输电前期科研的建议》以来，各⽅⾯的⼈⼠对特⾼压输电技术给予了⾼度的关注。
那么何谓特⾼压输电呢？特⾼压输电系指⽐交流500kV输电能量更⼤、输电距离更远的新的输电⽅式。
它包括两个不同的内涵：⼀是交流特⾼压（UHC），⼆是⾼压直流（HVDC）。
具有输电成本经济、电⽹结构简化、短路电流⼩、输电⾛廊占⽤少以及可以提⾼供电质量等优点。
根据国际电⼯委员会的定义：交流特⾼压是指1000kV以上的电压等级。
在我国，常规性是指1000kV以上的交流，800kV以上的直流。
我们国家是在何种情形下进⾏特⾼压研究的呢？不妨从如下⼏个⽅⾯来看：从能源利⽤上来说，看国际上常以能源⼈均占有量、能源构成、能源使⽤效率和对环境的影响，来衡量⼀个国家的现代化程度。
⽬前我国⼈均年消耗的能源⽔平很低，如果在21世纪中叶赶上国际中等发达⽔平，能源⼯业将要有⼤的发展。
据最近召开的世界能源第⼗七次会议预测，世界能源⼯业还要进⼀步发展，到2030年，世界的能源产量将翻⼀番；到21世纪末再翻⼀番，其中主要集中在中国、印度、印尼等发展中国家。
特高压交流输电技术发展现状特高压交流输电技术是一种用于远距离输电的高压输电技术，其特点是输电距离远、输电功率大、输电损耗小。
特高压交流输电技术发展迅猛，已经成为当今世界上最先进的输电技术之一。
本文将从特高压交流输电技术的发展历程、现状及未来发展趋势三个方面进行探讨。
一、发展历程特高压交流输电技术的发展历程可以追溯到20世纪初。
当时，发电厂与用电地点的距离不断增大，传统的110kV、220kV输电线路已经不能满足需求，迫切需要一种更高电压等级的输电技术。
1928年，世界上第一条超高压（即特高压）输电线路——美国卡姆登至贝格姆特的345kV交流输电线路建成，标志着特高压交流输电技术的诞生。
此后，各国纷纷投入特高压交流输电技术的研究和实践。
随着电力系统的发展和输电距离的增加，特高压交流输电技术逐渐成为远距离输电的首选技术。
二、现状目前，特高压交流输电技术已经非常成熟，并且在全球范围内得到了广泛应用。
中国自2009年以来就先后建成了多条特高压输电工程，其中以西北至华东特高压交流输电工程、扬中至南京特高压直流输电工程等为代表。
这些工程不仅为中国电力系统的升级换代提供了有力支撑，更极大地推动了我国电力工业的技术创新和模式转型。
在国际上，俄罗斯、美国、巴西、印度等许多国家也纷纷启动了特高压交流输电工程的建设。
特高压交流输电技术已经成为世界范围内输电技术的主流。
特高压交流输电技术的发展现状主要表现在以下几个方面：1.技术水平稳步提升。
特高压交流输电技术的核心在于输电线路和变电设备。
目前，特高压输电线路的工作电压等级已经达到1100kV，并且具备了超过10GW的输电功率能力。
变电站设备的技术水平也不断提高，已经能够满足特高压输电系统的稳定运行和故障处理需求。
2.工程建设规模不断扩大。
随着技术的提升，特高压输电工程的规模不断扩大。
现在已经出现了数千公里长的特高压输电线路，使得大气污染等环保问题得到了有效的缓解。
特高压输电系统还能够处理复杂的电磁环境和极端天气等情况，确保了系统的可靠性和稳定性。
特高压输电技术简介一．特高压输电技术特高压(ultra high voltage) 电网是指交流1000kV、直流正负800kV及以上电压等级的输电网络。
特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期。
当时西方工业国家的电力工业处在快速增长时期，美国、前苏联、意大利、加拿大、德国、日本、瑞典等国家根据本国的经济增长和电力需求预测，都制定了本国发展特高压的计划。
美国、前苏联、日本、意大利均建设了特高压试验站和试验线段，专门研究特高压输变电技术及相关输变电设备。
前苏联从70年代末开始进行1150kV输电工程的建设。
1985年建成埃基巴斯图兹－科克切塔夫－库斯坦奈特高压线路，全长900km，按1150kV电压投入运行，至1994年已建成特高压线路全长2634km。
运行情况表明：所采用的线路和变电站的结构基本合理。
特高压变压器、电抗器、断路器等重大设备经受了各种运行条件的考验，自投运后一直运行正常。
在1991年，由于前苏联解体和经济衰退，电力需求明显不足，导致特高压线路降压至500kV运行。
日本是世界上第二个采用交流百万伏级电压等级输电的国家。
为满足沿海大型原子能电站送电到负荷中心的需要并最大程度地节省线路走廊，日本从1973年开始特高压输电的研究，不仅因为特高压系统的输电能力是500kV系统的4～5倍，而且可解决500kV系统短路电流过大难以开断的问题。
对于输电电压的选择，日本在800kV至1500kV之间进行了技术比较研究，通过各方面的综合比较，选定1000kV作为特高压系统的标称电压。
目前已建成全长426km的东京外环特高压输电线路。
为保证特高压系统的可靠运行，日本建设了盐原、赤城两个特高压试验研究基地，运行情况良好，证明特高压输变电设备可满足系统的可靠运行。
国外的试验及实际工程运行结果表明：在特高压输电技术上不存在难以解决的技术难题，输电技术和输电设备的科研成果可满足和适应工程需要。
只要有市场需要，特高压输电工程可随时启动。
特高压在世界—国际大电网之旅信息来源：国家电网发布日期：2006-9-20更大输电容量和更长输电距离的需求，催生更高一级电压等级。
电网发展规律表明，更高电压等级出现时间一般为15～20年，经济发达国家上世纪70年代建成500千伏超高压电网后，各国纷纷踏上了特高压的探路之旅，与特高压携手而来的，还有各国同步电网规模的不断发展和扩大。
我们也由此出发，从寒冷的西伯利亚到广袤无垠的北美大陆和南美巴西，转而飞到浪漫迷人的欧洲，再到温湿的太平洋岛国日本，沿着各国大电网发展历程，追溯特高压从发源到发展的历史河流，感受各国电网的异域风情。
第一站：俄罗斯(前苏联)俄罗斯境内原有70个地区电网，其中65个已经互相连接，形成一个巨大的同步电网，由俄罗斯统一电力系统股份公司(EES)管理。
近期，俄罗斯境内的地区电网又增加到78个，其中的69个由220～1150千伏(降压运行)输电线路连接在一起，形成一个更大的同步电网(俄罗斯统一电网)，其中有500多个发电厂并网同步运行。
目前，俄罗斯电力系统主要由俄罗斯统一电力公司、俄罗斯核电公司和两个区域电力公司组成。
俄罗斯统一电网的调度运行实行统一调度、分层管理，由中央调度中心及下属的7个大区调度所，地区调度所、发电站和供电监理所等按照统一调度、分层管理的原则负责运行。
2000年6月，俄罗斯统一电网和哈萨克斯坦电网恢复联网同步运行(原苏联解体时解网运行)。
同年9月，中亚地区的吉尔吉斯斯坦、塔吉克斯坦、土库曼斯坦等国家电网，通过哈萨克斯坦电网与俄罗斯统一电网实现同步联网。
2001年8月，乌克兰和莫尔多瓦两国同步联网，随后不久与俄罗斯统一电网同步联网。
至此，独联体的12个加盟国中除亚美尼亚外，全部联成同步电网运行，装机容量约3亿千瓦，俄罗斯电力系统由此成为欧洲最大、世界第四大电力系统。
就在这片土地上，20年前曾诞生了世界上第一个特高压输电工程，开启了世界电压等级的新纪元。
前苏联是国际上最早开展特高压输电技术研究的国家之一，也是迄今为止世界上唯一有特高压输电工程运行经验的国家。
交流输电电压等级序列现状和发展趋势1 国内外的交流电压等级序列交流超高压和高压输配电网的电压等级是随着电网的发展而逐步提高的。
由于历史的原因，世界各国在负荷长期增长的过程中，交流超高压和高压输配电网的电压等级的发展也不尽相同。
例如英国的电压等级序列采用33、66、132、400kV，法国采用63、90、150、220、400kV，日本采用33、66、77、154、270、500kV，而美国、加拿大、前苏联等国家由于幅员辽阔及历史原因，甚至出现了两种电压序列并存的现象，如前苏联的35、110、220、500、1150kV 序列和35、110、330、750 kV序列并存，美国和加拿大的34.5、69、115、138、385、765kV序列及33、110、230、500kV序列并存。
美国国家标准规定超高压（EHV）为高于242kV，但低于1000 kV的最高系统电压，特高压（UHV）为等于或高于l000kV的最高系统电压。
我国的交流超高压和高压输配电网的电压等级有35、66、110、220、330、500、750、（1000）kV等，并主要形成两个序列，西北电网的35、110、330、750 kV序列和全国其它地区的35、110（66）、220、500、（1000）kV序列。
目前，我国交流超高压输电网的电压主要为500kV和750kV，交流高压输电网的电压主要为220kV和330kV，交流高压配电网的电压等级主要为35－110kV，但随着城市外围220－500kV（或330－750kV）电网的逐步发展，220kV（或330kV）电网也已开始向城市中心渗透。
现在我国大多数的城市电网采用交流110kV作为高压配电电压，东北地区采用交流66kV作为高压配电电压，少数地区则是交流35kV和110kV两种电压等级并存。
我国已颁发的《城市电力网规划设计导则》规定：35－110kV为高压配电电压；10kV为中压配电电压，220－380V 为低压配电电压。
欧美输电线路设计标准欧美地区的输电线路设计标准是指用于规范输电线路设计、建设和运行的技术标准。
欧美地区的输电线路设计标准通常由国家电力公司、电力设备制造商、科研院校和专业标准化机构共同制定。
这些标准旨在确保输电线路的安全、可靠、高效运行，同时兼顾环保和成本控制等方面的考量。
下面我们将对欧美地区的输电线路设计标准进行详细介绍。
一、电力系统基本参数的要求欧美地区的输电线路设计标准首先对电力系统的基本参数做出了具体要求。
这些参数包括输电线路的额定电压、额定频率、短路容量、线路电阻和电抗等基本参数。
根据不同地区的电力系统特点和需求，这些参数可能会有所不同。
比如欧洲大陆的输电线路通常采用380kV及以上的额定电压，而美国的输电线路则通常采用500kV及以上的额定电压。
二、输电线路设计的技术要求输电线路设计标准对线路的布置、结构、工艺、质量和安全等方面做出了详细规定。
比如针对输电线路的塔型、导线型式、绝缘子选用、接地方式、风载、冰载等方面都有具体的技术要求。
还包括线路的地质勘察、环境影响评价、抗震设计等内容，以确保输电线路在各种复杂的天气和地质条件下依然能够稳定可靠地运行。
三、输电线路的设计计算在输电线路设计标准中，对于输电线路的设计计算也有详细规定。
这包括输电线路的电气计算、机械强度计算、风载计算、冰载计算等各种设计计算内容。
在电气计算方面，标准通常包括输电线路的电压降、线路损耗、短路电流、稳态和暂态稳态计算等内容。
而在机械强度计算方面，主要包括输电线路的导线张力、塔身承载力、振动与减振等方面的计算。
四、环保和节能要求随着对环境保护意识的提高，欧美地区的输电线路设计标准也越来越注重环保和节能要求。
在输电线路设计标准中，将包括线路的电磁场影响评价、对鸟类的保护、对其他生态环境的保护等内容，以尽量减少输电线路对周围环境的影响。
还将包括对线路的运行效率和能量损耗的要求，以确保输电线路的运行尽量少消耗能源。
五、标准的更新和改进由于科技的不断发展和电力系统的不断变革，欧美地区的输电线路设计标准也在不断更新和改进。
美国超高压输电系统规划摘要关于最佳的超高压输电的传输电压，单位时间内电力传输的容量和超高压输电设备的串并联无功补偿的多种输电系统的规划被讨论。
应用高压直流输电的最佳输电距离也被讨论。
一、超高压输电系统的可行性系统规划人员可通过对下述各方面的考虑，来评估超高压（EHV ）输电系统的可行性。
1、由于考虑到规模经济和适合的电站厂址比较缺少而带来的大容量负荷中心和远方大型电站之间的长距离联系。
2、因负荷的增长，需要在有限的输电线路路径上传输日益增长的大量功率。
3、在一条线路路径上传输的功率要兼顾经济性、可靠性和现有技术水平的现代趋势。
4、现有345KV 及以下输电电压的大型联合输电系统的下一步发展。
5、协调系统间大量功率的交换，使大容量系统互联，以此改善系统的可靠性和经济性。
6、注意采用较高电压等级减少单位兆瓦容量占地面积，以改善土地的利用率。
7、EHV 电压等级输电功率的经济性，使每兆瓦-英里输电投资最小。
由于传输功率的大小和输电投资成本逐年都有明显提高，而且输电费用和输电利用情况即不一致也不是常数，因而EHV 输电投资规划的时间安排特别值得重视。
二、传输能力100英里或100英里以上大功率输电回路的最大传输能力，通常受静稳定条件的限制，因静稳定又是以下各种因素的函数：1、并联线路的回路数，以及下一级电压系统的容量和阻抗；2、中间开关站或对下一级电压系统连接点的数量；3、提供的串联电容和并联电抗补偿的数量；4、发送端和接受端系统的参数。
此外，当由可靠性、潮流、暂态稳定分析以及系统运行情况确定系统规划条件时，大功率线路的最大传输能力可能还会受到进一步限制，传输功率P 可由下式计算式中XL 为系统感抗, 而 @为ES 和ER 之间的夹角。
根据以往的经验，在发送端、接受端电压的相角差为30度时能传输的最大功率可由图1计算。
对300英sin S R LE E P X θ= (1) 里长而无任何串联补偿的线路，其最大的传输功率是1.0p.u.自然功率（SIL ）；或者对765KV线路，是2200MW，对500KV线路是900MW，而对345KV线路是400MW。
从式（1）可以明显地看到，功率传输能力随XL的增大而减小。
由于XL是随距离的增加而增加的，很明显，如果不采用串联补偿，功率传输能力随距离的增加会减小。
随着EHV电压等级的提高，EHV输电线安全运行所需要的线路走廊（ROW）宽度增大。
为便于比较，表1列出了各种电压等级的最小走廊宽度及相应的英亩数/英里。
可以看出，每英亩面积的传输功率随EHV电压等级降低而减少。
比如，按765KV和345KV自然功率。
每英亩传输功率分别是134MW 和42MW。
线路长度-英里图1 无串联补偿的输电线传输容量（p.u.SIL），对345KV、500KV和765KV电压，分别等于400MW、900MW和2200MW表1 用提高电压改善土地利用注：a指V型串结构。
三、经济分析图2给出了按SIL计算的EHV和UHV（特高压）输电系统的建设成本。
这个成本包括1976年建设时的线路总建设费、走廊费、工程费和其他费用开支。
按SIL计算的输电工程成本，对345KV是375美元/MW-英里，500KV是200美元/MW-英里，而765KV是135美元/MW-英里。
图2中的成本与传输功率和距离相对应时，更容易看出765KV，500KV和345KV电压等级输电系统的经济性比较。
所选择的每种输电系统，都是以下述性能要求的潮流和稳定试验为前提。
1额定电压（KV）图2 以千美元-英里和美元/MW-英里表示的成本与线路电压的关系（1976年建设时，其成本包括整个工程安装费加上走廊费、工程费及其他费用）1、所有线路运行时的正常高峰负荷期间，允许有5%的最大输电电压降，300英里以上的所有线路采用了串联补偿，使输送能力达到SIL。
某些地方还需要采用适当的并联电抗补偿。
2、在高峰负荷期间，当一条EHV线路退出运行时，系统电压变化要在正常电压的5%以内，而且没有设备过负荷。
3、在5赫频率内切除发生在任何一条EHV线段上的永久三相故障时，不失掉负荷并保持系统稳定。
4、当功率因数为1、负荷为25%高峰负荷的轻负荷时，有满意的电压调节能力。
5、当只从线路段任何一端加压时，线段上的电压升高在10%以内。
这些比较表明，当传输功率、距离分别或同时增加时，765KV线路比较经济。
四、充分利用（输电容量）的时间效果如果所需要的输送能力能迅速实现，以上对EHV线路的经济可行性的意见是有效的。
如果不是这样，问题必须重新叙述如下：什么样的远景输送能力对现在是经济的呢？这个解答取决于初始传输要求，以后增长速度，利息，通货膨胀和设备寿命等。
考虑这样一种情况，在345KV系统中建设200英里的互联线路，系统发展的两个相继发展阶段总的要求分别是送2000MW和5000MW。
表2列出了每个阶段按765KV、500KV和345KV三种可选择的发展计划考虑的平均年费用。
这些数据是基于图2，并包括下列各种因素：利息i=10%；设备寿命n=30年；残值L=0；损耗费=100000美元/MW；通货膨胀=5%，10%。
年费用采用下面方程式（2）给出的线形折旧和平均利息法求得：1()2P L i n P L Li n n-+=++-+年费用运行和维护费 (2) 如果所完成的工程不能做到充分利用输电能力，那么应该做类似这样的经济分析。
对输送能力是分许多相继阶段逐步增加的高压直流（HVDC ）输电，这种分析由为重要。
五、HVDC 线路的经济寿命——建设期间备抵资金的影响对已知传输功率的HVDC 输电系统经济寿命的评估，需要知道：（1）最佳电压等级的选择以及（2）对经济参数和建设期间备抵资金（AFDC ）的考虑。
1、 最佳电压等级选择表2 在345系统中建设200英亩联络线3种可选择发展计划的平HVDC 额定电压(KV)图3 终端站投资对电压等级的影响A ——终端站投资不随电压等级变化；B ——终端站投资随电压减少；C ——终端站投资随电压增加终端站投资是HVDC 输电系统的一个主要单独投资项目，是确定最佳电压等级的重要参数。
图3表示了传输5000MW功率时，终端站投资对电压等级选择的影响．曲线A和C表示，在传输功率为5000MW、输送距离为690英里的情况下，如果终端站投资与电压等表示，在传输功率为5000MW、输送距离为690英里的情况下，如果终端站投资与电压等级无关（曲线A），而且如果电压高于+-400KV终端站投资增加10%（曲线C），那么+-400KV就是最佳电压等级。
不过，如果电压高于+-400KV终端站投资减少10%，那么曲线表示，最佳电压等级应是+-800KV。
因此，对已知传输功率的情况下，设备制造厂好象在确定HVDC 线路的电压等级中将起到重要作用。
2、AFDC的作用在评估HVDC和交流EHV方案中所采用的经济参数，与过去采用的多少有些相同。
不过，最近更强调资金成本、能源费用、线路的负荷和AFDC。
已经算出HVDC和交流765KV方案、传送功率为5000MW的输电系统的总现值，表示在图4中，并表示出其等价距离Xb为690英里。
过去，现行HVDC和交流EHV比较中未考虑HVDC终端换流阀设备的建设安装和启动时期的增加费用。
不过现在大多数公用事业管理局对目前尚未完成的项目所占用的资金成本均提供信贷。
因此，在评估AC和DC方案时，必须考虑AFDC。
图4AFDC表示了对等值输电距离的影响。
很明显，考虑AFDC，使传送5000MW功率的+-400KV HVDC线距的等价距离从690英里增加到754英里（或大约相当于不考虑AFDC时等价距离的9%）。
应指出，这个讨论是假定AC 和DC方案，在技术上都是可实现的系统规划选择方案。
上面所有经济方面，都是对1976年而言的，在现地研究中采用这些数据时，应该注意。
距离（英里）图４：在交流与直流输电系统的等价距离六、串联补偿对长距离架空EHV输电线路，串联补偿是用来担高线路的容许负荷的。
如早期讨论的，长EHV 线路的容许负荷主要受暂态稳定所限制。
在选择串联补偿条件时，应该考虑下列各种因素：１．静态和暂态系统稳定性；２．串联电容器的保护；３．暂态过电压；４．次同步谐振。
对上述每个因素都要进行详细地分析和研究。
为了研究串联补偿的估价，这里只做初步估价。
考虑未加补偿的765KV 线路，当输电距离为500英里时，大约可输送1400MW 。
765KV 线路（4*656mm 导线）的热容量约为7000MW ，若采用50%热容量为经济负荷，那么3500MW 或1。
6SIL 就是所希望的传输功率。
输送这个功率要求等值电气长度约为150英里。
因此，需要的补偿度是50015010070%500-=⨯=补偿度 (3) 七、并联补偿EHV 线路的并联补偿条件选择，需要考虑下列各种因素：1．轻负荷时的稳态过电压；2．动态过电压；3．操作过电压；4．由并联线路产生的谐振电压；上述每种情况都必须详细研究。
这些研究结果不仅对选择并联电抗器的初步水平可以以跟据EHV 线路开路端的最大允许电压（比如1。
05P 。
U ）来确定。
并联补偿的容量取决于回路数、开关站、电源阻抗、并联电抗器的配置数量、有关的串联电容的布置、单相重合闸等。
假定并联补偿装在线路的每一端，对不同线路长度和电源阻抗的并联补偿度，由下列计算并联电抗要求的方程式给出。
设E =1。
0p.u.,211.050.25(0.5)1R S R c S R c E X Z Y X Z Y =≤+++ (4) 式中Y 是线路总并联电容导纳，X 为线路的串联感抗，Z 为线路的串联阻抗。
结论我认为K.R.Shah 的研究有代表性，这篇文章的主要材料也来源于他的研究．参考文献1.K.R.Shah et al.,Comarative cost analysis of high capacity overheadtransmission systems,IEEE PAS Winter Power Meeting,1977.2.K.R.Shah,Bulk electric energy transmission, IEEE PAS Winter PowerMeeting, 1976.。
