特高壓

特高壓英文縮寫UHV；電壓符號是U（個別地方有用V表示的）；電壓的單位是伏特，單位符號也是V；比伏大的有kV（千伏）、比伏小的mV（毫伏），uV（微伏），它們之間是千進位。在我國，特高壓是指±800千伏及以上的直流電和1000千伏及以上交流電的電壓等級。

基本介紹

• 中文名：特高壓
• 外文名：Ultra High Voltage
• 英文縮寫：UHV
• 電壓符號：U（個別地方有用V表示的）
• 電壓單位：伏特
• 定義：直流±800kV和交流1000kV及以上 
• 進制：千進位

現狀

對我國電力建設的意義

特高壓能大大提升我國電網的輸送能力。據國家電網公司提供的數據顯示，一迴路特高壓直流電網可以送600萬千瓦電量，相當於現有500千伏直流電網的5到6倍，而且送電距離也是後者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，據國家電網公司測算，輸送同樣功率的電量，如果採用特高壓線路輸電可以比採用500千伏高壓線路節省60%的土地資源。

我國當前特高壓情況

中國已經建成的超高壓是西北電網750千伏的交流實驗工程。首個國內最高電壓等級特高壓交流示範工程，是我國自主研發、設計和建設的具有自主智慧財產權的1000千伏交流輸變電工程——晉東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示範工程，全長640公里，縱跨晉豫鄂三省，其中還包含黃河和漢江兩個大跨越段。線路起自山西1000kV晉東南變電站，經河南1000kV南陽開關站，止於湖北1000kV荊門變電站。2008年12月30日22時，該工程投入試運行，2009年1月6日22時，順利通過168小時試運行。

直流方面，四川向家壩——上海±800千伏特高壓直流輸電示範工程已順利投入運行，這是規劃建設的世界上電壓等級最高、輸送距離最遠、容量最大的直流輸電工程；錦屏-蘇南±800kV特高壓直流線路工程也於2012年5月13日順利通過竣工驗收。

國家電網公司在2010年8月12日首度公布，到2015年建成華北、華東、華中（“三華”）特高壓電網，形成“三縱三橫一環網”。

同日，國家電網宣布世界上運行電壓最高的1000千伏晉東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示範工程已通過國家驗收，這標誌著特高壓已不再是“試驗”和“示範”階段，後續工程的核准和建設進程有望加快。

2015年7月24日，在江蘇省東台市，1000千伏淮南-南京-上海線特高壓交流工程開建。1000千伏淮南-南京-上海特高壓交流工程是國家大氣污染防治行動計畫12條重點輸電通道之一，變電容量1200萬千伏安，線路全長759.4千米，新建輸電線路2×780公里，工程投資268億元。該工程是迄今規模最大、建設難度最大的特高壓交流工程，建成後可增強長三角地區電網互聯互通、相互支援的能力。

世界上技術水平最先進的特高壓電網工程

中國的特高壓輸電網，建設不到10年就具備了世界最高水平，創造了一批世界紀錄。晉東南—南陽—荊門線路是世界上第一個投入商業運行的特高壓交流輸變電工程；向家壩—上海特高壓直流輸電工程，則是世界上同類工程中容量最大、距離最遠、技術最先進的。中國的成就，被國際大電網組織稱之為“世界電力工業發展史上的重要里程碑”。中國未來將在特高壓骨幹網的基礎上建立全國智慧型電網，在這一方面的投入已經超過了美國。

作為國家大氣污染防治行動計畫12條重點輸電通道中首批獲得核准並率先開工建設的特高壓工程，跨越淮河、長江的皖電東送淮南—南京—上海1000千伏特高壓交流工程於2014年9月開工建設。原計畫於2016年3月投入運行，現2015年10月工程即將進入驗收階段，可望提前投入運行。

特高壓未來發展藍圖

分析人士表示，未來5年，特高壓的投資金額有望達到2700億元，這較“十一五”期間的200億投資，足足增長了13倍之餘。

2011年3月16日公布的國家“十二五”規劃綱要中提到，“適應大規模跨區輸電和新能源發電併網的要求，加快現代電網體系建設，進一步擴大西電東送規模，完善區域主幹電網，發展特高壓等大容量、高效率、遠距離先進輸電技術，依託信息、控制和儲能等先進技術，推進智慧型電網建設，切實加強城鄉電網建設與改造，增強電網最佳化配置電力能力和供電可靠性。” 這將意味著特高壓輸電工程已被正式列入國家“十二五”規劃當中。

晉東南-南陽-荊門1000千伏特高壓

國家電網發展策劃部專家張克向《第一財經日報》表示，核電、風電包括作為清潔能源的水電，未來的發展都將有賴於建設特高壓電網。以風電為例，國家規劃風電在2020年達到1.5億千瓦以上的裝機容量，但八大風電基地的裝機容量已經占到總裝機容量的80%，其中五大風電基地都在三北地區（華北地區、西北地區、東北地區），僅新疆、甘肅、內蒙古、吉林等省及自治區的風電裝機就有8000萬千瓦，因此風電消納存在很大問題。只有藉助特高壓電網才可將如此集中和不穩定的電力傳輸到華北和華中等負荷中心。他表示，特高壓建成後，可大規模開發風電，並做到高效率消納，從而將一度頗為嚴重的棄風現象控制在1%。

國家電網公司發展策劃部主任張正陵接受《路透》採訪時表示，特高壓(UHV)智慧型電網對內地電力發展是必須的，未來五年國家電網將投入6200億元人民幣，建設20條特高壓線路，以將西南的水電和西北的風電傳輸至中國東部。發展特高壓電網不僅是技術革新，還實現遠距離運輸，解決中國可再生能源的大規模開發和利用，且能改善當前中東部面臨的嚴峻環境壓力。

所謂特高壓電網是指交流1000千伏、直流正負800千伏及以上電壓等級的輸電網路，它的最大特點是可以長距離、大容量、低損耗輸送電力。內地76%的煤炭資源在北部和西北部，80%的水能資源在西南部，而70%以上的能源需求在中東部，普通電網的傳輸距離只有500公里左右，無法滿足傳輸要求。

內地特高壓電網已完成一條特高壓交流線路和兩條特高壓直流線路，共達4633公里，在建的有兩條交流和兩條直流線路，達6412公里。

2015年10月7日，國內變電容量最高的6000兆伏安1000千伏特高壓主變器系統在蘇州完成安裝。此舉標誌著全球在建規模最大、變電容量最高、單體供電能力最強的1000千伏特高壓變電站核心工程建竣。

1000千伏特高壓蘇州變電站是國內首座雙站同址建設的特高壓變電站，首期工程安裝到位的電力系統分別服務上海和江蘇。該變電站遠景將建設6組3000兆伏安主變器系統，變電總容量達18000兆伏安。

作為“淮南—南京—上海1000千伏特高壓交流輸變電工程”重要節點，蘇州變電站建成投運後，對於提高華東地區清潔能源和電網負荷接納能力，增強長三角電網抵禦重大故障能力和皖電東送可靠性，均具重大意義。

直流輸電

名詞定義

什麼是直流的“靜電吸塵效應”

在直流電壓下，空氣中的帶電微粒會受到恆定方向電場力的作用被吸附到絕緣子表面，這就是直流的“靜電吸塵效應”。由於它的作用，在相同環境條件下，直流絕緣子表面積污量可比交流電壓下的大一倍以上。隨著污穢量的不斷增加，絕緣水平隨之下降，在一定天氣條件下就容易發生絕緣子的污穢閃絡。因此，由於直流輸電線路的這種技術特性，與交流輸電線路相比，其外絕緣特性更趨複雜。

設備技術

自20世紀50年代高壓直流輸電投運以來，經過50多年的發展，高壓、超高壓直流輸電技術已逐步完善，其中巴西兩回±600千伏超高壓直流輸電工程已運行20多年，我國的±500千伏超高壓直流輸電工程也已建設、運行近20年，通過超高壓直流輸電工程的建設、運行，對直流輸電技術有了更成熟的認識，也為±800千伏特高壓直流輸電工程的設備製造奠定了堅實的技術基礎。

上世紀70、80年代，前蘇聯進行過±750千伏特高壓直流輸電工程實踐，其主要設備已通過出廠試驗並已建成1000多公里輸電線路。國際工業界和學術界對超過±600千伏的特高壓直流輸電技術的研究一直沒有中斷，主要工作集中在±800千伏這一電壓等級。1000千伏級交流輸電技術的研究和開發，特別是前蘇聯和日本交流特高壓工程的建設和運行，以及750千伏級交流輸電30多年運行經驗的積累，交流變壓器、避雷器、開關等關鍵設備的設計、製造技術已發展成熟，有關知識和經驗儘管不能直接照搬，但可在±800千伏特高壓直流設備的研發過程中充分借鑑。各種研究和試驗均表明，±800千伏特高壓直流輸電技術工程套用的條件已經具備，已經可以製造出±800千伏特高壓直流所需的所有設備，特高壓直流輸電技術用於實際工程是完全可行的。

換流站設備特點及作用

換流站是直流輸電工程中直流和交流進行相互能量轉換的系統，除有交流場等與交流變電站相同的設備外，直流換流站還有以下特有設備：換流器、換流變壓器、交直流濾波器和無功補償設備、平波電抗器。 　換流器主要功能是進行交直流轉換，從最初的汞弧閥發展到電控和光控晶閘管閥，換流器單位容量在不斷增大。

換流變壓器是直流換流站交直流轉換的關鍵設備，其網側與交流場相聯，閥側和換流器相聯，因此其閥側繞組需承受交流和直流複合應力。由於換流變壓器運行與換流器的換向所造成的非線性密切相關，在漏抗、絕緣、諧波、直流偏磁、有載調壓和試驗方面與普通電力變壓器有著不同的特點。

交直流濾波器為換流器運行時產生的特徵諧波提供入地通道。換流器運行中產生大量的諧波，消耗換流容量40%～60%的無功。交流濾波器在濾波的同時還提供無功功率。當交流濾波器提供的無功不夠時，還需要採用專門的無功補償設備。

平波電抗器能防止直流側雷電和陡波進入閥廳，從而使換流閥免於遭受這些過電壓的應力；能平滑直流電流中的紋波。另外，在直流短路時，平波電抗器還可通過限制電流快速變化來降低換向失敗機率。

技術的主要特點

（1）特高壓直流輸電系統中間不落點，可點對點、大功率、遠距離直接將電力送往負荷中心。在送受關係明確的情況下，採用特高壓直流輸電，實現交直流並聯輸電或非同步聯網，電網結構比較鬆散、清晰。

（2）特高壓直流輸電可以減少或避免大量過網潮流，按照送受兩端運行方式變化而改變潮流。特高壓直流輸電系統的潮流方向和大小均能方便地進行控制。

（3）特高壓直流輸電的電壓高、輸送容量大、線路走廊窄，適合大功率、遠距離輸電。

（4）在交直流並聯輸電的情況下，利用直流有功功率調製，可以有效抑制與其並列的交流線路的功率振盪，包括區域性低頻振盪，明顯提高交流的暫態、動態穩定性能。

（5）大功率直流輸電，當發生直流系統閉鎖時，兩端交流系統將承受大的功率衝擊。

導線的選擇

在特高壓直流輸電工程中，線路導線型式的選擇除了要滿足遠距離安全傳輸電能外，還必須滿足環境保護的要求。其中，線路電磁環境限值的要求成為導線選擇的最主要因素。同時，從經濟上講，線路導線型式的選擇還直接關係到工程建設投資及運行成本。因此特高壓直流導線截面和分裂型式的研究，除了要滿足經濟電流密度和長期允許載流量的要求外，還要在綜合考慮電磁環境限值以及建設投資、運行損耗的情況下，通過對不同結構方式、不同海拔高度下導線表面場強和起暈電壓的計算研究，以及對電場強度、離子流密度、可聽噪聲和無線電干擾進行分析，從而確定最終的導線分裂型式和子導線截面。對於±800千伏特高壓直流工程，為了滿足環境影響限值要求，尤其是可聽噪聲的要求，應採用6×720平方毫米及以上的導線結構。

如何確定特高壓直流線路的走廊寬度和鄰近民房時的房屋拆遷範圍？

特高壓直流輸電線路的走廊寬度主要依據兩個因素確定：

1.導線最大風偏時保證電氣間隙的要求；

2.滿足電磁環境指標（包括電場強度、離子流密度、無線電干擾和可聽噪聲）限值的要求。根據線路架設的特點，在檔距中央影響最為嚴重。研究表明，對於特高壓直流工程，線路鄰近民房時，通過採取拆遷措施，保證工程建成後的電氣間隙和環境影響滿足國家規定的要求。通常工程建設初期進行可行性研究時就要計算電場強度、離子流密度、無線電干擾和可聽噪聲的指標，只有這些指標滿足國家相關規定時，工程才具備核准條件。

技術的經濟優勢

800千伏直流輸電方案的單位輸送容量投資約為±500千伏直流輸電方案的72%。溪洛渡、向家壩、烏東德、白鶴灘水電站送出工程採用±800千伏級直流與採用±620千伏級直流相比，輸電線路可以從10回減少到6回，並節約綜合投資約150億元。

技術創新

通過對金沙江下游水電和錦屏水電送出方案的滾動研究和綜合論證，推薦金沙江一期送出工程採用3回±800千伏、640萬千瓦特高壓直流送出方案。已經完成了直流送出工程和送端500千伏配套工程可行性研究報告，並通過了評審。直流輸電工程的環境影響評價、水土保持方案、地質災害危險性評估、壓覆礦產評估、地震安全性評價和文物普探六項專題工作也於近期順利完成。

在技術研究中，立足科技創新，實現跨越式發展，取得了突破性進展：

1.提出單回±800千伏、640萬千瓦直流方案，該方案充分發揮特高壓直流的規模優勢，通過工程實踐，其標準化設計具有十分廣闊的市場前景。

2.研製6英寸晶閘管元件，將在中國建成世界惟一的6英寸元件生產線，研製和開發6英寸元件（換流閥），將大大提升中國的電力電子業製造水平。

3.研究重冰區線路熔冰，通過適當改變特高壓直流系統接線方式、短時增大通過線路的電流方案，在覆冰嚴重時段對線路進行熔冰，可大規模降低線路本體投資。

4.開展污穢測量，採用完全自主設計開發的直流污穢測量系統，開展特高壓工程站址直流積污試驗，總體技術處於國際先進水平。

5.開展走廊數位化和整體航飛，將溪洛渡、向家壩水電站的出線規劃作為一個系統工程，進行了整體航飛，提高了出線規劃工作的準確性，節省工程費用。

6.提出並研究特高壓直流電磁環境指標，提出將原《高壓直流架空輸電線路設計導則》要求的標稱場強，改為以對環境產生實際影響並可直接測量的合成場強指標，用以衡量直流線路的電場的修改意見，最佳化了原導則，已被國家環保總局採納。

我國套用前景

特高壓直流輸電具備點對點、超遠距離、大容量送電能力，主要定位於我國西南大水電基地和西北大煤電基地的超遠距離、超大容量外送。

特高壓直流在我國的套用前景廣闊。以國家電網為例，金沙江一期溪洛渡和向家壩送出工程將採用3回±800千伏、640萬千瓦直流特高壓送出，四川錦屏水電站採用1回±800千伏、640萬千瓦直流特高壓送出，以上工程計畫在2011年底～2016年期間陸續建成投運。金沙江二期烏東德、白鶴灘水電站送出工程也將採用3回±800千伏、640萬千瓦直流特高壓送出。發展特高壓直流輸電，還為我國後備能源基地西藏水電和新疆煤電開發提供經濟的輸電方式，為加強與俄羅斯、蒙古、哈薩克斯坦等國的電力合作提供技術保障。

和交流輸電區別

從技術上看，採用±800千伏特高壓直流輸電，線路中間無需落點，能夠將大量電力直送大負荷中心；在交直流並列輸電情況下，可利用雙側頻率調製有效抑制區域性低頻振盪，提高斷面暫（動）穩極限；解決大受端電網短路電流超標問題。採用1000千伏交流輸電，中間可以落點，具有電網功能；加強電網支撐大規模直流送電；從根本上解決大受端電網短路電流超標和500千伏線路輸電能力低的問題，最佳化電網結構。

從輸電能力和穩定性能看，採用±800千伏特高壓直流輸電，輸電穩定性取決於受端電網有效短路比（ESCR）和有效慣性常數（Hdc）以及送端電網結構。採用1000千伏交流輸電，輸電能力取決於線路各支撐點的短路容量和輸電線路距離(相鄰兩個變電站落點之間的距離)；輸電穩定性（同步能力）取決於運行點的功角大小（線路兩端功角差）。

從需要注意的關鍵技術問題看，採用±800千伏特高壓直流輸電，要注重受端電網靜態無功功率平衡和動態無功功率備用及電壓穩定性問題，要注重多回直流饋入系統因同時換相失敗引起的系統電壓安全問題。採用1000千伏交流輸電，要注重運行方式變化時的交流系統調相調壓問題；要注重嚴重故障條件下，相對薄弱斷面大功率轉移等問題；要注重大面積停電事故隱患及其預防措施。

技術和經濟優勢

和±600千伏級及600千伏以下超高壓直流相比，特高壓直流輸電的主要技術和經濟優勢可歸納為以下六個方面：

一、輸送容量大。採用4000安培晶閘管閥，±800千伏直流特高壓輸電能力可達到640萬千瓦，是±500千伏、300萬千瓦高壓直流方式的2.1倍，是±600千伏級、380萬千瓦高壓直流方式的1.7倍，能夠充分發揮規模輸電優勢。

二、送電距離長。採用±800千伏直流輸電技術使得超遠距離的送電成為可能，經濟輸電距離可以達到2500公里甚至更遠，為西南大水電基地開發提供了輸電保障。

三、線路損耗低。在導線總截面、輸送容量均相同的情況下，±800千伏直流線路的電阻損耗是±500千伏直流線路的39%，是±600千伏級直流線路的60%，提高輸電效率，節省運行費用。

四、工程投資省。根據有關設計部門的計算，對於超長距離、超大容量輸電需求，±800千伏直流輸電方案的單位輸送容量綜合造價約為±500千伏直流輸電方案的72%，節省工程投資效益顯著。

五、走廊利用率高。±800千伏、640萬千瓦直流輸電方案的線路走廊為76米，單位走廊寬度輸送容量為8.4萬千瓦/米，是±500千伏、300萬千瓦方案和±620千伏、380萬千瓦方案的1.3倍左右，提高輸電走廊利用效率，節省寶貴的土地資源；由於單回線路輸送容量大，顯著節省山谷、江河跨越點的有限資源。

六、運行方式靈活。國家電網公司特高壓直流輸電擬採用400+400千伏雙十二脈動換流器串聯的接線方案，運行方式靈活，系統可靠性大大提高。任何一個換流閥模組發生故障，系統仍能夠保證75%額定功率的送出。

絕緣子片數

由於直流線路的靜電吸附作用，直流線路的污穢水平要比同樣條件下的交流線路的高，所需的絕緣子片數也比交流的多，其絕緣水平主要決定於絕緣子串的污穢放電特性。因此，在選擇絕緣子片數時主要有兩種方法：

1.按照絕緣子人工污穢試驗採用絕緣子污耐受法，測量不同鹽密下絕緣子的污閃電壓，從而確定絕緣子的片數。

2. 按照運行經驗採用爬電比距法，一般地區直流線路的爬電比距為交流線路的兩倍。兩種方法中，前者直觀，但需要大量的試驗和檢測數據，且試驗檢測的結果分散性大。後者簡便易行，但精確性較差。實際運用中，通常將兩者結合進行。

換流站設備面臨的問題

特高壓直流換流站設備面臨的關鍵問題有以下幾類：

1. 因電壓等級升高，換流變壓器閥側繞組、出線結構和套管的內絕緣問題將是需要解決的主要難題之一。閥側繞組承受較高的交直流混合場強，需使用大量的絕緣成型件等絕緣材料。±800千伏換流變壓器閥側引線絕緣成型件的研製和試驗，閥繞組主絕緣、匝絕緣的場強設計和試驗是設備研製中需重點解決的難題。

2.因換流站污穢等級較高而造成的直流場設備絕緣問題。直流設備的污閃在直流場事故中占很大比重，是需要重點解決的難題。根據以往工程經驗和試驗研究，由於直流場的吸污特性，直流設備的爬電距離約為同等污穢條件下交流設備爬距的2倍。隨著城市化和工業化的發展，大氣污染問題日益嚴重，特高壓直流換流站污穢已達Ⅱ級甚至Ⅲ級水平，按此要求爬距需達到70毫米/千伏或更高的要求。在特高壓電壓下，按標準要求的爬電比距設計，設備已超過現有製造或運行能承受的高度。在重污穢地區，戶內場或設備合成化是解決耐污問題的兩個可行途徑。國家電網公司已將此問題作為重點研究項目，在換流站址進行直流場強下的污穢實測，確定合理、客觀的直流污穢水平，通過實際尺寸試驗等深入研究，確保設備具有安全、合理的外絕緣水平，以保障特高壓直流安全穩定運行。

國家電網公司首次提出±800千伏、4000安培、 640萬千瓦系列特高壓直流工程方案。溪洛渡、向家壩和錦屏共採用4回±800千伏特高壓直流輸電工程送出，每回輸送容量為640萬千瓦，是規劃中電壓等級最高，容量最大的直流輸電工程。

因輸送容量大，電壓高造成高端換流變壓器體積大，運輸重量增加，據廠家概念設計估算，送端高端換流變壓器最大重量可達360噸/台。由於送端地區運輸條件限制，經過技術經濟分析，國家電網公司在金沙江外送特高壓直流輸電工程站址規劃中，將送端3個換流站全部集中在四川宜賓市，既解決大件設備的運輸問題，又節省了工程造價，而且有利於特高壓換流站的運行維護。

發展前景

建設“特高壓國家電網，實現能源資源最佳化配置”作為電網建設的重要目標和任務對於保證電源和電網安全穩定運行有著重要意義。美國、加拿大、俄羅斯、日本、義大利、西班牙等國家從上世紀七十年代就開始研究特高壓輸電技術，歷經四十餘年。近三四十年歐洲、北美等地發生的十幾次大面積停電事件的教訓是，交流電所供負荷越高，覆蓋範圍越大，越存在巨大安全隱患，因此必須通過聯繫緊密的特高壓交流電網提供較為充裕的備用容量。電網很容易遭遇颱風、暴雨、雷擊、冰凌、污閃、軍事破壞等天災人禍，若無足夠的備用容量，會將事故迅速蔓延擴大。因此，要保證電網安全運行，必須在規劃、設計、建設、運行中研究電網結構，要按“分層分區”原則實行三道保護。國家電網和南方電網提出建設“特高壓國家電網”的目標是實行能源資源最佳化配置。

著名工程

美國、前蘇聯、日本和義大利都曾建成交流特高壓試驗線路，進行了大量的交流特高壓輸電技術研究和試驗，最終只有前蘇聯和日本建設了交流特高壓線路。

前蘇聯1150kV工程

前蘇聯1000kV級交流系統的額定電壓(標稱電壓)1150kV，最高電壓1200kV，是世界上已有工程中最高者。前蘇聯從1985年8月共建成2350km 1150kV輸電線路和4座1150kV變電站(其中1座為升壓站)。其中有907km線路和3座150kV變電站(其中1座為升壓站)從1985年～1990年按系統額定電壓1150kV運行了5年之久。之後由於前蘇聯經濟上的解體和政治原因，卡札克斯坦中央調度局將全線降壓為500kV電壓等級運行，在整個運行期間，過電壓保護系統的設計並不需要進行修改，運行情況良好。

日本1000kV工程

日本1000kV電力系統集中在東京電力公司，1988年開始建設1000kV輸變電工程，1999年建成2條總長度430km的1 000 kV輸電線路和1座1000 kV變電站，第1條是從北部日本海沿岸原子能發電廠到南部東京地區的1000kV輸電線路，稱為南北線（長度190km），南新瀉幹線、西群馬乾線；第2條是聯接太平洋沿岸各發電廠的1000kV輸電線路，稱為東西線路（長度240 km），東群馬乾線、南磬城幹線，此外日本還建成了1座新楱名1100kV變電站，所有的1000kV線路和變電站從建成後都一直降壓為500kV電壓等級運行，考慮配合太平洋沿岸和東北地區原子能發電廠的建設擬升壓至額定電壓1000kV運行，但是由負荷增長停止不前，電源建設和1000kV升壓計畫也大幅推遲，預計在21世紀10年代後期才能升壓至1000kV運行。

義大利1050kV試驗工程

20世紀70年代，義大利和法國受西歐國際發供電聯合會的委託進行歐洲大陸選用交流800kV和1050kV輸電方案的論證工作，之後義大利特高壓交流輸電項目在國家主持下進行了基礎技術研究，設備製造等一系列的工作，並於1995年10月建成了1050kV試驗工程，至1997年12月，在系統額定電壓（標稱電壓）1050kV電壓下進行了2年多時間，取得了一定的運行經驗。

義大利1050kV試驗工程

該試驗工程位於義大利Suvereto1000kV試驗站內，包括兩部分：

（1）1050/400kV變電站；

（2）2.8km1050kV輸電線路。1050kV試驗工程單線示意圖如圖所示。

中國特高壓輸電工程

中國對特高壓輸電技術的研究始於上個世紀80年代，經過20多年的努力，取得了一批重要科研成果。研究表明，發展特高壓輸電是中國電力工業發展的必然選擇。國家電網已經和在建的特高壓交流輸變電工程：一是陝北-晉東南-南陽-荊門-武漢的中線工程，二是淮南-皖南-浙北-上海的東線工程。另外，中國第三條特高壓輸電工程——“四川—上海±800千伏特高壓直流輸電示範工程”，也於2007年12月21日在四川省宜賓縣動工修建。到2020年，我國特高壓電網將基本建成，輸送電量將達到2億千瓦時以上，占全國裝機總容量的25%。

1000千伏特高壓交流試驗示範工程

2009年1月6日，我國自主研發、設計和建設的具有自主智慧財產權的1000千伏交流輸變電工程——晉東南-南陽-荊門特高壓交流試驗示範工程順利通過試運行。這標誌著我國在遠距離、大容量、低損耗的特高壓（UHV）核心技術和設備國產化上取得重大突破，對最佳化能源資源配置，保障國家能源安全和電力可靠供應具有重要意義。

這條世界上首次投入運營的特高壓交流線路全長640公里，電壓等級是世界最高的，達到1000千伏，輸送的電能是現有的500千伏的5倍，輸送過程的電能損耗和占地面積都可以節省一半以上，整個工程的投資比500千伏的線路節省三分之一。縱跨晉豫鄂三省，其中還包含黃河和漢江兩個大跨越段。線路起自山西1000kV晉東南變電站，經河南1000kV南陽開關站，止於湖北1000kV荊門變電站。

工程於2006年8月取得國家發展和改革委員會下達的項目核准批覆檔案，同年底開工建設，2008年12月全面竣工，12月30日完成系統調試投入試運行，2009年1月6日22時完成168小時試運行投入商業運行，運行情況良好。

2015年12月15日，世界首條千萬千瓦級的特高壓直流輸電工程-錫盟-泰州±800千伏特高壓直流輸電工程在興化開工。該工程是國家大氣污染防治行動計畫“四交四直”特高壓工程的重要組成部分，計畫於2017年建成投運。

未來兩年將成為我國特高壓建設高峰期

近期國家電網正全面展開多個特高壓建設籌備工作，2015-2016年將成為特高壓線路建設的高峰期。

國家電網公司年中工作會議上已經明確提出，年底前將要開工建設“三交一直”淮南-南京-上海、錫盟-山東、蒙西-天津交流和寧東-浙江直流特高壓工程，僅有蒙西-天津交流特高壓未獲得核准。同時，年底前爭取核准酒泉-湖南特高壓直流輸電工程。

繼上半年淮南-上海（北環）特高壓交流線獲批之後，三季度錫盟-山東特高壓交流工程也得到了發改委核准。加上蒙西-天津、榆橫-濰坊兩條交流線路獲批在即，國家電網正為多條特高壓線路的落地忙得如火如荼。

10月16日，寧東-浙江±800千伏特高壓直流工程第1標段開工，基礎首基澆制在232號塔位開始。

陝西送變電工程公司承擔的第1標段線路起於寧夏和陝西交界的紅井子鄉201號塔，止於吳起縣小灣渠西耐張塔401號，線路總長87.955千米，鐵塔總計160基。本段基礎多為人工挖孔，桿塔為自立式鐵塔，導線採用全國首例橫截面最大的鋼芯鋁型線。

10月21日，國家電網公司淮南-南京-上海1000千伏特高壓交流工程和平圩三期擴建送出工程現場建設協調領導小組首次會議在江蘇召開。國家電網要求各參建單位儘快形成泰州站和長江大跨越技術方案，確保平圩三期送出工程一季度投運以及工程總體安全質量穩定；提前考慮工程分站、分期投運相關工作，提前策劃安排好大件運輸、交接試驗、配套工程建設調試等有關工作。

淮南-南京-上海特高壓交流工程是迄今為止規模最大、投資最大、難度最大的交流特高壓輸變電工程，具有技術難度大、設備挑戰大、建設困難多三大特點。

據悉，淮南-南京-上海特高壓交流工程新建南京、泰州、蘇州3座變電站，擴建淮南、滬西變電站，新增變電容量1200萬千伏安，新建輸電線路2×779.5千米，同塔雙迴路架設（局部同塔四回架設），途經安徽、江蘇和上海。平圩三期送出工程包括淮南站1個1000千伏出線間隔，新建同塔雙回（本期單側掛線）線路約5千米。工程征地、設計、採購、施工等各方面工作按里程碑計畫順利推進，總體的安全質量局面穩定。

10月23日，湖南電力檢修公司爆出訊息，國網湖南電力擬通過擴建株洲500千伏雲田變電站，將其打造成湖南規模最大的一座變電站，以對接特高壓落地，滿足經濟發展和資源利用需要。

特高壓線路審批獲重大突破，33條線路待建。是線路審批獲重大突破的一年，大機率將有“三交兩直”特高壓線路獲得批准。為滿足我國大型能源基地的外送需求，預計2020年前後，還需要新批約24條特高壓直流輸電線路，9條特高壓交流線路。除能源局12條輸電通道外，國網正在規劃新的“五交五直”方案，將保證特高壓建設的持續性。

2015年9月，山江±800千伏特高壓直流輸電線路工程皖1標段在宿州舉行了首基基礎澆築儀式，標誌著該工程進入全面開工階段。

作為國家大氣污染防治行動計畫12條重點輸電通道中首批獲得核准並率先開工建設的特高壓工程，跨越淮河、長江的皖電東送淮南-南京-上海1000千伏特高壓交流工程於2014年9月開工建設，原計畫於2016年3月投入運行，工程即將進入驗收階段，可望提前投入運行。

準東—皖南特高壓工程計畫2018年建成投運。準東-皖南工程是世界上電壓等級最高、輸送容量最大、輸送距離最遠、技術水平最先進的特高壓輸電工程，是國家電網在特高壓輸電領域持續創新的重要里程碑，刷新了世界電網技術的新高度，開啟了特高壓輸電技術發展的新紀元，對於全球能源網際網路的發展具有重大的示範作用。