从二十世纪八十年代我国500kV输变电设备要从国外引进，到如今包括特高压设备在内的电工装备已出口多个国家，我国特高压工程装备历经对国外技术的消化、吸收，到自主创新、突破，开创了一片新天地。
于国于民，特高压工程都是大国重器。
一方面，我国能源资源与负荷中心分布不平衡，西部、北部地区有丰富的能源资源，但却远离中东部负荷中心。中东部地区经济发达，能源需求量大，但能源匮乏。特高压工程输送距离远、容量大、损耗低、占地少，为能源输送提供了更好的解决方案。因此，不论是西部北部地区，还是东中部地区，都迫切需要特高压通道的连接，将电力输送出去、接收进来。
另一方面，特高压工程在清洁能源消纳方面有着不可替代的作用。我国水电、风电、太阳能发电装机均位居世界第一。同时，特高压具有网络规模效应，成网后能显著降低电力供应成本。改革开放40年，我国电力需求与经济始终保持同步。随着经济社会发展，用电量上升，电网配置范围不断扩大，电压等级也相应提高。如果能源输送出现“瓶颈”，事关行业发展，甚至影响经济社会发展和民生保障。
因此，特高压工程可以说是现代经济社会发展的助推器。
2005年，国家明确将特高压输变电工程作为装备制造业技术提升和自主创新的试验示范工程，要求除部分关键技术可由国外提供外，其他技术基本立足国内，实现自主研发和制造。
鉴于我国西北地区黄河上游梯级水电站的开发，进行与之相适应的750kV电压等级交流输变电工程建设已成为发挥西北资源优势、加快西北电力发展的迫切需要和合理选择。
2003年，国家将公伯峡水电站送出官亭—兰州东750kV交流输变电示范工程成套设备及“750kV交流输变电成套设备研制”列入“十五”国家重大技术装备研制项目。750kV交流输变电示范工程在建设过程中，各相关单位应用数值分析、物理仿真、真型试验和现场测试等方法，研究并掌握了750kV交流输变电工程涉及的高海拔重污秽的绝缘配合，电网稳定和主变压器等全套电气设备的设计、制造、施工、调试，以及电网安全自动控制等系列核心技术；自主研制了750kV自耦变压器、电抗器、断路器、隔离开关、避雷器、变压器套管、电容式电压互感器、绝缘子、自动控制保护、杆塔及金具、扩径导线和耐热母线等设备；首次采用Q420高强钢、扩径耐热母线、六分裂扩径导线和大吨位绝缘子等，全面掌握了海拔3000m、长度140.7km、运行电压最高的输变电技术。该示范工程的成套设备顺利通过了满负荷试验，运行安全可靠，实现了“一次性制造成功、一次性安装成功、一次性投运成功”的预期目标。
公伯峡水电站送出官亭—兰州东750kV交流输变电工程，是由国内众多单位共同参与完成的“750kV交流输变电关键技术研究、设备研制及工程应用”科技成果项目，荣获2007年度“国家科学技术进步奖一等奖”，在后续建设的750kV工程中被广泛应用。目前，750kV交流输电线路已成为西北电网的主网架，并为我国1000kV特高压交流输电试验示范工程设备的研制打下了坚实的基础。
2003年8月，依托西北750kV交流输变电工程的建设，国家批复了西高院（西安高压电器研究院股份有限公司）提出的特高压800kV断路器大容量实验室试验系统技术改造建设方案，并于2005年自主建设完成，整个系统可满足1000kV/63kA的试验能力，三相直接试验能力达到14.5kV/100kA，在大容量合成试验技术和试验能力方面进入了国际先进行列，其中自主开发研制的1000kV触发点火装置性能达到了国际先进水平。
该实验室完成技术改造建设后，能够满足国内超（特）高压断路器大容量试验要求的试验回路，800～1100kV GIS、断路器隔离开关等试验，破解了我国超（特）高压断路器大容量试验需在国外进行的困局。
2006年，经国家核准，我国开始建设1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程。工程包括三站二线，自山西省长治市晋东南变电站起，经河南省南阳市南阳开关站，止于湖北省荆门市荆门变电站，线路全长645km，自然功率5000兆瓦，工程静态投资56.88亿元。该工程于2007年开工建设，一期工程于2009年1月投运，二期工程于2011年投运。
此时，特高压输变电工程所需设备国外也尚无制造经验，这对中国输变电制造业是一个极大挑战。西电集团、特变电工、天威集团、新东北电气（沈阳）高压开关有限公司、平高集团等国内骨干企业，都参与到了这一工程中，肩负起了自主开发的重任。
经过不懈努力，特高压交流输电工程实现了由国内自主设计、成套、建设和运营，主要设备立足国内制造的目标，综合国产化比例达到90%，自主完成了1000kV主变压器、电抗器、全封闭组合电器、隔离开关、避雷器、变压器套管、电容式电压互感器、绝缘子、自动控制保护，及扩径导线等主设备的研究、试验和制造任务。
试验示范工程的国产化建设，使中国掌握了一批具有自主知识产权的核心技术，实现了自主创新的核心目标，促进了企业创新能力、设计制造水平和管理水平的全面提升，推动了国内装备制造业的跨越式可持续发展。
特高压直流输电工程在我国起步较晚。二十世纪八九十年代建成的两个±500 kV高压直流输电工程的设备和技术全部依赖进口。在当时，我国尚不具备成套设计和制造±500 kV直流输变电设备的能力。其中，1989年投运的葛洲坝至上海±500 kV直流输电工程是我国领先的超高压直流输电工程。
直流输电的优点很多。
一是线路走廊小，杆塔结构简单，线路造价低，损耗小。与交流相比，输送同样的功率，直流架空线路可节省1/3的导线、1/3~1/2的钢材，损耗为交流的2/3，线路走廊较窄。直流输电工程不存在电容电流，沿线电压分布均匀，不需装设并联电抗器。
二是直流电缆线路输送容量大、造价低、损耗小、寿命长，且不易老化，输送距离不受限制。直流电缆耐受直流电压的能力比耐受交流电压高3倍以上，因此，同样绝缘厚度和芯线截面的电缆，用于直流输电比交流输电的容量大很多。直流输电只需一根（单级）或两根（双级）电缆，而交流输电则需三根或三根的倍数，因而造价低。直流电缆不像交流电缆那样存在交流电容，因而输送距离不受限制，有利于远距离送电。
三是直流输电不存在交流输电需要考虑的稳定问题，有利于远距离大容量送电。在输变电工程中，交流线路存在静态稳定输送极限。随着输送距离的增加，交流允许的输送功率将减小。为增加输送功率，必须采取提高输送稳定性的措施，如增设串联电容补偿，增加输电线路回路数，送端系统快速切机、强行励磁等。这些措施将使投资成本增加。而直流输电无须两端系统同步运行，不存在同步运行的稳定问题，输送容量和距离不受限制。
四是采用直流输电可实现非同步电力系统间的联网。被连接的电网可以是不同额定频率的电网，也可以是频率相同但不同相位运行的电网。被联电网可保持自己的电能质量（如频率、电压）而独立运行，被联电网之间交换的功率，可快速方便地进行控制，有利于输变电网的运行和管理。
五是在双级直流输电系统中，通常大地回路作为备用导线，使双级系统相当于两个可独立运行的单级系统运行。当一级故障时，可自动转为单级系统运行，提高了系统的运行可靠性。
六是直流输电可方便地进行分期建设和增容扩建，有利于发挥投资效益。双级直流工程可按极分期建设，先建一极单极运行，之后再建另一极。
七是直流输电输送的有功功率和换流器消耗的无功功率均可由控制系统进行控制，这种快速可控性可以用来改善交流系统的运行特性，有利于电网的经济运行和现代化管理。
直流输电也有缺点。
一是直流换流站比交流变电站的造价要高许多。换流站设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行费用高。通常，交流变电所的主要设备是变压器和断路器，而换流站还有换流器、平波电抗器、交流滤波器、直流滤波器、无功补偿设备，以及各种类型的交流和直流避雷器等。由于设备多，损耗和运行费用相应增加，运行和维护也较复杂。
二是占地面积大，可靠性相对较差。由于换流站设备多，因而占地面积大，可靠性因设备多也会随之降低。
三是晶闸管换流器进行换流时，消耗大量的无功功率，每个换流站均需装设无功补偿设备。当换流站接到弱交流系统上时，为提高系统动态电压的稳定性和改善换相条件，有时还需装设同步调相机或静止无功补偿装置。
四是直流利用大地（或海水）为回路，也会带来一些技术问题。如接地极附近入地直流电流对金属构件、地下管道、电缆等埋设物的电腐蚀问题；地中直流电流流过中性点，接地变压器使变压器饱和引起的问题；对通信系统的干扰问题等。
五是直流断路器由于没有电流过零点可以利用，灭弧问题难以解决，给制造带来困难，使多端直流输电工程发展缓慢。
直流输电工程的技术难点主要在换流站。
“九五”期间，为尽快掌握相关技术装备的制造能力，根据三峡工程输电需求，国家依托“西电东送”的中通道三峡—常州±500 kV直流输电工程，采取“技术引进、消化吸收、分包制造和攻关创新”的方式，即在国际招标中要求国外转让换流变压器、平波电抗器、换流阀和晶闸管技术，并允许国内厂商分包制造，对国外±500 kV直流输电成套设备技术进行消化吸收。
其中，龙泉—政平±500 kV直流输电工程是三峡输变电工程的重要组成部分，承担着三峡电力外送的任务，是国家电网公司“西电东送”“全国联网”、实现全国电力资源优化配置战略目标的一个重要环节。政平换流站作为该工程的受端站，于2000年7月开工建设，2002年12月22日单极送电，2003年6月16日双极送电，为常州乃至江苏地区高速发展提供了强有力的支撑。
在没有直流运维经验的情况下，换流站建设的骨干技术人员就先后至葛洲坝换流站、南桥换流站参加技术培训和跟岗锻炼，他们手绘图纸学习理论知识，积极参与年度检修、事故处理等现场实践，为政平换流站建设和投运做好知识储备。
2000年7月，政平换流站开工建设。当时，由于国内直流输电技术相对落后，电力装备技术水平较低，因此政平换流站的设备来自瑞典、法国、德国等10余个国家和地区的30余家公司，设备资料均是外文。为了不耽误白天的日常工作，技术人员晚上加班到深夜，人手一本外文字典，逐字逐句地翻译。最终历时3个多月，共翻译设备资料上百余份，为后续运检工作打下了坚实的基础。
随后，通过三峡—广东、贵州—广东、三峡—上海等±500 kV直流输电工程的建设，国内制造企业进一步扩大了分包制造的份额，并重点引进了直流输电控制与保护系统关键技术等，在直流输变电装备制造技术和制造能力方面实现了跨越。
在此期间，我国输变电设备制造企业先后通过联合设计、独立制造的方式，研制了换流变压器、平波电抗器和大功率晶闸管元件，使设备的本土化率从开始时的30%逐步提升，并在大功率晶闸管、换流阀制造和换流站成套设备与设计技术方面取得了重大突破。
经过上述工程的磨炼，到2005年投运“灵宝直流背靠背”工程时，我国已能够实现成套装备100%本土化，完全具备了独立设计和制造±500 kV直流输变电设备的能力，彻底改变了高压直流输电设备依赖进口的历史。
伴随我国输变电工程的发展，国内直流输电装备制造企业的自主创新能力和产品制造能力逐步提升。举若干实例：三峡-常州±500kV直流输电工程中，国内制造企业重在参与，引进了技术，组装和制造了部分设备，国产化率为30%；三峡-广州和贵州-广东±500kV直流输电工程中，国内制造企业采取联合设计、独立制造的方法，自主制造了换流变压器、平波电抗器和大功率晶闸管元件，国产化率达到50%；三峡-上海±500kV直流输电工程中，国内制造企业采取联合设计、联合投标和独立制造的方式，使国产化率达到70%；自“灵宝背靠背”工程开始，实现了100%的国产化，特别是在大功率晶闸管、换流阀制造的国产化和换流站成套设备与设计技术方面取得了重大的突破，为±800kV特高压直流输电成套设备的开发打下了坚实的基础。
在三峡输变电主体工程的规划和建设过程中，国内研制单位逐步掌握了核心技术，彻底改变了高压直流输电设备依赖进口的历史，确保了三峡电力“送得出、落得下、用得上”。
虽然我国特高压直流输电工程的起步较晚，但进展较快。近几年，我国已拥有国际上先进的直流输电技术和极高的直流输电容量。目前，国内已建成±800 kV特高压直流示范工程三个。
一是云南—广东±800 kV特高压直流输电示范工程，汇集云南小湾、金安桥等水电站的电力输送广东，额定电压 ±800 kV，双极额定输电容量500万kW，输电距离1438km，送端换流站选定在云南楚雄州禄丰县，受端选定在广州市增城区（当时为增城市），线路经云南、广西至广东。工程于2009年12月单极建成投产，2010年6月双极建成投产。
二是向家坝—上海±800 kV特高压直流输电示范工程，起点为四川复龙换流站，落点为上海奉贤换流站，额定输送功率640万kW，最大输送功率700万kW，途经四川、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏和上海8个省份，全长约2071km，于2011年7月双极建成投产。
三是锦屏—苏南±800 kV特高压直流输电工程，起点是四川西昌欲龙换流站，落点是江苏苏州同里换流站，最大输送功率720万kW，全长2095km，直流输电线路采用900mm2大截面导线，与传统630mm2导线相比，按照每年损耗3000h计算，每年每千米线路可节电约4.32万kWh。该工程于2012年12月建成。
由于±800kV直流输电在世界上还没有成熟的技术，该示范工程主设备除部分高端换流变压器和直流场设备外，其余如低端换流变压器、±800kV干式平波电抗器、换流阀、15.24cm （6英寸）大功率晶闸管、控制保护、避雷器和绝缘子等设备全部由国内制造，目前设备国产化率达到65%以上。
2021年10月，国网江苏电力公司启动常州政平换流站直流控制保护系统改造。换流站控制保护系统由国外公司设计制造，自2003年6月投运以来，已运行19年。随着时间推移，系统主机板卡故障率升高，由于国外公司备品备件停产，系统的正常维护遭遇难题。如果发生紧急故障，将会导致直流输电系统停运。将常州政平换流站原有的国外核心元器件全部换成国产，为提升设备国产化率提供了范例。这次改造将控制和保护进行了分离，新更换的控制保护主机硬件性能强大，运行更加稳定，给运检工作带来极大方便。这也显示出，40年来通过引进、消化、吸收国外先进的产品设计和制造技术并进行再创新，我国在输变电设备制造领域取得了巨大的成就，缩短了与国外的差距，为我国输变电技术的进一步发展打下了基础。
来源：中国工业和信息化
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