1、南方电网的现状和发展
南方电网覆盖广东、广西、云南、贵州和海南五省区，面积约100万km，至2004年底总装机容量78.76GW，其中统调装机53.39GW，统调最高负荷46.07GW，公司系统售电量308.2TWh。经过十几年的努力，南方电网已经形成以6回500kV交流线路、3回500kV直流线路为西电东送主干网架、各省内交流500kV环网供电的主网。
根据南方五省区的国民经济和社会发展规划，2010年和2020年电力最大负荷分别为103.89GW和180.91GW。为满足经济发达地区的高用电需求，南方电网新增西电送广东电力“十一五”期间为10.30GW，“十二五”，期间为10.05GW并使西电送广东达到31.23GW。届时，南方电网将形成特高压和超高压交直流混合运行的统一开放、结构合理，技术先进、安全可靠的坚强主网。
2、发展特高压输电技术的必要性
2.1优化电网资源配置，协调区域经济发展
南方五省区东西部能源资源和经济发展不均衡，东部广东省占五省区GDP65%，但能源含量仅占3.5%，电力电量不足已严重影响社会经济的发展;而经济相对不发达的云南、贵州却拥有>90%的五省区能源储量，其中云南省可开发的水电装机容量达95.70GW。因此，进一步地实施大容量西电东送，促进资源优化配置，是南方区域能源发展的必由之路，也是南方电网公司的重要战略。
2.2缩小输电通道走廊，节省宝贵土地资源
输电通道资源紧缺是电网发展过程中的国际性的问题。人均耕地面积小，广东珠三角地区电力负荷密度过高，电网建设占地过多的矛盾尤其突出。到2030年西电东送采用交流500kV送电方案需增加16回线路，走廊宽达960m，占地面积217万亩;采用交流1000kV送电方案走廊宽度为500m，占地面积110万亩;而采用直流±800kV送电，走廊宽度为300m，占地仅70万亩。此外，滇西南三江出口峡谷地段受地理位置限制，不可能采用500kV方案，特高压输电方案可有效解决问题。
2.3限制短路电流，提高电网稳定，节约设备费用
随着迅猛增长的供电需求，电网系统容量增加很快，目前广东珠三角负荷密集区部分500kV变电站的短路电流水平已接近或超过设备可以承受的50kA的水平。如仍仅采用500kV电压等级，预计2010年后该地区大部分变电站的短路电流水平将>50kA并逼近目前常规设备制造极限63kA，电网稳定可靠供电和设备安全的困难难以解决。特高压交直流输电技术可增强骨干电网输电能力，有效控制每一电压等级的系统短路电流。在加强各级网络结构的同时，为现有500kV输电网提供了分片运行的条件，在保证供电可靠性的前提下降低了短路电流水平。
2.4特高压输电的经济性明显
国内外的研究表明，交流输电1000kV方案的单位输送容量投资约为500kV方案的73%，运行损耗下降80%。直流输电800kV方案的单位输送容量投资约为500kV方案的72%，运行损耗下降70%。此外，如前所述特高压输电技术可节省大量输电走廊用地，符合国家可持续发展政策的要求。
2.5我国电工制造技术跨越式发展的空前机遇
经过多年的技术攻关、引进、消化吸收，国内设备制造业已具备500KV交流输电设备的设计制造技术，750KV交流输变电关键设备国产化也已取得进展，正负500KV直流输电关键设备设计制造技术已基本掌握。特高压输变电设备在国际上也是处于研制阶段，国内制造厂可以以计划中的特高压工程为依托，主要设备以我为主、联合开发、国内制造、掌握设备制造关键技术，实现设备制造技术升级，快速提高国际竞争力。
3、南方电网特高压输电应用研究工作
3.1特高压研究工作的主要过程
南方电网公司2003年8月在电力发展规划的基础上组织开展了高一级电压等级应用研究，2004年12月完成并出版了《南方电网高一级电压等级应用研究报告》2005年1月25日以。《关于特高压应用研究工作情况的报告》将研究的主要内容、结论和项目规划建议正式上报。
3.2研究的主要结论
(1)国际上交流特高压输电技术已经基本成熟，具有制造全套设备的能力;直流特高压(±750kV或±800kV)输电工程技术上可行。(2)高海拔、重污染以及覆冰等因素对设备外绝缘过电压水平可能提高的较高要求可通过增加空气净距和绝缘子片数等方法满足。(3)设计合理的特高压输电线路的可听噪声、无线电干扰水平可与现有超高压输电线路相当。(4)特高压输电系统较现有输电系统的过电压倍数低。(5)特高压交流线路单段长度不宜>500km，中间设开关站情况下可按2x350km控制。
3.3南方电网特高压输电网的规划方案
结合电网总体规划及各种输电方案的输电走廊、短路电流控制、输电能力、投资和运行费用等的技术经济比较，推荐南方电网特高压输电规划方案为结合云南小湾、金安桥、糯扎渡等水电站的投产建设云南至广东2回±800kV直流输电工程，实现特高压、远距离、大容量、点对点送电;2030年前建设云南至广东5～6回1000kV交流输电通道，在珠江三角洲地区北部建成双回路1000kV环网。2005年初南方电网公司根据战略和电网规划成立了特高压工程建设部，负责实施南方电网特高压交直流工程，云南至广东±800kV特高压直流工程为第一个管理项目。
4、云广特高压直流输电工程
4.1系统方案
云广特高压输电工程系统方案，从合理利用输电走廊资源、换流站站址和接地极极址资源、促进直流输电技术进步和电网技术升级角度出发，结合今后西南水电外送规划，考虑工程建设周期要求，经技术经济比较，确定采用±800kV电压等级，输电容量5GW。送端换流站位于云南省楚雄州禄丰县三湾镇，本期出线7回：至小湾水电站3回，至金安桥电站2回，至昆西北变电站2回。受端换流站位于广东增城市朱村镇π接500kV增城至横沥双回线，路，新建2回线路至500kV水乡变电站，并预留交流主变和220kV出线。
4.2工程主要参数
该工程线路长1438km，采用6×630mm2导线，其余参数见表1。
4.3工程技术关键问题
4.3.1换流阀和阀组
规划云广直流工程送电容量5GW，电压±800kV，额定电流3125A，相对现有±500kV/3GW直流工程的3000A额定电流仅提高4.2%。通过优化换流变短路阻抗参数、提高单个阀片的冷却水流量等措施，该工程完全可用现±500kV工程应用成熟的127mm阀片，从而节省大量研发费用和时间，经济实用且无国产化障碍。建设、设计单位、生产厂商均已确认，送受端均采用(400kV+400kV)双12脉动阀组串联接线为最优方案，它在设备的研制和运输、运行的灵活和可靠方面优势明显，已有国外工程成功应用的经验。
4.3.2特高压直流换流变压器
由于采用双12脉动阀组，工程共需48台换流变(另加备用8台)。其中36台≤±600kV的换流变可使用成熟技术，12台靠近极母线的±800kV换流变全球均无，需要研发。±800kV与±500kV换流变的主要判别有三：一是绝缘水平更高，二是运行中直流偏磁更大，三是尺寸增大使运输困难。因此，特高压换流变绝缘结构、设备尺寸要求接近制造极限，挑战很大。国内外制造商研究云广工程后已提出换流变的主要参数，分析计算认为设计制造800kV换流变技术上可行并可满足国内铁路运输条件需要。部分制造商表示2006年可产出样机。
4.3.3阀侧变压器套管和直流穿墙套管
阀侧变压器套管和直流穿墙套管是特高压设备制造难点之一，目前主要依靠国外技术，SIEMENS和ABB已提前投入该技术并取得较好效果。ABB公司1993年即已研制出直流±800kV油纸绝缘瓷外套穿墙套管并通过相关试验，后将部分陶瓷外套涂上合成材料以增加外绝缘功能，安装在瑞典STRI实验室，安全运行至今。ABB称有把握在此基础上开发出合成材料的穿墙套管。SIEMENS已研制出特高压变压器合成材料套管以及用于换流变特高压阀侧线圈引出线与套管连接部分的绝缘桶(Barriersystem)，其在奥地利格拉茨技术大学开展的电气试验已基本完成。由于试验室环境条件所限直流耐压试验和极性翻转电压试验仅完成设计值的93%和96%，但都曾经短时间加至100%试验电压试品未见异常。补充试验可在所内完成。换流变套管技术与穿墙套管相似而难度更大，前者的解决，意味着后者也迎刃而解。特高压的阀侧变压器套管和直流穿墙套管技术已基本解决，但也关注到套管尺寸加大后，其机械性能也应相应提高，并通过相关试验。
4.3.4平波电抗器
特高压直流换流站首选干式平波电抗器，每两台一组串联，分别布置在每极的极母线和中性线上，经济且无技术风险，是为最佳方案。
4.3.5特高压直流设备外绝缘
特高压直流场内有直流高速开关、隔离刀闸、互感器等设备、如陶瓷绝缘材料很难满足其外绝缘爬距的要求。解决方案，一是建设户内直流场，可以在一定程度上减缓污秽程度，更重要的是保持设备干燥，防止污闪发生;二是采用合成绝缘材料，以满足外爬距要求，但有研发和试制的技术风险。前者投资和运行费用较大，多数专家倾向于后一方案。平波电抗器也要解决支柱绝缘子外绝缘问题。目前已有数家厂商研制出特高压直流合成支柱绝缘子和线路绝缘子样品，可望在现有的直流工程中挂网试运行。
4.3.6控制保护
我国尚未使用过双12脉动串联阀的控制保护技术，但国外如巴西伊泰普±600kV直流输电工程多年的运行经验已证明系统的安全可靠。对此国内外厂商均表示无任何技术困难。
