中国率先建设±800千伏高压直流输电系统，并成功投入商业运行。根据中国高压直流电压等级的实际情况，将±800千伏以下的直流电压等级定义为高压直流，对于±800千伏及以上的直流电压等级定义为特高压直流。2007年7月IEC和CIGRE在中国北京的特高压直流输电国际研讨会上达成共识：特高压直流输电电压等级为800千伏及以上电压。

特高压直流输电系统的特点有：①长距离大容量的电力输送，高难度的换流设备制造技术。②复杂的直流输电系统主接线。③更高的过电压及绝缘配合要求。④外绝缘设计难度大。⑤电磁环境协调技术复杂。⑥直流闭锁对交流系统的冲击大。

特高压直流输电系统适合长距离大容量电力输送。中国为解决长江葛洲坝水电站、华南红水河天生桥水电站、长江三峡水电站、贵州煤炭坑口电站和内蒙古呼伦贝尔煤炭坑口电站等的电力长距离向东输送问题，先后建设了多个±500千伏、输电功率1200～3000兆瓦、输电距离1000千米的高压直流输电工程。

2010年，为了解决宁夏东部煤炭坑口电站向山东青岛地区负荷中心的输送问题，建设了±660千伏，输电功率为4000兆瓦，输电距离1400千米的宁东—山东±660千伏直流输电工程。该工程是世界上相近的直流电压等级的高压直流输电系统输电功率最大的项目。当每极采用1个12脉动阀组的条件下，单台换流变压器的运输条件及制造能力均已达到了技术经济合理范围的极限。中国随后规划建设了云南—广东±800千伏直流输电工程，输电功率为5000兆瓦，输电距离1373千米；四川向家坝—上海±800千伏直流输电工程，最大输送容量为7000兆瓦，输电距离1907千米。技术经济分析表明，当输电功率大于4000兆瓦，输电距离达1500千米时，从单位输电距离和单位输送电量的年费用指标（每千瓦时年费用、每千米年费用）来比较，继续采用常规的高压直流是不合理的，采用特高压直流从技术经济上是合理的选择。图为正在建设的溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏直流输电线路，输电功率为8000兆瓦。

溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏直流输电线路

与常规高压直流输电系统相比，特高压直流系统的设备制造技术难度大，特别是换流变压器、平波电抗器、直流套管、换流阀等重要换流设备，需要克服制造技术上的诸多难题。

需对特高压直流电压作用下的绝缘特性、主绝缘结构进行深入研究。通过实验改进换流变压器的绝缘结构，合理布置网侧绕组和阀侧绕组，保证换流变压器在工作电压和冲击电压（包括陡波电压）以及短路冲击下的安全性。

针对极母线两台平波电抗器串联连接的方式，研究开发了合理的金属氧化物避雷器保护方案，以避免雷电波过电压导致的危害；研究了一种适用于特高压平波电抗器绕组的H级轻型换位导线。

针对±800千伏特高压的直流套管不同直流电压级的方案，通过仿真计算分别对处于直流电压200千伏、400千伏、600千伏和800千伏的直流环氧树脂浸渍式套管的交流场、直流场、暂态场、电热耦合场分布以极性反转时套管中的动态电场分布及空间电荷畸变进行全面研究，以保证直流套管设计的合理性。

重新研究开发了适用于±800千伏特高压直流的5英寸、3125安以及6英寸、3000～5000安的晶闸管元器件及换流阀。

特高压直流输电系统的电压等级高、输电容量大，给设备制造、运输带来困难，且单极停运损失的电功率也会给交流系统造成巨大的冲击。特高压直流系统主接线方案的特点：①每极采用2个12脉动阀组串联。②每个12脉动阀组装设旁路开关。③每个12脉动阀组单独接入交流母线。④采用干式平波电抗管，每极由4台线圈构成，其中2台串接在极线端，另2台串接在中性线侧。

由于特高压直流输电系统极线的运行电压水平比常规的高压直流高，导致靠近极线的12脉动换流单元的换流变压器，特别是其中的Yy接线换流变压器的绝缘水平升高很多，对换流变压器的制造及运输带来困难。为了限制过高的绝缘水平，对换流变压器及平波电抗器装设专门避雷器加以保护。

特高压的线路绝缘子、换流站的支柱绝缘子的爬距比常规高压直流增加很多，采用通常的瓷绝缘很难满足要求，需采用瓷绝缘子外涂室温硫化硅橡胶（RTV）或采用合成绝缘材料的绝缘子。

特高压直流条件下的可听噪声、无线电干扰、地面合成场强明显增大，需要采取诸如屏蔽、均压、隔声屏障等多方面的措施进行综合治理。