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晋东南一南阳一荆门1000kV特高压交流试验示范工程起于山西晋东南变电站，经河南南阳开关站，止于湖北荆门变电站。全线km， 跨越黄河和汉江。系统标称电压1000kV，最高运行电压 1100kV。
特高压交流试验示范工程包括 5部分，即晋东南变电站、南阳开关站、荆门变电站、线路工程和系统通信工程。
晋东南变电站位于山西省长治市长子县，装设1组3x1000MVA 特高压主变压器。1000kV出线回，双断路器接线，采用 SF，气体绝缘金属封闭组合电器(Gs Insulated Switchgear，GIS)500kV 出线 断路器接线，采用混合式 SF。气体绝缘金属封闭组合电器(HydG nslat SwicGIS)装设1组3x320Mvar特高压并联电抗器，2组240Mvar低压电抗器，4 组210Mvar 低压电容器。
南阳开关站位于河南省南阳市方城县，本期不装设主变压器。1000kV出线回，双断路器接线kV本期无出线Mvar特高压并联电抗器。
荆门变电站位于湖北省荆门市沙洋县，装设1组3x1000MVA 特高压主变压器。1000kV出线回，双断路器接线，采用 HGIS 设备。500kV出线断路器接线，采用HGIS 设备。装设1组3x200Mvar 特高压并联电抗器，2组240Mvar低压电抗器，4 组 210Mvar 低压电容器。
线km，跨越山西、河南和湖北3个省，途经22个行政区。其中，晋东南至南阳段359km，南阳至荆门段 281km。
系统通信工程分为1000kV OPGW 光缆线路工程、东津线 OPGW 线路改造工程、白郑线OPGW线路改造工程、首峡线 OPGW 线路改造工程和通信设备工程 5 部分。
(1)确定了系统标准电压并被推荐为国际标准。系统地评估了输送能力、送电距离、安全稳定、运行控制、经济性能、设备难度和海拔、污秽等因素的影响，确定特高压系统标称电压为1000kV、最高运行电压为 1100kV。
(2)解决了过电压深度控制的难题。兼顾无功平衡需求，采用高压并联电抗器、断路器合闸电阻和高性能避雷器联合控制过电压，并利用避雷器短时过负荷能力，将操作过电压限制到1.6~1.7p.u，工频过电压限制到 1.3~1.4p.u.，持续时间限制在 0.2s 以内。
(3)解决了潜供电流控制的难题。采用高压并联电抗器中性点小电抗器控制潜供电流，成功实现了 1s 内的单相重合闸，避免了采用动作逻辑复杂、研制难度大、价格昂贵的高速接地开关方案。
(4)建立了特高压系统的绝缘配合方法。掌握了长空气间隙的放电特性曲线，并成功应用于工程实践。提出空气间隙放电电压的海拔修正公式，引入反映多并联间隙影响的修正系数，采用波前时间1000us 操作冲击电压下真型塔的放电特性进行绝缘配合，合理控制了各类间隙距离。
(5)解决了污秽地区特高压工程的外绝缘配置难题。大规模采用有机外绝缘新技术，在世界上首次采用特高压、超大吨位复合绝缘子和复合套管，结合高强度瓷/玻璃绝缘子、瓷套管的使用，实现了技术、经济的有机结合。
(6)解决了电压提高带来的电磁环境控制难题。线路采用大截面多分裂导线，变电站进行全场域电场计算和三维噪声计算，优化了变电站布置和金具结构，成功开发了低噪声设备，开发了全封闭隔音室，工程的电晕损失和噪声控制水平居国际领先地位。
(7)具备了全面完整的特高压试验研究能力。建成了特高压交流试验基地、高海拔试验基地和工程力学试验基地，建成了特高压电网综合仿真系统和仿真计算数据平台，综合试验能力世界领先。
(8)掌握了特高压系统的运行特性和控制规律。在世界上首次开展了特高压电网安全稳定水平的大规模仿真计算分析，结合发电机及励磁系统的实测建模，以及系统电压控制、联网系统特性试验结果，研究掌握了特高压电网的运行特性，提出了特高压电网的运行控制策略并成功实施。
(9)掌握了特高压工程的运行检修技术。研发了全套特高压工程运行检修、带电作业工具和安全防护装置，进行了真人真塔带电作业试验，解决了工程运行检修的难题。
(10)建立了特高压输电技术标准体系。形成了从系统集成、工程设计、设备制造、施工安装、调试试验到运行维护的全套技术标准和试验规范，为特高压输电的规模应用创造了条件。
向家坝-上海800kV特高压直流输电示范工程是金沙江流域向家坝、溪洛渡水电站的配套送出工程，起点为四川宜宾县复龙换流站，落点为上海市奉贤换流站，途经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、江苏、浙江、上海等8省市，4 次跨越长江。线km，工程额定输送功率6400MW，最大连续输送功率 7200MW。该工程于 2007 年 12 月开工建设，2009 年 12 月单极全线月实现单极低端功率输送，计划于2010年6 月底实现双极全压送电投运。
该工程交流侧电压为500kV，直流侧额定电压800kV，额定电流4000A。直流侧采用双极、每极两个12 脉动换流器串联接线kV”。交流侧采用典型的3/2 断路器接线，滤波器大组进串。每端换流站各装设28台换流变压器(其中4 台换流变压器备用)，换流变压器最大容量为321MVA(送端)。297MVA(受端)。每站每极包括高、低压阀厅各1座，采用6英寸电触发品闸管换流阀，每台换流器容量达1800MW。直流开关场接线采用双极直流典型接线，在阀组侧增设旁通开关回路，并考虑融冰运行方式。每极装设1组直流滤波器和4 台干式平波电抗器。干式平波电抗器分置于极母线调谐直流滤波器组。每站考虑3回独立电源，其中在站内设置2台 500kV/10kV站用降压变压器，分别接入交流滤波器大组母线kV配电装置GIS母线。
复龙换流站交流滤波器按3080Mvar配置，分4个大组，共14小组，每小组无功补偿容量为220Mvar；设置1组180Mvar高压并联电抗器接入滤波器母线，纳入换流站无功控制。复龙换流站本期出线回，至建的溪洛渡-浙西特高压直流工程送端换流站 2 回，另预留1 回备用。
奉贤换流站交流滤波器和并联电容器总容量3746Mvar，分为4大组，共15小组，单组容量分别为260Mvar和 238Mvar。奉贤换流站本期出线回至远东变电站，远期出线回。
截至 2009 年底，国家电网公司完成 129 项特高压直流关键技术研究课题和工程单项研究专题，制定特高压直流技术标准66项(其中企业标准 57 项、行业标准8项、国家标准1项)、申报127项国家专利(其中已获授权56项)，取得了一大批具有自主知识产权的创新成果，并成功应用到示范工程中，既解决了一系列技术难题，又大大节省了工程投资，为特高压直流输电技术发展奠定了良好的基础。
(1)研究确定了特高压直流工程额定电压和主接线kV 特高压直流工程采用双极、每极两个12脉动换流器、400kV+400kV 串联接线)提出了直流电压序列推荐方案。选择500、660、800kV和1000kV构成直流输电电压等级序列，提出了各电压等级直流工程的经济输电距离、推荐接线方式和输送容量优化方案。
(3)自主编制形成了特高压直流设备全套技术规范，首次提出了6英寸晶闸管技术参数并研制成功。
(4)采用多换流站共用接地极，提出临近交流线路杆塔入地电流影响解决措施，成功解决接地极选址难题，大大节约占地和工程投资。开展接地极跨步电压和直流线路等效干扰电流研究，为应用新的接地极跨步电压设计标准和直流滤波器设计标准提供了科学有力的依据。
(5)综合应用复合外绝缘等技术，成功解决 800kV 户外直流设备外绝缘和干式平波电抗器的支撑可靠性问题。
(6)开展全域仿真计算、复合间隙和接地体放电试验，确定了 800kV 换流站阀厅、直流场间隙设计距离，提出了换流设备和直流系统绝缘配合方案。
(7)研究并推广应用高强钢、F型塔、原状土基础、旋挖钻机机械成孔工艺、导线同步展放工艺、可拆卸式全钢瓦楞导线盘以及复合绝缘子防鸟害技术等新材料、新技术和新工艺:利用海拉瓦技术，组织开发三维可视管理信息平台，实施线路工程数字化施工管理。
(8)研究解决了特高压直流工程的电磁环境问题。开展换流站及线路的三维电场计算及真型试验，优化导线选型和布置，围墙合理装设隔音屏，经仿真计算结果表明特高压换流站满足国家环评批复要求，场界噪声控制指标均为昼间不大于60dB(A)，夜间不大于50dB(A)。
(9)平面布置优化取得显著成果。换流站高低压阀厅面对面布置，两级低压阀厅背靠背布置，交流滤波器大组、小组均采用田字形布置，全站布置方正、规整、紧凑。
该工程西起云南昆北换流站，东至广西柳北换流站、广东龙门换流站，采用±800千伏三端混合直流技术，线万千瓦，是国家《能源发展“十三五”规划》及《电力发展“十三五”规划》明确的跨省区输电重点工程，是国家特高压多端直流的示范工程。工程采用多端技术，对于大规模电源送出实现受端多点分散接入、节约通道走廊、优化电网结构、提高受端电网的安全稳定水平具有重大示范作用。其建设将有利于我国占领特高压多端、柔性直流输电技术制高点，从长远看，将为未来大规模可再生能源基地的开发与并网提供强有力的技术支撑。
昌吉-古泉士1100千伏特高压直流输电线路工程，起于新疆准东(昌吉)换流站，止于安微宣城(古泉)换流站，途径新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽六省区，线万千瓦，是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输电距离最远、技术水平最先进的直流输电工程。对于促进新疆能源基地开发、保障华东地区电力可靠供应、拉动经济增长、实现新疆跨越式发展和长治久安、落实大气污染防治行动计划等具有十分重要的意义，是当之无愧的“大国重器”，在我国电力工业发展史上具有里程碑意义。
