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特高压电网：指交流1000千伏、直流正负 800千伏及以上电压等级的输电网络。

在电力传输领域，""高压""的概念是不断 改变的鉴于实际研究工作与运行的需要 ，对电压等级范围的划分，目前通常统一为： 35kv及以下电压等级称配电电压。110kv~220kv电压等级称高压。 330kv~500kv电压等级称超高压。 1000 kv及以上电压等级称特高压。

低压：24V、36V、127V、220V、380V

高压：3kV、6kV 、10kV、35kV、63kV、 110kV 、220kV

超高压：330KV、 550KV 、800KV

特高压: 1000KV

特高压电网优势

v1000千伏特高压交流输电线路输送功率约为500千伏线路的4至5倍;正负800千伏直 流特高压输电能力是正负500千伏线路的两倍多。

特高压交流线路在输送相同功率的情况下， 可将最远送电距离延长3倍，而损耗只有5 00千伏线路的25%至40%。输送同样的功率，采用1000千伏线路输电与采用500千伏的线路相比，可节省60%的土地资源。

中国有世界第一条特高压电网线路：起于山西省长治变电站，经河南省南阳开关站，止于湖北省荆门变电站，联接华北、华中电网，全长654公里，申报造价58.57亿元，动态投 资200亿元，已于2008年12月28日建成进行商业化运营。

国家特高压电网发展情况及规划

2010 年，国家特高压电网将在华北、华中和华东地区形成晋东南～南阳～荆门～武汉～芜湖～杭北～上海～无锡～南～徐 州～安阳～晋东南双环网作为特高压主网 架;西北、华北火电通过蒙西～北～石家庄～安阳以及蒙西～陕北～晋东南2个独立 送电通道注入特高压主网，西南水电通过 v乐山～重庆～恩施～荆门双回路通道注入 特高压主网。

2010年特高压工程总规模将到20座交流变 电站(开关站)，主变台数将达到26台， 总变电容量达到7725万千伏安，交流特高 压线路长度达到11580公里。

2015 年，交流特高压骨干网架将形成长梯形、多受端的交流主网架结构：在中部及东部地区分别建成一条南北方向的大通道， 即北东～石家庄～豫北～南阳～荆门～长沙的双回线路、唐山～ 天津～济南～徐州(连云港)～南(无锡)～芜湖～杭北～金 华～温州～福州～泉州，两条大通道间通过北东～唐山单回、石 家庄～济南单回、豫北～徐州双回、荆门～武汉～芜湖双回、长沙～南昌～金华单回等共7回线路联系。蒙西火电、陕北火电、 宁夏火电及川西水电等大电源经各自的特高压站汇集后，通过百万伏级线路注入中部大通道。沿海核电直接接入东部大通道，为 东部受端电网提供必要的电压支撑。华北、华中、华东等受端地 区分别形成北东～唐山～天津～济南～石家庄环网、荆门～武汉～南昌～长沙环网、南～无锡～上海北～上海西～杭北～芜湖 双环网。 2015年规划建成特高压直流5回，包括：金沙江一期溪洛渡和 向家坝水电站送电华东、华中;锦屏水电站送电华东;呼盟煤电 基地送电华北，哈密送华中。

2015年特高压工程规模将达到38座交流变电站，主变台数将 达到55台，总变电容量达到16725万千伏安，交流特高压线路长 度达到23560公里;还将建成5条800千伏直流线路，包括10个直 流换流站，直流线路总长度达到7420公里。

2020 年，国家特高压交流电网在华北、华中、华东负荷中心地区形成坚强的多受端主网架，以此为依托延伸至陕北、蒙西、宁夏火电基地 和四川水电基地，呈棋盘式格局，主要输电通道包括：蒙西～石家 庄～济南～青岛通道，陕北～晋中～豫北～徐州～连云港通道，靖边～西安～南阳～驻马店～滁州～泰州通道，乐山～重庆～恩施～荆 门～武汉～芜湖～杭北～上海通道;晋东南～南阳～荆门～长沙～广东通道，北～石家庄～豫北～驻马店～武汉～南昌通道，唐山～天 津～济南～徐州～滁州～南通道，青岛～连云港～泰州～无锡～上 海～杭北～金华～福州通道;其中：锡盟～北东，锡盟～唐山装设串 补，串补度30%，蒙西～北东、蒙西～石家庄、陕北～晋中、陕北～晋东南、晋中～豫北、宁东～乾县、西安东～南阳、西安东～恩施、 乾县～达州、乐山～重庆、重庆～恩施、恩施～荆门、恩施～长沙等 线路均装设串补，串补度40%; 西北、东北电网均通过直流方式与华 北华中华东大同步网保持异步联系。 2020年规划建成特高压直流11回，包括：金沙江一期溪洛渡和向 家坝水电站、二期乌东德和白鹤滩水电站送电华东、华中;锦屏水电站送电华东;哈密煤电送华中;呼盟煤电基地送电华北、辽宁;俄罗 斯送电辽宁。

2020年特高压工程规模将达到45座交流变电站(开关 站)，主变台数将达到75台，总变电容量达到22350万千伏安，交流特高压线路长度达到31490公里; 800千伏直流线路总数达到11回，包括21个直 流换流站，线路总长度17680公里(包括俄罗斯送电辽宁直流境内部分)。