目前大容量发电机主变压器要直接接入1000kV特高压电网(如山东的乳山红石顶核电站和胶东第4核电站，分别为6×1250MW，规划直接接入山东1000kV特高压电网)有一定的困难，因为目前发电机出口最高额定电压为28kV，要制造1000/28kV的大容量(1250MW的核电机组要配1500MVA的主变)、大变比、特高压主变压器，设计、制造技术难度相当大;发电厂厂用电专用的高压启动/备用变压器变比为1000/10/10(6/6)kV，这种小容量、大变比、双分裂特高压变压器制造更困难，根据我国目前变压器的制造能力和设计水平还有相当大的差距。即使是通过创新研制出这种大变比特高压变压器，但与同容量的500kV超高压变压器相比，制造成本将大幅度提升，这主要是主绝缘成本的大幅增加，体积和重量的增加以及今后运行中变压器损耗的增加。发电厂升压站的特高压配电装置投资和占地面积也将大幅增加，致使发电企业的基本建设投资相应增加很多。发电厂厂用电专用的高压启动/备用变压器可以从就近的220kV以下变电站引接，以避免使用这种大变比的特高压变压器，但是，事从“厂网分开”后，发电厂从厂外的变电站引接备用电源，每年需要向供电部门支付“变压器容量电费”，这笔额外的开支相当可观，增加发电企业的运行成本，加上投资成本的上升，发电企业是否愿意“埋单”来承担?同时，发电机出口的三相短路电流水平是否能满足发电机出口断路器(GCB)开断电流的要求?主变、高压工作厂变的动稳定、热稳定是否能满足发电机出口三相短路电流水平的要求?这都要通过评估来确定。如果三相短路电流水平超标，则要采用高阻抗主变压器，又要增加运行中的损耗。如果不考虑以上因素，一座发电厂总装机容量必须超过800万kW，用2回1000kV特高压线路接入系统，比较经济济合理，但目前的核电站还难以达到这样大的规模，否则用1000kV特高压接入系统就是大马拉小车，失去意义。电源过分集中又不符合《电力系统安全稳定导则》所规定的“分散外接电源”的原则。这些都是制约大容量发电机组直接接入特高压电网的因素。如果没有大容量发电机组直接接入特高压电网，特高压电网的系统稳定性就难以得到保证，这些都是目前两难抉择的问题。目前我国500kV电网运行致所以相对稳定，是因为600MW以上大机组基本上都接入500kV电网有关。(以上观点有待专家论证)
对于“三华联网”如此庞大的特高压同步电网低频振荡是一个不可能回避的问题，一般，克服低频振荡有以下几种方法：提高发电机励磁系统中的电力系统稳定器(PSS)负阻尼的作用，来阻尼同步发动机的功率振荡，这是最经济的方法;对于长线路来说，可在线路中加装“串补”，以缩短“电气距离”避免低频振荡的发生和提高输电能力，如山西阳城电厂(6×350MW)送华东电网的500kV线路，用加装“串补”方法来克服低频振荡;对于大型的同步电网，可采用直流输电或直流背靠背换流技术进行“隔离”，缩小同步电网的规模，阻断低频振荡的通道，从而避免低频振荡的发生。
另外，如此庞大的特高压同步电网，三相短路水平还是一个未知数，特别是处于“十字路口”枢纽变电站(根据规划图有7座变电站)，一旦三相短路水平超标是一个非常棘手的问题，目前华东长三角地区500kV电网三相短路水平超标已成为“老大难”问题。
如果实施1000kV交流特高压“三华联网”，不可避免的会出现不安全的1000/500kV“电磁环网”。这不符合《电力系统安全稳定导则》明确规定的“应避免和消除严重影响电网安全稳定的不同电压等级的电磁环网”。[8]
“三纵三横”的“三华联网”作为世界上独一无二特大型特高压同步电网，要做到真正意义上的“同步”，系统稳定是一个最大难题，因为电压等级越高，系统稳定问题越是突出，系统越大，系统失稳的风险越大，加上没有大容量发电机组的支撑，系统稳定没有保证，这是不能回避的“自然规律”。目前没有任何经验可以借鉴，如此庞大的特高压同步电网，对系统稳定的仿真计算结果只能作为参考，不能作为设计的根据，因为影响如此庞大的特高压同步电网稳定的因素非常复杂，各种各样的故障模式不可能全部进行仿真计算。一旦发生系统故障，迅速波及全系统，成为全国性的灾难，后果不堪设想，上述大电网的优势无法显现，可能是适得其反，综合上述分析结果对于“三华联网”必须“三思而后行”。
