2. 特高压交流输电技术实施过程中出现过的问题
特高压交流输电技术决不是超高压交流输电设备和技术的延伸，特别是其对环境的影响还要通过长期的观察实践才能得到充分的论证。1000kV特高压与500kV超高压相比，电压等级提高了1倍，实践证明技术难度和经济代价决不是500+500=1000那么简单，而是500+500>1000，甚至于大于2000或3000，而且输送能力远远达不到预期，如果要达到预期，则还需要追加大量的投资和设备。如增加特高压并联电抗器或加装“串补”等，《示范工程》通过增容改造，加装了40%的“串补”，只能在晋东南-南阳段(362km)线路上实现了预期的输送能力，投运至今平均负荷约为200万kW左右，利用率低于预期。
日本由于国土面积小，经济发达，线路走廊比较紧张，原计划配合太平洋沿岸和东北地区核电站的建设，从1995年开始进行各种现场试验,1988年开始建设1000kV输变电工程，1999年建成2回总长430km的线路和2座变电站，同年7月以500kV电压等级投产至今[9]。原计划2010年前后升压至额定电压1000kV运行，但遭受2011年3.11特大地震、海啸和福岛核电站事故的影响，该升压计划将无限期推迟。目前日本民众反对核电的呼声越来越高, 升压至额定电压1000kV运行的可能性几乎为0。另一方面由于日本国土面积小，输电距离不长，实践证明采用1000kV交流特高压输电意义并不大。但日本对1000kV交流特高压输变电设备的研发和制造工作从来没有停止，他们瞄准的是中国大市场，如果中国放弃1000kV交流特高压输电，日本的1000kV交流特高压输变电设备的研发工作全部“报废”。
前苏联1981-1994年陆续建成1150kV(最高运行电压1200kV)特高压交流线路2350km ，横穿西伯利亚，其中907km线路和2座变电站、1座开关站全电压运行长达5a之久[10]。因“负荷不足”(据说这里的“负荷不足”有2种说法：一种说法是前苏联解体后，经济下滑，造成负荷不足;另一种说法是，由于过电压，加装了100%的并联电抗器，负荷只能带到160万kW)加上技术难度风险、经济代价风险和运行、管理难度风险，不得不降压为500kV运行。如果俄罗斯现在要开发远东和西伯利亚地区，需要电力支撑，也不会采用交流特高压，而采用直流特高压比较合理。
2005年联合国经济社会部在纽约发表“国际电力联网多方面要点”颁布的报告已有明确的定论：交流120万伏曾在俄罗斯(前苏联)的西伯利亚长线路使用，无论如何，超过100万伏时，能承如此高电压的实际难度，设备和绝缘的代价，都过高而难以采用。
鉴于以上实践，特高压交流输电技术在上世纪80年代的研究达到高峰后，到90年代后一些西方(包括美国、前苏联、日本、意大利、巴西、加拿大等)国家纷纷停止了百万伏级的交流特高压输电方式的研究和应用[11]。而我国却在本世纪初大张旗鼓地建设特高压交流输变电工程,形成很大的反差，令人费解。
根据我国的具体情况和国际发展趋势，相当一部分专家早前认为在我国实现百万伏级的特高压比较困难，主张发展750 kV级的超高压输电。到目前为止，世界上已有美国、独联体、加拿大、巴西、委内瑞拉和我国的西北电网等十几个国家和地区建设了750 kV级输电系统，从各相应设备的制造到系统的运行均有较成熟的经验[12]。我国西北电网的750 kV输电系统为“西电东送”打开了北通道，如果在“三华联网”中采用750 kV输电系统，与现有的500 kV输电系统相差太近，电压比小于2，在技术上不合理，失去实用意义。
通过以上粗浅的分析和比较试验示范工程大负荷试验效果不理想是不足为奇了。
