2、 中国电网发展的合理模式
2.1 “三华”同步电网规模
根据中国电网发展的实际情况，对中国同步电网发展的合理模式进行了研究。中国华中电网水电比重大，其东部四省能源匮乏;华北电网是纯火电系统，该地区是中国重要的煤炭基地;华东地区经济发达，市场空间大。这三大电网互补性强，并且地理位置毗邻，采用特高压交流形成坚强的华北—华中—华东同步电网，与东北、西北和南方3个电网采用直流方式实现互联，全国形成4个主要的同步电网。这一发展模式将为促进能源资源的优化配置和高效利用奠定坚实的物质基础。 据测算，到2020年，华北京津冀鲁、华中东部四省(鄂豫湘赣)和华东电网需要受入电力约 3亿kW，其中约2.5亿kW为未来10年新增量。初步分析，接受这样大规模的电力，同步电网的规模应在5亿~7亿kW，而在“十二五”期间，华北—华中—华东同步电网总装机容量将达到8亿kW左右，能够适应大规模电力受入和分配的需要。
华北—华中—华东同步电网覆盖的地理面积约320万km2，其装机容量和覆盖面积与北美东部大同步电网基本相当。华北—华中—华东核心特高压双环网与目前500 kV受端环网的电气距离相当，但其电力交换能力远高于500 kV电网，对电源和负荷变化的适应性以及抗干扰能力强，可以充分获取错峰、水火互济、互为备用等联网效益，降低成本。 因此，构建华北—华中—华东特高压同步电网是中国电网发展的合理模式。
2.2 电压等级和输电方式选择
(1)500 kV无法承担未来大型能源基地的电力送出和消纳。 未来新增电源距负荷中心距离为800~3 000 km，超出了500 kV的经济输送距离，系统稳定问题十分突出，而且送电回路的增加导致占用走廊过多，浪费土地资源。因此，提高大型电源基地的送出电压等级势在必行。
从受端系统来看，目前中国经济发达地区 500 kV电网已经遇到走廊紧张、短路电流控制困难等发展瓶颈，如果仍维持500 kV电压等级，将遇到难以克服的困难。为保证大量电力的消纳，需要加快建设以特高压为主干网架的坚强受端电网。中国“电力系统技术导则”也指出：受端系统愈强，愈有能力接受外部远方大容量坑口电厂和大型水电基地送入的大量电力。
(2)1 000 kV特高压符合电压升级的客观规律。
按照世界电网发展规律，当系统容量翻2番时，需要考虑引入一个新的电压等级。根据电网电压升级的一般规律，升级电压是现有最高电压的2倍左右。世界电网电压等级从220~275 kV升压到400~500 kV，后来又引入了750(765) kV电压等级，此后又相继开展特高压输电技术的试验研究，都遵循这一发展规律。
20世纪80年代以来，西方主要发达国家电力需求趋缓，系统总规模远未达到翻2番的水平，并且新增大量位于负荷中心地区的气电装机，大大降低了对远距离、大容量输电技术的依赖。即便如此，日本在20世纪80年代末90年代初陆续建成同塔双回1 000 kV输电工程，后由于没有负荷需求，处于降压运行状态。在苏联，从20世纪80年代开始，随着大型能源基地的建设，陆续建成的特高压交流输电线路长度有2 364 km，后主要由于苏联解体，特高压交流输电处于停滞状态。
中国自1982年第1条500 kV输变电工程投运以来，电压等级从220 kV升级至500 kV已有28年的历史，装机容量从1982年的7 236万kW发展到目前的超过8亿kW，是当初的11倍以上。随着西部大水电、北方大火电和可再生能源发电基地的开发建设，远距离、大容量输电的市场前景广阔，仅依靠交流500 kV输电，从技术和经济两方面来看均是不可行的。因此，中国采用交流1 000 kV输电技术是基于国际上电网发展的实践经验，特别是结合中国国情所做出的战略选择。
(3)特高压交直流输电必须协调发展。
特高压交流输电类似“高速公路”，适用于构建网络，中间可以落点，电力的传输、交换、分配十分灵活;直流输电类似“直达航班”，中间不能落点。中国电力输送整体上体现出从西向东大规模流动、在中部分布落点的格局，特高压交流输电可以方便地适应这种能源输送与消纳格局;若单纯依赖直流输电，则无法适应这一要求。从安全性来讲，直流输电工程必须依托于送、受两端坚强的交流电网才能可靠运行。因此，交、直流输电方式各有所长，本身没有排他性，而是相辅相成的，在电网规划和建设中要注意发挥各自的优势，使2种输电方式各尽所能，相得益彰。
在电源基地外送中采用特高压交流与特高压直流相互配合，形成“强交流和强直流”并联输电结构，可为西电东送提供多样化的选择，将有助于改善中国的电网结构，提高输电系统的安全可靠性。
建设华北—华中—华东大同步受端电网，是接受大容量电力输入和充分取得联网效益的客观需要，其电压等级选择特高压，并推进特高压交直流输电协调发展，是符合电网发展的客观规律的。
