Схема электрической сети Единой энергосистемы России и ЕЭС должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и достаточно просто приспосабливаться к изменению условий роста нагрузок и развития электростанций, а также к изменению направлений потоков мощности.
Линии электропередачи между энергосистемами и энергообъединениями независимых государств представляется целесообразным сделать в будущем совместной собственностью энергокомпаний государств, по территории которых они проходят, с равной (или пропорциональной протяженности) долей ответственности в обеспечении функционирования этих линий и такой же долей в распределении выгоды от их эксплуатации.
Первоочередными задачами развития системообразующей сети высших классов напряжения в Единой энергосистеме России являются: - усиление транзита Восток-Запад путем строительства на первом этапе ряда линий напряжением 500 кВ, а в последующем - линий электропередачи напряжением 1150 кВ в Сибири, на Урале и в Европейской части; - усиление системообразующих связей между ОЭС Северного Кавказа, Центра и Средней Волги путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 кВ.
Необходимо совместное решение Россией и Казахстаном вопроса о дальнейшем использовании незавершенной строительством ППТ 1500 кВ Экибастуз-Тамбов и вводе в эксплуатацию на номинальное напряжение всех участков линии электропередачи 1150 кВ Сибирь-Казахстан-Урал.
Целесообразно в будущем рассмотреть вопросы дальнейшего развития системообразующих связей ОЭС Казахстана и Единой энергосистемы России, с учетом возможного присоединения ОЭС Средней Азии к ЕЭС, а также сооружения межсистемных связей ОЭС Востока с Единой энергосистемой России.
Применение линий электропередач и вставок постоянного тока может в перспективе рассматриваться для использования на межсистемных связях Единой энергосистемы России с зарубежными (в первую очередь, европейскими) странами, а также внутри Единой энергосистемы России для транспорта по этим линиям больших потоков электроэнергии на дальние расстояния и для создания управляемых элементов в кольцевых сетях переменного тока.
До 2010 г. высшим классом напряжения в Единой энергосистеме России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передач постоянного тока, если они будут сооружены к этому сроку.
Общий резерв мощности для обеспечения нормальной работы ЕЭС и надежного электроснабжения потребителей должен быть увеличен, по крайней мере, до 15-17% при его рациональном размещении в ЕЭС. В перспективе целесообразно при выборе резерва мощности исходить из условия вероятности потери нагрузки, равной 1 дню в 5-10 лет.
Резкопеременный характер суточного и недельного графика нагрузки ЕЭС, особенно в европейской части (где ночное снижение нагрузки в отдельных регионах достигает 35-40%) , предъявляет высокие требования к маневренности оборудования электростанций, работающих в ЕЭС.
Основные требования к работе оборудования заключаются в следующем. Энергоблоки газомазутных КЭС должны обеспечивать разгрузку в зависимости от типа котлоагрегатов и вида топлива на 45-60%; энергоблоки угольных ТЭС должны разгружаться в среднем на 20-30%. Действующие теплофикационные агрегаты ТЭЦ должны позволять проводить ежесуточную разгрузку на 15% в зимний рабочий день (что на 2-4% больше пределов, достигнутых в эксплуатации в настоящее время) . Для новых проектируемых ТЭЦ требования к маневренности должны быть повышены, особенно для газо-мазутных и с парогазовым циклом. ГЭС в расчетный маловодный год в зимние рабочие сутки должны разгружаться на 90-95%; ГАЭС должны участвовать в регулировании графика нагрузки энергосистемы полной мощностью как в турбинном, так и в насосном режимах.
Необходимо развитие методов и средств оперативно-диспетчерского управления ЕЭС, соответствующих сложности объекта управления и новым условиям работы ЕЭС. Управление ЕЭС должно строиться на основе новой вычислительной и информационной техники. Требуется развитие каналов связи и создание единой информационно-вычислительной сети, обеспечение комплексной автоматизации всего процесса производства и распределения электроэнергии с учетом последних научно-технических достижений и зарубежного опыта.
Должны быть разработаны автоматизированные системы регулирования потребления электроэнергии в сочетании с автоматизированной системой диспетчерского управления режимами, системы локализации тяжелых аварий и быстрейшего восстановления нормального режима функционирования ЕЭС. Объем противоаварийного управления, приводящего к отключению потребителей в энергосистемах, должен быть предельно ограничен и экономически обоснован.
Необходимо взаимоувязанное развитие ЕЭС и системы управления ее режимами в качестве двух частей единого целого.
Для успешной работы ЕЭС как единого энергокомплекса требуется совершенствование управления ее развитием и функционированием с учетом новых социальных и политических условий развития независимых государств. Планирование развития ЕЭС должно учитывать как интересы отдельных государств, региональные интересы, так и интересы развития ЕЭС в целом. Целесообразно сохранение системы долгосрочных, среднесрочных и краткосрочных прогнозов развития электроэнергетики независимых государств и ЕЭС. Основной задачей составления прогнозов развития ЕЭС является оптимальная увязка программ развития электроэнергетики, разрабатываемых независимыми государствами и регионами. Проведение работ по перспективе развития Единой энергосистемы России и ЕЭС в новых условиях потребует учета большого объема дополнительной информации, совершенствования методов ее обработки и разработки новой методологии прогнозирования на ближнюю и дальнюю перспективу.
В целом, потребуется большая комплексная работа представителей государств, энергосистемы и энергообъединения которых функционируют в составе ЕЭС, по разработке принципов планирования ее развития и принципов параллельной работы объединенных энергосистем в новых социальных и политических условиях для обеспечения снижения стоимости электроэнергии и повышения надежности электроснабжения потребителей.
Эта работа должна вестись параллельно с разработкой указанных принципов для энергосистем, функционирующих в составе Единой энергосистемы России, при участии представителей региональных акционерных обществ, ОЭС и РАО “ЕЭС России” .