2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Бурятия.

Бурятская энергосистема работает в составе Объединенной энергосистемы Сибири.

До 2005 г. управление энергетикой осуществляло ОАО «Бурятэнерго». В настоящее время на территории республики расположены следующие генерирующие станции: Филиал «Гусиноозерская ГРЭС» - ОАО «ОГК-3», Улан-Удэнская ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Тимлюйская ТЭЦ — «Генерация Бурятии» ОАО «ТГК-14», ТЭЦ Селенгинского ЦКК - собственность ОАО «Селенгинский ЦКК», дизельные станции — различные собственники.

Сетевой комплекс составляют следующие сетевые компании:

- филиал ОАО «ФСК ЕЭС»-Забайкальское предприятие «МЭС Сибири» - эксплуатация электрических сетей напряжением 220 кВ и выше;

- филиал ОАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» - эксплуатация электрических сетей напряжением 35-110 кВ;

- ОАО «Улан-Удэ Энерго» - эксплуатация электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже.

Кроме этих сетевых компаний на территории республики зарегистрированы еще 21 сетевая компания, эксплуатирующая электрические сети напряжением 35кВ и ниже.

Функции гарантирующего поставщика на территории Республики Бурятия осуществляет ОАО «Бурятэнергосбыт». Участником оптового рынка электроэнергии и мощности также является дочернее предприятие ОАО «СУЭК» ООО «Главэнергосбыт» осуществляющий поставки для ОАО «Разрез Тугнуйский».

Функции оперативно-диспетчерского управления на территории Республики Бурятия осуществляет Филиал ОАО «СО ЕЭС» Бурятское РДУ.

Характеристика энергосистемы Республики Бурятия

Таблица 1

Площадь территории	351.3 тыс. км2
Население республики	936,3 тыс.чел.
Потребление электроэнергии территорией, 2010 г.	5489 млн. кВт*ч
Максимум потребления мощности территории, 2010 г.:	1015 МВт.
Установленная мощность электростанций	1303.17 МВт
Гусиноозерская ГРЭС	1100 МВт
Улан-Удэнская ТЭЦ-1	148,77 МВт
Селенгинский ЦКК	36 МВт
Дизельные ЭС	18,4 МВт
Протяженность ВЛ 500-110 кВ и ниже:	33503,7 км
ВЛ 500 кВ (в работе на 220 кВ)	340 км
ВЛ 220 кВ	2817,6 км
ВЛ 110 кВ	3004,57 км
ВЛ 35 кВ и ниже	27341,5 км
Количество подстанций:	5571 шт
220 кВ	24 шт
110 кВ и ниже	177 шт
ТП, РП, КТП	5369 шт

В республике существует два электрически не связанных между собой энергорайона – Южный и Северный. На карте №1 представлена схема электрических сетей Республики Бурятия.

Характеристика электрических сетей Республики Бурятия

Карта №1

Южный энергорайон

Основная электрическая сеть энергосистемы южного района сформирована из линий электропередач и подстанций напряжением 110–220 кВ. Сеть 220 кВ закольцована. Связь Бурятской энергосистемы с Иркутской энергосистемой осуществляется по ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Ключи, временно работающей на напряжении 220 кВ, двум ВЛ 220 кВ, и одной ВЛ 110 кВ. Связь Бурятской энергосистемы с Забайкальской энергосистемой осуществлена по одной ВЛ 500 кВ, также временно работающей на напряжении 220 кВ, трем ВЛ 220 кВ, и одной ВЛ 110 кВ. Экспорт электроэнергии и мощности в энергосистему Монголии происходит по двум одноцепным ВЛ 220 кВ.

Из-за отсутствия крупных энергоемких потребителей в энергосистеме, график спроса электроэнергии и мощности имеет нестабильный характер с выраженными утренними и вечерними максимумами и дневными и ночными минимумами.

Потребление в энергорайоне в период максимальных нагрузок достигает 860-920 МВт. Зафиксированный максимум потребляемой мощности – лето 2010 г. –  544 МВт, зима 2010 г. - 920 МВт. Максимально допустимый переток в сечении Иркутск – Бурятия 470 МВт зимой и 410 МВт летом. Фактически достигал 437 МВт. Допустимый переток в сечении Бурятия – Чита 290 МВт зимой и 300 МВт летом. Фактически достигал 283 МВт. Максимально допустимый переток в Монголию 175 МВт. В период остановки на плановый ремонт Улан-Баторской ТЭЦ, ТЭЦ Эрдэнэт, переток достигает 220 МВт (с учетом перегрузочной способности элементов сети).

Северный энергорайон

Район является транзитным, граничит с Иркутской и Забайкальской энергосистемами по линиям ВЛ 220 кВ и ВЛ 110 кВ.

Электрические сети от Усть-Кута до подстанции Чара выполнены подвеской двух цепей на одни опоры. Протяженность транзита от Усть-Илимской ГЭС до ПС Таксимо составляет 1047 км. Магистраль проходит по горному лавиноопасному, сейсмичному району. Основной потребитель БАМа – электротяга (до 60 % в потреблении) – потребитель I категории надёжности, в т.ч. особой группы I категории: Северомуйский туннель длиной 15,4 км, Байкальский тоннель длиной 7,5 км и 4 Мысовых тоннеля суммарной длиной 5,2 км. Генерирующих станций и резервных источников питания здесь нет.

Потребление Северного энергорайона, включая потребление Бурятского участка БАМ, переток в ЗАО «Витимэнерго» и энергосистему Забайкальского края, в период максимальных нагрузок достигает 220 МВт.

Зафиксированный в зимнем периоде 2010 г. переток из Иркутской энергосистемы составил 199 МВт, что граничит с максимально допустимым перетоком по этому сечению – 200 МВт. В ремонтной схеме – при отключении одной из линий на транзите – максимально допустимая нагрузка снижается до 190 МВт. Максимально допустимый переток в сечении энергосистема Республики Бурятия – энергосистема Забайкальского края – 35 МВт.

Подключение новых потребителей практически невозможно, хотя имеются намерения на технологическое присоединение к сетям у перспективных потребителей, таких как: цементный завод в районе Таксимо, Холоднинский ГОК, увеличение перевозок ОАО «РЖД» и ряд других. Одновременно рассматриваются варианты электроснабжения Удоканского ГОКа мощностью 400 МВт, расположенного в Забайкальской энергосистеме, и который тоже будет оказывать влияние на режимно-балансовую ситуацию в этом регионе.