Комплексный анализ потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях напряжением 10-35 кВ на примере Амурской области

УДК 621.311.16

КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 10-35 КВ НА ПРИМЕРЕ АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ

Н.В. Савина1, Д.А. Барабаш2

Амурский государственный университет, 675027, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21.

Разработана технология комплексного анализа потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях. Проведен комплексный анализ потерь в распределительных сетях Амурской области, приведены его результаты.

Ил. 20. Библиогр. 5 назв.

Ключевые слова: комплексный анализ; потери; распределительная сеть.

COMPREHENSIVE ANALYSIS OF ENERGY LOSSES IN DISTRIBUTION ELECTRICAL NETWORKS WITH THE VOLTAGE 10-35 KV ON EXAMPLE OF AMUR REGION N.V. Savina, D.A. Barabash

Amur State University,

21 Ignatievskoye shosse, Blagoveshchensk, 675027.

The authors worked out a technology for the comprehensive analysis of energy losses in distribution electrical networks. They carried out a complex analysis of losses in distribution networks of Amur region and present its results. 20 figures. 5 sources.

Key words: complex analysis; losses; distribution network.

В настоящее время в связи с демонополизацией структуры отрасли и появлением новых самостоятельных участников рынка электроэнергии проблема потерь электроэнергии перешла на качественно иной уровень.

Отсутствие экономических методов стимулирования и осуществления работ в области снижения потерь электроэнергии, а также экономически обоснованных регламентов их возмещения вызвало появление точек финансового и информационного конфликтов на границах пересечения коммерческих интересов вновь образованных участников рынка электроэнергии. В результате этого происходят существенные изменения в энергетических и финансовых потоках, сложившихся в системе регионального электроснабжения в дореформенный период, и как следствие существенный рост потерь электрической энергии в электрических сетях.

Отсюда следует, что проблема анализа потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила актуальность, но и стала одной из важных задач современной электроэнергетики.

Для решения столь масштабной проблемы необходим комплексный анализ потерь электроэнергии. Применение такого анализа дает возможность выделить перечень взаимосвязанных задач, позволяющих не упустить из рассмотрения важные стороны и связи функционирования электрических сетей, учесть неопределенности и случайности.

Целью исследования является разработка технологии комплексного анализа потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях.

Для реализации поставленной цели в работе решены следующие задачи:

1) разработан инструментарий комплексного анализа потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях при низкой информационной обеспеченности;

2) уточнена структура потерь электроэнергии;

Предлагаемая методика анализа потерь электроэнергии имеет универсальный характер, и вне зависимости от способа контроля схемных и режимных параметров ее инструменты и порядок выполнения остаются неизменны. Комплексный анализ потерь рассмотрен на примере Амурской области. Технология комплексного анализа реализуется в следующей последовательности:

1) оценка минимального объема исходной информации, достаточного для расчета и управления потерями с максимальной точностью;

2) уточнение классификации потерь электроэнергии в электрических сетях;

3) сопоставление динамики фактических потерь и их структуры с динамикой отпуска электроэнергии в сеть;

4) структурный анализ потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях по классам напряжения 10-35 кВ;

1Савина Наталья Викторовна, кандидат технических наук, профессор кафедры энергетики, декан энергетического факультета, e-mail: power@amursu.ru

Savina Natalia Viktorovna, Candidate of technical sciences, professor of the chair of Power Engineering, dean of the Faculty of Power Engineering, e-mail: power@amursu.ru

2Барабаш Дмитрий Александрович, аспирант, тел.: 89246784243, e-mail: dmitriy_barabash@mail.ru Barabash Dmitry Aleksandrovich, postgraduate student, tel.: 89246784243, e-mail: dmitriy_barabash@mail.ru

5) выявление очагов повышенных потерь;

6) выявление взаимосвязи составляющих потерь от структуры и характера нагрузки потребителя;

7) выявление очагов повышенных потерь;

8) выявление взаимосвязи составляющих потерь от структуры и характера нагрузки потребителя.

В рамках структурного анализа необходимо:

- исследовать динамику реализации электрической энергии с разделением ее на динамику отпуска электроэнергии в сеть и динамику отпуска потребителю;

- провести структуризацию потерь электроэнергии электрических сетей с выделением составляющих потерь, характерных для рассматриваемого класса напряжения;

- определить соотношение технологических потерь и отпуска в сеть в динамике;

- классифицировать составляющие фактических потерь по классам напряжения;

- оценить долю потерь на собственные нужды;

- исследовать динамику изменения нагрузочных и условно-постоянных потерь;

- провести анализ нагрузочных потерь;

- провести поэлементный структурный анализ;

- провести анализ коммерческих потерь с выделением метрологической составляющей.

Такой детальный анализ потерь электроэнергии в конкретной электрической сети позволит выбрать оптимальный инструментарий по управлению уровнем потерь и их прогнозированию.

Главная трудность расчета потерь электроэнергии - отсутствие достоверной и полной информации. Поэтому анализ потерь электроэнергии в распределительных сетях следует начинать с оценки информационной обеспеченности, которая позволит определить минимальный объем исходной информации, необходимый для эффективного управления уровнем потерь электроэнергии.

Под информационным обеспечением понимают совокупность мер, направленных на своевременное и достоверное предоставление информации в полном объеме для выполнения расчетов потерь.

Информационную базу составляют три вида контроля режимных и схемных параметров. Первый вид контроля параметров характерен для системообразующих сетей. Для этой цели используются устройства телемеханики с высокой частотой сбора данных. Второй вид контроля - ежемесячный учет электроэнергии. Третий вид контроля представляет собой результаты контрольных замеров.

В распределительных сетях с уровнем напряжения 10-35 кВ основной вид контроля - третий. Очевидно, что его результатов недостаточно для расчета потерь электроэнергии, так как в этом случае невозможно охватить все вариации режимной ситуации рассматриваемой системы. Аналогично и для схемной ситуации. При этом только первый вид контроля обеспечивает прозрачность схемных параметров. Таким образом, только в системообразующих сетях информация имеется в полном объеме.

Как правило, низкая информационная обеспеченность проблемы потерь коррелируется с их высоким уровнем, что подтверждается результатами эксплуатации. Так, в отдельных системообразующих сетях потери достигают 15-20% от полезного отпуска электроэнергии, а в городских и сельских распределительных электрических сетях их доля составляет 25-50% [4].

Анализ динамики и структуры потерь электроэнергии показал, что в сетях, питающих, в основном, коммунально-бытовую, мелкомоторную нагрузки, наблюдается высокий уровень потерь [4].

Все вышесказанное в полной мере характерно для распределительных электрических сетей Амурской области.

На территории Амурской области расположены электрические сети различных собственников с широким диапазоном уровней напряжений: сети 220-500 кВ - Федеральная сетевая компания, 0,4-110 кВ - ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» и другие смежные территориальные сетевые организации.

Наиболее тяжелая обстановка сложилась в распределительных сетях напряжением 10-35 кВ, так как особенностью таких сетей является разомкнутый режим работы при минимальном числе радиальных линий электропередачи. В то же время в них преимущественно применяется технический учет с классом точности счетчиков 2-2,5. При этом в сельских районах зачастую отсутствуют приборы учета на головных участках подстанций.

Таким образом, для распределительных сетей напряжением 10-35 кВ, питающих мелкомоторную, бытовую и сельскохозяйственную нагрузки, информационный поток, используемый для анализа потерь, является неполным. Также, прежде чем проводить комплексную оценку потерь, необходимо проверить его достоверность по соблюдению балансов электроэнергии [5].

Проведенный анализ показал, что информационный поток не определен [3], из-за чего отсутствует возможность учета нагрузочных потерь в оборудовании подстанций. Проверка небалансов электроэнергии позволила выделить метрологические потери из состава коммерческих, что показано ниже.

Для иллюстрации целесообразности комплексного анализа потерь в распределительных сетях показан уровень потерь в сетях напряжением 35 кВ Михайловского района в сопоставлении с уровнем потерь в странах третьего мира (рис. 1).

Комплексный подход к анализу потерь электроэнергии обуславливает необходимость в уточнении их классификации. Предлагается в существующую классификацию [1, 3] включить потери от низкого качества электроэнергии, выделив их из отчетных, и разделить на технические и метрологические. Уточненная структура изображена на рис. 2.

С принятием новой инструкции [2] рамки потерь, учтенные в тарифе на передачу, расширены и включают в себя не только норматив потерь, но и часть реальных технологических потерь сетевых организа-

ций. Тем самым снижается стимул сетевых организаций к их сокращению._

Михайлов, райсн Сьера Леоне Уганда Нигерия Гвинея Ыали Гана

54,8

—

— —

Сенегал ш

Камерун

Кения

ЗимбабЕе

ЮАР

3 10 20 30 40 50 ¿0

1 Процент 1

Рис. 1. Относительные потери, 2007 г.

ний отпуска электроэнергии и потерь в зимний и летний периоды (рис. 7), кратность среднеквадратичного значения к среднему (рис. 8), основанные на теории математической статистики.

Как видно из рис. 6, наблюдается слабая степень корреляции отчетных потерь и отпуска в сеть. При этом в период 2006-2007 гг. технические потери и отпуск электроэнергии имеют сильную корреляцию. Следовательно, можно сделать вывод о том, что в 2005-2007 гг. резко возросла доля нетехнических потерь. В то же время, видно, что в период с 2005 по 2006 г. снизилась доля нагрузочных потерь.

В 2007 г. возрастает доля летней нагрузки с одновременным снижением летних фактических потерь (рис. 7). Учитывая относительный рост годовых фактических потерь в 26,5 %, очевидно, что снижается

"V"

Фактические потери

Технологические -У

Технические

\/

В силовых трансформаторах

Нагрузочные

V

Потери от низкого качества электроэнергии

В линиях

В ТТ

В ВЧЭ

В токоограничи-вающих реакторах

Расход на с.н.

V

V

Условно-постоянные ^:

Холостого хода

I

В силовых трансформа торах

В оборудовании ПС

В устройствах ВЧ связи

В счетчиках, ТТ, ТН

В РВ и ОПН

В СППС

В компенсирующих устройствах

В изоляции кабельных линий

лг

Допустимые метрологические потери

- У

-V

Коммерческие - V

Превышение допустимых метрологических потерь

\Г

Климатические

V

На корону

От токов утечки по изоляторам

На п лавку гололеда

Потери обусловленные условиями эксплуатации

Метрологические

Потери, обусловленные недостатками энергосбытовой деятельности и хищениями

\/

Потери от низкого качества электроэнергии

\/

Потери от погрешности расчета технических потерь

\/

Потери, обусловленные задолженностью по оплате за электроэнергию

Рис. 2. Детализация сущест

На рис. 3 представлен график отпуска электроэнергии в сеть по годам, из которого видно, что тренд отпуска в сеть имеет возрастающий характер. В процентном отношении рост отпуска составил 14%, с соответственным ростом потерь в 26,5%. В электрической сети напряжением 10 кВ, наоборот, наблюдается снижение отпуска в 20% (рис. 4).

На рис. 5 построены зависимости отпуска электроэнергии в сеть от отпуска потребителю по годам. Анализ этих зависимостей не позволяет с достаточной точностью судить о степени взаимосвязи потерь от отпуска электроэнергии.

Так как нагрузка сети по своей сути стохастична, для анализа потерь электроэнергии предлагается ввести понятия: кратность максимального отпуска электроэнергии и максимальных потерь к их среднегодовым значениям (рис. 6), кратность средних значе-

щей классификации потерь

доля нагрузочных потерь относительно отчетных. Данный вывод косвенно подтверждается увеличением кратности среднеквадратичного значения отпуска в сеть к среднему с одновременным снижением кратности отчетных потерь (рис. 8).

Рис. 3. Отпуск в сеть по годам, 35 кВ

110 100

II 90

£ 80

70

60

отпуск в сеть

отчетные потери

2006 г. 2007 г. 2008 г.

Рис. 4. Отпуск в сеть по годам, 10 кВ

Рис. 5. Зависимости отпуска в сеть и отпуска потребителю

• отпуска сеть технические потери

отчетные потери

1,6

1,4

2005 г.

2006 г.

2007 г.

Рис. 6. Изменение кратности максимумов отпуска в сеть и отчетных потерь по годам, 35 кВ

0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2

2005 г.

2006 г.

2007 г.

Рис. 7. Изменение кратности средних зимних и летних значений отпуска в сеть и потерь по годам, 35 кВ

отпуск в сеть

отчетные потери

1,16 1,14 1,12 1,1

1,08 1,06

2005 г.

2006 г.

2007 г.

Рис. 8. Изменение кратности среднеквадратичного значения к среднему по годам, 35 кВ

Рис. 9. Соотношение технологических потерь к отпуску в сеть по годам

При общей тенденции к увеличению электропотребления наблюдается превышение роста отпуска в сеть (14 % в период 2005-2007 гг.) над ростом технологических потерь в сети 35 кВ (8 %) (рис. 9), что свидетельствует об увеличении доли нетехнических потерь относительно отчетных.

На рис. 10 видно, что при снижении электропотребления в летние месяцы происходит характерное снижение фактических потерь. Рост технологических потерь в те же месяцы (рис. 11) говорит об увеличении метрологической составляющей потерь, что, вероятнее всего, вызвано существенной недогрузкой трансформаторов тока и прослеживается тенденция к росту доли технологических потерь по годам.

2005 г. -2006 г. ---- 2007 г

6000

Щ 4000

§ 2000 3

о

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Рис. 10. Соотношение отчетных потерь 35 кВ по годам

20С5 г. - 2006 г. 2007 г.

40

10

О

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Рис.11. Соотношение технологических потерь 35 кВ от отпуска в сеть по годам

Отпуск в сеть 0,4 кВ  Холостой ход 96,57°/о_ ОНагругочные в линиях

^  Нагрузочные в ОТ

1,64%

Рис. 13. Технологические потери 10 кВ в % от отпуска в сеть

Технологические потери в сети напряженим 35 кВ составляют 18,83 % отпуска в сеть. Связано это с изношенностью сетей, недогруженностью оборудования, несоответствия характеристик оборудования нагрузкам сети.

Потери на собственные нужды сети напряжением 35 кВ составили 7 % от отпуска. Потери сети 10 кВ -0,022 %, которые в дальнейшем анализе не учитываются из-за их незначительности.

В сети напряжением 35 кВ значение нагрузочных потерь увеличивается по годам в среднем на 11 % от технических потерь, что примерно соответствует росту потребления электроэнергии в этот же период, который составил 14 % (рис. 14).

Нагручочныепотери 2005 г. и Условно-постоянные

Сравнительный анализ относительных потерь по классам напряжений в сетях Амурской области показал, что фактические потери сети напряжением 10 кВ превышают потери сети с уровнем напражения 35 кВ.

В то же время можно выделить участки сети напряжением 10 кВ, в которых наблюдается приемлемый уровень потерь.

На диаграммах (рис. 12, 13) показаны процентные соотношения составляющих технологических потерь от отпуска для сетей с недопустимым (сеть 35 кВ) и приемлемым (сеть 10 кВ) уровнями потерь.

81,17%

Л

Отпуск в сеть

Нагрузочные в линиях

Нагрузочные в СТ Холостой ход

я Собственные нужды

1 1,74%

1,2«% -> 5,22% ^0.61% Рис. 12. Технологические потери 35 кВ в % от отпуска в сеть

Рис. 14. Технические потери сети 35 кВ по годам

ИНагрузочныепотери 2007 г. ^ Условно-постоянные

49%

51°

ИНагрузочныепотери 2008 г. и Условно-постоянные

54%

46%

Рис. 15. Технические потери сети 10 кВ по годам

Рис. 16. Структура технологических потерь 35 кВ Рис. 17. Структура технологических потерь 10 кВ

1 Нагрузочные потери и Отпуск в сеть

10000

£ 10 1

1 2 3 4 5 6 7 Месяцы

9 10 11 12

1 Нагрузочные потери и Отпуск в сеть

10000

1 2 3 4 5 6 7 Месяцы

9 10 11 12

1 Нагрузочные потери и Отпуск в сеть

• Нагрузочные потери — Отпуск в сеть

10000

10000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяцы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяцы

1 Нагрузочные потери и Отпуск в сеть

' Нагрузочные потери -I Отпуск в сеть

10000

£ 1000 га

и

ц 100

10

10000

£ 1000 га

и

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяцы

1 2 3 4 5 6 7 Месяцы

9 10 11 12

а б

Рис. 18. Соотношение нагрузочных потерь 35 кВ за 2004-2006 г. (а), 10 кВ за 2006-2008 г. (б) к отпуску в сеть

1

В сети 10 кВ при снижении отпуска в сеть на 20% в 2006-2008 гг. нагрузочные потери снизились на 10%, что говорит о большой доле нетехнических потерь (рис. 15).

Устр ойства ВЧ-связи 0,15%

Устр ойства ВЧ-связи 0,20%

ки

8,43%

а

Счетчики

ТТ

13,38%

Рис. 19. Потери в оборудовании ПС Ледянинского района (а), ПС Мазановского района (б), 35 кВ

Анализируя уровень нагрузочных потерь, можно отметить низкий коэффициент загрузки силовых трансформаторов (СТ) в сети напряжением 35 кВ. В результате нагрузочные потери меньше потерь холостого хода.

В соответствии со структурой потерь (см. рис. 2) были выявлены значащие составляющие потерь -нагрузочные потери в высоковольтных линиях (ВЛ) и потери холостого хода в силовых трансформаторах. Их процентные значения для сетей напряжением 10, 35 кВ приведены на рис. 16 и 17.

Как показал анализ, в сети 35 кВ нагрузочные потери в летние месяцы возрастают к 2006 г. при практически неизменном коэффициенте летнего снижения нагрузки (рис. 18, а). В сети 10 кВ наблюдается сильная коррелированность нагрузочных потерь к отпуску (рис. 18, б).

Реализация поэлементного структурного анализа проведена для участков с высоким уровнем потерь.

Так, на рис. 19 рассмотрены потери в оборудовании подстанций Мазановских и Ледянинских электрических сетей напряжением 35 кВ, сгруппированных по видам оборудования. Наиболее значимую долю потерь в оборудовании вносят потери в трансформаторах напряжения. Их доля в технологических потерях составляет 6 %.

Таким образом, с годами наблюдается рост доли технологических потерь, основной вклад в который вносят нагрузочные потери в линиях и трансформаторах.

При разделении отчетных потерь сети 35 кВ на технологическую и коммерческую составляющие (рис. 20) становится ясным, что слабая коррелированность

отчетных потерь и отпуска в сеть обусловлена коммерческими потерями. К 2007 г. соотношение между составляющими (рис. 20) в летние месяцы растет в сторону технологических потерь. В тоже время коммерческие потери имеют наибольшие значения в отопительный сезон, что, вероятно, связано с хищением электроэнергии на более низких уровнях напряжения.

Технологическиепотери и Коммерческие потери 4000

5 3000

а 2000 ¡а

5" 1000 о

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяцы

Технологическиепотери -1 Коммерческие потери 4000

1 2 3 4 5 6 7 Месяцы

9 10 11 12

Технологические потери и Коммерческие потери 6000

$ 4000

О

£ 2000

0 1

1 J

II 1 1    1,1141 1

1 2 3 4 5 6 7 Месяцы

9 10 11 12

Рис.

20. Отчетные потери с разбивкой на технологические и коммерческие, 2005-2007 гг.

В 2007 г. среднегодовое значение коммерческих потерь составило 34,3% от отпуска электроэнергии в сеть. Их анализ позволил выявить метрологическую составляющую, обусловленную погрешностью учета электроэнергии по отходящим присоединениям, в которых наблюдается как переучет, так и недоучет электроэнергии, с преобладанием последнего. Величина недоучета возрастает с увеличением нагрузки в зимний период. В ряде участков сети метрологические потери определяются редкими бросками, носящими случайный характер. Это может быть связано с искажением качества электроэнергии. Среднегодовое значение метрологической составляющей в тот же период - 10,48%. Оставшаяся часть коммерческих потерь может быть отнесена к низкому качеству информационных потоков и недостаткам сбытовой деятельности.

Выводы. Разработана технология комплексного анализа фактических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 10-35 кВ. Ее реализация на примере распределительных сетей Амурской области показала, что в распределительной сети 35 кВ наблюдается высокий уровень отчетных

потерь (до 69,48 % от отпуска). При этом их рост пре- ла преобладание коммерческих потерь над техниче-вышает рост отпуска электроэнергии в сеть в два скими, в которых основную долю составляют нагру-раза. Детализация структуры отчетных потерь выяви- зочные потери в линиях.

Библиографический список

1. Железко ЮС., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. 280 с.

2. Инструкция по организации в Министерстве энергетики РФ работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при её передаче по электрическим сетям. Утв. приказом Минэнерго России 30.12.2008 № 326.

3. Савина Н.В. Системный анализ потерь электроэнергии в распределительных сетях энергосистем // Энергетика Рос-

сии в XXI веке: развитие, функционирование, управление: сб. тр. Всероссийской конференции, 12-15 сентября 2005 г. Иркутск, 2005. С. 704-712.

4. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Динамика, структура, методы анализа и мероприятия / В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина, Е.В. Комкова, В. И. Пяти-гор // Энергосбережение. 2005. № 2, 3.

5. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94. Утв. Минэнерго РФ 02.09.1994. М.: РАО «ЕЭС России», 1994.

УДК 658.264:621.365.004.18

ПЕРСПЕКТИВЫ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ

В.А. Стенников1, П.А. Соколов2, Т.В. Добровольская3, Н.В. Стенников4

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Рассмотрены современное состояние и проблемы энергетики Иркутской области. Особое внимание уделено потенциалу энергосбережения в тепловом хозяйстве области. Энергосбережение в отличие от традиционного пути развития теплового хозяйства с большими затратами энергоресурсов является наиболее перспективным инновационным направлением преобразования теплоснабжения. Показано, что активное проведение энергосберегающей политики позволит осуществить модернизацию объектов теплового хозяйства. Это приведёт к повышению энергетической и экономической эффективности теплоснабжения, замедлению темпов роста теплопотреб-ления. Предложены методические подходы оценки приоритетности энергосберегающих мероприятий, разработанные в ИСЭМ СО РАН. Ил. 5. Табл. 2.

Ключевые слова: потенциал энергосбережения; развитие теплоснабжающих систем; направления энергосбережения в теплоснабжении.

PROSPECTS FOR ENERGY-SAVING IN IRKUTSK REGION V.A. Stennikov, P.A. Sokolov, T. V. Dobrovolskaya, N.V. Stennikov

Institute of Energy Systems named after L.A. Melentyev, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033.

The article deals with the current state and problems of power engineering in Irkutsk region. Special attention is paid to the potential of energy savings in the regional thermal sector. Energy saving in contrast to the traditional development ways of thermal economy with high costs of energy is the most promising innovative direction of heat supply transformation. It is demonstrated that active energy-saving policy will allow to overcome the current negative situation and perform the modernization of thermal economy facilities. This will increase the power and economic efficiency of the heat-supply, as well as slow down the growth of heat consumption. The authors propose systematical approaches for the priority assessment of energy-saving measures, developed in the Institute of Energy Systems SB RAS. 5 figures. 2 tables.

Key words: potential of energy-saving; development of heat-supply systems; trends of energy-saving heating.

1. Характеристика электроэнергетики и теплового хозяйства области

Для Иркутской области, характеризующейся суровыми климатическими условиями, энергетический ком-

плекс является важной жизнеобеспечивающей сферой деятельности. Здесь сосредоточены крупные энергоемкие предприятия. Существующая структура электроэнергетики области представлена на рис. 1.

1Стенников Валерий Алексеевич, доктор технических наук, профессор, заместитель директора института, тел. (3952) 429775, e-mail: sva@isem.sei.ru

Stennikov Valery Alekseevich, Doctor of technical sciences, professor, deputy director of the Institute, tel. (3952) 429775, e-mail: sva@isem.sei.ru

2Соколов Павел Александрович, ведущий инженер, тел.: (3952) 429683, e-mail: tramp@isem.sei.ru Sokolov Pavel Alexandrovich, leading engineer, tel.: (3952) 429683, e-mail: tramp@isem.sei.ru

3Добровольская Татьяна Владимировна, ведущий инженер, тел.: (3952) 427618, e-mail: makarova@isem.sei.ru Dobrovolskaya Tatiana Vladimirovna, leading engineer, tel.: (3952) 427618, e-mail: makarova@isem.sei.ru

4Стенников Николай Валерьевич, кандидат технических наук, ведущий инженер, тел.: (3952) 428774. Stennikov Nikolay Valerievich, Candidate of technical sciences, leading engineer, tel.: (3952) 428774.