Повышение эффективности электроснабжения нефтегазовых комплексов: На примере месторождений нефти и газа северных районов Тюменской области тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Константинова, Елена Георгиевна

• Константинова, Елена Георгиевна
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Константинова, Елена Георгиевна

Введение

1. Анализ состояния разработки газовых и газоконденсатных местороаодений северных районов Тюменской области (СРТО) и запасов низконапорного газа.

1.1. Анализ существующего состояния разработки основных месторождений Тюменской области. Обзор методов определения эффективности разработки месторождений в период падающей добычи.

1.2. Критерии определения эффективности разработки газовых месторождений в современных условиях хозяйствования. Исследование завершающего этапа разработки месторождений Тюменской области.

1.3. Выводы.

2. Анализ существующего состояния систем электроснабжения, проблемы функционирования и развития электроэнергетики СРТО и пути их решения. \ 2.1. Анализ состояния систем электроснабжения предприятий нефтегазового комплекса

СРТО.

2.2. Проблемы функционирования и развития региональной системы электроснабжения СРТО.

2.3. Факторы, определяющие применение электростанций, работающих на газе, и критерии оценки их экономической эффективности

2.4. Особенности применения электростанций на базе газотурбинных (ГТУ) и газодизельных энергоустановок (ГДЭУ) и другого эффективного оборудования.

2.5. Выводы.

3. Анализ надежности систем электроснабжения удаленных потребителей и предложения по повышению надежности.

3.1. Анализ существующих подходов и методов оценки технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения.

3.2. Разработка критериев и методики обоснования и оценки технико-экономической эффективности вариантов электроснабжения нефтегазодобывающих предприятий с учетом надежности.

3.3. Модель расчета технико-экономической эффективности альтернативных систем электроснабжения удаленных объектов с учетом надежности (программный продукт «OPAL») и анализ результатов расчетов.

3.4. Характеристика рациональных способов применения автономных источников элек

1 ' троснабжения удаленных потребителей с учетом надежности.

3.5. Выводы.

I 4. Совершенствование контроля электропотребленин и исправности систем электроснабжения.

4.1. Проблемы коммерческих потерь электроэнергии и варианты технических мероприятий для уменьшения коммерческих потерь.

4.2. Устройство подключения счетчика электрической энергии (варианты).

4.3. Технические мероприятия и способы уменьшения количества пожаров, возникающих из-за неисправностей в схемах электроснабжения зданий и сооружений.

4.4. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности электроснабжения нефтегазовых комплексов: На примере месторождений нефти и газа северных районов Тюменской области»

Высшим приоритетом энергетической стратегии России на период до 2020 года является повышение эффективности использования энергии как средства снижения энергоемкости производства и, в целом, затрат на свое энергообеспечение, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду и реализацию концепции устойчивого развития.

Развитие экономики России неразрывно связано с повышением эффективности использования энергетических ресурсов. Особое значение для укрепления энергетической безопасности государства имеет внедрение энергосберегающих технологий во все сферы деятельности человека.

Вопросы энергосбережения и энергоэффективности — центральные и в энергетике, и в экономике.

Недостаток энергоресурсов и необходимых видов энергии может стать тормозом в развитии отечественной экономики, которая в настоящее время демонстрирует положительную динамику. Повышение энергоэффективности - наиболее конструктивный выход из положения.

Тяжелая, а кое-где и кризисная энергетическая обстановка, сложившаяся в некоторых регионах России, вынуждает правительство страны уделять особое внимание проблеме обеспечения топливно-энергетическими ресурсами. В сегодняшних условиях использование дорожающих топливно-энергетических ресурсов приобрело социальный характер. Сложная ситуация в энергетическом комплексе страны не является безнадежной, но для принятия верных и сбалансированных решений необходим анализ причин возникновения проблем. Известно, что в энергетическом балансе России природный газ составляет более 60% потребляемых первичных энергоресурсов, поэтому многие причины энергетического кризиса сосредоточены в газовой отрасли страны. Основными внутренними потребителями природного газа являются энергетические комплексы по производству электроэнергии и тепла.

В соответствии с энергетической стратегией потребность экономики РФ и внешнего рынка в газе к 2020 году оценивается в 650 - 700 млрд.м3.Основная часть этих объемов должна поставляться ОАО «Газпром», главная задача которого на ближайшие годы - обеспечить намеченную до 2020 года добычу газа на уровне 530 млрд.м3 в год, а также обеспечить и соответствующий прирост разведанных запасов газа.

Наша страна - крупнейший экспортер природного газа, обеспечивающий более 40% международных поставок. Россия располагает примерно третью мировых разведанных запасов. В 2003 г. добыча газа в стране составила 610 млрд.м , а потребление, включая технологические нужды газопроводов и закачку (отбор) в под

3 3 земные хранилища газа, - около 409 млрд.м , экспорт - около 200 млрд.м .

В 70-80-е гг. XX века на Севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции создан крупнейший в мире газовый комплекс. Несмотря на наличие уникальной сырьевой базы и развитой сети трубопроводного транспорта, добыча газа в России с 1992 г. падала. Это объясняется значительной выработанностью запасов ряда месторождений и вытекающих из этого проблем добычи, переработки и транспортировки первичных энергоресурсов, строительства промышленных объектов на новых месторождениях. Так, например, степень выработанности трех базовых месторождений, дающих основной объем добычи газа, достигла следующих значений: месторождение Медвежье - 78%, Уренгойское месторождение - 67%, Ямбургское л месторождение - 46%. В 2000 г. годовая добыча газа снизилась на 57 млрд.м по сравнению с 1991 г. Ввод в эксплуатацию Заполярного месторождения остановил снижение добычи газа.

В утвержденной правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 г.» предполагается, что уже после 2010 г. начнется падение добычи газа в Западной Сибири и, прежде всего, в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). Качественное ухудшение сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в перспективе потребует создания новых центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири.

Также в этом документе предполагается, что одним из основных направлений развития нефтегазодобывающего комплекса страны должно быть освоение месторождений северных районов Тюменской области (СРТО). Несмотря на то, что нефтегазовый комплекс СРТО позволяет обеспечивать высокие уровни добычи нефти, газа, конденсата, состояние его энергетического комплекса оставляет желать лучшего как по экономическим, так и по техническим показателям.

Основным газонефтедобывающим регионом России, где в настоящее время добывается свыше 90% природного газа и 30% российской нефти являются северные территории Тюменской области. Одной из важнейших сегодняшних проблем является проблема эффективного использования низконапорного газа на вышеупомянутых месторождениях. Для населения, для городов Тюменского Севера, обустроенных ценой невероятных усилий всей страны, падающая добыча газа на градообразующих предприятиях - это вопрос дальнейшей судьбы ряда городов.

В настоящее время основная доля газа добывается в Надым-Пур-Тазовском районе. Для его транспортировки внутренним потребителям и на экспорт создана единая система газоснабжения (ЕСГ), не имеющая аналогов в мире. Для электроснабжения объектов добычи нефти и газа и их транспортировки были созданы электрические распределительные сети Тюменской энергосистемы. Распределительные сети энергосистемы в основном создавались в «пионерный» период освоения месторождений Тюменского Севера, когда руководствовались принципом «газ любой ценой». Основная часть потребителей электроэнергии ЯНАО получают питание от Сургутских ГРЭС по двум BJI-220 кВ, протяженностью 510 и 680 км. По данным «ВНИИГаз» оптимальным расстоянием от генерирующего источника до потребителя по BJI-220 кВ считается расстояние около 130 км. В годы освоения планировалось, что система электроснабжения Уренгойского газоконденсатного месторождения будет завершена вводом в действие Уренгойской ГРЭС (1989г.) и строительством BJI-220 кВ Уренгойская ГРЭС - УКПГ11 (1990г.), но при переходе к новым принципам хозяйствования этим планам не суждено было сбыться.

Темпы освоения месторождений природного газа, суровость природно-климатических условий, в которых эксплуатируются технологическое газодобывающее оборудование, буровое оборудование и электрооборудование, взрыво- и пожароопасность технологических процессов, высокие требования к качеству газа, бесперебойности газоснабжения потребителей и выполнению экспортных поставок газа - предъявляют особые требования к инженерной инфраструктуре газонефтедобывающих предприятий. В современных условиях, когда перерыв в электроснабжении предприятий добычи нефти и газа оборачивается весомыми материальными ущербами, вопрос о повышении надежности работы систем электроснабжения стоит особенно остро.

В новых экономических условиях появилась возможность широкого развития электростанций небольшой мощности - независимых производителей электроэнергии, сооружаемых за счет средств потребителей, прежде всего нефтяных и газовых компаний. В настоящее время ОАО «Газпром» рассматривает возможность сооружения новых электростанций для электроснабжения предприятий добычи, транспорта и переработки газа на северных территориях Тюменской области. Нефтяные компании также прорабатывают вопросы возможности сооружения собственных электростанций.

Поскольку добыча газа на основных месторождениях Надым-Пур-Тазовского района снижается, а для покрытия потребности в тюменском газе необходима эксплуатация этих месторождений вплоть до наступления экономического предела их разработки, низконапорный газ может быть эффективно использован для снабжения потребителей в районе добычи. За счет сооружения энергоисточников на низконапорном газе может быть достигнут эффект самообеспечения потребителей северных районов области, что позволит освободить мощности существующих электростанций ОАО «Тюменьэнерго» и обеспечит повышение экспорта электроэнергии за пределы Тюменской энергосистемы. Кроме того, интенсивное использование низконапорного газа вытеснит из энергопотребления определенную часть высоконапорного газа, который может быть транспортирован по магистральным трубопроводам в центральные районы страны и на экспорт. Дополнительным источником энергоресурсов является попутный газ нефтяных месторождений.

Целью настоящей работы является анализ экономичности и оценка надежности системы электроснабжения объектов газовой промышленности и нефтедобычи северных районов Тюменской области, а также повышение эффективности работы систем.

Актуальность. В последнее десятилетие отчетливо проявляется тенденция снижения эффективности работы системы электроснабжения СРТО, что можно объяснить совокупностью нескольких причин: снижением объемов и эффективности инвестиций в энергетику, старением оборудования, конструктивными особенностями электрических распределительных сетей, природно-климатическими особенностями региона.

Наблюдается также резкое снижение надежности электроснабжения газодобывающих предприятий, расположенных в северных районах Тюменской области. Например, за 1998-1999 года зарегистрировано 117 случаев нарушений режима электроснабжения объектов ООО «Уренгойгазпром», «Ямбургаздобыча», «Надым-газпром», «Тюментрансгаз» по причине возникновения аварийных ситуаций в сетях АО «Тюменьэнерго». За этот же период количество отказов по надежности электроснабжения в указанных регионах при проведении ремонтных работ составило более 600 общей продолжительностью свыше 65 тыс. часов. Фактически на территории СРТО в сетях АО «Тюменьэнерго» ежедневно имеет место аварийное отключение или «режим ожидания» аварийных ситуаций.

Актуальность проблемы подтверждается еще и тем, что падение пластового давления на основных месторождениях СРТО, необходимость использования низконапорного газа и решение возникающих в связи с этим социально-экономических проблем региона нашли отражение в «Энергетической стратегии России до 2020 г».

Актуальность совершенствования систем учета электроэнергии подтверждает тот факт, что рост потерь от недостоверного учета и хищений электроэнергии повсеместно принял угрожающий характер. К примеру объем коммерческих потерь

АО «Тюменьэнерго» за 2004 год составил около 6,5% полезного отпуска энергии, убытки «Энергосбыта» ОАО Иркутскэнерго за 2003 год составили 367,9 млн.руб., за семь месяцев 2004 года убытки ОАО Кубаньэнерго превысили 110 млн.руб.

С каждым годом растет число пожаров не только на предприятиях, но и в школах, детских домах, общественных учреждениях. По данным МЧС РФ только за первое полугодие 2004 г. в России зарегистрировано 9740 пожаров, в которых погибли 9821 чел., а 6979 получили травмы. Ущерб от пожаров составил 2,507 млрд. руб. Каждый пятый пожар вызван неудовлетворительной и ненадежной работой электрооборудования (по данным МЧС РФ), ущерб от пожаров, вызванных этими причинами, составляет 25% ущерба от всех пожаров по стране.

Предложенные подходы к анализу эффективности эксплуатации электроснабжения могут найти применение и для нефтегазодобывающих объектов других регионов страны. Это тем более касается предложенных способов снижения коммерческих потерь электроэнергии и повышения пожаробезопасности.

Новизна и практическая ценность:

1. Разработан критерий решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования.

2. Выполнено исследование стратегии разработки месторождений и оценены запасы низконапорного газа.

3. Определены возможные направления рационального использования этого газа.

4. Усовершенствованы методика и вычислительная программа анализа надежности электроснабжения нефтегазодобывающего комплекса, произведены оценки и даны предложения по ее повышению на примере СРТО.

5. Разработаны методические подходы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

Апробация результатов работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на Всероссийском научном семинаре «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Иркутск, 2003); на пятой Всероссийской конференции молодых специалистов, ученых и студентов по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2003); на научно-практических конференциях Иркутского государственного технического университета (2003, 2004, 2005г); на Девятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: Экология, Надежность, Безопасность» (Томск, 2003), на третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: Управление, Качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск, 2003).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 14 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и Приложения, в том числе 34 таблицы и 19 рисунков. Список использованной литературы включает 85 наименований, в том числе 11с участием автора.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Константинова, Елена Георгиевна

4.4. ВЫВОДЫ

1) Предлагается следующая редакция пункта правил устройства электрооборудования в разделе «Учет электрической энергии». «Для жилых и общественных зданий должны устанавливаться устройства, отключающие потребителя при отводе электрической энергии на участке линии от коммутационного аппарата, установленного перед счетчиком, до счетчика «в обход счетчика»».

2) В электрических сетях напряжением 0,4 кВ нет защиты от превышения температуры (выше допустимых пределов) контактных соединений токоведущих частей электроустановок.

Для уменьшения количества пожаров «из-за неисправностей электропроводки» целесообразно внедрение в эксплуатацию предлагаемых способов контроля температуры контактных соединений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе приведены методические подходы, расчетные математические модели, с помощью которых решается комплекс взаимосвязанных задач по обоснованию путей повышения энергоэффективности и надежности функционирования нефтегазовых комплексов на примере нефтегазодобывающих месторождений СРТО, в том числе:

1) Разработан критерий решения задачи выбора эффективных стратегий эксплуатации месторождений на этапе падающей добычи в современных условиях хозяйствования;

2) Выполнено исследование стратегии разработки месторождений и оценены запасы низконапорного газа.

При анализе разработки месторождений выявлено, что основные месторождения СРТО вступили в фазу падающей добычи, пластовое давление в продуктивном пласте снизилось в 2-3 раза.

В качестве критерия эффективности разработки месторождения на всех этапах и при определении стратегии разработки месторождения целесообразно применять критерий предельных затрат. Эксплуатация месторождения эффективна до тех пор, пока удельные приведенные затраты на добычу газа не достигнут уровня предельных затрат в районе добычи.

Выбор рациональной стратегии разработки месторождения, в том числе и в период падающей добычи, должен производиться с системных позиций, с учетом основных направлений развития ТЭК региона и страны.

Низкое давление и сокращающиеся объемы годовой добычи низконапорного газа не дают повода считать его бросовым, он входит в баланс ТЭКа России. Объем неизвлеченных запасов низконапорного газа составляет около 1,72 трлн.м3, что сопоставимо с запасами нового крупного месторождения.

3) Проведен анализ состояния систем электроснабжения СРТО, а также проблем функционирования и развития ТЭК СРТО, сформулированы возможные пути решения этих проблем, в том числе при рациональном использовании низконапорного газа.

Показано, что система энергоснабжения объектов СРТО отличается низкой надежностью и не соответствует требованиям «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока напряжением 35-750 кВ» и «Положения о разработке схем объектов внешнего электроснабжения магистральных нефте- и газопроводов".

На обозримую перспективу спрос на электроэнергию в регионе будет расти быстрее, чем потребность в других энергоносителях. Поэтому электроэнергетика становится весьма привлекательным объектом для размещения капиталов.

Несмотря на избыток топливно-энергетических ресурсов в регионе энергетическая безопасность СРТО в полной мере не обеспечена, так как 80% потребности региона в электроэнергии покрывается из соседнего ХМАО, а также энергетическая безопасность невозможна при низкой надежности электроснабжения.

Оценку эффективности применения АИЭ целесообразно производить по основным показателям: чистая прибыль; чистый дисконтированный доход; внутренняя норма доходности; индекс доходности; срок окупаемости.

Представляет интерес применение на АИЭ газовых промыслов ГТУ со сво-боднопоршневыми генераторами газа, позволяющих повысить КПД, имеющих высокий моторесурс, легко поддающихся автоматизации.

4) Усовершенствованы методика и вычислительная программа анализа надежности электроснабжения нефтегазодобывающего комплекса СРТО, произведены оценки и даны предложения по ее повышению.

Выявлено, что в условиях производства монопродукции в значительных масштабах в качестве ущерба можно принимать стоимость недовыпущенной продукции, на величину которой снижается доход компании.

Как показывает практика, АИЭ являются рациональным дополнением к источникам большой и средней мощности. Технико-экономическая эффективность схем электроснабжения с АИЭ в основном определяется повышением надежности электроснабжения потребителей и возможностью выходить на ФОРЭМ.

5) Разработаны методические подходы и технические средства для совершенствования контроля электропотребления и исправности систем электроснабжения.

Предлагается следующая редакция пункта правил устройства электроустановок в разделе «Учет электрической энергии». «Для жилых и общественных зданий должны устанавливаться устройства, отключающие потребителя при отводе электрической энергии на участке линии от коммутационного аппарата, установленного перед счетчиком, до счетчика «в обход счетчика»».

В электрических сетях напряжением 0,4 кВ нет защиты от превышения температуры (выше допустимых пределов) контактных соединений токоведущих частей электроустановок. Для уменьшения количества пожаров «из-за неисправностей электропроводки» целесообразно внедрение в эксплуатацию предлагаемых устройств контроля температуры контактных соединений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Константинова, Елена Георгиевна, 2006 год

1. Стратегия развития нефтегазовых компаний/ Под ред. Р.И. Вяхирева. М.: Наука, 1998.

2. Разработка рекомендаций по использованию природного газа низкого давления для энергоснабжения потребителей северных районов Тюменской области// Отчет по НИРТюмНИИЭиЭНГК. Тюмень, 1998.

3. Резуненко В.И. Проблемы научно-технического обеспечения долгосрочной эффективной эксплуатации Уренгойского месторождения/ Резуненко В.И.// Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра, 2003. - С. 3-8.

4. Ремизов В.В. Сырьевая база газовой промышленности России: состояние и перспективы/ В.В. Ремизов, В.А. Пономарев, P.M. Тер-Саркисов, В.А. Скоробога-тов// Газовая промышленность. 2000. - № 9. - С. 4-6.

5. Проектирование разработки нефтяных месторождений/ А.П. Крылов, П.М. Бе-лаш, Ю.П. Борисов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 430 с.

6. Коротаев Ю.П. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газокон-денсатных скважин/ Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотов, З.С. Алиев М.: Недра, 1971. -208 с.

7. Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа/ Ю.П. Коротаев, А.И. Ширковский. М.: Недра, 1984. - 486 с.

8. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений/ Г.В. Рассохин. М.: Недра, 1977. - 185 с.

9. Рассохин Г.В. Газовые и газоконденсатные месторождения на поздней стадии разработки/ Г.В. Рассохин, В.Я. Шевчук// Газовая промышленность. 1975. -ЖЗ.-С. 27-31.

10. Ю.Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений/ С.Н. Закиров. -М.: Струна, 1998.

11. Г.А. Зотов Газогидродинамические методы исследования газовых скважин/ Г.А. Зотов, С.М. Тверковкин. М.: Недра, 1970. - 191 с.

12. Пятахина Т.Т. Дожимные компрессорные станции с центробеж-ными нагнетателями природного газа/ Т.Т. Пятахина, С.Н. Синицын, И.В. Барцев. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - 33 с. - (Обзор информ. Серия: Транспорт и хранение газа;1. ВЫП.1).

13. Нормирование материально-технических ресурсов в газовой промышленности: справочник/ Под ред. Д. Т. Аксенова. М.: Недра, 1982. - 208 с.

14. Степанов Н.Г. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов/ Н.Г. Степанов, Н.И. Дубина, Ю.Н. Васильев. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.-204 с.

15. Ширковский А.И. Добыча и подземное хранение газа/ А.И. Ширковский, Г.И. Задора. М.: Недра, 1974. - 192 с.

16. Башмаков И.А. Финансовый и экономический анализ проектов по повышению эффективности использования энергии/ И.А. Башмаков — М.: ЦЭНЭФ, 1993. -100 с.

17. Бренц А.Д. Анализ себестоимости транспорта газа по магист-ральным газопроводам/ А.Д. Бренц, JI.A. Комарова, Т.В. Диденко. М.: ВНИИЭгазпром, 1983. — 37 с. - (Обзор информ. Серия: Транспорт и хранение газа; вып.9).

18. Бренц А.Д. Оптимальное планирование добычи газа в газодобывающем районе/ А.Д. Бренц, С.А. Решетова, В.И. Китайгородский. -М.: ВНИИЭгазпром, 1979. -36 с. (Обзор информ. Серия: Транспорт и хранение газа; вып.5).

19. Бренц А.Д. Экономика завершающего этапа разработки газовых месторождений/ А.Д. Бренц, И.С. Тышляр, В.Д. Зубарева. -М.: Недра, 1977. 238 с.

20. Уринсон Г.С. Повышение экономической эффективности разработки и эксплуатации газовых месторождений/ Г.С. Уринсон. М.: Недра, 1979. - 228 с.

21. Тышляр И.С. Об интегральном учете фактора времени при оценке вариантов разработки нефтяных и газовых месторождений/ И.С. Тышляр// Экономика нефтяной промышленности. 1980. - № 4. - С. 9-12.

22. Гандкин ВЛ. Экономическая эффективность капитальных вложений в газовой промышленности/ В.Я. Гандкин, JI.B. Шамис. М.: ВНИИЭгазпром, 1975. - 36 с.

23. Бренц А.Д. Экономика газодобывающей промышленности/ А.Д. Бренц, В.Я. Гандкин, Г.С. Уринсон. -М.: Недра, 1975. 248 с.

24. Головин А.П. Прогнозирование запасов и оптимизация региональных уровней добычи газа в рамках ТЭК/ А.П. Головин, В.И. Китайгородский, ИЛ. Файн-иггейн// Экономика и математические методы. 1979. -Т.15, вып.5 - С. 940-950.

25. Мас Aroy, Paul W. and Robert S. Pindick. Alternative regulatory policyes for dealing with the natural gas shortage// The Bell Journal of Economics and Management Science. 1973. - Vol. 4, N 2. - P. 454-498.

26. Erickson, Edward W. and Robert M. Spann. Supply response in a regulated industry: the case of natural gasII The Bell Journal of Economics and Management Science. -1971.-Vol. 2,№1.

27. Khazzom J.D. The EPS Staffs Econometrics Model of Natural Gas Supply in the United States// The BM Journal of Economics and Management Science. 1971 . -Vol. 2,№ 1.-P. 51-93.

28. Epple, Dennis N. Petroleum discoveries and Government Policy/ Epple, Dennis N. -Cambridge.: Massachusetts: - Ballinger, 1975.

29. Kim Y.Y. and Russel G. Thompson An Economic Model of New Crude Oil and Natural Gas Supplies in the Lower 48 States/ Kim Y.Y. and Russel G. Thompson USA, Texas, Houston, 1977. - 154 p.

30. Hagar Rick. Competiotion partial decontrol pose challenge to US natural gas industry// Oil and Gas J. 1985. -N 26 . - P. 19-23.

31. Руководящие материалы к использованию замыкающих затрат на топливо и электрическую энергию. М.: Наука, 1974. - 52 с.

32. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования: офиц. изд. М.: 1994. - 80 с.

33. Мокрый И.В. Технология построения системы динамических моделей. — Иркутск: СЭИ СО РАН, 1994. 25 с. - Препринт.

34. Беляев JI.C. Методы исследования и управления системами энергетики/ JI.C. Беляев, Н.И. Воропай, Ю.Д. Кононов. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1987. -373 с.

35. Региональные энергетические программы: методические основы и опыт разработки/ Под ред. Б.Г. Санеева. Новосибирск: Наука, Сиб. изд. фирма РАН, 1995. -246 с.

36. Бушуев В.В. Энергетическая безопасность России/ В.В. Бушуев, Н.И. Воропай,

37. A.M. Мастепанов. Новосибирск: Наука, Сиб. изд. фирма РАН, 1998. - 302 с. 47.Энергетическая безопасность России (введение в проблему)/ Н.И. Воропай, С.М.

38. Клименко и др. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1997. - № 3. - 56 с. — Препринт 48,Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России/ Г.Г. Ольховский// Теплоэнергетика. - 1999. — № 1. - С. 2-9.

39. Поливанчук В.З. Пути решения эффективного энергетического обеспечения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в современных условиях/

40. B.З. Поливанчук// Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: ОАО «Изд-во «Недра», 1998. - С. 369-379.

41. Жуков B.C. Газотурбинные установки со свободно-поршневыми генераторами газа в энергетике/ B.C. Жуков. М.: Энергия, 1971. - 72 с.

42. Скороходов А.А. Турбогенераторы «Capstone» новый уровень надежности и энергобезопасности/ А.А. Скороходов// Науч.-техн. сб. Серия: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения. - М.: ООО ИРЦ «Газпром», 2003. - № 3.

43. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем/ Д.А. Арзамасцев. Свердловск: УПИ, 1984. - 83 с.

44. Канторович J1.B. Оптимальные решения в экономике/ JI.B. Канторович, А.В. Горстко. М.: Наука, 1972. - 231 с.

45. Feiler D., Zahari J. Marginal Generation Costs of Multiblock. Power systems with and without Particle Outages// Energy Economics. 1981, №4, pp. 91-122.

46. Sodra M.S., Chandra R Optimum Size of Termal Power Station/ Int. J. Energy Res. -1992.- 16, №7, pp. 623-635.

47. Розанов M.H. Надежность электроэнергетических систем/ M. Н. Розанов. М.: Энергоатомиздат, 1984.-200 с.

48. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем/ В.Г. Китушин. М.: Высш. шк., 1984.-262 с.

49. Холмский Д.В. Методы обоснования параметров систем электроснабжения/ Д.В. Холмский. Киев: Наукова Думка, 1993. - 160 с.

50. Шпилевой В.А. Структура и надежность электроснабжения газовых промыслов Сибири/ В.А. Шпилевой// Известия ВУЗов. Серия: Электромеханика. 1988. -№9.-С. 61-65.

51. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотян и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352с.

52. Надежность систем энергетики и их оборудования. Терминология/ Под. ред. Ю.Н. Руденко. Вып. 95. - М.: Наука, 1980. - 43 с.

53. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Модель оценки надежности электроэнергетических систем при долгосрочном планировании их работы// Электричество. -2000.-№11.-С. 17-24.

54. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов. - 1990. - 36 с.

55. Вентцель Е.С. Теория вероятностей/ Е.С. Вентцель. М.: Наука, 1964. - 576 с.68.0льховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом/ Г.Г. Ольховский// Теплоэнергетика. 1999. -№ 1. - С. 71-80.

56. Концепция обеспечения надежности в электроэнергетике. Рабочий вариант РАО «ЕЭС России» от 05.07.04. М.: Комитет по надежности, 2004. 69 с.

57. Белоусенко И.В. Исследование надежности локальных электроэнергетических систем/ И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин// Известия Академии Наук. Серия: Энергетика. 2004. - №6. - С. 48-60.

58. Белоусенко И.В. Исследование надежности изолированно работающих электростанций/ И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, JI.C. Попырин// Известия РАН. Серия: Энергетика. 2002. — № 5. - С. 62-75.

59. Железко Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов/ Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. - 280 с.

60. Патент на изобретение №2253121. Устройство подключения счетчика электрической энергии. 27 мая 2005г./ Авт. Е.Г. Константинова, Н.А. Мурашко, Н.В. Михайлова, В.В. Нейман.

61. Патент на изобретение №2264682. Способ защиты коммутационной аппаратуры и устройство для его осуществления. 20 ноября 2005г./ Авт. Е.Г. Константинова, О.Н. Тамилов, В.В. Нейман.

62. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования. М.: ЗАО «Энергосервис», 1999. - 437 с.