Реферати

Курсова робота: ГРЕС-2200МВт

Намисто Брисингов. Переказ скандинавського міфу.

Лекція (предмет, проблеми). Є(r)бїґєв ў(r)§а бв(r)(c) дЕ§Е(r)"(r)ЈЕЕ Џаґ¤ґв, Їа(r)Ў"Ґл Е ¬Ґв(r)¤л Ебб"Ґ¤(r)ў Еп ў Їбее(r)"(r)ЈЕЕ Їбее(r)"(r)Језґбє(r)Ј(r) а §ўЕвЕп. Тема: Предмет, проблеми і методи дослідження в психології психологічного розвитку.

Взаємозв'язок самооцінки і статусного положення в системі міжособистісних відносин у групі учнів молодшого підліткового віку. Міністерство загальної і фахової освіти Російської Федерації Уряд Ленінградської області Ленінградський обласний державний університет

Комп'ютерний інтерфейс передачі в системі персонального радіовиклику загального користування. Державний комітет РФ із зв'язку і інформатизації Архангельський коледж телекомунікацій Санкт-петербурзького державного університету

Структура родини. Міністерство утворення Російської Федерації Санкт-Петербургский державний инжененрно-економический університет інститут туризму і готельного господарства

1. Вибір генераторів

Виходячи з встановленої потужності ГРЕС-2200МВт приймаємо установку генераторного типу ТГВ-500; ТГВ-200. Дані генераторів записуємо в таблицю 1.1.

Таблиця 1.1.

Тип генератора

Частота обертання об/міна

Номінальні значення

Xd''

Ціна, тис. крб.

S ном МВ·А

Р ном МВт

U ном кВ

cosφ

ТГВ-500

3000

588

500

20

0.85

0.243

1280

ТГВ-200

3000

235,3

200

15,75

0,85

0,190

593,4

2. Вибір двох варіантів схем на електростанції,

що проектується В першому варіанті малюнок 2.1 до шин високого напруження 500кВ приєднано чотири генератори ТГВ-500 через блоки. До шин середнього напруження 110кВ приєднаний через блок генератор ТГВ-200. У другому варіанті малюнок 2.2 до шин високого напруження 500кВ приєднано 3 генератори ТГВ-500 через блоки. До шин середнього напруження 110кВ приєднані через блоки генератор ТГВ-500 і генераторТГВ-200.

3. Вибір трансформаторів на електростанції,

що проектується 1. При виборі блокових трансформаторів для генератора ТГВ-200 треба врахувати, що вся потужність генератора повинна бути передана в мережу високого напруження, гдеSном, Рном. г, cosφ - відповідно активна, повна потужність і коефіцієнт потужності генератора (див. Таблиця 1.1.).

Sном. г=235.3=100% Sс. н ==16.73 МВ·А; [3. з. 8. (1.1)]

Визначаємо номінальну потужність трансформатора, МВ·А;

Sном. тSном. г. н = 235.3. - 16.73 = 218.57 МВ·А;

2. Вибираємо трансформатор для генератора ТВМ-300.

Sном. г = 353 = 100% Sс. н= = 25.13 МВ·А;

Визначаємо номінальну потужність трансформатора, МВ·А;

Sном. тSном. г. н = 353 - 25.13 = 327.87 МВ·А;

3. Вибираємо трансформатор для генератора ТВФ-120.

Sном. г = 125 = 100% Sс. н = = 8.9 МВ·А;

Визначаємо номінальну Sном. тSном. г - Sс. н = 125 - 8.9 = 133.9 МВ·А;

потужність трансформатора, МВ·А;

По довідковій літературі вибираємо трансформатори, і всі дані вносимо в таблицю 3.1.

Таблиця 3.1.

Тип

Потужність МВ·А

Напруження

Втрати кВт

Напруження до. з. Uк, %

ВН

НН

Рхх

Ркз

1

ТДЦ-250000/220

250

242

13.8;

130

660

11

2

ТДЦ-250000/110

250

121

13.8;

170

550

10.5

3

ТДЦ-400000/220

400

242

15.75;

280

870

11

4

ТДЦ-200000/110

200

121

10.5;

170

550

10.5

Згідно завдання, зв'язок з системою здійснюється на вищому напруженні, а автотрансформатори повинні забезпечити живлення споживачів середнього напруження, а також видачу надлишкової потужності в розподільні пристрої в режимах навантаження на середньому напруженні. При аварійному відключенні одного з автотрансформаторов зв'язку, інший може бути переобтяжений на 40 відсотків.

Розрахункову переток потужності через автотрансформатор зв'язки визначають по формулі

Sрасч =; [3. з. 13. (1.4)]

Вибираємо автотрансформатори зв'язку на ГРЕС, структурні схеми варіантів Iи IIпоказани на малюнку 2.1. і 2.2. на станції встановлений генератор по 100 МВт, cosφ =0.8, навантаження на середньому напруженні 110кВ Pmax = 150 MBт; Pmin = 120 MBт; cosφ = 0.93. Вся інша потужність видається в мережу 220 кВ.

Підраховуємо реактивні складові потужностей.

Qc.max = Pc.max · tgφ = 150 · 0.394 = 59.1 МВар;

Qc.min = Pc.min · tgφ = 120 · 0.394 = 47.28 МВар;

Qном. г = Рном. г · tgφ = 100 · 0.75 = 75 МВар;

Витрата на власні потреби

Рс. н.max = = 8 МВт;

Qс. н.max =Рс. н.max · tgφ = 8 · 0.75 = 6 МВар;

Визначаємо розрахункову переток потужності через автотрансформатор зв'язки.

I варіант (мал. 2.1.)

Sрасч 1 = = 58.83 МВ·А;

Sрасч 2 = = 35.44 МВ·А;

Розраховуємо навантаження при відключенні одного з блоків, приєднаних до шин 110кВ.

Sав. = = 161.22 МВ·А;

Вибираємо номінальну потужність автотрансформатора по формулі.

Sном. АТ МВ·А; Sном. АТ = 115.15 МВ·А

Підраховуємо реактивні складові потужностей для II варіанту.

Qном. г = Рном. г · tgφ = 200 · 0.62 = 124 МВар;

Визначаємо розрахункову переток потужності через автотрансформатор зв'язки.

II варіант (мал. 2.2.)

Sрасч 1 = = 35.12 МВ·А;

Sрасч 2 = = 100.92 МВ·А;

Розраховуємо навантаження при відключенні одного з блоків, приєднаних до шин 110кВ.

Sав. = = 161.22 МВ·А;

Вибираємо номінальну потужність автотрансформатора по формулі.

Sном. АТ = 115.15 МВ·А

В першому і другому випадку вибираємо два автотрансформатора по 125МВ·А -

2 125000/220/110. По довідковій літературі вибираємо автотрансформатори, і всі дані вносимо в (Таблицю 3.2).

Таблиця 3.2

Тип

Потужність

МВ·А

Напруження кВ

Втрати кВт

Напруження до. з. Uк.%

ВН

СН

НН

Рх

Рк

Uк. в-з

Uк. в-н

Uк. с-н

АТДЦТН125000

/220/110

125

230

121

6.3;

65

315

11

45

28

4. Техніко-економічне порівняння варіантів схем станції,

що проектується Економічна доцільність схеми визначається мінімальними приведеними витратами:

З = рн ·До + І

де рн - нормативний коефіцієнт економічної ефективності, рівний 0.12;

До - капіталовкладення на споруди електроустановки, тис. р; І - річні експлутационние витрати, тис. р. рік.

Друга складова розрахункових витрат - річні і експлутационние витрати - визначається по формулі: І = [4.з 5.1.7. з. 327 (5.11)] де pa, po - відрахування на амортизацію і обслуговування, %; β - вартість 1 кВт · ч.

Зробимо техніко-економічне порівняння структурних схем ГРЕС, приведених на малюнку 2.1 і 2.2.

На ГРЕС встановлені (мал. 2.1) 6 генераторів 5ТГВ-200; 1ТВФ-120; на (мал. 2.2) 3ТВМ-300; 1ТГВ-200; в блоці з трансформаторами

ТДЦ-250000/220 (Рхх = 130 кВт. Ркз = 660 кВт.) ТДЦ-250000/110 (Рхх = 170 кВт. Ркз = 550 кВт.) ТДЦ-400000/220 (Рхх = 280кВт. Ркз = 870 кВт.) ТДЦ-200000/110 (Рхх = 170 кВт. Ркз = 550 кВт.) Тмах = 8234 ч.

Вся інша потужність видається в систему по лініях 220кВ. Зв'язок між РУ здійснюється з допомогою автотрансформаторов: I варіант (мал. 2.1)

АТДЦТН-125000/220/110 (Рх =65 кВт. Рк = 315кВт.). II варіант (рис 2.2) АТДЦТН-125000/220/110 (Рх =65 кВт. Рк = 315кВт.). Складаємо таблицю підрахунку капітальних витрат, враховуючи основне обладнання.

Таблиця 4.1.

Обладнання

вартість одиниці, тис. крб.

варіанти

I варіант (мал. 2.1)

II варіант (мал. 2.2)

Коліч. єдиний. шт.

Загальна вартість тис. крб.

Коліч. єдиний.

шт.

Загальна вартість тис. руб

Генератор ТГВ-200

593.4

5

2967

1

593.4

Генератор ТВФ-120

350

1

350

-

-

Генератор ТВМ-300

900

-

-

3

2700

Блоковий трансформатор ТДЦ-250000/220

316

5

1580

-

Блоковий трансформатор ТДЦ-250000/110

257

-

-

1

257

Блоковий трансформатор ТДЦ-400000/220

420

-

-

3

1260

Блоковий трансформатор ТДЦ-200000/110

290

1

290

-

-

Автотрансформатор АТДЦТН125000

/220/110

270

2

540

2

540

Осередку КРИЧУ-110кВ

30

2

60

2

60

Осередки КРИЧУ-220кВ

76

6

456

4

304

РАЗОМ

6243

5714,4

РАЗОМ з урахуванням дорожчання

До 266243

До 265714,4

Для визначення часу максимальних втрат використовуємо річний графік. (Рис. 4.1.)

Рис. 4.1.

Визначаємо тривалість кожного рівня.

Т1 = 365·3 = 1095 ч. Т2 = 365·10 = 3650 ч. Т3 = 365·5 = 1825 ч. Т4 = 365·1 = 365 ч.

Т5 = 365·5 = 1825 ч.

Визначаємо потужність кожного рівня при Рмах = 150 МВт.

Р =; P1 = =150 МВт; P2 = =144 МВт;

P3 = =138 МВт; P4 = =136.5 МВт; P5 = =133.5 МВт.

Визначаємо тривалість використання максимального навантаження.

Тмах = = = 8234 ч.

Знаходимо час максимальних втрат по графіку [4. з. 328. (мал. 5.5)].

при cosφ = 0.93; τ в= τ з=τ н= 8000 ч.

Визначаємо втрати в блокових трансформаторах для першого варіанту.;

[4. з. 328 (5.13)] = 5.07·106кВт·ч.

= 3.35·106кВт·ч.

Оскільки трансформаторів декілька необхідно знайти загальні втрати.;

= 5 · 5.07 = 25.35·106;= (25.35+ 3.35)· 106= 28.7 · 106кВт·ч.

Визначаємо втрати в автотрансформаторе.;

[4. з. 328. (мал. 5.14)].

= 4.56·106кВт·ч.

Оскільки автотрансформатора два, тоді =2 ·=2 ·4.56·106= 9.12·106кВт·ч.

Визначаємо сумарні річні втрати.

= (9.12+28.7)·106= 37.82·106кВт·ч.

Визначаємо річні експлутационние витрати Ра = 6.4%; Ро = 2%;

β = 65 коп/кВт·ч.

І1= ·26·6243+68 (37.82·106)·10-5= 39352.4 тис. крб.

Визначаємо приведені витрати.

З1= 0.12 · 26 · 6243+39352.4 = 58830.56 тис. крб.

Визначаємо втрати в блокових трансформаторах для другого варіанту.

= 4.68·106кВт·ч.

= 6.94·106

Оскільки трансформаторів декілька необхідно знайти загальні втрати.;

= 3 · 6.94 = 20.82·106;= (20.82+ 4.68)· 106= 25.5 · 106кВт·ч.

Визначаємо втрати в автотрансформаторе.

= 4.56·106кВт·ч.

Оскільки автотрансформатора два, тоді =2 ·=2 · 4.56·106= 9.12·106кВт·ч.

Визначаємо сумарні річні втрати.

= (9.12+25.5)·106= 34.62 кВт·ч.

Визначаємо річні експлутационние витрати Ра = 6.4%; Ро = 2%;

β = 65 коп/кВт·ч.

І2= ·26·5714.4+68 (34.62·106)·10-5= 36021.84 тис. крб.

Визначаємо приведені витрати.

З2= 0.12 · 26 · 5714.4+36021.84 = 53850.74 тис. крб.

ЗI > ЗII;

Варіант IIРис. 2.2. економічніше першого на значить, вибираємо IIвариант.

5. Розрахунок струмів короткого замикання

Виконуємо розрахунок струмів до. з. для вибору електричних апаратів і токоведущих частин, і перевірці їх на термічну і динамічну стійкість.

1. Складаємо розрахункову схему.

Рис. 5.1.

Параметри окремих елементів:

Система: Sс1 = 2280 МВ·А; Хс* = 0.02; L1-4 - 270 км;

Генератори: G1 = G2 = G3 - ТВМ-300 Sном = 353 МВ·А;

Х˝d = 0.203; G4 - ТГВ-200; Sном = 235.3 МВ·А; Х˝d = 0.185;

Трансформатори: Т1 = Т2 = Т3 - ТДЦ-400000/220; Sном = 400МВ·А;

Uк% = 11; Т4 - ТДЦ-250000/110; Sном = 250 МВ·А; Uк% = 10,5;

Автотрансформатори: АТ1 = АТ2 - АТДЦТН - 125000/220/110;

Sном = 125 МВ·А; Uк. в-с% = 11; Uк. в-н% = 45; Uк. с-н% = 28;

Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Для подальших розрахунків приймаємо Sб = 1000 МВ·А. Знак (*) опускаємо для спрощення записи.

Опір генераторів обчислюємо по формулі:;

[4. з. 104 (Т.3.4.)]

Опір трансформаторів обчислюємо по формулі:;

[4. з. 104 (Т.3.4.)];;

Оскільки опір автотрансформаторов Х12, Х14, приблизно рівні нулю, то можна їх не враховувати.

[4. з. 100 (Т.3.3.)]

Визначаємо опір кожної обмотки:;

Визначаємо опір лінії по формулі;;

[4. з. 104 (Т.3.4.)];

Визначаємо опір енергосистеми по формулі:;

[4. з. 104 (Т.3.4.)];

Зводимо дані і подальші розрахунки в таблицю 5.1.

Проводимо розрахунок струмів короткого замикання для точки К2 використовуючи мал. 5.5. і мал. 5.6.

Подальший розрахунок ведемо в таблиці 5.1.

Таблиця 5.1.

Точки короткого замикання

До 1

До 2

Джерела

З

G1, G2, G3

G4

З, G1, G2, G3

G4

Базова потужність S би МВ∙ А

1000

Середнє напруження U ср, кВ

230

230

230

115

115

Ном. Потужність джерел S ном, МВ∙ А

2280

353+353+

+353=1059

235,3

2280+1059=

=3339

235,3

Хрез

0.518

0.282

1.764

0.742

1.204

кА

Е

1

1,13

1,13

1,13

1,13

кА

кА

In.o / ном

4.82/5.7=0.84

10.1/2.7=3.74

1.6/0.59=2.71

7.6/16.7=0.45

4.65/1.2=3.8

з

0.01+0.08=0.09

0.01+0.08=0,09

0.01+0.08=0.09

0.01+0.08=0,09

0.01+0.08=0.09

1

0.95

0.75

1

0.65

Ку

1.717

1.975

1.985

1.975

1.985

Та

0.03

0.392

0.546

0.392

0.546

кА

1.4∙4.82∙1,717=

=11.58

1.4∙10.1∙1.975=

=27.92

1.4∙1.6∙1.985=

=4.45

1.4∙7.6∙1.975=

=21.01

1.4∙4.65∙1.985=

=12.92

0.049

0.8

0.85

0.79

0.85

кА

1.4∙4.82∙0.049=

=0.33

1,4∙10.1∙0.8=

=11.31

1.4∙1.6∙0.85=

=1.9

1,4∙7.6∙0.79=

=8.4

1.4∙4.65∙0.85==5.53

кА

1∙4.82=4.82

0.95∙10.1=9.59

0.75∙1.6=1.2

1∙7.6=7.6

0,65∙4.65=2.6

Складаємо зведену таблицю результатів з таблиці 5.1. в таблицю 5.2. і визначаємо сумарні струми короткого замикання;

Таблиця 5.2.

Точка

КЗ

Uср; кВ

Джерела

In.o; кА

Iу; кА

In.τ; кА

Iаτ; кА

К1

230

З

G1, G2, G3

G4

4.82

10.1

1.6

11.58

27.92

4.45

4.82

9.59

1.2

0.33

11.31

1.9

Сумарні струми

16.52

43.95

15.61

13.54

К2

115

З, G1, G2, G3

G4

7.6

4.65

21.01

12.92

7.6

2.6

8.4

5.53

Сумарні струми

12.25

33.93

10.2

13.93

6. Вибір електричних апаратів і токоведущих частин для ланцюга 220 кВ

Вибір вимикачів і разъединителей:

Визначаємо розрахункові струми тривалого режиму в ланцюгу блоку генератора - трансформатора визначається по найбільшій електричній потужності ТВМ-300

(Sном = 353 МВ·А);;

[8. з. 223. (4-3)]

А;

Розрахункові струми короткого замикання приймаємо по таблиці 5.2., з урахуванням того, що всі ланцюги перевіряються по сумарному струму короткого замикання. Термічна стійкість визначається по формулі кА2∙ з; [8. з. 225. (4-8)]

Вибираємо вимикач серії ВМТ - 220Б - 20/1000 і роз'єднувач серії РДЗ - 220/1000.

Подальший розрахунок проводимо в таблиці 6.1.

Таблиця 6.1.

Розрахункові дані

Каталожні дані

Вимикач

ВМТ - 220Б - 20/1000

Роз'єднувач

РДЗ - 220/1000

Uуст = 220 кВ

Uном = 220 кВ

Uном = 220 кВ

Iмах = 887А

Iном = 1000 А

Iном = 1000 А

In.τ = 15.61 кА

Iоткл = 20 кА

∙∙∙

iу = 43.95 кА

Iдин = 52 кА

Iдин = 100 кА

Iа.τ = 13.54 кА

∙∙∙

Вк = 141 кА 2 ∙ з

Вибір шин:

Вибираємо збірні шини 220 кВ і токоведущие частини по найбільшій електричній потужності ТВМ-300; д = 500мм2; Iдоп = 960 А. Фази розташовані горизонтально з відстанню між фазами 500 див.

Токоведущие частини виконуються гнучким провідниками, перетин вибираємо по економічній густині струму jе=1 [А/мм2].

qе = мм2; Приймаємо 2× АС 500/27; d = 29.4мм2;

Iдоп = 2∙960 = 1920 А; Iмах = 887 А < Iдоп = 1920 А;

Вибір ізоляторів:

На стороні 220 кВ згідно ПУЕ [5. з. 45 (Т.2-4)] приймаємо до установки підвісні ізолятори типу ПС12 - А по 12 ізоляторів в гірлянді.

Вибір трансформаторів струму і напруження:

Збірні шини 220 кВ виконуються гнучкими проводами, тому трансформатори струму і напруження встановлюються відкрито. Заздалегідь приймається до установки трансформатори струму типу ТФЗМ - 220 - У1. Складаємо таблицю повторного навантаження.

Таблиця 6.2.

Прилад

ТИП

Навантаження фаз, В∙ А

А

В

З

Амперметр

Е - 335

0.5

0,5

0.5

Ватметр

Д - 335

0.5

∙∙∙

0.5

Варметр

Д - 335

0.5

∙∙∙

0.5

Лічильник активної енергії

САЗ

2.5

∙∙∙

2.5

Лічильник реактивної енергії

САЗ

2.5

∙∙∙

2.5

РАЗОМ:

6.5

0,5

6.5

З таблиці видно, що найбільш завантажені фази А і С. Рассчитиваєм загальний опір;

ОМ; Ом;

Допустимий опір проводів: RПР= R2НОМ=1.2-0.26-0.1=0.84 Ом;

Заздалегідь приймається трансформатор напруження типу НКФ - 58 - У1. Складаємо таблицю повторного навантаження трансформатора напруження (Таблиця 6.3.)

Таблиця 6.3.

Прилад

ТИП

Мощ.

Одн.

Про. ВА

Число

обмоток

cosφ

sinφ

число

Потреб. мощн.

Р, ВТ

Q, Вар

Ватметр

Д - 395

1.5

2

1

0

3

9

-

Варметр

Д - 395

1.5

2

1

0

3

9

-

Лічильник активної енергії

САЗ

3

2

0.38

0.925

6

36

87

Лічильник реактивної енергії

САЗ

2

2

0.38

0.925

6

24

58

Вольтметр

Е - 335

2

1

1

0

3

6

-

Частотомір

І - 397

7

1

1

0

1

7

-

Вольтметр

Н - 394

100

1

1

0

1

10

-

Ватметр

І - 395

10

2

1

0

1

20

-

Синхроноськоп

Е - 327

10

2

1

0

1

20

-

Разом

141

145

Визначаємо повторне навантаження трансформатора напруження НКФ - 58 - У1.

У∙ А; S2=202.25 В∙ А < SНОМ=400 В∙

7. Вибір схеми власних потреб і трансформаторів власних потреб

В електростанції, що проектується генератори сполучаються в блоки. На блокових електростанціях трансформатори власних потреб приєднуються отпайкой від енергоблока. Виходячи з кількості блоків на станції вибираємо до установки чотири робітників і два резервних трансформатори власних потреб.

1. Потужність робочих трансформаторів власних потреб приєднаних до блоків 353 МВт. Sт. сн =

Sт. сн= = 25 МВ·А; На блоках потужністю 353МВт. встановлюються трансформатори власних потреб типу ТРДНС-25000/35. [6. С. 130 (Т3.4)]

2. Потужність робочих трансформаторів власних потреб приєднаних до блоків 235.3

Sт. сн= = 16 МВ·А; На блоках потужністю 235МВт. встановлюються трансформатори власних потреб типу ТРДНС-16000/20. [6. С. 130 (Т3.4)]

Потужність пуско резервних трансформаторів власних потреб визначається по формулі.

1. Sпртсн 1.5 · Sт. сн Sпртсн = 40000Sт. сн 1.5 · 25000 = 40000/35

2. Sпртсн 1.5 · Sт. сн Sпртсн = 25000Sт. сн 1.5 · 16000 = 25000/20

Третій ПРТСН залишається в холодному резерві.

8. Вибір і обгрунтування схем розподільних пристроїв

Згідно з нормами технологічного проектування при числі приєднань на стороні шин РУ-220Кв. рівним дев'яти застосовується схема двома робітниками і обхідною системою шин. На стороні шин РУ-110Кв. при числі приєднань рівним семи приймаємо схему двома робітниками і обхідною системою шин.

9. Опис конструкції розподільного пристрою

КРИЧУ. - 220Кв. Виконано по схемі двома робітниками і обхідною системою шин. збірні шини виконані проводами АС 500/27. До збірних шин підключені трансформатори напруження НКФ - 58 - У1. Для живлення струмових обмоток приладів встановлені трансформатори струму ТФЗМ - 220 - У1.

Переваги полягають в тому що схема з двома системами шин дозволяє проводити ремонт однієї системи шин, зберігаючи в роботі всі приєднання. Також расматриваемея схема є гнучкою і досить надійною.

Нестачі схеми є те що при відмові одного вимикача при аварії приводить до відключення всіх джерел живлення і лінії, приєднаних до даної системи шин, відключаються всі приєднання. Велика кількість операцій разъединителями при висновку в ревізію і ремонт вимикачів ускладнює експлуатацію РУ. Необхідність установки шиносоединительного, обхідного вимикачів і великої кількості разъединителей збільшує витрати на споруду РУ.

Список літератури

генератор електростанція трансформатор блоковий

1. Програма дій по підвищенню надійності ЕЕС Росії. «ЕНЕРГЕТИК». - 2006 №3.

2. Довідкові дані для курсових і дипломних робіт по енергоустаткуванню -2003 м.

3. Методичні вказівки до виконання курсового проекту по предмету «енергоустаткування станцій і підстанцій».

4. Рожкова Л. Д., Козулін В. С. «енергоустаткування станцій і підстанцій». - 2-е изд., 2005. - 448 з.

5.«Правила пристрою електроустановок» 6-е изд., переробив і доповнив: Енергоатомиздат, 1989.-648 з.

6. Неклепаев Б. Н., Гачків І. П. електрична частина електростанцій і підстанцій (довідкові матеріали). - 4-е изд., переробив і доповнив: Енергоатомиздат, 1989.-608 з.