Розрахунок захисного заземлення

Із врахуванням розмірів ВРП 330 кВ приймаємо відстань між горизонтальними заземлювачами (крок комірки) рівну а = 10 м.

70 м

160м

t

r₁ h₁

l_в

r₂

Рисунок 12.1 – Пристрій заземлення

Згідно завдання приймаємо питомий опір чорнозему r₁ = 50 Ом× м, а питомий опір суглинку r₂ = 40 Ом× м, довжину вертикальних заземлювачів l_в = 5 м і глибину закладання сітки заземлення t =1м. Час дії релейного захисту становить 0, 12 с, а час відключення вимикача 0, 08с.

Загальна довжина горизонтальних заземлювачів:

L_г = (160× 8)+(17× 70) = 2470 м;

Загальна довжина вертикальних заземлювачів: L_в = 46× 5 = 230 м.

Час дій напруги дотику: t_в = t_р.з.+t_в = 0, 12+0, 08 = 0, 2 c.

Згідно / 5, сторінка 596 / U_{дот.доп.} = 400 В

r₁/r₂ = 50/40 = 1, 25.

Параметр, що залежить від r₁/r₂ : М = 0, 5 [5, сторінка 598]

Площа заземляючого пристрою: S = 160× 70 = 11200 м².

Коефіцієнт, який враховує опір тіла людини R_л і опір розтікання струму від ступнів R_с. В розрахунку приймаємо:

R_л = 1000 Ом; R_л = 1, 5× r₁ = 1, 5× 50 = 75 Ом;

b = R_л /(R_л +R_с) = 1000/(1000+75) = 0, 93;

Коефіцієнт напруги дотику:

k_д = .

Визначаємо напругу на заземлювачі:

U_з. = U_{дот.доп.}/k_д = 400/0, 15 = 2667 В.

Це менше U_з.доп.= 10 000 В.

Струм однофазного короткого замикання:

згідно [5, сторінка 171] І_п.о.⁽¹⁾/І_п.о.⁽³⁾ £ 1, 5;

І_к⁽¹⁾ = (0, 4¸ 0, 6)× І_п.о.⁽¹⁾ = 0, 5× 1, 5× 14, 52 = 10, 89 кА.

Опір заземляючого пристрою:

R_з.доп. = U_з./I_к⁽¹⁾ = 2667/10890 = 0, 24 Ом.

Згідно ПУЭ R_з.доп. £ 0, 5 Ом.

Відносна глибина:

£ 0, 1, тоді А = (0, 44-0, 84× ) = (0, 444-0, 84× ) = 0, 4;

а/l_в = 2; h₁ = t+l_в/2 = 1+ 5/2 = 3, 5 м;

;

r_э /r₂ = 1 [5, таблиця 7.6]

Звідси еквівалентний питомий опір рівний:

r_э = 1× r₂ = 1× 40 = 40 Ом.

Визначаємо фактичний опір заземлення:

R_з.= A× Ом;

R_з.= 0, 17 Ом £ R_з.доп. = 0, 24 Ом.

Умова виконується.

Напруга дотику становить:

U_дот. = k_д.× I_к⁽¹⁾ × R_з. = 0, 15× 10890× 0, 24 = 392 В;

U_дот. = 392 В £ U_{дот.доп} = 400 В.

Умова виконується.

Визначаємо найбільший допустимий струм, який стікає з заземлювачів при однофазному к.з.:

І_з.макс. = А.

13 ОХОРОНА ПРАЦІ

Закон України “Про охорону праці” прийнятий 14 жовтня 1992 року визначає основні положення щодо реалізації конституційного права громадян про охорону їх життя і здоров’я в процесі трудової діяльності, регулює за участь відповідних державних органів, відносини між власником підприємства, установи і організації або уповноваженим ним органом і працівником з питань безпеки, гігієни праці та виробничого середовища і встановлює єдиний порядок організації охорони праці в Україні.

Згідно ДЕСТу 12.0.003-74 небезпечні шкідливі виробничі фактори поділяються на групи:

26. фізичні;

27. хімічні;

28. біологічні;

29. психофізіологічні.

На енергопідприємствах та на інших промислових підприємствах є небезпечні шкідливі фактори. Найбільш характерними є:

30. електрична напруга;

31. підвищена напруженість електричного поля;

32. розміщення робочого місця на висоті;

33. можливість утворення вибухо- і пожежонебезпечних сумішей;

34. ємності, які працюють під тиском, наявна висока температура;

35. понижена температура;

36. підвищена і понижена відносна вологість;

37. шкідливий пил, гази та рідини, іонізуючі випромінювання;

38. енергетичний персонал піддається високій нервово-емоційній напрузі, що пов’язана із змінністю роботи та великою відповідальністю за нормальний режим роботи електроустаткування.

Техніка безпеки при ремонті генераторів

8. Обертовий не збуджений генератор з вимкненим пристроєм АГП повинен розглядатися, як такий, що знаходиться під напругою (за виключенням випадку обертання від валовоповоротного пристрою).

9. При випробуваннях генератора встановлення і знімання спеціальних закороток на ділянках його схеми або схеми блоку після їх заземлення допускаються при робочій частоті обертання генератора зі знятим збудженням і вимкненим пристроєм АГП.

10. При виконанні робіт в схемі зупиненого блочного генератора заземлювати його виводи не вимагається, якщо підвищуючий трансформатор заземлений зі сторони вищого, а трансформатори власних потреб на відгалуженні – зі сторони нижчої напруги.

11. В колах статора обертового не збудженого генератора з вимкненим пристроєм АГП допускається вимірювати значення залишкової напруги, визначати порядок чергування фаз і т.п.

Ці роботи повинен виконувати персонал спеціальних служб, лабораторій, налагоджувальних організацій з застосуванням електрозахисних засобів по наряду або під наглядом чергового персоналу.

12. Вимірювання напруги на валі і опору ізоляції ротора працюючого генератора дозволяється виконувати працівнику з чергового персоналу одноосібно або двом працівникам з групами ІV і ІІІ з персоналу спеціалізованих підрозділів по розпорядженню.

13. Обточку і шліфовку контактних кілець ротора, шліфовку колектора збудника може виконувати по розпорядженню одноосібно працівник з неелектротехнічного персоналу. При роботі слід користуватися захисними окулярами.

14. Обслуговувати щітковий апарат на працюючому генераторі допускається одноосібно працівнику з чергового персоналу або виділеному для цієї цілі працівнику з групою ІІІ. При цьому необхідно дотримуватися таких застережних заходів:

працювати в головному уборі і защіпненому спецодязі, остерігаючись захоплення його частинами машини, що обертаються;

користуватися діелектричними калошами або гумовими діелектричними килимами, не застосовуючи діелектричних печаток;

не торкатися руками одночасно струмоведучих частин двох полюсів або струмоведучих і заземлених частин.

14 СПЕЦІАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ

Впровадження нової системи автоматичного регулювання частоти і потужності

Включення Бурштинської ТЕС у Бурштинський «острів» для паралельної роботи з енергосистемою Європи – важливий етап історії нашої електростанції.

На кінець 90-х років в енергосистемах країн Європи, об’єднаних у союз з координації виробництва і передавання електроенергії (UCPTE), до 20.03.1998 р. до автоматичного первинного регулювання частоти і потужності висувались такі вимоги:

· обов’язкова наявність резерву первинного регулювання (обертового резерву потужності), величиною не менше ніж 2, 5% робочої потужності всього об’єднання;

· зона нечутливості автоматичного регулятора частоти (АЧР) кожного енергоагрегату повинна бути не більше ніж 0, 02%, або 10 мГц.;

· величина еквівалентних статизмів регулювання частоти в кожному об’єднанні енергосистеми повинні становити не більше ніж 12%.

Згідно з чинними нормативними документами для всього парку турбін, які експлуатуються в Україні, основні параметри, що характеризують якість роботи систем регулювання парових турбін, повинні відповідати таким значенням:

· ступінь нерівномірності регулювання частоти (статизм) за мінімальних параметрів – 4-5%;

· ступінь нечутливості по частоті обертання (зона нечутливості) – менше ніж 0, 3% або 0, 15 Гц.

В Україні відсутні загальні нормативні документи, які регламентували б паралельну роботи ОЕС України з енергооб’єднаннями сусідніх держав. З огляду на це, а також на те, що енергооб’єднання сусідніх держав керуються правилами UCPTE, технічну політику розвитку ОЕС України в частині первинного регулювання має бути погоджено із зазначеними правилами.

Системами автоматичного регулювання (САР) турбін, які працюють в ОЕС України, відповідали нашим нормативним вимогам для ступеня нечутливості менше ніж 0, 3%, або 0, 15 Гц, але це є значно нижчі норми, ніж вимоги UCPTE. Тобто вимоги до величини зони нечутливості не більше ніж 10 мГц (за нашої норми 150 мГц) можна було б виконати лише після відповідної реконструкції САР турбін і системи автоматичного регулювання частоти і потужності (САРЧП).

На рис.14.1 наведено статитичні частотні характеристики еквівалентної турбіни з автоматичним регулятором частоти обертання із зоною нечутливості, зображені двома крутими частотними характеристиками М_t(_(t)), для яких - зона нечутливості, - електромагнітний момент на зажимах еквівалентного генератора.

Із рисунка 14.1 видно, що чим більший обертовий резерв , тим менший статизм S енергосистеми і чим менше зона нечутливості 3Н, тим також менше статизм S енергосистеми. Наявність великих зон нечутливості АРЧ до 0, 3% або 150 мГц, які допускають наші нормативні документи, і відсутність резерву первинного регулювання призводить до втрати жорстокості режимів енергосистеми.

Аналіз характеристик стійкості енергосистеми ще раз підтверди необхідність проведення певної реконструкції САР і САРЧП. Для забезпечення виконання вимог UCPTE.

Тому в САР наших турбін, а також у САРЧП згідно з проектом EUROMATIC, spol. s.r.o. виконано такі зміни:

· впроваджено новий датчик контролю частоти обертання ротора турбіни з високою точністю виміру;

· встановлено датчик положення ГСМ;

· встановлено електромагніт на відсічний золотник ГСМ для роботи його в режимі первинного регулювання частоти;

· замінено електродвигун механізму керування турбіною на кроковий електродвигун;

· на кожному блоці встановлено також нові САРЧП типів МРІІ-С і МРІІ-Б, призначені для підтримання високої якості електроенергії (далі – FANUC);

· на ЦЩК встановлено ТELEBU, комунікаційний комп’ютер (КК) і SPRUT.

Принципову структуру схеми керування активною потужністю Бурштинського «острова» наведено на рис.14.2.

Система керування активною потужністю Бурштинського «острова» служить для підтримання рівноваги між миттєвим споживанням і виробництвом електроенергії, а також сприяє створенню умов для підключення «острова» до енергосистем, об’єднаних у UCPTE.

Важливим елементом системи регулювання потужності в Бурштинському «острові» є система вторинного регулювання частоти і потужності. Виробництво електроенергії залежить від оцінки балансованої незрівноважності між відпуском і споживанням електроенергії. Оцінка балансової незрівноважності енергосистеми виконуються в центрально регуляторі (ЦР) вторинного регулювання, результатом якої є регуляційне відхилення на вході регулятора потужності. Виходом ЦР є необхідна величина потужності «острова».

ТELEBU – це обладнання, яке є з’єднувальним елементом між центральною диспетчерською системою керування і системою керування та обслуговуючим персоналом на електростанції. ТELEBU – технічний засіб, який забезпечує за допомогою основного комп’ютера процес регулювання активної потужності і виконую функцію інформаційної системи, яка здійснює контроль і оцінювання функціонування об’єктів, що регулюються в реальному часі.

У системі вторинної регуляції Бурштинська ТЕС керується з RDC, як єдине ціле і є так званим фіктивним (еквівалентним) енергоблоком, що складається з енергоблоків Бурштинської ТЕС, включених у дистанційне регулювання. ТELEBU загальне задане значення активної потужності фіктивного енергоблоку розподіляє на окремі енергоблоки електростанції.

Головним завданням терміналу електростанції (ТELEBU) є забезпечення керуючого сигналу необхідного значення активної потужності для регуляторів потужності блоків (FANUC) на основі команд з RDC і оцінки функціонування технології електростанції (рис.14.3).

Основний зв'язок між ТELEBU і RDC Львів, тобто з ЦР, виконують КК, які за допомогою системи SPRUT збирають інформацію щодо активного навантаження енергоблоків.

У схемі регулювання частоти і потужності передбачено також резервування по ТELEBU і SPRUT.

Впровадження даної системи регулювання частоти і потужності виконувалося поступово, починаючи з 1996 р., на енергоблоці ст.№3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 2, 8, 11, 12 відповідно до графіків капітальних і середніх ремонтів енергоблоків.

Велику роботу виконано щодо схеми відкритого розподільного пристрою Бурштинської ТЕС для можливості технологічно працювати в Бурштинському «острові».

15 ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА

15.1 Розрахунок техніко-економічних показників роботи КЕС

15.1.1 Капіталовкладення в будівництво КЕС-2700 МВт

Розрахунок проводимо за укрупненими показниками кошторисної вартості блочної КЕС.

К_ст. = [К_бл.^г +(n_бл.-1)× К_бл.^н +К_бл.^н ]× К_р.б.× К_п.; млн. грн.

К_бл.^г – капіталовкладення в перший блок.

К_бл.800^г = 148 млн. грн.; [14, таблиця1]

К_бл.^н – капіталовкладення в кожен наступний блок.

К_бл.800^н = 88 млн. грн.; К_бл.300^н = 33, 6 млн. грн.; [14, таблиця1]

n_бл. – кількість блоків;

К_р.б.- коефіцієнт, який враховує район будівництва; К_р.б.= 0, 99; [14, додаток 3]

К_п.- коефіцієнт підвищення цін; К_п.= 6; [станом на 1.01.2006 р]

К_ст. = [148+(3-1)× 88+33, 6]× 0, 99× 6 = 2124, 1 млн. грн.;

Вартість основних фондів:

В_о.ф.= 0, 9× К_ст. = 0, 9× 2124, 1= 1911, 7 млн. грн.

Питомі капіталовкладення:

К_пит. = К_ст./N_в.× 10³ = 2124, 1/2700× 10³ = 786, 7 грн./кВт;

15.1.2 Енергетичні показники станції

Річний виробіток електроенергії КЕС.

W_в.= N_в.× h_в., МВт× год;

N_в.- встановлена потужність станції;

N_в.800 = 2400 МВт; N_в.300 = 300 МВт;

h_в.- число годин використання встановленої потужності;

h_в.= 6100 год; [14, сторінка 5]

W_в.800 = 2400× 6100 = 14640000 МВт× год;

W_в.300 = 300× 6100 = 1830000 МВт× год.

Річні витрати електроенергії на власні потреби.

Річні витрати електроенергії на власні потреби на основі енергетичних характеристик залежать від потужності блоку і виду палива.

W_ВП.300 = 2, 5× n_бл.× Т_р.+0, 015× W_в. [14, таблиця 2]

Т_р.- число годин роботи блоку в рік;

Т_р.= 7500 год; [14, с. 5]

W_ВП.300 = 2, 5× 1× 7500+0, 015× 1830000 = 46200 МВт× год;

W_ВП.800 = 6, 9× n_бл.× Т_р.+0, 013× W_в.; [14, таблиця 2]

W_ВП.800 = 6, 9× 3× 7500+0, 013× 14640000 = 345570 МВт× год;

å W_ВП. = W_ВП.300 +W_ВП.800 = 391770 МВт× год.

Питомі витрати електроенергії на власні потреби:

К_ВП.800 = W_ВП.800/W_в.800 × 100% = 345570/14640000× 100 = 2, 36%;

К_ВП.300 = W_ВП.300/W_в.300 × 100% = 46200/1830000× 100 = 2, 36%;

Річний відпуск електроенергії з шин електростанції:

W_відп.800 = W_в.800 -W_ВП.800 = 14640000-345570 = 14294430 МВт× год;

W_відп.300 = W_в.300 -W_ВП.300 = 1830000-46200 = 1783800 МВт× год;

å W_відп. = W_відп.300 +W_відп.800 = 16078230 МВт× год;

Річні витрати умовного палива визначаються по паливних характеристиках:

В_у.300 = 7, 3× n_бл.× Т_р.+0, 282× W_в.300; т.у.п. [14, таблиця 3]

В_у.300 = 7, 3× 1× 7500+0, 282× 1830000 = 570810 т.у.п.;

В_у.800 = 19, 7× n_бл.× Т_р.+0, 278× W_в.800; т.у.п. [14, таблиця 3]

В_у.800 = 19, 7× 3× 7500+0, 278× 14640000 = 45131 т.у.п.

В_у = 5083980

Річні витрати натурального палива:

В_н. = В_у.× (29330/Q_н^р)× (1+a_втр.%/100); т.у.п.

Q_н^р – питома теплота згорання натурального палива;

Q_н^р = 34330 кДж/кг; [14, додаток 8]

a_втр.% - норма витрат палива при перевезенні поза територією станції;

a_втр.% = 0; [14, додаток 11]

29330 – калорійність умовного палива;

В_н. = 5083980× 29330/34330× (1+0/100) = 4343522, 7 т.у.п.

Питомі витрати умовного палива по відпуску електроенергії:

b^е_відп.800 = г.у.п./кВт× год;

b^е_відп.300 = г.у.п./кВт× год.

Коефіцієнт корисної дії по відпуску електроенергії:

15.1.3 Визначення собівартості електроенергії

Розрахунок собівартості відпущеної електроенергії КЕС виконуємо по економічних елементах витрат у відповідності із статтею 9 “Витрати виробництва, що відносяться на збитки підприємства” у відповідності з Законом України “Про оподаткування прибутку підприємства”.

15.1.3.1 Матеріальні витрати

S_м.в.= 1, 04× S_п., млн. грн.;

S_м.в.= 1, 04× 1337, 8 = 1391, 3 млн. грн.;

1, 04 – коефіцієнт, який враховує матеріальні витрати (крім палива).

S_п.- витрати на паливо;

S_п.= (Ц_п.× К_п.+Ц_т.р.× К_п.)× В_н.× 10^-6, млн. грн.

Ц_п.- ціна однієї тонни натурального палива по прейскуранту;

Ц_п.= 28 грн./тис.м³; [14, додаток 8]

К_п.- коефіцієнт підвищення цін на паливо та його перевезення;

К_п.= 11; [станом на 1.01.2006]

S_п.= (28× 11)× 4343522, 7× 10^-6 = 1337, 8 млн. грн.

Ціна однієї тонни умовного палива:

Ц_у.п. = ;

Ц_у.п. грн./т.у.п.;

15.1.3.2 Витрати на оплату праці

S_оп. = (2, 3¸ 2, 4)× К_п.× ЗП× Ч_екс.× 10^-3, млн. грн.;

(2, 3¸ 2, 4) – коефіцієнт, який враховує додаткову заробітну плату;

ЗП – середньовічна заробітна плата одного співробітника експлуатаційного персоналу;

ЗП = (1, 8¸ 2, 3) = 2, 2 тис. грн./рік;

К_п. = 2 – коефіцієнт підвищення зарплати;

Ч_екс.- чисельність експлуатаційного персоналу;

Ч_екс.= 525 чол.; [14, додаток 13]

S_оп. = 2, 3× 2× 2, 2× 525× 10^-3 = 5, 31 млн. грн.;

Ч_пвп – чисельність промислово-виробничого персоналу;

Ч_пвп = 1850 чол. [14, додаток 13]

Питома чисельність промислово-виробничого персоналу:

Ч _пвп = Ч_пвп /N_в = 1850/2700 = 0, 69 чол./МВт.

Питома чисельність експлуатаційного персоналу:

Ч _експ. = Ч_експ./N_в = 525/2700 = 0, 19 чол./МВт.

Відрахувавши на соціальні заходи:

S_с.з. = S_с.с.+S_п.с.+S_ф.з.+S_н.в., млн. грн.;

S_с.з. = 0, 13+1, 7+0, 08+0, 058 = 1, 97 млн. грн.

Відрахувавши на державне соціальне страхування:

S_с.с.= 2, 9%× S_оп.= 2, 9/100× 5, 31 = 0, 15 млн. грн.

Відрахувавши на державне пенсійне страхування:

S_п.с.= 31, 8%× S_оп. = 32/100× 5, 31 = 1, 69 млн. грн.

Відрахувавши до фонду сприяння зайнятості населення:

S_ф.з.= 1, 3%× S_оп. = 1, 3/100× 5, 31 = 0, 069 млн. грн.

Відрахувавши соціальне страхування від нещасних випадків та професійних захворювань на виробництві:

;

;

;

15.1.3.3 Амортизація основних фондів

S_а = H_а%/100× B_о.ф., млн. грн.;

H_а% = 13% із матеріалів роботи БуТЕС.

S_а = 13/100× 1274, 5 = 165, 69 млн. грн.

15.1.3.4 Інші витрати

S_ін.= 0, 45× (S_оп.+S_с.з.+S_а.) = 0, 45× (5, 31+1, 97+165, 69) = 77, 83 млн. грн.

15.1.3.5 Загальні витрати на виробництво електроенергії КЕС

S_КЕС = S_м.в.+S_оп.+S_с.з.+S_а.+S_ін. = 1391, 3+5, 31+1, 97+165, 69+77, 83 = 1642, 1 млн. грн.

15.1.3.6 Собівартість одиниці відпущеної електроенергії

S^е_відп. = S_КЕС × 10⁵/å W_відп. = 1642, 1× 10⁵/16078230 = 10, 21 коп./(кВт× год).

Складова собівартості одиниці електроенергії по матеріальних витратах.

S^е_м.в. = S_м.в./å W_відп. = 1391, 3× 10⁵/16078230 = 8, 65 коп./(кВт× год).

Структура собівартості електроенергії:

S_м.в.% = S_м.в./S_КЕС× 100% = 1391, 3/1642, 1× 100 = 84, 73 %.

Інші елементи витрат розраховуються аналогічно.

Таблиця 15.1 – Собівартість електричної енергії

Разом: 1642, 1 10, 21 100

15.1.4 Розрахунок прибутку та рентабельності

15.1.4.1 Визначення об’єму реалізації електроенергії

V_р. = T_е× W_відп.× 10⁵, млн. грн.;

T_е – тариф на електроенергію. Виходимо із умов, шо розмір рентабельності електроенергії 1, 15%.

T_е = S^е_відп.× 1, 15 = 1, 15× 10, 21 = 11, 74 коп./(кВт× год);

V_р. = 11, 74× 16078230× 10⁵ = 1887, 58 млн. грн.

15.1.4.2 Визначаємо величину загального прибутку:

П^з_р = V_р. –S_КЕС = 1887, 58-1642, 02 = 245, 56 млн. грн.

15.1.4.3 Податок на прибуток складає 30 %:

ПД_п = 30%; П^з_р = 30/100× 245, 56 = 73, 67 млн. грн.

15.1.4.5 Визначаємо величину чистого прибутку:

П^ч_р = П^з_р - ПД_п = 245, 56-73, 67 = 171, 89 млн. грн.

15.1.4.6 Визначаємо рентабельність виробничих фондів:

Р_в. = П^з_р/(В_о.ф.+S_п.)× 100% = 245, 56/(1274, 5+1337, 8)× 100 = 9, 4 %.

Таблиця 15.2 – Зведена таблиця техніко-економічних показників КЕС і

порівняння їх з проектними.

16 ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

1 Правила устройства электроустановок. – 6-е изд. М.: Энергоатомиздат,

1986.

2 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – 13-е изд.

М.: Энергия, 1977.

3 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. М.: Минэнерго СССР, 1980.

4 Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и -подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

5 Рошкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

6 Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей /Под ред. К. М. Антипова, И. Е. Бандуилова./. М.: Энергоатомиздат, 1987.

7 Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

8 Александров К. К., Кузмин Е. П. Электрические чертежи и схемы. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

9 Справочник по Единой системе конструкторской документации. Под ред. Ю. И. Стипанова. Харьков. “Прапор”, 1981.

10 Байтер И. И., Богданова Н. А. Релейная защита автоматика питающих

элементов собственных нужд тепловых электростанций. 3-е изд.,

перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

11 Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов /А.

А. Васильева, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова и др./, Под ред. А.

А. Васильева. – М.: Энергия, 1980.

12 Технология и организация сооружения линий электропередачи, Под ред.

М. М. Каетановича, М., “Энергия”, 1969. Перед загл. авт.: Каетанович М.

М., Крылов С. В., Рабинович Д.В., Реут М. А.

13Магидин Ф. А. Сооружение воздушных линий электропередачи: Учебник

для сред. проф-техн. училищ. – М.: Высш. Школа, 1978.

14 Е. Б. Медведева. Методические рекомендации по расчету среднегодовых

технико-экономических показателей ГРЭС в курсовой роботе и

экономической части дипломного проекта, Москва, 1986.

15 Реле защиты.М., „Энергия”, 1976.