Выбор электрооборудования и разработка принципиальной электрической схемы понижающей подстанции

По этой причине, для снижения риска возникновения аварий и пожаров в электроустановках следует соблюдать [4], [7] и другие действующие на территории РФ нормы и правила ещё на этапе проектирования, а также при организации монтажных работ и передачи объектов в эксплуатацию.7.2 Защитные меры и средства, служащие для обеспечения недоступности токоведущих частейДля предупреждения случайного прикосновения человека к открытым токоведущим частям в электроустановках предусмотрены следующие мероприятия:Двери трансформаторных подстанций запираются на замок. Ключи находятся на учете у оперативно-ремонтного персонала и выдаются имеющим на это право лицам, непосредственно связанным с обслуживанием данных электроустановокДля предотвращения случайного приближения человека на опасные расстояния к открытым токоведущим частям предусмотрено:расположение электрооборудования таким образом, чтобы обеспечить безопасный проход к ремонтируемому оборудованию и безопасное проведение работ;токоведущие части огорожены;выполнена предупредительная сигнализация, имеются указатели положения выключателей;применяются индивидуальные переносные указатели напряжения; на дверяхэлектрощитовой нанесены предупредительные знаки. На все электрооборудование нанесены диспетчерские наименования; выполнены устройства контроля напряжения и сигнализации замыкания на землю.Осмотры электроустановок должны производиться согласно утвержденному графику.  7.3 Меры безопасности при случайном появлении напряжений на металлических корпусах электрооборудования и шагового напряженияДля того, чтобы снизить вероятность случайного возникновения напряжения на металлических нетоковедущих частях электрооборудования и шагового напряжения, а также уменьшить степень повреждения применяются следующие меры:выбор коммутационных аппаратов с учётом величины нагрузок и токов коротких замыканий;измерение сопротивления изоляции в заданный период времени, а также её визуальный контроль;защитное заземление трансформаторных подстанций.7.4 Пожарная безопасностьОпасность возникновения пожара обуславливается применяемым в электрооборудовании горючих материалов, таких как изоляция кабелей, электрических двигателей и т. д. Источником возникновения пожаров с большой вероятностью могут стать открытые коммутационные аппараты или плавкие предохранители, искрообразование при отключении которых возникает в окружающей среде (без дугогасящих камер). Помимо этого, пожары в электроустановках могут возникнуть при коротком замыкании, при технологической перегрузке, при перегреве изоляции, при старении изоляции, от выброса горящего масла, при попадании молнии и т. д.Для предупреждения возникновения пожара в электроустановках предусматриваютсятакие меры, как: применение автоматических выключателей закрытого исполнения, применение кабеля в оболочке из пластиката с пониженной горючестью и пониженным дымовыделением, прокладываемый в трубе гофрированной гибкой. Пожарыв электроустановках ликвидируются при помощиогнетушителей углекислотных (типа ОУ), порошковых (типа ОП). Также применяется песок, находящийся в ящиках, расположенных возле с противопожарными щитами.7.5 Расчёт заземления подстанции методом наведённых потенциаловРазмер подстанции 150 × 200 м, соответственно, её площадь составляет S = 30000 м2.Трансформаторы подстанции работают с эффективно заземлённой нейтралью. В качестве горизонтальных заземлителей применяем сталь полосовую 40×4 мм, в качестве вертикальных –сталь круглую диаметром 12 мм длиной lв = 5 м. Глубина заложения горизонтальных заземлителей – 0,8 мУдельное сопротивление верхнего слоя земли ρ1 = 230 Омм, нижнего слоя ρ2 = 80 Омм, мощность верхнего слоя земли h = 2,8 м.В качестве естественных заземлителей применяем систему «трос – опоры» подходящих к ПС воздушных линий 220 кВ на металлических опорах. Длина пролёта l = 250 м. У каждой линии имеется стальной грозозащитный трос сечением F = 50 мм2. Сопротивление каждой опоры принимаем rоп = 12 Ом. Расчётный ток замыкания на землю со стороны 220 кВ, кА,(7.1)где хс – сопротивление системы, Ом;хВЛ – сопротивление воздушной линии, ОмОмОмкАСогласно [4] сопротивление заземлителя растеканию тока Rз должно быть не более 0,5 Ом.Определим сопротивление естественного заземлителя, Ом,(7.2)Определяем сопротивление искусственного заземлителя, которое необходимо получить исходя из того, что минимальный уровень Rз= 0,5 Ом, а сопротивление естественного заземлителя – 1,5 Ом, Ом,(7.3)Составляем предварительную схему заземлителя (рисунок 7.1).Рисунок 7.1 – Предварительная схема заземлителяПо предварительной схеме определяем суммарную длину горизонтальных и вертикальных электродов.Lт = 2620 м, n = 36 шт.Составим расчетную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадьюS = 30000 м2. Длина одной стороны её будет .Количество ячеек по одной стороне модели: шт.Принимаем m = 7.Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:Lт = 2 (7 + 1) 173,2 = 2771,2 мДлина стороны ячейки:Расстояние между вертикальными электродами:Суммарная длинна вертикальных электродов:Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:Относительная длина:Расчетное удельное сопротивление грунта ρэПредварительно находим значения ρ1/ρ2 и k:ρ1/ρ2=230/80=2,87.Поскольку 1<ρ/ρ<10, находим значения k:Теперь определим ρэ, ОммВычисляем расчетное сопротивление Rи рассматриваемого искусственного заземлителя. Предварительно находим коэффициент А, поскольку 0 < tотн < 0,1А = 0,444 – 0,84 ∙ tотн = 0,444 – 0,84 ∙ 0,0335 = 0,42ТогдаОбщее сопротивления заземлителя подстанции (с учетом сопротивления естественного заземлителя)Определим потенциал заземляющего устройства в аварийный период. ВЭтот потенциал допустим, поскольку он меньше 10 кВ.Окончательно заземление понизительной подстанции состоит из горизонтальных электродов, выполненных из стали полосовой сечением 4×40 мм общей длиной 2771,2 м,а также из вертикальных электродов, выполненных из круглой стали диаметром 12 мм длиной по 5 м, расположенных равномерно по периметру заземления. При выполнении этих условий сопротивление искусственного заземления в самое неблагополучное время года не превысит 0,33 Ом, а в целом сопротивление заземления равно Rз = 0,27 Ом, т.е. сопротивление заземления искусственного и естественного не превышает 0,5 Ом. 8 Экономическая часть8.1 Смета затратКапитальные вложения в схему электроснабжения определим,как суммарные капиталовложения в оборудование, тыс. руб.,(8.1)где КΣоборуд – общие капитальные вложения в оборудование, тыс. руб.Полные капвложения в оборудование, тыс. руб.,(8.2),(8.3),(8.4)где – соответственно удельные показатели стоимости строительных работ на единицу оборудования, единицы оборудования, монтажных работ по ее установке и подключению, тыс. руб./шт.;ni – количество единиц одинакового оборудования.Прочие затраты берём в процентах от суммы строительно-монтажных работ:для 6-10 кВ составляет 26%;для 110 кВ составляет 24,7%;для 220 кВ составляет 16,9%.Сложение капитальных вложений в оборудование осуществляется после пересчета, учитывая территориальный коэффициент, на цены 2021 года (территориальный коэффициент на строительные работы равен 1,41, на монтажные работы – 1,21, на оборудование – 1,07).Для определения стоимости системы электроснабжения в таблице 8.1 составлена смета, включающей в себя затраты на приобретение оборудования и приспособлений, на строительные и монтажные работы с учётом территориальных коэффициентов. Смета составлена в ценах 2021 г.Таблица 8.1 – Смета на строительство схемы электроснабжения подстанции№ п/пНаименование работ и затратСметная стоимость, тыс. руб.Общая сметная стоимость, тыс. руб.строительных работмонтажных работоборудованияпрочих затратОборудование ПС220 кВ1Разъединители – РНДЗ.1-220/1000ХЛ11,044·32·196,6=6568,010,348·32·196,6=2189,340,53·32·196,6=3334,346568,012189,343334,342Выключатели – ВГТ-УЭТМ-220-40/3150У15,904·11·196,6=12767,9917,4·11·196,6=37629,2465·11·196,6=140569,0012767,9937629,24140569,003ОПН–П1–220/163/10/2УХЛ19,31·4=37,2413,10·4=52,4064,8·4=259,2037,2452,40259,204Силовые автотрансформаторы АТДЦТН-100000/220/11015,72·2·196,6=6181,105,24·2·196,6=2060,37195·2·196,6=76674,006181,102060,3776674,005Трансформаторы напряжения НКФ-220-58У12,04·2·196,6=802,130,85·2·196,6=334,222,2·2·196,6=865,04802,13334,22865,046Трансформаторы тока ТФЗМ-220Б1 У12,04·99·196,6=39705,340,85·99·196,6=16543,890,655·99·196,6=12748,5339705,3416543,8912748,53Итого:66061,8158809,46234450,10С учётом территориального коэффициента66061,81·1,41=93147,1558809,46·1,21=71159,44234450,10·1,07=250861,6193147,1571159,44250861,61Прочие затраты(93147,15+71159,44)·0,169=27767,8127767,81 Итого по оборудованию 110 кВ93147,15+71159,44+250861,61+27767,81==442936,02    442936,02Оборудование ПС 110 кВ1Разъединители – РНДЗ.1-110/1000 У11,044·6·196,6=1231,500,348·6·196,6=410,500,24·6·196,6=283,101231,50410,50283,10Продолжение таблицы 8.12Выключатели – ВГБ-110-40/630У15,904·7·196,6=8125,0812,1·7·196,6=16652,0252·7·196,6=71562,408125,0816652,0271562,403ОПН–П1–110/77/10/2УХЛ19,31·4=37,243,10·4=12,4038,78·4=155,1237,2412,40155,124Трансформаторы тока ТФЗМ-110 Б-11,02·72·196,6=14438,300,413·72·196,6=5846,100,95·72·196,6=13447,4414438,305846,1013447,44Итого:23832,1322921,0285448,06С учётом территориального коэффициента23832,13·1,41=33603,3022921,02·1,21=27734,4385448,06·1,07=91429,4333603,3027734,4391429,43Прочие затраты(33603,30+27734,43)·0,247=15150,4215150,42 Итого по оборудованию 110 кВ33603,30+27734,43+91429,43+15150,42==167917,59    167917,59Оборудование ПС 10 кВ1Разъединители – РВ-10/1600 У30,048·4·196,6=37,750,016·4·196,6=12,580,264·4·196,6=80,0037,7512,5880,002ОПНп-10/420/12,7-10-ΙΙΙ-УХЛ10,44·2=0,880,15·2=0,301,83·2=3,660,880,303,663Ячейки КРУ-2-10 с выключателями BB/TEL-10-17,5/1600У214,1·3= 42,305·3=15,00112,75·3=338,2542,3015,00338,254Ячейки КРУ-2-10 с выключателями BB/TEL-10-17,5/400У214,1·10= 141,005·10=50,00102,5·10=1025,00141,0050,001025,005Предохранители – ПКТ 101-10-31,5-12,5У30,06·4·196,6=47,180,02·4·196,6=15,730,25·4·196,6=196,6047,1815,73196,606Трансформатор тока ТПЛК-10У32,46·126=309,960,82·126=103,3210,25·126=1291,50309,96103,321291,507Трансформатор напряжения НАМИ-10У24,66·2=9,321,55·2=3,119,4·2=38,89,323,1038,80Итого:588,39200,032973,81С учётом территориального коэффициента588,39·1,41=829,63200,03·1,21=242,042973,81·1,07=3181,98829,63242,043181,98Прочие затраты(829,63+242,04)·0,26=278,63278,63 Итого по оборудованию 10 кВ829,63+242,04+3181,98+278,63=4532,28 4532,28Всего442936,02+167917,59+4532,28=615385,898.2 Издержки на эксплуатацию электрохозяйстваИздержки на эксплуатацию энергохозяйства определяем сложением расходов на заработную плату,страховых взносов, расходов на ремонт,амортизационных отчислений, а также прочих расходов:,(8.5)где ИЗП,СН– расходы на заработную плату и страховые взносы;Ирем – затраты на ремонт;Иа– амортизационные отчисления;Ипр–прочие расходы.8.2.1 Расходы на заработную плату и страховые взносыРасходы на заработную плату включают в себя:1. Основную заработную плата (за отработанное время).2. Дополнительную заработную плату(за неотработанное время), принимается в размере 7,5% от основной заработной платы;3. Отчисления на страховые взносы (с основной и дополнительной) заработной платы – 30% В том числе: пенсионный фонд – 22%фонд обязательного медицинского страхования – 5,1%фонд социального страхования – 2,9%.Прежде, чем приступить к расчёту заработной платы, определим численность работающего персонала, для чего определим суммарную трудоёмкость на обслуживание и ремонт электрооборудования. Расчёт представим в таблице 8.2.Таблица 8.2 – Расчёт суммарной трудоемкости всех видов ремонтовНаименование оборудованияКол.Норма трудоемкости ремонта, чел·ч.Всего(×0,87)капит.средн.текущ.Оборудование 220 кВ1Разъединители РНДЗ.1-220/1000ХЛ1322478(1085,76)2 Выключатели ВГТ-УЭТМ-220-40/3150У11151010(583,77)3 ОПН–П1–220/163/10/2УХЛ141740(73,08)4 Автотрансформаторы АТДЦТН-100000/220/110272014471(1626,9)5 Трансформаторы напряжения НКФ-220-58У122582(60,9)6 Трансформаторы тока ТФЗМ-220Б1 У1991705(1894,86)7 Разъединители – РНДЗ.1-110/1000 У161236(109,62)8 Выключатели – ВГБ-110-40/630У1735013(292,32)9ОПН–П1–110/77/10/2УХЛ14420(20,88)10 Трансформаторы тока ТФЗМ-110 Б-1721203,5(970,92)11 Разъединители – РВ-10/1600 У343011612 ОПНп-10/420/12,7-10-ΙΙΙ-УХЛ124201213 Ячейки КРУ-2-10 с выключателями BB/TEL-10-17,5/1600У2324079314 Ячейки КРУ-2-10 с выключателями BB/TEL-10-17,5/400У210240731015 Предохранители – ПКТ 101-10-31,5-12,5У344202416 Трансформатор тока ТПЛК-10У31261203189017 Трансформатор напряжения НАМИ-10У222580,567Итого:9131,01Тарифный фонд заработной платы эксплуатационных рабочих, руб. ЗПтэ= стэ · rcп · 1800, (8.6)где – тарифная ставка эксплуатационных рабочих при повременной оплате, руб./ч; rcп – списочный состав рабочих, чел.;1800 – действительный годовой фонд времени одного рабочего.rсп = 1,1 · rя , (8.7)где rя – явочный состав рабочих, чел., (8.8)где Tкстр – среднегодовая трудоемкость ремонтных работ силового оборудования и сетей, чел·ч (см. таблицу 8.2);Нм – норма межремонтного обслуживания.,rсп = 1,1 · 27 = 29,7 30,ЗПтэ= 68,42 · 30 · 1800 = 3694680,0Чтобы определить годовой фонд заработной платы, увеличиваем тарифный фонд с учётом доплат, которые относятся к часовому, дневному и годовому фондам:- премии, руб.П = 0,25·ЗПтэ,(8.9)- районный коэффициент, руб.РК = 0,5 · ЗПтэ, (8.10)- ночные часы, руб.НЧ = 0,047 · ЗПтэ , (8.11) - праздничные дни, руб. ПД = 2 · 0,03· 0,5 · ЗПтэ, (8.12)Дневной фонд заработной платы, руб.ДФЗП = П + РК + НЧ + ПД + ЗПтэ.(8.13)Отпуска и выполнение государственных обязанностей, руб.О = 0,075 ДФЗП.(8.14)Начисления на страховые взносы, руб.СН = 0,3 (ДФЗП + О).(8.15)Годовой фонд заработной платы, руб.ФЗП = ДФЗП + О + СН.(8.16)Таблица 8.3 – Годовой фонд заработной платы эксплуатационных рабочихНаименование доплатыОбозначениеСумма, руб.Тарифный фонд заработной платыЗПтэ3694680,00ПремииП923670,00Районный коэффициентРК1847340,00Ночные часыНЧ173649,96Праздничные дниПД110840,40ИтогоДФЗП6750180,36ОтпускаО506263,53Начисления на страховые взносыСН2176933,17Фонд заработной платыФЗП9433377,058.2.2 Затраты на ремонтПомимо основной и дополнительной зарплат, в затраты на ремонт включаются материальные ресурсы и цеховые расходы.Тарифная зарплата ремонтных рабочих, руб.ЗПтр= стр · Ткстр, (8.17)где – тарифная ставка ремонтных рабочих, руб./ч. ЗПтр= 78,69 · 9131,01 = 718519,18,- премии, руб.П = 0,25 · ЗПтр , (8.18) - районный коэффициент, руб.РК = 0,5 · ЗПтр , (8.19)- ночные часы, руб.НЧ = 0,047 · ЗПтр , (8.20) - праздничные дни, руб.ПД = 2 · 0,03 · 0,5 ЗПтр, (8.21) Дневной фонд заработной платы, руб.ДФЗП = П + РК + НЧ + ПД + ЗПтр.(8.22)Отпуска и выполнение государственных обязанностей, руб.О = 0,075 ДФЗП.(8.23)Начисления на страховые взносы, руб.СН = 0,3 (ДФЗП + О).(8.24)Годовой фонд заработной платы, руб.ФЗП = ДФЗП + О + СН.(8.25)Таблица 8.4 – Годовой фонд заработной платы ремонтного персоналаНаименование доплатыОбозначениеСумма, тыс. руб.Тарифный фонд заработной платыЗПтр718519,18ПремииП179629,79Районный коэффициентРК359259,59Ночные часыНЧ33770,40Праздничные дниПД127477,80ИтогоДФЗП1418656,76ОтпускаО106399,26Начисления на страховые взносыСН457516,81Фонд заработной платыФЗП1982572,82К стоимости материальных ресурсов, предназначенных для ремонтных нужд, относят затраты на материалы, запасные части и т. д. Стоимость материальных ресурсов принимают в процентах от заработной платы ремонтного персонала, руб. М = 3 ЗПтр= 3· 718519,18 = 2155557,53(8.26)Стоимость цеховых расходовпринимаем в размере 120% к основной заработной плате ремонтногоперсонала, руб.ЦР = 1,2 ЗПтр =1,2 · 718519,18 = 862223,01(8.27) Итоговое значение затрат на ремонт представим в таблице 8.5.Таблица 8.5 – Затраты на ремонтСтатьи расходовСумма, тыс. руб.1. Заработная плата1982572,822. Материалы2155557,533. Цеховые расходы862223,01Итого5000353,378.2.3 Амортизационные отчисленияТаблица 8.6 – Амортизационные отчисленияЭлементы основных фондовСрок полезного использования, летНормы амортизации, %Капитальные вложения,тыс. руб.Годовые амортизационные отчисления,тыс. руб.Оборудование ПС 220 кВ156,66442936,0229529,07Оборудование ПС 110 кВ156,66167917,5911194,51Оборудование ПС 10 кВ10104532,28453,23Итого615385,8941176,808.2.4 Прочие расходыПрочие расходы принимаем в размере 1% от основной заработной платы эксплуатационного персонала, руб.ПР = 0,01 ЗПтэ= 0,01 · 3694680,0 = 36946,8(8.28)Годовые издержки на эксплуатацию электрохозяйства представим в таблице 8.7.Таблица 8.7 – Издержки на эксплуатацию электрохозяйстваНаименование статей расходовСумматыс. руб.% к итогу1.Заработная плата основная и дополнительная с начислениями на страховые взносы9433,3832,642.Затраты на ремонт5000,3517,303.Амортизационные отчисления14433,7332,647.Прочие расходы36,950,13Итого:28904,411008.3 СебестоимостьэлектроэнергииСебестоимость единицы электроэнергии определяется стоимостью одного киловатт в час электроэнергии и издержками по эксплуатации электрохозяйства, приходящихся на один киловатт в часпотребляемой электроэнергии. Потребляемая электроэнергия, тыс. кВт·ч, (8.29)где – величина максимума нагрузки, МВт; – число часов использования максимума нагрузки, ч.Плата за потребленную электроэнергию, тыс. руб.П = β ∙ Эп, (8.30)где β – тариф на электроэнергию, руб./кВтч.Для стороны 110 кВ β = 4,29 руб./кВтч, с учётом НДС 20% β = 4,29 1,2 = 5,15Для стороны 10 кВ β = 4,96 руб./кВтч, с учётом НДС 20% β = 4,96 1,2 = 5,96П110 = 5,15 440155,23 = 2266799,44,П10 = 5,96 102272,17 = 609542,13Себестоимость определяем из отношения расходов к потреблённой электроэнергии,руб./кВт·ч., (8.31)Таблица 8.8 – Калькуляция себестоимости по одноставочному тарифуПоказатели и статьи расходовЕдиницы измеренияАбсолютная величина1.Потребленная энергия на стороне 110 кВтыс. кВт·ч440155,232.Потребленная энергия на стороне 10 кВтыс. кВт·ч102272,173.Тарифу за потребленную электроэнергию на стороне 110 кВ (с учетом НДС)руб./кВт·ч5,154.Тариф за потребленную электроэнергию на стороне 10 кВ (с учетом НДС)руб./кВт·ч5,965.Плата за потребленную электроэнергию на стороне 110 кВтыс. руб.2266799,446.Плата за потребленную электроэнергию на стороне 10 кВтыс. руб.609542,137.Годовые издержки на эксплуатациютыс. руб.28904,418.Себестоимость 1 кВт/ч потребл. эл. энергиируб./кВт·ч5,23ЗАКЛЮЧЕНИЕВ данной работебыла рассчитана и проектирована электрическая часть трансформаторной подстанции с выбором необходимой электрической аппаратуры. Посредством применения нормативных документов, учебной и научной литературы, а также полученных теоретических знаний, произвели расчёт и выбор силовых автотрансформаторов, выбрали схемы главных электрических соединений проектируемой подстанции, рассчитали токи короткого замыкания, на основании которых произвели расчет и выбор электрических аппаратов.В экономической части работы была составлена смета затрат, определена заработная плата эксплуатационного персонала, затраты на ремонт и рассчитана себестоимость единицы передаваемой электроэнергии.Итогом работы является графическая часть работы с выбранными схемами электрических соединений и электрооборудования.СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХИСТОЧНИКОВ1. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.2. ГОСТ 14209-97Межгосударственный стандарт. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.3. СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. – ОАО «ФСК ЕЭС», 2007.4. Правила устройства электроустановок. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Главы 4.1, 4.2. - 7-е изд. - Электрон. текстовые данные. - М.: ЭНАС, 2013. - 104 c.ISBN 978-5-4248-0036-8.5. Немировский А.Е. Электрооборудование электрических сетей, станций и подстанций: учебное пособие / А.Е. Немировский, И.Ю. Сергиевская, Л.Ю. Крепышева. - М: «Инфра-Инженерия», 2018. - 148 с.- ISBN 978-5-9729-0207-1.6. Ульянов, С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах [Текст]: учеб. для вузов / С. А. Ульянов. – М.: Энергия, 1970. – 520 с.7. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: ИНФРА-М, 2017. - 262 с. ISBN 978-5-16-009744-28. СТО 34.01-3.1-002-2016 Типовые технические решения подстанций 6-110 кВ. [Электронный ресурс].9. ГОСТ 17544-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения классово напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ.10. Кокин С.Е. Схемы электрических соединений подстанций: учебное пособие/ Кокин С.Е., Дмитриев С.А., Хальясмаа А.И., - 2-е изд., стер. - М.:Флинта, Изд-во Урал. ун-та, 2017. - 100 с. ISBN 978-5-9765-3134-511. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования: РД 153-34.0-20.527-98/ под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. 152 с. [Электронный ресурс]. 12. Рожкова Л. Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций/Л. Д. Рожкова, Л. К. Корнеева, Т. В. Чиркова. – 2-е изд.,стер. – М. Издательский центр «Академия», 2005. – 448 с.13. Старшинов В.А. Электрическая часть электростанций и подстанций: учебное пособие/ В.А. Старшинов, М.В Пираторов, М.А. Козинова; под ред. В.А. Старшинова. – М.: Издательский дом МЭИ,2015. – 296 с. ISBN 978-5-383-00874-4.[Электронный ресурс].