Планирование себестоимости передачи электроэнергии

Планирование себестоимости передачи электроэнергии

Задание на курсовую работу по «экономике энергетики» студенту группы ЭМ 13-1Сохолтуеву Юрию Федоровичу

1.   Построить скелетную схему предприятия электрических сетей;

2.      Выбрать электрическую схему подстанции и основного оборудования;

.        Выбрать вариант электроснабжения на примере подстанции №34;

.        Определить объем обслуживания предприятия электрических сетей;

.        рассчитать капитальные вложения в ПЭС;

.        Составить смету затрат на строительство подстанций;

.        Определить численность персонала предприятия электрических сетей;

.        Рассчитать себестоимость передачи электрической энергии;

.        Рассчитать технико-экономические показатели ПЭС.

Руководитель курсовой работы Т. И. Поликарпова

Исходные данные

Рисунок 1 - Скелетная схема предприятия (протяжённость ЛЭП в км, нагрузки по подстанциям в МВт)

Прочие исходные данные:

ТП	300 шт
в том числе с двумя трансформаторами	150 шт
с одним трансформатором (50%)	150 шт
РП	35 шт
ЛЭП 0,4 - 10 кВ	1925 км
КЛ	550 км
cоs φ	0,91
Тmax	5500

1. Выбор электрической схемы подстанций и основного оборудования

.1 Выбор трансформаторов

Трансформаторы на понижающих подстанциях выберем исходя из соотношения для номинальной мощности трансформаторов, МВА,

,

где Sпс - мощность подстанции;

kав. - коэффициент аварийной допустимой перегрузки, равный 1,4.

По данным условиям, с учетом номинальных напряжений, выбираем трансформаторы /4, с. 142/. Результаты сведём в таблицу 1.

Таблица 1 - Выбор трансформаторов на подстанциях

пс	РНОМ, МВт	SТР, МВ∙А	Тип трансформатора	Стоимость, тыс.руб. цены в 1982г
34	9	7,1	ТД-10000/35	16
35	10	7,8	ТД-10000/35	16
36	13	10,2	ТД-16000/35	24,3
37	14	10,9	ТД-16000/35	24,3
38	10	7,8	ТД-10000/35	16
39	5	3,9	ТМН-6300/35	21,2
40	7	5,5	ТМН-6300/35	21,2
41	12	9,4	ТД-10000/35	16
42	10	7,8	ТД-10000/35	16
43	12	9,4	ТД-10000/35	16
44	9	7,1	ТД-10000/35	16
45	11	8,6	ТД-10000/35	16
46	13	10,2	ТД-16000/35	24,3
50	17	13,3	ТД-16000/35	24,3
51	6	4,7	ТМН-6300/35	21,2
52	10	7,8	ТД-10000/35	16
53	11	8,6	ТД-10000/35	16
м	62	48,7	ТДТН-63000/110/35/10	126
н	49	38,5	ТДТН-40000/110/35/10	94,4
о	40	31,4	ТДТН-40000/110/35/10	94,4
п	47	36,9	ТДТН-40000/110/35/10	94,4
V	141	110,7	АТДЦТН-125000/220/110/35	195
VI	112	87,9	АТДЦТН-125000/220/110/35	195
Б	297	233,1	3×АОДЦТН-267000/500/220/35	292

.2 Выбор сечения проводов

Выбор экономически целесообразных сечений проводов линий электропередач производят с целью обеспечения минимума приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию электрических сетей.

Экономическое сечение проводов, мм2,

где Im - ток нагрузки линии в нормальном режиме работы, А;

jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

Для расчета принимаем экономическую плотность тока для алюминиевых проводов при продолжительности использования наибольшей нагрузки Тmax>5000 часов равной jэк=1,3 А/мм2.

Ток нагрузки, А,

,

где P - нагрузка по линиям и подстанциям, кВт;ном - номинальное напряжение, кВ.

По расчетному значению Fэк выбирается стандартное сечение, близкое к найденной величине. Кроме того, необходимо учитывать в сетях напряжением выше 35 кВ явление короны на проводах. По условиям исключения общей короны и радиопомех сечение проводов выбирают с учетом стандартных минимальных сечений проводов по условиям короны.

Все расчеты сведём в таблицу 2.

Возьмём все ЛЭП - двухцепными, на железобетонных (АС 70/11 на металлических) опорах. Район по гололёду - II.

Таблица 2 - Выбор сечения проводов

ЛЭП	U, кВ	l, км	РН, МВт	IН, А	FЭК, мм2	Марка провода	Стоимость, тыс.руб/км (с двух цепными опорами), цены в 1982г
м-34	35	11	9	81,6	62,7	АС-70/11	20,1
м-35	35	15	10	90,6	69,7	АС-70/11	20,1
м-36	35	18	13	117,8	90,6	АС-95/16	20,1
м-37	35	15	14	126,9	97,6	АС-120/19	21,4
н-38	35	14	10	90,6	69,7	АС-70/11	20,1
н-39	35	10	5	45,3	34,9	АС-70/11	20,1
н-40	35	15	7	63,4	48,8	АС-70/11	20,1
н-41	35	16	12	108,8	83,7	АС-95/16	20,1
о-42	35	18	10	90,6	69,7	АС-70/11	20,1
о-43	35	15	12	108,8	83,7	АС-95/16	20,1
п-44	35	19	9	81,6	62,7	АС-70/11	20,1
п-45	35	21	11	99,7	76,7	АС-95/16	20,1
п-46	35	18	13	117,8	90,6	АС-95/16	20,1
Б-50	35	7	17	154,1	118,5	АС-120/19	21,4
Б-51	35	11	6	54,4	41,8	АС-70/11	20,1
Б-52	35	13	10	90,6	69,7	АС-70/11	20,1
Б-53	35	12	11	99,7	76,7	АС-95/16	20,1
V-м	110	38	62	178,8	137,5	АС-150/24	25,2
V-н	110	40	49	141,3	108,7	АС-120/19	21,4
VI-о	110	35	40	115,4	88,7	АС-95/16	20,1
VI-п	110	45	47	104,3	АС-120/19	21,4
Б-V	220	32	141	203,3	156,4	АС-240/32	34,4
Б-VI	220	41	112	161,5	124,2	АС-240/32	34,4
ЭС-Б	500	60	297	188,4	144,9	3×АС-300/66	48,3 (одна цепь)

Выбор схем ПС будем производить в соответствии с таблицей /3, с. 128/, названия схем приведены в нижеследующей таблице 3.

Таблица 3- Схемы соединения ПС

UНОМ, кВ	Название схемы
500	Четырехугольник
220	Одна секционированная система шин с обходной и совмещенным секционным и обходным выключателем
110
35	Одна секционированная система шин

.3 Выбор выключателей

Тип устанавливаемых на подстанции выключателей принимаем ориентировочно без учета токов короткого замыкания /4, с.244/. Результаты сведём в таблицу 4.

Таблица 4- Выбор выключателей

Uном ,кВ	Тип выключателя	Стоимость, тыс. руб.
10	ВВЭ-10-31,5/1600У3	1,90
35	ВВУ-35-40/1600У1	17,03
110	ВВУ-110-40/2000У1	33,06
220	ВНВ-220-63/3150У1	84,87
500	ВНВ-500-40/3150У1	105,35

2. Сравнение вариантов схем электроснабжения

О ценим экономическую эффективность сравниваемых вариантов резервированной и нерезервированной схемы электроснабжения на примере подстанции №34. Для оценки экономической эффективности сравниваемых вариантов применяется метод приведенных затрат. Основным критерием выбора наиболее экономического варианта схемы электроснабжения потребителей является минимум приведенных затрат.

Рисунок 2 - Схема электроснабжения: а - нерезервированная, б - резервированная

Вероятностная длительность нарушения электроснабжения из-за повреждения ЛЭП, ч/год,

,

Где ωЛЭП - параметр отказа ЛЭП; l - длина линии; τВЛ - среднее время восстановления повреждения ЛЭП.

Вероятностная длительность нарушения электроснабжения из-за повреждения выключателей Q1 и Q2, ч/год,

,

Где ωВ - параметр отказа выключателя; τВ - среднее время восстановления повреждения выключателя.

Вероятностная длительность нарушения электроснабжения из-за повреждения трансформатора, ч/год,

,

Где ωТР - параметр отказа трансформатора; τТР - среднее время восстановления повреждения трансформатора.

Считая, что все отмеченные события являются несовместимыми, то вероятное суммарное время нарушения электроснабжения по всем указанным причинам будет равно сумме продолжительностей перерывов, ч/год,

,

Где τПЛ - среднее время планового ремонта для одновременного ремонта всех элементов, принимаем максимальной τПЛ =20 /6, с.9/.

Вероятность нарушения рассматриваемой системы электроснабжения,

,

,

Где .

Недоотпущенная электроэнергия, кВт·ч,

,

.

Величина народнохозяйственного ущерба, тыс.руб.,

,

,

где Уо - удельный народнохозяйственный ущерб равный 82 руб/кВтч.

Капитальные вложения в сооружение ЛЭП (2007 г), тыс.руб.,

,

,

Где kУДi - стоимость 1 км ЛЭП принятая по /3, с.328/; kni - поправочный коэффициент на местные условия принятый по /5, с.30/; кЦ - коэффициент пересчета.

Капитальные вложения в сооружение ПС (2007 г), тыс.руб.,

,

,

где    nТРi, nЯЧi, - число трансформаторов и ячеек выключателей РУ разного напряжения; КТРi - стоимость силового трансформатора по /3, с.336/; КЯЧi - стоимость ячейки выключателя соответствующего напряжения по /3, с.334/; КПОСТ - постоянная часть затрат на сооружение ПС по /3, с.343/; Суммарные капиталовложения, тыс.руб.,

,

.

Издержки на амортизацию, тыс.руб.,

,

,

Где НА - норма амортизаций принятая по /1, с.33/.

Определяем издержки на обслуживание, тыс.руб.,

,

,

Где НОБСЛ - норма обслуживания принятая по /1, с.34/.

Определим суммарные издержки, тыс.руб.,

,

.

Определим экономическую эффективность вложений, тыс.руб.,

По результатам расчета видно, что резервированный вариант более экономичен для питания потребителя второй категории.

эффективность схема подстанция себестоимость

3. Определение объема обслуживания предприятия электрических сетей

Определим объем работ по ЛЭП, усл.ед.,

,

где kТРi - коэффициент трудоемкости обслуживания 1 км ЛЭП соответствующего типа выбранный по /1, с.21/; li - длина ЛЭП соответствующего типа, км. Результат расчета сведем в таблицу 5.

Таблица 5 - Объем работ по ЛЭП

ЛЭП	U, кВ	l, км	kТР, усл.ед.	VЛЭП, усл.ед.
м-34	35	11	0,8	8,8
м-35	35	15	0,8	12
м-36	35	18	0,8	14,4
м-37	35	15	0,8	12
н-38	35	14	0,8	11,2
н-39	35	10	0,8	8
н-40	35	15	0,8	12
н-41	35	16	0,8	12,8
о-42	35	18	0,8	14,4
о-43	35	15	0,8	12
п-44	35	19	0,8	15,2
п-45	35	21	0,8	16,8
п-46	35	18	0,8	14,4
Б-50	35	7	0,8	5,6
Б-51	35	11	0,8	8,8
Б-52	35	13	0,8	10,4
Б-53	35	12	0,8	9,6
V-м	110	38	1	38
V-н	110	40	1	40
VI-о	110	35	1	35
VI-п	110	45	1	45
Б-V	220	32	1,1	35,2
Б-VI	220	41	1,1	45,1
ЭС-Б	500	60	2,6	156
ЛЭП	0,4	963	2,4	2311,2
ЛЭП	10	962	2,1	2020,2
КЛ	10	550	1,9	1045
Итого				5969,1

Определим объем работ по пс, усл.ед.,

где kПi - коэффициент трудоёмкости обслуживания соответствующих присоединений на подстанции;

nПi - количество соответствующих присоединений;

kОРУi - коэффициент трудоёмкости обслуживания ячеек с выключателями ОРУ на подстанции;

nОРУi - количество присоединений ОРУ соответствующего напряжения;

kТРi - коэффициент трудоёмкости обслуживания трансформатора соответствующего конструктивного исполнения;

nТРi -количество силовых трансформаторов;

kРУi - коэффициент трудоёмкости обслуживания ячейки с выключателем напряжением 6 - 10 кВ;

nРУi - количество ячеек.

Результаты расчета сведем в таблицу 6.

Таблица 6 - Объем работ по ПС

U, кВ	оборудование	n, шт	k, усл.ед.	VПС, усл.ед.
500	Трансформаторы	6	45,0	270
	Выключатели	4	28,8	115,2
220	Трансформаторы	4	35,0	140
	Выключатели	20	16,8	336
110	Трансформаторы	8	22	176
	Выключатели	40	9,6	384
35	Трансформаторы	34	10	340
	Выключатели	49	4,8	235,2
10	Выключатели	69	2,4	165,6
Итого				2162

Определим объем работ по ТП и РП, усл.ед.,

,

где nТПi, nРПi - количество трансформаторных пс напряжением 6-10/0,4 кВ, количество распределительных пунктов; kТПi, kРПi - коэффициент трудоемкости обслуживания соответственно ТП и РП.

Результат расчета сведем в таблицу 7.

Таблица 7 - Объем работ по ТП и РП

Наименование	n, шт	k, усл.ед.	VТП,РП, усл.ед.
ТП с 1-м трансформатором	150	2,5	360
ТП с 2-я трансформаторами	150	3,2	480
РП	35	2,2	77
Итого			917

Определим объем работ по дополнительному оборудованию, усл.ед.,

,

где nДОПi - количество дополнительного оборудования; kДОПi - коэффициент трудоемкости обслуживания соответствующего оборудования.

Результат расчета сведем в таблицу 8.

Таблица 8 - Объем работ по дополнительному оборудованию

Наименование	k, усл.ед.	VТП,РП, усл.ед.
ВЧ связь ЛЭП 110-500 кВ	7	2,0	28
Диспетчерский коммутатор пс 220-500 кВ	3	2,0	6,0
Магнитофонная стойка	3	0,6	1,8
Телефона станция свыше 50 номеров	1	30	30
Итого			65,8

Определим суммарный объем работ, усл.ед.,

.

4. Расчет капитальных вложений в ПЭС

Определяем капитальные вложения в сооружение пс, тыс.руб.,

,

Где КТРi, КЯЧj - соответственно стоимость силового трансформатора и ячейки выключателя соответствующего напряжения; nТРi, nЯЧj - число трансформаторов и ячеек выключателя разного напряжения; КПОСТ - постоянная часть затрат /5, с. 282/; КМi - поправочный коэффициент на местные условия.Сведем результат расчета в таблицу 9.

Таблица 9 - Капитальные вложения в ПС

U, кВ	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборудования, тыс.руб.	Количество оборудования, шт	Суммарная стоимость, тыс.руб.
500	3×АОДЦТН-267000/500/220/35	292	6	1752
	ВНВ-500-40/3150У1	105,35	4	421,4
	КПОСТ	1800	1	1800
220	АТДЦТ-125000/220/110/35	195,0	4	780
	ВНВ-220-63/3150У1	84,87	20	1697,4
	КПОСТ	600	2	1200
110	ТДТН-63000/110/35/10	126	2	252
	ТДТН-40000/110/35/10	94,4	6	566,4
	ВВУ-110-40/2000У1	33,06	40	1322,4
	КПОСТ	280	4	1120
35	ТД-10000/35	16	20	320
	ТМН-6300/35	21,2	6	127,2
	ТД-16000/35	24,3	8	194,4
	ВВУ-35-40/2000У1	17,03	49	834,5
	КПОСТ	45	17	765
10	ВВЭ-10-31,5/1600У3	1,90	69	131,1
	Итого			13283,8
Итого с учетом КМi = 1,4				18597,32
Итого ПС, в ценах 2007 года КЦ=70,18				1305159,92

Определяем капитальные вложения в сооружение ТП и РП 10-0,4 кВ, тыс.руб.,

,

Где КТП,РП - удельная стоимость сооружения ТП, РП, тыс.руб.; mi - количество ТП или РП.

Результат расчета сведем в таблицу 10.

Таблица 10 - Капитальные вложения в ТП и РП

U, кВ	Наименование оборудования	Стоимость единицы оборудования, тыс.руб.	Количество оборудования, шт	Суммарная стоимость, тыс.руб.
0,4-10	ТП с 2-я трансформатором	75	150	11250
0,4-10	ТП с 1-м трансформаторами	50	150	7500
0,4-10	РП	50	35	1750
Итого				20500
Итого с учетом КМi = 1,4				28700
Итого ТП и РП, в ценах 2007 года КЦ = 70,18				2014166

Определяем капитальные вложения в ЛЭП, тыс.руб.,

,

Где КiЛЭП - удельная стоимость 1 км ЛЭП соответствующего напряжения, руб./км; li - длина линии соответствующего напряжения, км.

Результат расчета сведем в таблицу 11.

Таблица 11 - Капитальные вложения в ЛЭП

U, кВ	Марка провода	Стоимость одного км ЛЭП, тыс.руб.	Суммарная длина, км.	Суммарная стоимость, тыс.руб.
500	3×АС-300/66	2×48,3	60	5796
220	АС-240/32	34,4	73	2511,2
110	АС-120/19	21,4	85	1819
	АС-150/24	25,2	38	957,6
	АС-95/16	20,1	35	703,5
35	АС-70/11	20,1	126	2532,6
	АС-95/16	20,1	100	2010
	АС-120/19	21,4	22	470,8
Итого				16800,7
Итого с учетом КМi = 1,4				23521
Итого в ЛЭП, в ценах 2007 года КЦ = 70,18				1650702,4

Определяем капитальные вложения в ВЛ и КЛ, тыс.руб.,

,

где    КВЛi, ККЛi - соответственно удельная стоимость 1 км ВЛ и КЛ 10 - 0,4 кВ, руб./км; lВЛi, lКЛi - протяженность воздушных и кабельных линий, км.

Результат расчета сведем в таблицу 12.

Таблица 12 - Капитальные вложения в ВЛ и КЛ

U, кВ	Марка провода	Стоимость одного км ЛЭП, тыс.руб.	Суммарная длина, км.	Суммарная стоимость, тыс.руб.
0,4-10	ВЛ	3	1925	5775
0,4-10	КЛ	10	550	5500
Итого ВЛ и КЛ				11275
Итого с учетом КМi = 1,4				15785
Итого в ВЛ и КЛ, в ценах 2007 года КЦ = 70,18				1107791,3

По /1, с.23/ определяем стоимость административных помещений равную 76,96 тыс. руб. (в ценах 1982 года.) или 76,96 ·70,18·1,4=7561,7 тыс. руб. (в ценах 2007 года.).

Определяем суммарные капиталовложения в ПЭС, тыс.руб.,

Где КΣПОМ - стоимость сооружения административных помещений ПЭС.

5. Определение численности персонала предприятия электрических сетей

Расчет численности персонала произведем по укрупненным нормативам, приведенным в /1, с.30/. Результат расчета сведем в таблицу 13.

Таблица 13 - Результат расчета укрупненной численности персонала

Наименование объекта	Норматив, чел./км, чел./пс	Количество оборудования, км, ед.	Численность, чел.
Линия 500 кВ	0,0487	60	2,92
Линии 35-220 кВ	0,0264	479	12,65
Линии 0,4-20 кВ	0,0322	1925	62
КЛ до 10 кВ	0,0694	550	38,2
ТП, РП	0,0544	335	18,2
Подстанции 35 кВ	2,8500	17	48,45
Подстанции 110 кВ	5,5200	4	22,08
Подстанции 220 кВ	13,160	2	26,32
Подстанции 500 кВ	28,080	1	28,08
Итого	259

На основе рассчитанной численности персонала ПЭС составим схему организационной структуры предприятия электрических сетей, которую отобразим на рисунке 3.

Рисунок 3 - Схема организационной структуры предприятия электрических сетей

6 Планирование и расчет себестоимости передачи электрической энергии

Основная заработная плата (за год), тыс.руб.,

,

Где З - средняя заработная плата, тыс. руб.;

Ч - численность персонала.

Определим дополнительную заработную плату (за год), тыс.руб.,

.

Определим расходы на оплату труда, тыс.руб.,

.

Определим затраты на материалы, тыс.руб.,

.

Определим затраты на социальный нужды, тыс.руб.,

.

в том числе:

пенсионный фонд, тыс.руб.,

.

- медицинское страхование, тыс.руб.,

.

- социальное страхование, тыс.руб.,

.

Определим затраты на амортизацию основных фондов, тыс.руб.,

Определим прочие расходы, тыс.руб.,

.

Определим суммарные затраты на передачу электрической энергии, тыс.руб.,

Определим отпущенную электроэнергию, кВт·ч,

.

Определим время максимальных потерь, ч,

.

Определим максимальные потери в электрических сетях, кВт,

.

Определяем потерянную электроэнергию, кВт·ч,

.

Определим себестоимость переданного 1 кВт·ч электрической энергии, руб./ кВт·ч,

.

Сведем результаты расчета в таблицу 14.

Таблица 14 - Смета затрат на передачу электроэнергии

Наименование элемента затрат	Значение показателя, тыс.руб.	Уд. вес элементов, %
Материальные затраты	1489,9	0,53
Расходы на оплату труда	42567,2	15,2
Социальные нужды	11067,5	3,95
Амортизация основных фондов	223451,7	79,8
Прочие расходы	1404,7	0,5
Итого	100,0

7. Расчет технико-экономических показателей

Коэффициент полезного действия электрических сетей, %,

.

Определим удельные капиталовложения, руб./кВА,

,

Где SНОМ - установленная мощность трансформаторов всех ПС, кВ∙А;

Определим средний процент амортизации, %,

.

Фондооснащенность, тыс.руб./усл.ед.,

,

где стоимость основных фондов (суммарные капиталовложения);

 объем обслуживания электрических сетей;

Фондоемкость есть величина, обратная фондооснащенности, усл.ед./тыс.руб.,

.

Удельная численность персонала, чел./усл.ед.,

,

где численность персонала;

Коэффициент обслуживания находят как обратную величину удельной численности персонала, усл.ед./чел.,

Удельные эксплуатационные расходы, тыс.руб./ усл.ед.,

,

где годовые эксплуатационные расходы.

Все расчеты сведем в таблицу 15.

Таблица 15 - Технико-экономические показатели ПЭС

Ед. измерения

Значение

Максимум нагрузки электрических сетей

МВт

297

Годовой отпуск энергии

млн. кВт·ч

1634

Потери мощности в сетях

%

3,8

Годовые потери мощности в сетях

млн. кВт·ч

62,4

Годовой полезный отпуск электроэнергии потребителям

млн. кВт·ч

1584,8

КПД электрических сетей

%

96,2

Капитальные вложения

тыс. руб.

6085381,3

Удельные капитальные вложения

руб./кВ∙А

2147,4

Средний процент амортизации

%

3,67

Суммарные амортизационные отчисления

тыс. руб./год

223451,7

Суммарная численность персонала

чел.

259

Среднегодовая заработная плата

тыс. руб./чел.

164,4

Годовой фонд заработной платы

тыс. руб.

42567,2

Суммарные эксплуатационные расходы

тыс. руб./год

279981

Объем обслуживания электрических сетей

усл. ед.

9113,9

Фондооснащенность

тыс. руб./усл. ед.

667,7

Фондоемкость

усл. ед./тыс. руб.

0,0015

Удельная численность персонала

чел./усл. ед.

0,0284

Коэффициент обслуживания

усл. ед./чел.

30,7

Список использованных источников

1 Поликарпова, Т. Планирование себестоимости передачи электрической энергии: Метод. Указания к выполнению курсовой работы для студентов специальностей 100200 - ″Электрические системы и сети″ и 210400 - ″Релейная защита и автоматика электрических систем″ / Т. Поликарпова. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. 39 с.

Электротехнический справочник: В 4-х т./Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) - 9-е изд., стер. - М., 2003. - 518 с. Т. 2.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Сост. В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с

Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанции. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. - Москва: Энергоатомиздат, 1989. - 347 с.

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учеб. пособие для студентов вузов/ В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др. Под ред. В. М. Блок. - М.: Высшая школа, 1981. - 304 с.

Корнилова, Т. Составление плана эксплуатации предприятия электрических сетей. Методические указания по курсовой работе для студентов всех форм обучения по специальности 0302 - ″Электрические системы″ / Т. Корнилова. Красноярск: КрПИ., 1987. - 36 с.

СТП КГТУ 01-05. Общие требования к оформлению текстовых и графических студенческих работ. Текстовые материалы и иллюстрации. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. -58 с.