Расчет электрической части КЭС-400

Расчет электрической части КЭС-400

Введение

В топливном балансе электростанций около 30% составляет твёрдое топливо. Перспективы развития тепловой энергетики в разных странах связывают в основном с использованием на ТЭС угля, запасы которого весьма велики. В настоящее время на КЭС используются угли, сильно различающиеся по качеству. Примерно из 125 млн. т угля, сжигаемого в год на электростанциях, более 25% имеют зольность выше 40%. Одной из основных проблем, которые сейчас стоят перед угольщиками, является повышение качества электрических углей. В интересах национальной экономики следует расширить применение малозольных и малосернистых углей. При сжигании углей на тепловых электростанциях необходимо применять технологии, позволяющие эффективно вырабатывать энергию и тепло с минимальными издержками и строгим соблюдением экологических требований. Для снижения выбросов оксидов азота на пылеугольных котлах уже многие годы используются метод двух ступенчатого сжигания топлива. Сущность метода состоит в подаче части воздуха, необходимого для полного сгорания, в промежуточную зону факела, где кислород воздуха, поступивший в месте с топливом через горелки, в значительной степени уже израсходован. На КЭС отработанный пар в конденсаторах превращается в воду (конденсат), который направляется обратно в котлы для повторного использования. Конденсационные электростанции сооружаются непосредственно у источников водоснабжения - озер, рек. Теплота, отбираемая конденсаторами от отработанного пара выводится охлаждающей водой и безвозвратно теряется. Проектируемая КЭС использует в качестве топлива каменный уголь. В данном курсовом проекте разрабатывается конденсационная электростанция мощностью 400 МВт, на которой установлены два генератора ТВВ - 200 МВт. Связь с энергосистемой осуществляется по восьми воздушным ЛЭП напряжением 110 кВ.

1. Выбор основного оборудования

.1 Выбор генераторов

В соответствии с заданием по числу и мощности генераторов на проектируемей электростанции выбираются два турбогенератора типа ТВВ - 200, технические данные генераторов сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Технические данные генераторов

ВЧ - высокочастотного возбудителя с полупроводниковыми выпрямителями;

НВ - непосредственное водой; НВР - непосредственное водородом;

Выразим мощность генераторов в комплексной форме:

 [7, c. 76]

 МВ·А

где и - паспортные данные генератора.

Определим реактивную мощность генератора: [7, c. 92]

 МВар

1.2 Выбор структурной схемы проектируемой КЭС

электростанция замыкание генератор трансформатор

Главная электрическая схема КЭС представляет собой схему распределительного устройства 110 кВ, в которой два блока генератор-трансформатор, один резервный трансформатор собственных нужд и восемь отходящих в энергосистему линий.

В соответствии с НТП на напряжение 110 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системой шин.

1.3 Выбор блочных трансформаторов

Так как проектируемая КЭС строится вдали от потребителя и передача электроэнергии осуществляется напряжении 110 кВ, то генераторы работают в блоках с повышающими трансформаторами на шины этого напряжения.

Блочные трансформаторы выбираются по полной мощности генератора, по генераторному напряжению и напряжению сборных шин, к которым подключаются блоки. [7, c. 90]

Выбираем на напряжение 110 кВ трансформатор типа ТДЦ-250/110/15,75, с генератором ТВВ-200 в обмотке НН. Произведем проверку трансформатора (технические данные трансформатора приведены в табл. 2)

Условия проверки: [7, c. 88]

.4 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН)

На блочной станции рабочие ТСН включены отпайкой от генератора и выбираются по мощности генератора с учетом коэффициента спроса, коэффициента расхода электроэнергии на собственные нужды (СН), по генераторному напряжению и напряжению секции СН (6 кВ).

Мощность трансформаторов СН определяется по формуле:

,

где - расход электроэнергии на собственные нужды = 8%; коэффициент спроса = 0,9; - номинальная мощность генератора (паспортные данные).

 МВ·А

Напряжение питания собственных нужд примем 6,3 кВ. Выбираем трансформатор типа ТДНС-10/15,75/6,3 с генератором ТВВ - 200.

Условия выбора: [7, c. 88]

По условиям проверки трансформатор проходит.

Мощность собственных нужд в комплексной форме:

 [7, c. 95]

 МВ·А,

где  =

Определим реактивную мощность собственных нужд: [7, c. 95]

 МВар

 [7, c. 95]

.5 Выбор пускорезервных ТСН

Число резервных трансформаторов собственных нужд на блочных КЭС без генераторных выключателей принимается: один при двух блоках, два - при числе блоков от трех до шести. Пускорезервный ТСН присоединяется к к шинам 110 кВ. Мощность резервного ТСН на блочных электростанциях без генераторных выключателей выбирается на ступень больше, чем рабочего. Для шин 110 кВ выбирается трансформатор типа ТДНС - 16/110/6,3.

Таблица 2 - Технические данные трансформаторов

2. Технико-экономический расчет схемы проектируемой КЭС

Расчет числа присоединений:

N₁₁₀ = N_бл + N_w + N_пртсн = 2 + 8 + 1 = 11

В соответствии с НТП для распределительных устройств 110 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Схема рекомендуется на электростанциях при числе присоединений до 12. В соответствии с [1] для соединения рабочих шин используется шиносоединительный выключатель QA, а для соединения обходной системы шин с рабочей используется обходной выключатель QO. Итого, в схеме 13 чеек.

Главная упрощенная схема КЭС - 400

Недостатки схемы:

·        отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится только одна система шин, отключаются все присоединения;

·        ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями;

·        повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к всех разъединителей;

·        большое количество операций разъединителями при выводе отключению в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

·        необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами. Расчет капитальных затрат производится по элементам схемы (рисунок 2), которые приведены в таблице 3.

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах: [4, c. 395]

,

где Р_хх - потери холостого хода; Р_к - потери короткого замыкания;

S_max G - максимальная мощность генератора; S_{ном ТР} - номинальная мощность трансформатора; Т - продолжительность работы трансформатора; Т = Т_год - Т_рем = 8760 - 500 = 8260 ч; τ - продолжительность максимальных потерь;

τ = 6500 (по рисунку 5,6) в зависимости от T_max и cosφ

Таблица 3 - Капитальные затраты

Годовые эксплуатационные издержки: [4, c. 460]

,

где р_а, р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание; р_а = 6,4%; р_о = 2%,

∆W - потери энергии, которые состоят из потерь отличающихся блочных трансформаторах и АТ связи; β - стоимость потерь электроэнергии 1 кВт·ч = 1,15 коп/кВт·ч; К - капиталовлажение на сооружение установки.

Приведенные затраты без учета ущерба:

где р_н - нормативный коэффициент 0,12; И - годовые эксплуатационные издержки;  - коэффициент инфляции 30.

Рассчитываем потери электроэнергии в блочных трансформаторах:

 кВт·ч

Рассчитываем годовые эксплуатационные издержки:

Рассчитываем приведенные затраты без учета ущерба:

 тыс. руб./год

3. Выбор схемы собственных нужд, включая 0,4 кВ

Рисунок 3 - Главная схема собственных нужд КЭС-400

Потребители с.н. КЭС получают питание от трансформаторов собственных нужд, присоединенных отпайкой к энергоблокам генератор - трансформатор.

На рисунке (рис. 3.) показана схема электроснабжения потребителей с.н. Число секций 6 кВ нормальной эксплуатации - четыре. К этим секциям присоединяются электродвигатели, конденсатных и циркуляционных насосов турбин, сетевых, дренажных насосов, трансформаторы 6/0,4 кВ и линии к схеме надежного питания.

Каждая рабочая секция имеет ввод от резервной магистрали 6 кВ BL или BM. Резервный трансформатор с.н. ПРТСН присоединяется к сборным шинам РУ 110 кВ. Потребители 0,4 кВ получают питание от блочных трансформаторов 6/0,4 кВ объединенного вспомогательного корпуса, ОРУ, азотно - кислородной станции, компрессорной, ремонтного цеха и т.д.

4. Расчет токов короткого замыкания

Все электрические аппараты и токоведущие части электростанции должны быть выбраны таким образом, чтобы исключить разрушение их при прохождении по ним наибольшего трехфазного тока короткого замыкания. В связи с этим возникает необходимость расчета составляющих тока короткого замыкания. Расчет производится в следующем порядке:

·        для рассматриваемой энергосистемы составляется расчетная схема;

·        по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

·        путем постепенного преобразования приводим схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС Е˝_рез, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением Х_рез;

·        зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление, по закону Ома определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ I_{п, 0}, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для данного момента времени t.

Рассчитаем параметры электрической схемы замещения.

Сопротивление энергосистемы:

где X_s^» - относительное сопротивление энергосистемы (по заданию),

S_б - базовая мощность, МВ×А, принимается равным 1000 МВ×А,

S_ном - номинальная мощность энергосистемы, МВ×А.

Сопротивление линии: [7, c. 15]

где X_уд-удельное индуктивное сопротивление линии на 1 км длины,

Ом/км; L - длина линии, км (по заданию); U_ср - среднее напряжение, кВ.

Сопротивление генератора: [7, c. 15]

где: X_d^» - сверхпереходное индуктивное сопротивление;

S_ном - номинальная мощность генератора (табл. 1).

Сопротивление блочных трансформаторов: [7, c. 15]

;

где Х_т% = U_кз% - напряжение КЗ; S_{ном бл} - номинальная мощность трансформатора (табл. 2).

Сопротивление ветви энергосистемы:

Сопротивление цепей генераторов: [7, c. 15]

Определим составляющие токов короткого замыкания в точке К-1

Рассчитывается базовый ток: [7, c. 6]

 кА;

где S_баз - базовая мощность, МВ·А,

U_ср.к - среднее напряжение в точке КЗ, кВ.

Периодические составляющие тока короткого замыкания:

;

 кА

где I_{п,0 S} - периодическая составляющая тока системы; Е^˝_d =1 - ЭДС системы.

;

 кА

где I_{п,0 G1-2} - периодическая составляющая тока; Е^˝_d =1,13 ЭДС генератора

Ударные составляющие:

где: К_у - ударный коэффициент; κ_{у S} = 1,717; κ_{у G1-2} = 1,97

 кА

 кА

Апериодические составляющие:

где: Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей i_a Предварительно выбираем выключатель на 110 кВ: ВВБК - 110, t_св = 0,045 с. Расчетное время с.

 кВ = =0,159

 кВ = =0,809

Периодическая составляющая токов КЗ к моменту времени τ =0,055 с

Номинальный ток ветви:

 кА

Номер кривой:

По графику определим отношение:

 кА

Преобразование схемы замещения к точке К-2 (на генераторном напряжении 15,75 кВ) [7, c. 17]

Определим эквивалентное сопротивление системы и генератора:

Результирующее сопротивление схемы: [7, c. 22]

Определим коэффициенты токораспределения: [7, c. 21]

0,855+0,145 = 1

Определим результирующее сопротивление системы: [7, c. 22]

Результирующее сопротивление генератора:

Определим составляющие токов КЗ в точке К-2

Периодические составляющие:

Рассчитывается базовый ток:

 кА

где S_баз - базовая мощность, МВ·А; U_ср.к - напряжение в точке КЗ, кВ

 кА

 кА

 кА

Ударные составляющие:

 кА

 кА

 кА

Апериодические составляющие:

Предварительно выбираем выключатель ВМГ - 20, t_св = 0,15 с

Расчетное время с

 кВ = =0,878

 кВ = =0,607

 кВ = =0,597

Периодическая составляющая токов КЗ к моменту времени τ = 0,16 с

 кА

Номинальный ток ветви: Номер кривой:

 кА

кА

По графику [6, c 152] определим отношение:

 кА  кА

Таблица 4 - Сводная таблица составляющих токов короткого замыкания

5. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей

.1 Выбор токоведущих частей

Участок 1

Рассчитываем ток нормального режима генератора:

где S_ном - полная номинальная мощность генератора, МВ·А;

U_ном - номинальное напряжение обмотки статора, кВ. [7, c. 60]

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима:

Выбираем токопровод ТЭКН-Е-20-10000-300 для генератора ТВВ-200. Номинальный ток I_ном = 10 кА, электродинамическая стойкость i_дин = 300 кА.

При к.з. на выводах генератора (рисунок 4) по его цепи протекает ток от всех источников I_кΣ, за вычетом собственного тока генератора. [7, стр. 539]

При к.з. на сборных шинах генераторного напряжения по цепи потечет только ток генератора I_{к G} (рисунок 5).

; ;

Для проверки возьмем самый большой ток .

Проверка: [7, c. 60]

I_{ном токопровода} ≥ I_{max G} 10 кА > 9,09 кА

i_{дин токопровода} ≥ i_{у G} 300 кА > 154,622 кА

Выбранный токопровод по условию проверки проходит.

Участок 2

Выбираем сечение по экономической плотности тока, при j_эк = 1,1 А/мм²:

Принимаем два несущих провода АС-600/72, тогда сечение алюминиевых проводов:

q_А = q_эк - q_АС = 7830,909 - 2×600 = 6630,909 мм²

Число проводов А-600:

Принимаем токопровод 2АС-600/72 + 11А-600 с диаметром кольца обоймы d = 170 мм, расстояние между фазами D = 4 м.

Рассчитаем допустимый ток для пучка, если I_{доп А-600} = 1100 А, I_{доп АС-600} =1050 А.

I_доп = 2×1050 + 11×1100 = 14200 А

Проверка по допустимому току:

I_доп = 14200 А > I_max = 9090 А

Проверка на схлестывание:

Определяем силу тяжести 1 м токопровода: [7, c. 62]

g = 1,1 × 9,8 × m × n,

где n - число проводов; m - масса 1 м провода, кг.

g = 9,8 × (2×2,17 + 11×1,62 + 1,7) = 233,8 Н/м

Определяем отношение

: [7, c. 62]

t_эк = t_з + 0,05

где t_з - время действия релейной защиты, с.

t_эк = 0,1 + 0,05 = 0,15 с,

Зная значение ,  определяем b/h = 0,4, отклонение провода в этом случае b = 0,4·h = 0,4·2,5 =1 м

Найденное значение b сравниваем с максимально допустимым:

,

где d - диаметр токопровода, мм²; а_доп - наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения, м.

Схлёстывания не произойдет, т.к.: b ≤ b_доп 1 м < 2,88 м

Участок 3

Выбираем сечение по экономической плотности тока, при j_эк = 1 А/мм²:

К установке принимаем провод 2×АС-600/72.

Проверка по допустимому току:

I_доп = 2×1050 = 2100 А > I_max = 1133 А

Определяем силу тяжести 1 м токопровода:

g = 1,1 × 9,8 × (2×2,17) = 46,78 Н/м

Определяем отношение

:

t_эк = t_з + 0,05 = 0,1 + 0,05 = 0,15 с,

где t_з - время действия релейной защиты.

По диаграмме рис. 19, зная значение ,  определяем b/h=0,09, отклонение провода в этом случае b=0,09·h =0,09·2,5 =0,225 м.

Найденное значение b сравниваем с максимально допустимым:

,

Схлёстывания не произойдет, т.к.: b ≤ b_доп 0,225 м < 1,26 м

Участок 4

Токоведущие части сборных шин выполняются сталеалюминевыми проводами АС. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимается сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае блока генератор-трансформатор. [7, c. 63]

Блочный трансформатор не может быть нагружен мощностью, большей, чем мощность генератора, поэтому:

I_max = I_ном = 1,133 кА

Выбираем провод АС-700/86.

Проверка по допустимому току:

I_max = 1133 А £ I_{доп АС-700} = 1180 А

Проверка на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверку на схлестывание и на корону не делаем, т.к. провод данного сечения уже проверен (см. участок 3).

5.2 Выбор выключателей и разъединителей

Рассмотрим выбор выключателей и разъединителей для ОРУ 110 кВ.

Все расчетные данные, а также паспортные данные выбранных выключателей и разъединителей сносим в таблицу 5.

Из проверочной таблицы видно, что выбранные выключатели и разъединители по условию проверки проходят.

Таблица 5 - Расчетные и каталожные данные

5.3 Выбор и проверка измерительных трансформаторов

Т.к. участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ТЭКН-20, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШ-20-10000/5; r_{2 ном} = 1,2 Ом; I_тер = 160 кА; t_тер = 3 с. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 6.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь каталожными данными приборов, определяем нагрузку наиболее загруженной фазы трансформатора.

Из таблицы 7 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Таблица 6 - Расчетные и каталожные данные

Общее сопротивление приборов: [7, c. 75]

Таблица 7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Допустимое сопротивление проводов: [7, c. 75]

Для генератора 200 МВт применяется кабель с медными жилами, ориентировочная длина 40 метров, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому L_расч = L, тогда сечение: [7, c. 75]

Стандартное сечение 2,5 мм². Кабель РКВГ - 2,5 мм², т.к. сечение выбираем больше, то r_пр уменьшится: [7, c. 76]

В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНОМ-20. Проверим его по вторичной нагрузке.

Подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 8.

Вторичная нагрузка: [7, c. 76]

Таблица 8 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Выбранный трансформатор ЗНОМ-20 имеет номинальную мощность 75 В·А в классе точности 0,5; необходимом для присоединения счетчиков.

Таким образом:

S_2Σ = 68,68 В·А < S_ном = 3·75 = 225 В·А, трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

6. Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам для остальных цепей

Блочный трансформатор ТДЦ-250/110/15,75 имеет: со стороны высокого напряжения разрядник типа РВМГ-110 и по два встроенных трансформатора тока в каждую фазу ТВТ-110-2000/1, а также два встроенных трансформатора тока в нейтраль ТВТ-110/1000/1.

В ОРУ 110 кВ применяются трансформаторы тока типа ТФЗМ-110. В цепях отходящих линий 110 кВ для создания высокочастотного канала связи, а так же для защиты оборудования от высокочастотных перенапряжений, применяются заградительные катушки типа ВЗ и конденсаторы типа СМК. Также на сборных шинах 110 кВ установлены трансформаторы напряжения НКФ-110.

Гибкая ошиновка крепится к порталам на гирляндах, собранных из изоляторов натяжного типа. Количество изоляторов в гирлянде зависит от рабочего напряжения линии, степени загрязненности атмосферы, материала опор: на 110 кВ - 9 изоляторов типа ИСБ-3 в одной гирлянде.

Для крепления гибкой ошиновки на ОРУ 110 применяются опорные изоляторы типа ШО-110.

На напряжение 6кВ применяется выключатель ВЭМ-6/40/2000 и трансформатор тока ТПШЛ-10-2000/5.

Контроль за технологическим процессом осуществляется по контрольно-измерительным приборам, включаемым во вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и напряжения.

7. Описание конструкции ОРУ

Распределительным устройством (РУ) называется электроустановка, служащая для приема, распределения и передачи электроэнергии, содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а так же устройства защиты, автоматики и измерительные приборы.

Открытым распределительным устройством (ОРУ) называется РУ, все или основные оборудования которого расположено на открытом воздухе.

Для схемы с двумя рабочими и одной обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ 110 кВ, разработанная институтом Энергосетьпроект. На чертеже Э7-1 приведен разрез и план ячейки ОРУ 110 кВ. В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом АС-300/48. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов. Количество изоляторов в гирлянде выбирается в зависимости от напряжения по ПУЭ 110 кВ-9 изоляторов типа ИСб-З. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные, железобетонные.

В ОРУ 110 кВ установлены воздушные выключатели одного типа ВВБК-110Б

Электрооборудование ОРУ всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках. Персонал, обслуживающий ОРУ, должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальном и аварийном условиях. Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.

Заключение

электростанция замыкание генератор трансформатор

Курсовой проект на тему «Расчет электрической части КЭС-400» представлен пояснительной запиской и графической частью.

Данная проектируемая станция имеет два турбогенератора мощностью по 200 МВт каждый. Связь с системой осуществляется по восьми воздушным линиям на напряжении 110 кВ. Отпуск электроэнергии потребителю осуществляется по этим же восьми воздушным линиям напряжением 110 кВ.

В соответствии с заданием на проектируемой КЭС выбраны два турбогенератора типа ТВВ-200. Намечена структурная схема проектируемой электростанции, в которой на шинах 110 кВ работает два блока генератор - трансформатор, один ПРТСН и восемь линий; выбраны трансформаторы (блочные, ТСН и ПРТСН).

Далее произведен технико-экономический расчет структурной схемы, найдены приведенные капитальные затраты. В проекте рассчитаны токи короткого замыкания, так как электрические аппараты и токоведущие части электростанции выбираются таким образом, чтобы исключить их разрушение в результате термического и динамического воздействия этих токов.

Выбор электрических аппаратов производится по расчётным данным, которые не должны превышать каталожные.

Графическая часть проекта представлена двумя листами формата А1: главной электрической схемой проектируемой КЭС - 400 МВт (лист Э3-1) и конструктивным чертежом ячейки ОРУ 110 кВ (лист Э7-1).

Список используемых источников

1.   Правила устройства электроустановок - спб: Издательство ДЕАН. - 6-е издание с изменениями, исправлениями и дополнениями, принятыми Главэнергонадзором РФ в период с 01.01.1992 по 01.01.1999 г., 2002

2.      Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. ВНТП - 81. Минэнерго СССР - М.: Цнти Информэнерго, 1981

.        Рокотян «Справочник по проектированию электроэнергетических систем», 1972

.        Градиль В.П. и др. «Справочник по Единой системе конструкторской документации». - 4-е изд., перераб. и доп. - Х.: Прапор, 1988

.        Государственные стандарты ЕСКД в электрических схемах комплектных устройств и схемах технологического контроля и автоматики энергетических объектов. №9386 ТМ - Т1

.        Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций» - М.: Энергоатомиздат, 1987

.        Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть электростанций и подстанций» М.: Энергоатомиздат, 1989

.        Постникова Л.В. Методические указания к выполнению практических работ. / Постникова Л.В., Черкашин Е.В. Заречный: Издательство Уральский технологический колледж, 2003.

.        Альбом на напряжение 500 кВ.

.        Альбом на напряжение 500 кВ.

.        Атомные электростанции - Википедия.