Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт

Однако эффективное внедрение АСКУЭ - задача долговременная и дорогостоящая, решение которой возможно лишь путем поэтапного развития системы учета, ее модернизации, метрологического обеспечения измерений электроэнергии, совершенствования нормативной базы.

На сегодняшний день к первоочередным задачам этого развития относятся:

• осуществление коммерческого учета электроэнергии (мощности) на основе разработанных для энергообъектов и аттестованных методик выполнения измерений (МВИ) по ГОСТ Р 8.563-96. Разработка и аттестация МВИ энергообъектов должны проводиться в соответствии с типовыми МВИ - РД 34.11.333-97 и РД 34.11.334-97 [35];

• периодическая калибровка (поверка) счетчиков индукционной системы с целью определения их погрешности;

• замена индукционных счетчиков для коммерческого учета на электронные счетчики (за исключением бытовых индукционных однофазных счетчиков);

• создание нормативной и технической базы для периодической поверки измерительных трансформаторов тока и напряжения в рабочих условиях эксплуатации с целью оценки их фактической погрешности;

• создание льготной системы налогообложения для предприятий, выпускающих АСКУЭ и энергосберегающее оборудование;

• совершенствование правовой основы для предотвращения хищений электроэнергии, ужесточение гражданской и уголовной ответственности за эти хищения, как это имеет место в промышленно развитых странах;

• создание нормативной базы для ликвидации "бесхозных" потребителей и электрических сетей, обеспечение безубыточных условий их принятия на баланс и обслуживание энергоснабжающими организациями;

• создание законодательной и технической базы для внедрения приборов учета электроэнергии с предоплатой.

Очень важное значение на стадии внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях имеет так называемый человеческий фактор, под которым понимается:

• обучение и повышение квалификации персонала;

• осознание персоналом важности для предприятия в целом и для его работников лично эффективного решения поставленной задачи;

• мотивация персонала, моральное и материальное стимулирование;

• связь с общественностью, широкое оповещение о целях и задачах снижения потерь, ожидаемых и полученных результатах.

Для того чтобы требовать от персонала Энергосбыта, предприятий и работников электрических сетей выполнения нормативных требований по поддержанию системы учета электроэнергии на должном уровне, по достоверному расчету технических потерь, выполнению мероприятий по снижению потерь, персонал должен знать эти нормативные требования и уметь их выполнять. Кроме того, он должен хотеть их выполнять, т. е. быть морально и материально заинтересованным в фактическом, а не в формальном снижении потерь. Для этого необходимо проводить систематическое обучение персонала не только теоретически, но и практически, с переаттестацией и контролем усвоения знаний (экзаменами). Обучение должно проводиться для всех уровней – от руководителей подразделений, служб и отделов до рядовых исполнителей.

Руководители должны уметь решать общие задачи управления процессом снижения потерь в сетях, исполнители - уметь решать конкретные задачи. Целью обучения должно быть не только получение новых знаний и навыков, но и обмен передовым опытом, распространение этого опыта во всех предприятиях энергосистемы.

Однако одних знаний и умений недостаточно. В энергоснабжающих организациях должна быть разработана, утверждена система поощрения за снижение потерь электроэнергии в сетях, выявление хищений электроэнергии с обязательным оставлением части полученной прибыли от снижения потерь (до 50%) в распоряжении персонала, получившего эту прибыль.

Необходимы, очевидно, новые подходы к нормированию потерь электроэнергии в сетях, которые должны учитывать не только их техническую составляющую, но и систематическую составляющую погрешностей расчета потерь и системы учета электроэнергии.

Очень важен контроль со стороны руководителей энергосистемы, предприятий, районов, электросетей и Энергосбыта за эффективностью работы контролеров, мастеров и монтеров РЭС с целью предотвращения получения личного дохода непосредственно с виновников хищений, "помощи" потребителям по несанкционированному подключению к сетям и т. п.

В конечном счете, должен быть создан такой экономический механизм, который ставил бы в прямую зависимость премирование персонала от его активности и эффективности в области снижения потерь.

Принимаем к рассмотрению одно из организационных мероприятий – отключение трансформаторов в режиме малых нагрузок.

7.2. Отключение трансформаторов в режиме малых нагрузок

Экономически целесообразный режим работы трансформаторов на подстанциях относится к эффективным мероприятиям по снижению потерь электроэнергии.

Наиболее экономичный режим работы трансформаторов соответствует нагрузке, пропорциональной их номинальной мощности. Экономическое распределение нагрузок между параллельно работающими трансформаторами наступает в том случае, если их параметры одинаковы.

Нагрузочные потери и потери холостого хода в трансформаторах сопоставимы между собой. При полной загрузке трансформаторов или их перегрузке нагрузочные потери больше потерь холостого хода, и наоборот, в режимах недогрузки потери холостого хода превышают потери в обмотках трансформатора. В последнем случае имеет смысл отключать часть параллельно работающих трансформаторов.

Потери мощности в трансформаторах определяются как:

,

где:

n – количество трансформаторов;

Р_х – потери холостого хода трансформатора;

Р_к – потери короткого замыкания.

При изменении мощности нагрузки, построим график зависимости потерь мощности в трансформаторе от нагрузки потребителя Р_т=f(S_нагр), для трёх, двух и одного работающих трансформаторов.

S_эк – экономически выгодная нагрузка, при работе в пределах которой достигается максимально выгодная загрузка трансформатора.

Как видно из графика, что при изменении нагрузки от нуля до S_эк1 целесообразна работа одного трансформатора, при нагрузке в пределах от S_эк1 до S_эк2, экономически выгодна работа двух трансформаторов, при увеличении нагрузки сверх S_эк2, следует включить третий трансформатор.

Нагрузка S_эк, при которой целесообразно отключать один из трансформаторов, определяется условием равенства потерь мощности при n и n-1 трансформаторах:

Исходя из этого условия находим S_эк:

.

Назовём этот вариант приближённой моделью, потому что для подстанций расположенных возле питающих узлов и тупиковых подстанций возможно отклонение от номинального напряжения, в связи с потерями напряжения в линиях электропередачи. Найдём S_эк используя напряжения, которые могут быть на подстанциях при разной удалённости от центра питания:

где:

G_т – проводимость трансформатора, G_т=;

R_т – активное сопротивление трансформатора.

Для этого варианта S_эк определится как:

.

Назовём этот вариант точной моделью.

Используя полученные выражения найдем S_эк для трёхтрансформаторной подстанции структурная схема которой приведена на рисунке 7.2. На подстанции установлены трансформаторы типа ТРДЦН – 63000/110.

Рис. 7.2. Структурная схема понижающей подстанции.

Табл. 7.1.

Потери мощности в трансформаторе и экономическая мощность в зависимости от напряжения

U, кВ	Точная модель				Приближённая модель				Погрешность методов
	3 трансформатора		2 трансформатора		3 трансформатора		2 трансформатора		%
	Sэк, МВА	Pт, МВт	Sэк, МВА	Pт, МВт	Sэк, МВА	Pт, МВт	Sэк, МВА	Pт, МВт
100,00	55,47	0,2231	32,02	0,1338	73,51	0,295	42,44	0,177	32
105,00	61,15	0,2459	35,31	0,1476	73,51	0,295	42,44	0,177	20
110,00	67,12	0,2699	38,75	0,1619	73,51	0,295	42,44	0,177	9
115,00	73,36	0,2950	42,35	0,1770	73,51	0,295	42,44	0,177	0
120,00	79,87	0,3212	46,12	0,1927	73,51	0,295	42,44	0,177	8
125,00	86,67	0,3485	50,04	0,2091	73,51	0,295	42,44	0,177	15
130,00	93,74	0,3770	54,12	0,2262	73,51	0,295	42,44	0,177	22
135,00	101,09	0,4065	58,36	0,2439	73,51	0,295	42,44	0,177	27

Используя данные, построим график, в котором отражается погрешность моделей.

Рис. 7.3. Погрешность при определении S_эк.

Рис. 7.4. Погрешность при определении потерь мощности

Из графиков видно, что при использовании приближённой модели, экономически выгодная мощность и потери в трансформаторе имеют неизменную характеристику, а при определении S_эк и Р_т с использованием возможных напряжений, получаем, что с увеличением напряжения, возрастают и потери.

Исходя из таблицы 7.1, делаем вывод, что погрешность при определении экономически выгодной мощности и потерь трансформатора, погрешность при расчётах разными методами может достигать 30 %. Это означает, что использование точной модели при расчётах, экономически целесообразно, и необходимо.

Приложение 1

Составление схемы замещения

Схема замещения – это однолинейная схема, в которой все элементы (трансформаторы, линии) представлены в виде индуктивных сопротивлений (Х), а система и генераторы в виде индуктивных сопротивлений и Э.Д.С (Е).

Составляем схему замещения электрической системы и определяем ее параметры.

Рис. П.1.1. Схема замещения

За базисное напряжение принимаем напряжение каждой ступени, в которой находится рассматриваемая точка КЗ.

За базисную мощность принимаем:

S_баз = 200 МВА

Определяем сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах:

Для синхронных генераторов:

,

где x^”_d – относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление машины;

S_ном – номинальная мощность генератора (МВА).

Для трансформаторов:

РУ ВН:

ТСН:

=

Для линий электропередачи:

=0,078

где: – длина линии, км;

n – количество линий;

х_уд- средние значения удельных сопротивлений в зависимости от номинального напряжения и конструкции линии (Ом/км).

Так как в РУ местной нагрузки предполагается установка линейного реактора для ограничения токов к.з., который выбирается по току I_р=0,60,7I_нг и наибольшему сопротивлению.

I_р=0,74,33=3,03 кА

Предварительно принимаем к установке реактор РБДГ 10-4000-0,18У3 с х_р=0,18 Ом.

Для одинарных реакторов:

;

где х_p – индуктивное сопротивление реактора (Ом).

ЭДС генераторов:

Е_Г =

где I₀ = I_Н = 4,33 кА - номинальный ток ТГ;

U₀ = 10,5 кВ – номинальное напряжение ТГ.

Е_Г1 = Е_Г2 = Е_Г3 = = 11,09 кВ;

Е_*г = Е_г/U_{баз г} = 11,09/10,5 = 1,056

Система:

Принимаем Е_*С=1.

Короткое замыкание на шинах 110 кВ

Рис. П.1.2. Эквивалентная схема замещения электрической системы

Базисный ток:

кА

Х₁=0,006

Х₂=0,078

Х₃=Х₅=Х₇=0,267

Х₄=Х₆=Х₈=0,389

Е₁=1

Е₂=Е₃=Е₄=1,056

Путём сворачивания приводим схему к результирующему сопротивлению

Рис. П.1.3.

Х₉=Х₁+Х₂=0,084

Х₁₀=Х₁₁=Х₁₂=Х₃+Х₄=0,656

Х₁₃=

Е₂=1,056

Периодическая составляющая тока в начальный момент времени:

от системы:

от генераторов:

Аналогично для всех точек КЗ, указанных на схеме, показанным выше способом находим необходимые в расчетах величины токов КЗ. При этом для точки к4 учитываем подпитку от двигателей собственных нужд.

Результаты расчётов приведены в таблице П.1.1.

Таблица П.1.1.

Результаты расчёта токов КЗ

Точка КЗ Параметры	К1		К2		К3	К4
	С	G1,2,3	C+G2,3	G1	C+G1,2,3	C+G1,2,3	Дсн
Uср , кВ	115	115	10,5	10,5	10,5	6,3	6,3
Е’’	1	1,06	1,01	1,06	1,03	1,03	-
Хрез*	0,08	0,22	0,33	0,39	0,51	2,72	-
Iб , кА	1	1	11	11	11	18,33	-
Iпо=, кА	11,95	4,84	33,29	29,85	22,38	6,95	3,79
Мощность ист-ка S, МВА	10000	236,25	10157,5	78,75	10236,75	10236,75	-
I'ном=, кА	50,2	1,19	558,52	4,33	562,88	938,08	-
Iпо/I'ном	0,24	4,08	0,06	6,89	0,04	0,01	-
=tрз+tсв, с	0,06		0,12		0,08	0,08
Iпt/Iпо	1	0,91	1	0,77	1	1	-
Iпt=, кА	11,95	4,41	33,29	22,99	22,38	6,95	1,21
Iпt, кА	16,36		56,27		22,38	8,16
Та, сек	0,02		0,25		0,23	0,03	0,04
Ку	1,61		1,96		1,96	1,72	1,65
iу=, кА	27,16	11	92,31	82,78	61,97	16,88	8,84
	0,05		0,62		0,71	0,07	-
iаt=, кА	0,84	0,34	29,13	26,12	22,36	0,68	0,73
Вк, кА2с	25,72	4,22	520,8	418,88	205,44	10,16	3,16

Приложение 2

Грозозащита оборудования ОРУ 110 кВ

Защита оборудования от перенапряжений при прямых ударах молнии осуществляется установкой на ОРУ стержневых молниеотводов.

Целью данного расчета является определение радиуса защиты молниеотводов и их количество.

Ожидаемое количество поражений молнией в год:

,

где:

S = 56 м – ширина ОРУ

L = 81 м – длина ОРУ

h_x = 7,5 м – наибольшая высота защищаемых сооружений

n =0,06724=1,6 – среднегодовое число ударов молнии на 1 кв.км земной поверхности в месте нахождения зданий и сооружений (0,067 – среднее число ударов молнии в 1км² поверхности земли за грозовой час; 24 – число грозовых часов в году).

=0,023 < 1 – следовательно, данная зона защиты относится к типу Б.

Определяем радиус защиты одного молниеотвода:

R_x=0,75H=0,7519=14,25 м;

где Н=Н_x+Н_а=11+8=19 м.

Н_х – высота линейного портала;

Н_а – высота активной части молниеотвода.

Определяем верхнюю границу зоны защиты:

Н₀=0,2Н=0,219=3,8 м.

Находим ширину зоны защиты по земле:

R_з=1,5Н=1,519=28,5 м.

Рис. П.2.1 . Параметры молниеотводов и их расположение на ОРУ.

Рис. П.2.2. Сечение зоны защиты стержневого молниеотвода.

Приложение 3

Расчет защитного заземления ОРУ 110 кВ

Расчет производится по допустимому напряжению прикосновения, согласно [4].

Заземление выполняется в виде сетки уложенной в земле, с вертикальными электродами в неоднородной среде. Для расчета принят верхний слой – суглинок.

За расчетную длительность воздействия _в принято:

_в=t_рз + t_отк.в < 0,1 с; наибольшее допустимое напряжение прикосновения = 500 В.

Число ячеек: 10.

Длина ОРУ: 81 м

Ширина ОРУ: 56 м

81-8-8-10-10-10-12-15-8=0

Количество продольных полос: 17

Количество поперечных полос: 16

4	4	5	5	5	6	7,5	8	7,5	6	5	5	5	4	4

Рис. 2.7. Эскиз заземляющего устройства на ОРУ 110 кВ.

Длина горизонтальных заземлителей: L_г = 8117+5616 = 2273 м.

Коэффициент:

=0,82.

Принимаем по [4]:

Длина вертикальных заземлителей: l_в= 5 м.

Расстояние между заземлителями: а = 5 м.

₁/₂ = 1 [4].

М = 0,5 [4].

Площадь:

S=8156=4536 м²; =67,35.

Коэффициент прикосновения:

=0,084.

Напряжение на заземлителе:

= В.

Ток, стекающий с заземлителя:

I_з=0,41,5I⁽³⁾_по=0,41,516790=10074 А

Сопротивление заземляющего устройства:

= Ом.

Число ячеек по стороне квадрата:

=15,87; принимаем m = 16.

Длина полос в расчетной модели:

=2289,9 м

Длина сторон ячейки:

= м

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а/l_в=1:

= принимаем 54

Общая длина вертикальных заземлителей:

L_в=l_вn_в=554=270 м.

Относительная глубина:

= > 0,1 тогда

А==

Если _э/₂=1, то _э=₂=150 Омм

Общее сопротивление общего заземлителя:

= Ом

Напряжение прикосновения:

U_пр=к_пI_зR_з=0,084100740,747=630,429 В;

Для снижения напряжения прикосновения используем естественные заземлители (трос – опоры линий), общим сопротивлением 2 Ом, тогда общее сопротивление заземляющего устройства:

= Ом;

тогда напряжение прикосновения:

U_пр=к_пI_зR_з=0,084100740,544=459,108 В;

Что меньше допустимого.

5

Содержание

					стр.
	Введение
1.	Сооружения и инженерные коммуникации проектируемой электростанции
	1.1.	Выбор площадки строительства
	1.2.	Генеральный план ТЭЦ
	1.3.	Компоновка главного здания
2.	Тепломеханическая часть
	2.1.	Принципиальная тепловая схема электростанции
	2.2.	Выбор основного оборудования
		2.2.1.		Выбор турбин
		2.2.2.		Выбор котлов
	2.3.	Конструкция турбины
	2.4.	Тепловой цикл турбинной установки
3.	Электрическая часть
	3.1.	Выбор главной схемы электрических соединений
		3.1.1.		Выбор вариантов структурной схемы
		3.1.2.		Выбор числа и мощности трансформаторов
		3.1.3.		Технико-экономическое сравнение вариантов
			3.1.3.1. Расчёт капиталовложений
			3.1.3.2. Расчёт ежегодных расходов
			3.1.3.3. Расчёт из-за отказа основного оборудования
			3.1.3.4. Определение оптимального варианта
	3.2.	Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ
	3.3.	Выбор схемы собственных нужд
		3.3.1.		Выбор трансформаторов собственных нужд
	3.4.	Расчёт токов короткого замыкания
	3.5. Выбор основного электротехнического оборудования
		3.5.1.		Выбор выключателей и разъединителей
		3.5.2.		Выбор линейных реакторов в цепи местной нарузки
	3.6.	Выбор шин и связей между элементами
		3.6.1.		На напряжение 110 кВ
		3.6.2.		На напряжение 10,5 кВ
		3.6.3.		Выбор токоведущих частей РУ СН – 6 кВ
	3.7.	Выбор измерительных трансформаторов
		3.7.1.		Выбор трансформаторов тока
		3.7.2.		Выбор трансформаторов напряжения
	3.8.	Выбор разрядников
	3.9.	Выбор источника оперативного тока
4.	Релейная защита
	4.1.	Защита блока генератор трансформатор
		4.1.1.		Общие положения
	4.2.	Расчёт уставок защит
		4.2.1.		Продольная дифференциальная защита

			4.2.2.	Поперечная дифференциальная защита
			4.2.3.	Защита от замыканий на землю в обмотке статора
			4.2.4.	Защита от потери возбуждения
			4.2.5.	Продольная дифференциальная защита трансформатора
			4.2.6.	Газовая защита
			4.2.7.	Защита от симметричных перегрузок
			4.2.8.	Защита от повышенного напряжения
5.	Технико-экономические показатели станции
	5.1.	Полезный отпуск тепловой энергии
	5.2.	Выработка и отпуск электроэнергии
	5.3.	Годовой расход условного топлива котлами
	5.4.	Коэффициент использования топлива
	5.5.	Определение себестоимости энергии станции
	5.6.	Расчёт эффективности проекта
	5.7.	Организационная структура управления ТЭЦ и основные функции персонала
	5.8.	Составление бизнес-плана
6.	Безопасность жизнедеятельности
	6.1.	Вопросы безопасности при проектировании ТЭЦ
	6.2.	Производственная санитария
		6.2.1.		Производственное освещение
		6.2.2.		Производственный шум и вибрация
		6.2.3.		Защита от вибрации
		6.2.4.		Вентиляция
	6.3.	Основные виды средств защиты работающих
	6.4.	Электробезопасность
	6.5.	Пожарная безопасность

Введение.

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходах топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.

Наращивание промышленного потенциала требует соответственного роста производства различных видов энергии.

Электроэнергия, наиболее удобный вид энергии, который удается производить в большом количестве, концентрировать и передавать на большие расстояния с малыми потерями, сравнительно просто распределить между потребителями.

В данном дипломном проекте проектируется ТЭЦ мощностью 800 МВт. Местом строительства выбрана Восточная Сибирь. В качестве топлива на проектируемой ТЭЦ используется Канско-Ачинский бурый уголь.

Библиографический список:

1. Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство тепловых электростанции. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 408 с., ил.

2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987 - 328 с.: ил.

3. Справочник строителя тепловых электростанций. – М.: стройиздат, 1969.

4. Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М: Энергоатомиздат, 1989 - 450 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные матералы. - М: Энергоатомиздат, 1990 - 640 с.

6. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. - М: Энергоатомиздат, 1986 - 608 с.

7. Околович М.К. Проектирование электрических станций. - М: Энергоиздат, 1982 - 400 с.

8. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник. Том 3. Производство и распределение электрической энергии. 7-е изд. – М.: Энергоиздат, 1988 - 880 с.: ил.

9. Правила устройства электроустановок. - М: Энергоатомиздат, 2000 - 640 с.

10. Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л: Энергоатомиздат, 1985 - 312 с.

11. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций. - М: Энергоатомиздат, 1990 - 575 с.

12. Висящев А.Н., Тришечкин А.М., Беркин Г.С. Релейная защита и автоматика: Учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2001. – 228с.

13. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник. Том 3. - М: Энергоиздат, 1984 - 640 с.

14. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник. Том 2. - М: Энергоиздат, 1984 - 640 с.

15. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - М: Энергоатомиздат, 1985 - 380 с.

16. Мотыгина С.А. Эксплуатация электрической части тепловых электростанций. - М: Энергия, 1979 - 586 с.

17. Чернобровов Н.В. Релейная защита. М.: Энергия, 1974.- 680 с., ил.

18. Таубес И.Р. Релейная защита мощных турбогенераторов. – М. Энергоиздат, 1981. – 88с., ил.

19. Беркович М.А. Автоматика энергосистем: учебник для техникумов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 208с., ил.

20. Вавин В.Н. Релейная защита блоков генератор- трансформатор. – М.: Энергоатомиздат, 1982.- 256 с., ил.

21. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

22. ГОСТ 12.1.016-79. ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.

23. ГОСТ 12.1.007-76. ССБТ. Вредные вещества. Классификация. Общие требования.

24. ГОСТ 12.1.012-90. ССБТ. Вибрация. Общие требования безопасности.

25. ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

26. ГОСТ 12.1.011-78. ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

27. НПБ – 105 – 95 Определение категорий помещений по взрывопожарной и пожарной опасности. – М.: Энергоатомиздат, 1995.

28. РД. Охрана труда в электроустановках.

29. СниП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. – М.: Стройиздат, 1996.

30. Идельчик В.И. Электрические сети и системы. - М: Энергоатомиздат, 1989 - 592 с.

31. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчётов. – М: Энергоатомиздат, 1989. – 176 с.: ил.

32. Бохмат И.С., Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. - "Электрические станции", 1998, ° 9.

33. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М., СПО Союзтехэнерго, 1987.

34. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94. М., СПО ОРГРЭС, 1995.

35. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. Издательство "НЦ ЭНАС", М., 1998.

Сооружения и инженерные

коммуникации

проектируемой

электростанции

Тепломеханическая часть

Электрическая часть

Релейная защита

Технико-экономические показатели станции

Безопасность жизнедеятельности

Специальная часть

Приложения