Конденсационные электрические станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Тульский государственный университет

ИВТС им. В.П. Грязева

Кафедра Электроэнергетика

Контрольно-курсовая работа

по дисциплине «Общая энергетика»

на тему: «Конденсационные электрические станции»

Разработал Козлов С.Ю.

Проверил: Карницкий В.Ю.

Тула 2021

Содержание

Введение

Глава 1. Принцип работы КЭС

Глава 2. Основные циклы Ренкина

2.1 Регенеративный цикл

2.2 Цикл с промежуточным (вторичным) перегревом пара

Глава 3. Основные системы КЭС

Глава 4. Влияние КЭС на окружающую среду

Заключение

Список литературы

Введение

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии.

Конденсационная электростанция (КЭС) -- тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы. Исторически получила наименование «ГРЭС» -- государственная районная электростанция. С течением времени термин «ГРЭС» потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт), работающую в объединённой энергосистеме наряду с другими крупными электростанциями. Иногда встречается термин «гидрорециркуляционная электростанция», что соответствует аббревиатуре.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления -- блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

- облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

- упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

- уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

- сокращается объем строительных и монтажных работ;

- уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

- обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 -- 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн. кВт. Сооружаются электростанции мощностью 4 -- 6,4 млн. кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду. конденсационная электростанция цикл ренкина

Глава 1. Принцип работы КЭС

На современных тепловых электростанциях большой мощности превращение теплоты в работу производится в циклах, использующих в качестве основного рабочего тела водяной пар высоких давлений и температур. Водяной пар производится парогенераторами (паровыми котлами), в топках которых сжигаются различные виды органического топлива: уголь, мазут, газ и др.

Термодинамический цикл преобразования тепла в работу с помощью водяного пара был предложен в середине XIX в. инженером и физиком У. Ренкиным. Принципиальная тепловая схема конденсационной электростанции (КЭС), работающей по циклу Ренкина, показана на рис. 4.1, а, а ее общий вид -- на рис. 4.1, б.

В парогенераторе 1 за счет теплоты сжигаемого топлива вода, нагнетаемая в парогенератор насосом 5, превращается в водяной пар, который затем поступает в турбину 2, вращающую электрогенератор 3. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в механическую работу, которая, в свою очередь, преобразуется в генераторе в электроэнергию. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор 4. В конденсаторе пар конденсируется (превращается в воду). Насос 5 нагнетает конденсат в парогенератор, замыкая таким образом цикл.

Цикл Ренкина на перегретом паре (рис. 4.2) состоит из следующих процессов:

* изобара 4--5--6--1 -- процесс нагрева, испарения воды и перегрева пара в парогенераторе за счет подводимой теплоты сгорания топлива ;

* адиабата 1--2 -- процесс расширения пара в турбине с совершением полезной внешней работы ;

* изобара 2--3 -- процесс конденсации отработанного пара с отводом теплоты охлаждающей водой;

* адиабата 3--4 -- процесс сжатия конденсата питательным насосом до первоначального давления в парогенераторе с затратой подводимой извне работы .

В соответствии со вторым законом термодинамики полезная работа за цикл равна разности подведенного и отведенного в цикле тепла

Термический КПД цикла Ренкина определяется по уравнению

Размещено на http://www.allbest.ru/

б

Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема КЭС, работающей по циклу Ренкина (а), и ее общий вид (б)

Термодинамические исследования цикла Ренкина показывают, что его эффективность в большой степени зависит от величин начальных и конечных параметров (давления и температуры) пара.

Исследования показывают, что увеличивается с увеличением начальных параметров пара и и уменьшением конечных и . Конечные параметры пара связаны между собой, так как пар в этой области влажный, и поэтому их уменьшение приводит к уменьшению , т. е. давления в конденсаторе.

Рис. 4.2. Цикл Ренкина на перегретом паре в p, v - (а) и T, s (б) -диаграммах

Увеличение ограничивается жаропрочностью материалов, увеличение -- допустимой степенью влажности пара в конце расширения и прочностью материала труб; повышенная влажность (x > 0,8…0,86) приводит к эрозии деталей турбины.

В настоящее время на электростанциях в основном используют параметры пара = 23,5 МПа (240 кгс / ) и = 565 °С. На опытных установках применяются параметры = 29,4 МПа (300 кгс / ) и =

= 600…650 °С.

Понижение давления в конденсаторе более чем до = 3,5…4 кПа (0,035…0,040 кг / ), чему соответствует температура насыщения = 26,2…28,6 °С, ограничивается, прежде всего, температурой охлаждающей воды , колеблющейся в зависимости от климатических условий от 0 до 25…30 °С. При малой разности -- интенсивность теплообмена падает, а размеры конденсатора растут. Кроме того, с понижением становится все большим удельный объем пара, что тоже ведет к увеличению размера конденсатора, а также и к увеличению последних ступеней турбины.

На рисунке 4.3 показана упрощенная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления -- блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

* облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

* упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

* уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;

* сокращается объем строительных и монтажных работ;

* уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

* обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.



Рис. 4.3. Принципиальная технологическая схема КЭС: 1 -- склад топлива и система топливоподачи; 2 -- система топливоприготовления; 3 -- котел; 4 -- турбина; 5 -- конденсатор; 6 -- циркуляционный насос; 7 -- конденсатный насос; 8 -- питательный насос; 9 -- горелки котла; 10 -- вентилятор; 11 -- дымосос; 12 -- воздухоподогреватель; 13 -- водяной экономайзер; 14 -- подогреватель низкого давления; 15 -- деаэратор; 16 -- подогреватель высокого давления

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи, топливоприготовления, основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной, циркуляционного водоснабжения, водоподготовки, золоулавливания и золоудаления и электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование вышеназванных систем, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большее количество теплоты, затраченной при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Теплота с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном и определяют КПД электростанции, составляющей даже для самых современных КЭС не более 40…42%.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжение 110…220 кВ, и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

Наиболее крупные КЭС в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт; сооружаются электростанции мощностью 4…6,4 млн кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов на окружающую среду.



Глава 2. Основные циклы Ренкина

2.1 Регенеративный цикл

Для повышения экономичности работы паротурбинных установок, помимо повышения параметров пара, применяют так называемый регенеративный цикл, в котором питательная вода до ее поступления в котельный агрегат подвергается предварительному нагреву паром, отбираемым из промежуточных ступеней паровой турбины. На рисунке 4.4, а представлена принципиальная схема паросиловой установки с регенеративным подогревом питательной воды, где , и -- доли отбираемого пара из турбины. Изображение в T, s-диаграмме (рис. 4.4, б) носит условный характер, так как количество рабочего пара (рабочего тела) меняется по длине проточной части турбины, а она строится для постоянного количества.

Рис. 4.4. Регенеративный подогрев питательной воды в цикле Ренкина: а -- схема установки; б -- изображение (условное) процесса в T, s-координатах; 1 -- котел; 2 -- пароперегреватель; 3 -- паровая турбина с промежуточными отборами пара; 4 -- электрогенератор; 5 -- регенеративные подогреватели; 6 -- насосы; 7 -- конденсатор

Следует отметить, что поскольку питательной воде передается теплота отобранного пара, включая теплоту парообразования, а при получении работы используется лишь часть теплоты пара, не включающая теплоту парообразования, то потеря работы в результате отборов будет значительно меньше, чем увеличение энтальпии питательной воды. Поэтому в целом КПД цикла возрастает. Однако возрастает и удельный расход пара, так как отобранная часть пара не полностью участвует в совершении работы и для получения заданной мощности его расход надо увеличивать. Правда, это обстоятельство облегчает конструкцию последних ступеней турбин, позволяя уменьшить длину их лопаток.

Применение регенеративного подогрева позволяет, когда это желательно, исключить экономайзер (подогрев питательной воды уходящими газами), использовав теплоту уходящих газов для подогрева поступающего в топку воздуха.

Увеличение КПД при применении регенерации составляет 10…15%.

При этом экономия теплоты в цикле возрастает с повышением начального давления пара. Это связано с тем, что с повышением увеличивается температура кипения воды, а следовательно, повышается количество теплоты, которое можно подвести к воде при подогреве ее отработанным паром. В настоящее время регенеративный подогрев применяется на всех крупных электростанциях.

2.2 Цикл с промежуточным (вторичным) перегревом пара

Из предыдущего следует, что при применении пара высокого давления его влажность в турбине в конце процесса расширения становится значительной даже при очень высокой начальной температуре. Между тем работа турбин на влажном паре недопустима, так как она вызывает увеличение потерь и износ (эрозию) турбинных лопаток в результате механического воздействия на них взвешенных в паре частиц влаги.

При использовании пара высокого давления, повышение его начальной температуры до пределов, допустимых по соображениям прочности металла пароперегревателя и паровой турбины, может оказаться недостаточным для обеспечения допустимой влажности пара в конце его процесса расширения в турбине. Поэтому пар на некоторой стадии расширения приходится отводить из турбины и подвергать повторному перегреву в специальном пароперегревателе, после чего повторно перегретый пар вновь вводится в турбину, где и заканчивается процесс его расширения. В результате этого при окончательном расширении пара до принятых на практике давлений влажность его не превышает допустимых значений.

Паротурбинные установки, в которых используется такой метод, называют установками с промежуточным перегревом пара. При правильном выборе давления отбора пара для его промежуточного перегрева и температуры промежуточного перегрева не только предотвращается чрезмерное увлажнение пара в конце процесса расширения, но и достигается некоторое увеличение термического КПД установки.

Применение одного промежуточного перегрева пара приводит к повышению термического КПД установки на 2…3%.

Схема паросиловой установки с промежуточным перегревом пара представлена на рис. 4.5.

Рис. 4.5. Промежуточный перегрев пара в цикле Ренкина: а -- схема установки; б -- изображение процесса в T, s- и i, s-диаграммах; 1 -- котел; 2 -- пароперегреватель; 3 -- турбина; 4 -- электрогенератор; 5 -- промежуточный (вторичный) пароперегреватель; 6 -- конденсатор; 7 -- насос (питательный)



Глава 3. Основные системы КЭС

КЭС является сложным энергетическим комплексом, состоящим из зданий, сооружений, энергетического и иного оборудования, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Основными системами КЭС являются:

- котельная установка;

- установка

- топливное хозяйство;

- система золо- и шлакоудаления, очистки дымовых газов;

- электрическая часть;

- техническое водоснабжение (для отвода избыточного тепла);

система химической очистки и подготовки воды.

При проектировании и строительстве КЭС ее системы размещаются в зданиях и сооружениях комплекса, в первую очередь в главном корпусе. При эксплуатации КЭС персонал, управляющий системами, как правило, объединяется в цеха (котлотурбинный, электрический, топливоподачи, химводоподготовки, тепловой автоматики и т. п.).

Котельная установка располагается в котельном отделении главного корпуса. В южных районах России котельная установка может быть открытой, то есть не иметь стен и крыши. Установка состоит из паровых котлов (парогенераторов) и паропроводов. Пар от котлов передается турбинам по паропроводам «острого» пара. Паропроводы различных котлов, как правило, не соединяются поперечными связями. Такая схема называется «блочной».

Паротурбинная установка располагается в машинном зале и в деаэраторном (бункерно-деаэраторном) отделении главного корпуса. В нее входят:

- паровые турбины с электрическим генератором на одном валу;

- конденсатор, в котором пар, прошедший турбину, конденсируется с образованием воды (конденсата);

- конденсатные и питательные насосы, обеспечивающие возврат конденсата (питательной воды) к паровым котлам;

- рекуперативные подогреватели низкого и высокого давления (ПНД и ПВД) -- теплообменники, в которых питательная вода подогревается отборами пара от турбины;

- деаэратор (служащий также ПНД), в котором вода очищается от газообразных примесей;

- трубопроводы и вспомогательные системы.

Топливное хозяйство имеет различный состав в зависимости от основного топлива, на которое рассчитана КЭС. Для угольных КЭС в топливное хозяйство входят:

- размораживающее устройство (т. н. «тепляк», или «сарай») для оттаивания угля в открытых полувагонах;

- разгрузочное устройство (как правило, вагоноопрокидыватель);

- угольный склад, обслуживаемый краном-грейфером или специальной перегрузочной машиной;

- дробильная установка для предварительного измельчения угля;

- конвейеры для перемещения угля;

- системы аспирации, блокировки и другие вспомогательные системы;

- система пылеприготовления, включая шаровые, валковые, или молотковые углеразмольные мельницы.

Система пылеприготовления, а также бункера угля располагаются в бункерно-деаэраторном отделении главного корпуса, остальные устройства топливоподачи -- вне главного корпуса. Изредка устраивается центральный пылезавод. Угольный склад рассчитывается на 7-30 дней непрерывной работы КЭС. Часть устройств топливоподачи резервируется.

Топливное хозяйство КЭС на природном газе наиболее просто: в него входит газораспределительный пункт и газопроводы. Однако на таких электростанциях в качестве резервного или сезонного источника используется мазут, поэтому устраивается и мазутное хозяйство. Мазутное хозяйство сооружается и на угольных электростанциях, где мазут применяется для растопки котлов. В мазутное хозяйство входят:

- приемно-сливное устройство;

- мазутохранилище со стальными или железобетонными резервуарами;

- мазутная насосная станция с подогревателями и фильтрами мазута;

- трубопроводы с запорно-регулирующей арматурой;

- противопожарная и другие вспомогательные системы.

Система золошлакоудаления устраивается только на угольных электростанциях. И зола, и шлак -- негорючие остатки угля, но шлак образуется непосредственно в топке котла и удаляется через лётку (отверстие в шлаковой шахте), а зола уносится с дымовыми газами и улавливается уже на выходе из котла. Частицы золы имеют значительно меньшие размеры (порядка 0,1 мм), чем куски шлака (до 60 мм). Системы золошлакоудаления могут быть гидравлические, пневматические или механические. Наиболее распространённая система оборотного гидравлического золошлакоудаления состоит из смывных аппаратов, каналов, багерных насосов, пульпопроводов, золошлакоотвалов, насосных и водоводов осветлённой воды.

Выброс дымовых газов в атмосферу является наиболее опасным воздействием тепловой электростанции на окружающую природу. Для улавливания золы из дымовых газов после дутьевых вентиляторов устанавливают фильтры различных типов (циклоны, скрубберы, электрофильтры, рукавные тканевые фильтры), задерживающие 90--99 % твердых частиц. Однако для очистки дыма от вредных газов они непригодны. За рубежом, а в последнее время и на отечественных электростанциях (в том числе газо-мазутных), устанавливают системы десульфуризации газов известью или известняком (т. н. deSOx) и каталитического восстановления оксидов азота аммиаком (deNOx). Очищенный дымовой газ выбрасывается дымососом в дымовую трубу, высота которой определяется из условий рассеивания оставшихся вредных примесей в атмосфере.

Электрическая часть КЭС предназначена для производства электрической энергии и её распределения потребителям. В генераторах КЭС создается трехфазный электрический ток напряжением обычно 6--24 кВ. Так как с повышением напряжения потери энергии в сетях существенно уменьшаются, то сразу после генераторов устанавливаются трансформаторы, повышающие напряжение до 35, 110, 220, 500 и более кВ. Трансформаторы устанавливаются на открытом воздухе. Часть электрической энергии расходуется на собственные нужды электростанции. Подключение и отключение отходящих к подстанциям и потребителям линий электропередачи производится на открытых или закрытых распределительных устройствах (ОРУ, ЗРУ), оснащенных выключателями, способными соединять и разрывать электрическую цепь высокого напряжения без образования электрической дуги.

Система технического водоснабжения обеспечивает подачу большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин. Системы разделяются на прямоточные, оборотные и смешанные. В прямоточных системах вода забирается насосами из естественного источника (обычно из реки) и после прохождения конденсатора сбрасывается обратно. При этом вода нагревается примерно на 8--12 °C, что в ряде случаев изменяет биологическое состояние водоёмов. В оборотных системах вода циркулирует под воздействием циркуляционных насосов и охлаждается воздухом. Охлаждение может производиться на поверхности водохранилищ-охладителей или в искусственных сооружениях: брызгальных бассейнах или градирнях.

В маловодных районах вместо системы технического водоснабжения применяются воздушно-конденсационные системы (сухие градирни), представляющие собой воздушный радиатор с естественной или искусственной тягой. Это решение обычно вынужденное, так как они дороже и менее эффективны с точки зрения охлаждения.

Система химводоподготовки обеспечивает химическую очистку и глубокое обессоливание воды, поступающей в паровые котлы и паровые турбины, во избежание отложений на внутренних поверхностях оборудования. Обычно фильтры, ёмкости и реагентное хозяйство водоподготовки размещается во вспомогательном корпусе КЭС. Кроме того, на тепловых электростанциях создаются многоступенчатые системы очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, маслами, водами обмывки и промывки оборудования, ливневыми и талыми стоками.



Глава 4. Влияние КЭС на окружающую среду

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. На атмосферу влияние сказывается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60% тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д.

Заключение

Основные технико-экономические требования к КЭС - высокая надёжность, манёвренность и экономичность. Требование высокой надёжности и манёвренности обусловливается тем, что производимая КЭС электроэнергия потребляется сразу же, то есть КЭС должна производить столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям в данный момент.

Экономичность сооружения и эксплуатации КЭС определяется удельными капиталовложениями себестоимостью электроэнергии, обобщающим показателем - удельными расчётными затратами. Эти показатели зависят от мощности КЭС и её агрегатов, вида и стоимости топлива, режимов работы и КПД процесса преобразования энергии, а также местоположения электростанции. Затраты на топливо составляют обычно более половины стоимости производимой электроэнергии.

Поэтому к КЭС предъявляют, в частности, требования высокой тепловой экономичности, то есть малых удельных расходов тепла и топлива, высокого КПД.

Список литературы

1. Быстрицкий Г.Ф. Общая энергетика : учебное пособие / Г. Ф. Быстрицкий. -- 3-е изд., стер.--М.: КНОРУС, 2016.--296 с. -- (Среднее профессиональное об-разование).

2. Околович М.Н. Проектирование электрических станций. - М.: Энергоиздат, 1982. - 400с.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергия, 1978. - 456с.

4. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 2002.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергия, 1980. - 600с.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 648с.

7. Циркуляр № Ц-03-95(Э) О проверке кабелей на невозгорание при действии тока короткого замыкания в сетях собственных нужд электростанций - РАО «ЕЭС России»: 1995. - 6с.

8. Васильев А.А. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576c.

9. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 576с.

10. Вольдек А.И. Электрические машины. - Л.: Энергия, - 840с.

Размещено на Allbest.ru