Расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы электрической сети
Содержание
1.
Технико-экономические показатели КЭС
. Проектная
себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции
. Анализ
технико-экономических показателей работы станции
.
Технико-экономические показатели электрической сети
. Расчёт
себестоимости передачи и распределения электрической энергии
. Сетевой
график сооружения экспериментальной установки
Список
используемой литературы
Приложение
1. Технико-экономические показатели КЭС
Капитальные вложения в строительство КЭС
Кст=[ Кгбл +(nбл-1)·Kпбл]·Крс·Кинф=[74+(4-1)∙36]·0,99∙100=18018
млн.руб
где Кгбл - капитальные вложения в головной блок,
млн. руб. [2], таблица 1.
Кпбл - капитальные вложения в каждый последующей
блок, млн.руб.[2],таблица 1.
nбл - число блоков;
Крс - коэффициент, учитывающий строительство [2],приложение 3;
Кинф- коэффициент, учитывающий инфляцию.
Удельные капитальные вложения
Куд = Кст / Nуст = 18018·106 / 1200·103 = 15015 руб/Квт.
где Nу - установленная мощность станции.
Годовая выработка электроэнергии КЭС
Wв= N уст ∙ h
уст = 1200·7100 =
8,52 · 106 МВт ·ч,
где hy - годовое число часов использования
установленной мощности.
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды
Определяется на основании энергетической характеристики в зависимости от
мощности и вида сжигаемого топлива.
Wсн= Wснхх n бл Тр
+ ρ Wв = 3,3·4·8000+0,027·8,52·106=0,34·106
МВт·ч
где n бл = количество установленных блоков;
Тр - число часов работы блока в течении года, принимается
7300-8000.
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды
Ксн = Wсн /Wв 100 % = (0,34·106 / 8,52·106 ) 100 % =
3,99 %
Годовой отпуск электроэнергии с шин станции
Wотп = Wв - Wсн = 8,52·106 - 0,34·106
= 8,18·106 МВт · ч
Годовой расход условного топлива.
Определяется по топливным характеристикам
Bу= 7,5∙4∙8000+0,293∙8,52∙106
=2,74·106 т.у.т.
где β хх - часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока, т/ч;
β - средний основной прирост расхода условного топлива;
∆ β - разность средних относительных
приростов расхода топлива при нагрузках превышающих критическую, по сравнению с
докритической нагрузкой, т/МВт∙ч;
N н - номинальная мощность блока, МВт.
Годовой расход натурального топлива
Bнг = Bуг
29330/ Qнр ·(1 + αпот/100) = 2,74 106 ·29330/
24786 ·(1 + 1,3/100) = 3,28∙106 т.н.т./год
где Qнр - удельная теплота сгорания удельного топлива, гДж/кг
[2]
α пот -норма потерь топлива при перевозке
его вне территории станции
Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии.
bотпээ = Bуг /Wотп =
2,74·106 ·106 / 8,18 ·106 ·103 =
334,96 г.у.т. / кВт ч
КПД станции по отпуску электроэнергии.
ηотпээ =( 123/ bотпээ ) ·100% = (123/334,96) · 100% = 36,72 %
. Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции
Затраты на топливо Для станций, сжигающих твёрдое топливо
Итоп= (Цпр +Цтр)·Вгн=(18,45+0,65)·100∙3,28∙106=6264,8·106
руб/год,
где, Цпр - оптовая цена одной тонны натурального топлива по
прейскуранту в зависимости от вида топлива, руб/т.н.т, [2];
Цтр - цена транспортировки одной тонны натурального топлива на
определенное расстояние, [2]; необходимо умножить на поправочный коэффициент
Цена одной тонны условного топлива
Цут =Итоп/Вгут=6264,8*106/3,28*106=1910
руб/тут
Затраты на зарплату, основную и дополнительную
Изп=1,1∙Чппп ·ЗП·Крзп
=1,1∙1245∙150∙103=205,43·106 руб/год,
где Чппп - численность промышленно-производственного
персонала, человек ЗП - среднегодовая зарплата
Крзп - районный коэффициент, учитывающий надбавку к
зарплате [2].
Удельная численность эксплуатационного персонала КЭС
Чэкс=Чэкс/Nуст=445/1200=0,37
чел/МВт
Удельная численность промышленно-производственного персонала КЭС
Чппп=Чппп/Nу=1245/1200=1,04
чел/МВт
-
численность промышленно-производственного персонала станции, чел
Отчисления
на социальное страхование и зарплаты производственных рабочих
Исоц=0,26·Изп=0,26·205,43·106=53,41·106
руб/год
Амортизационные
отчисления
Иам=(Нам/100)
·Соб = (Нам/100) mоб·Кст = (5,6/100) ·0,43·18018·106=
433,87·106 руб/год
где
mоб -
коэффициент, зависящий от мощности блока,mоб = 0,43.
Ремонтный
фонд
Ирем
= (Нрем/100) ·Соб = (Нам/100) ·mоб·Кст = (7/100) 0,43·18018·106=542,34·106
руб/год
где
- норма отчислений на ремонт оборудования, %
Для
электростанций принимается: =5,6%; =7%.
Прочие
расходы
Ипр=0,2·(Изп+Исоц+Иам+Ирем)=0,2·(205,43·106+53,41·106+433,87·106+542,34·106)=247,01·106
руб/год
Общие затраты по станции
Ист = Итоп+ Изп +Исоц +Иам+
Ирем +Ипр = (6264,8+205,43+ 53,41+433,87+542,34 +247,01)
106=7746,86·106 руб/год
Себестоимость отпускаемой электроэнергии
Sээтоп=Ист/Wотп=7746,86·106·102/8,18·106·103=94,7
коп/кВт·ч
Таблица 1 Структура себестоимости электроэнергии
№
|
Наименование элементов
затрат
|
Годовые затраты,
млн.руб./год
|
Затраты на кВт∙ч,
коп.
|
Структура себестоимости, %
|
1
|
Затраты на топливо
|
6264,8
|
76,59
|
80,87
|
2
|
Затраты на зарплату
|
205,43
|
2,51
|
2,65
|
3
|
Затраты на социальное
страхование
|
53,41
|
0,65
|
0,69
|
4
|
Амортизационные отчисления
|
433,87
|
5,3
|
5,6
|
5
|
Ремонтный фонд
|
542,34
|
6,63
|
7
|
6
|
Прочие расходы
|
247,01
|
3,02
|
3,19
|
7
|
Итого по станции
|
7746,86
|
94,7
|
100
|
Таблица 2 Сводная таблица технико-экономических показателей КЭС
Наименование показателей
|
Условное обозначение
|
Единица измерения
|
Величина
|
1 Установленная мощность
станции
|
Nу
|
МВт
|
1200
|
2 Число часов использования
установленной мощности станции
|
hу
|
час/год
|
7100
|
3 Годовая выработка
электроэнергии
|
Wв
|
МВтч
|
8,52·106
|
4 Годовой отпуск
электроэнергии
|
Wотп
|
МВтч
|
8,18·106
|
5 Удельный расход эл.эн. на
СН
|
Kсн
|
%
|
3,99
|
6 Капитальные вложения в
строительство станции
|
Kст
|
млн.руб
|
18018
|
7 Удельные капитальные
вложения
|
Kуд
|
руб/кВт
|
15015
|
8 Удельный расход условного
топлива на отпущенный кВтч
|
Вотп
|
гут/кВтч
|
334,96
|
9 КПД по отпуску эл.эн.
|
Iотп
|
%
|
36,72
|
10 Удельная численность
промышленно-производственного персонала
|
Чппп
|
чел/МВт
|
1,04
|
11 Удельная численность
эксплуатационного персонала
|
Чэкс
|
чел/МВт
|
0,37
|
12 Себестоимость отпущенной
электроэнергии
|
Sотп
|
коп/кВтч
|
94,7
|
13 Цена одной тонны
условного топлива
|
Цут
|
руб/тут
|
1910
|
. Анализ технико-экономических показателей работы станции
Таблица 3
Наименование величины
|
Усл. Обозн.
|
Единица измерения
|
Технико-экономические
показатели
|
Отклонение ТЭП
|
|
|
|
расчетные
|
изменившиеся
|
Абсолютные (+/-)
|
%
|
1 Годовая выработка
электроэнергии
|
W
|
8,52 ·106
|
|
|
|
|
2 Расход электроэнергии на
собственные нужды
|
Wсн
|
0,34 ·1060,25 ·106-0,09 ·10626,47
|
|
|
|
|
3 Годовой отпуск
электроэнергии
|
Wо
|
8,18 ·1068,27 ·106+0,09 ·1061,1
|
|
|
|
|
4 Годовой расход условного
топлива
|
Bу
|
2,74 ·106
|
|
|
|
|
5 Годовой расход
натурального топлива
|
Bн
|
3,28·106
|
|
|
|
|
6 Удельный расход условного
топлива
|
334,96331,32-3,641,09
|
|
|
|
|
|
7 Коэффициент полезного
действия
|
η
|
%
|
36,72
|
37,12
|
+0,4
|
1,1
|
8 Затраты на топливо
|
Ит
|
6264,8·106
|
|
|
|
|
9 Затраты на заработную
плату
|
Изп
|
205,43·106
|
|
|
|
|
10 Отчисления на социальное
страхование
|
Иотч
|
53,41·106
|
|
|
|
|
11 Затраты на амортизацию
|
Иа
|
433,87·106356,4∙106-77,47∙10617,86
|
|
|
|
|
12 Затраты на ремонт
|
Ирем
|
542,34·106
|
|
|
|
|
13 Прочие затраты
|
Ипр
|
247,01·106231,52∙106-15,49∙1066,27
|
|
|
|
|
14 Общие затраты станции
|
ΣИ
|
7746,86·1067653,9·106-92,96·1061,2
|
|
|
|
|
15 Себестоимость эл.эн.
|
S
|
94,792,55-2,152,27
|
|
|
|
|
Если Кс.н уменьшиться на 1%,а На уменьшится на 1%
Кс.н=3,99-1=2,99%, На=5,6-1=4,6%
Wсн= (Wв∙Кс.н)100%=(8,52∙106∙2,99)∙100%=0,25∙106
МВт∙ч
Wотп = 8,52·106 - 0,25·106
= 8,27·106 МВт ч
Вотпээ=( 2,74∙106∙106)/(8,27∙106∙106)=331,32
г.у.т./год
ηотпээ=(123/331,32)∙100%=37,12%
Иам= = (4,6/100)∙0,43∙18018∙106=356,4∙106
руб./год
Ипр=0,2∙(205,43∙106+53,41∙ 106+542,34∙106)=231,52∙106
руб./год
Ист=6264,8+205,43+53,41+356,4+542,34+231,52=7653,9 руб/год,
Sээтоп=7653,9·106·102/8,27·106·103=92,55
коп/кВт·ч
При уменьшении Ксн на 1%, уменьшаются следующие показатели:
расход эл.эн на собственные нужды; удельный расход условного топлива, и
увеличатся: годовой отпуск эл.эн ; КПД. При уменьшении На на 1%
уменьшатся следующие показатели: затраты на амортизацию; прочие затраты; общие
затраты станции; себестоимость эл.эн.
4. Технико-экономические показатели электрической сети
Таблица 4 Капитальные вложения в электрическую сеть. Капитальные вложения
в воздушные линии электропередач
Обознач. линии
|
Напряж. кВ
|
Район по гололеду
|
Марка провода
|
Кол-во цепей
|
Тип опор
|
Длина линии км
|
Стоимость, тыс. руб.
|
|
|
|
|
|
|
|
1км
|
всего
|
1
|
110
|
II
|
АС185/29
|
1
|
железобетонные
|
47
|
1290
|
60630
|
2
|
110
|
II
|
АС240/32
|
1
|
|
102
|
1400
|
142800
|
3
|
110
|
II
|
АС240/32
|
1
|
|
100
|
1400
|
140000
|
4
|
35
|
II
|
АС150/24
|
2
|
|
25
|
2000
|
50000
|
Итого по всем ВЛ
|
|
|
|
|
|
247
|
6090
|
393430
|
Средние капитальные вложения в воздушные линии для каждого уровня
напряжения отдельно
I=n
Ксруд=Квл/∑l=343430/249=1379,24 тыс.руб./км
i=1
I=n
Ксруд=Квл/∑l=50000/25=2000 тыс.руб./км
i=1
Таблица 5 Капитальные вложения в подстанцию
Наименование и тип
элементов подстанции
|
Единицы измерения
|
Количество
|
Стоимость, тыс.руб.
|
|
|
|
Единицы
|
всего
|
ПС28: 1 Трансформатор
|
шт
|
2
|
10900
|
21800
|
2 РУВН
|
ячейка
|
7
|
35∙100
|
24500
|
3 РУНН
|
ячейка
|
29
|
2,3∙100
|
6670
|
4 Постоянная часть затрат
|
|
1
|
280∙100
|
28000
|
ПС35: 1 Трансформатор
|
шт
|
2
|
16600
|
33200
|
2 РУВН
|
шт
|
1
|
120∙100
|
12000
|
3 РУСН
|
ячейка
|
7
|
9∙100
|
6300
|
4 РУНН
|
ячейка
|
17
|
2,3∙100
|
3910
|
5 Постоянная часть затрат
|
|
1
|
250∙100
|
25000
|
ПС29: 1 Трансформатор
|
2
|
6120
|
12240
|
2 РУВН
|
шт
|
1
|
15,6∙100
|
1560
|
3 РУНН
|
ячейка
|
10
|
2,3∙100
|
2300
|
Итого
|
|
|
|
184480
|
Средние удельные капитальные вложения в подстанции
Ксруд=Кпс/∑Sтр=184840/272=678,24 тыс. руб./МВА
Капитальные вложения в сеть
Ксети= Квл+Кпс=393430+184480=577910
тыс.руб.
Таблица 6 Расчёт нормативной численности персонала сетевого предприятия
Обозначение линии
|
U, кВ
|
Количество цепей на опоре
|
Материал опор
|
Нормативная численность на
100 км, чел/км
|
Длина. км
|
Нормативная численность,
чел
|
С-ПС28
|
110
|
1
|
ж/б
|
0,72
|
47
|
0,34
|
ПС28-ПС35
|
110
|
1
|
ж/б
|
0,72
|
102
|
0,73
|
С-ПС35
|
110
|
1
|
ж/б
|
0,72
|
100
|
0,72
|
ПС35-ПС29
|
35
|
2
|
ж/б
|
0,94
|
25
|
0,24
|
Итого
|
|
|
|
|
247
|
2,03
|
Средняя удельная численность персонала ЛЭП для каждого уровня напряжения
отдельно
Таблица 7 Численность персонала по оперативному и техническому
обслуживанию ПС
Наименование подстанции
|
Uвн,, кВ
|
Количество присоединений с
выключателями 6 кВ и выше
|
Нормативная численность
рабочих ПС
|
Количество однотипных ПС,
шт
|
Нормативная численность
рабочих
|
ПС28
|
110
|
36
|
10,2
|
1
|
10,2
|
ПС35
|
110
|
27
|
10,2
|
1
|
10,2
|
ПС29
|
35
|
12
|
11,64
|
1
|
11,64
|
Итого
|
|
|
|
|
32,04
|
Средняя удельная численность персонала ПС
Корректировка
расчетной нормативной численности в соответствии с условиями эксплуатации
(коэффициент К1 выбираем по [3],), объемом работ (коэффициент К2
выбираем по[3],)
Корректировка
численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции
Корректировка
численности персонала по оперативному и техническому обслуживанию ЛЭП.
Общая
численность персонала сети:
5. Расчёт себестоимости передачи и распределения
электрической энергии
электроэнергия
себестоимость станция шина
Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергии
производится по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением
затрат на топливо и воду. Кроме того, передача и распределение электрической
энергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и при
трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом передачи, то их
стоимость включается в состав ежегодных издержек.
Исети=Иэкспл+Ипот
Иэкспл - суммарные затраты электро-сетевых хозяйств на
ремонтно-эксплуатационное обслуживание.
Иэкспл=Иа+Иоб.рем.
Иа - ежегодные издержки на амортизацию;
Иоб.рем - издержки на обслуживание и ремонт;
Ипот - суммарная стоимость потерь электроэнергии в сети.
На предпроектной станции расчет затрат электро-сетевых хозяйств можно
вести по укрупненным показателям. Затраты на амортизацию.
Иа=Hа вл/100∙Квл+Hа пс/100∙Кпс=2/100∙393430+3,5/100∙184480=14325,4
тыс.руб.
Hа
вл=2%;
Hа
пс=3,5%;
Квл, Кпс - капитальные вложения для ЛЭП и ПС,
тыс.руб
Затраты на обслуживание и ремонт.
Иоб.рем.=
=0,8%;
=5,9% -
для 110 кВ;
=4,9% -
для 220 кВ и выше.
Стоимость
потерь электроэнергии в сетях
Ипот=∆Wпот∙Тпот∙102=51125∙94,7
∙10-2=48415,38 тыс. руб.
Тпот
- стоимость 1 кВт∙ч потерянной энергии в сети.
В
проекте величина электроэнергии может быть определена:
∆Wпот=
-
относительное значение потерь электроэнергии.
Величина
колеблется в различных системах в значительных
пределах (от 4 - 5% до 14 - 15%) в зависимости от плотности нагрузки,
построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы и других
факторов. Среднее значение % в
последние годы 5% от поступления электроэнергии в сеть.
+20∙5400=1022500
МВт∙ч
Pmaxi
- максимальная нагрузка потребителя, МВт∙ч;
Tmaxi
- число часов использования максимальной нагрузки, ч/год.
Суммарные
ежегодные издержки на передачу и распределение электроэнергии по сети
Исети=Иа+Иоб.рем+Ипот=14325,4+14031,76+48415,38
=76772,54 тыс. руб.
Себестоимость
передачи электроэнергии по сети
Sпер=Исети/Wпотр.отп.= 76772,54 ∙103∙102/1022500∙103=7,51
коп/кВт ч
Таблица
8.
Наименование затрат
|
Затраты Тыс.руб/год
|
Затраты на 1 кВт∙ч.,коп.
|
Структура себестоимости, %
|
1 Затраты на амортизацию
|
14325,4
|
1,4
|
18,66
|
2 Затраты на обслуживание и
ремонт
|
14031,76
|
1,37
|
18,28
|
3 Стоимость потерь электрической
энергии в сетях
|
48415,38
|
4,74
|
63,06
|
Итого
|
76772,54
|
7,51
|
100
|
6. Сетевой график ремонта турбогенератора ГРЭС
Таблица 9 Сетевой график экспериментальной установки
Код
|
Наименование работ
|
t
|
0-1
|
Вытеснение водорода,
определение утечек
|
3
|
0-2
|
Проточка контактных колец
|
47
|
1-2
|
Логическая связь
|
0
|
2-3
|
Разборка генератора со
снятием щитов
|
73
|
2-4
|
Разборка и выемка
газоохладителей
|
126
|
3-6
|
Электрические испытания
обмоток
|
38
|
3-8
|
Ревизия масляных
уплотнителей
|
97
|
4-5
|
Разборка и чистка
газоохладителей
|
156
|
5-7
|
Сборка охладителей для
опрессовки
|
48
|
6-9
|
Подготовка и вывод ротора
|
7
|
7-10
|
Опрессовка охладителей
|
124
|
8-14
|
Реконструкция и установка
вкладышей масляных уплотнителей
|
91
|
9-11
|
Ревизия бандажей и
расклиновка ротора
|
75
|
9-12
|
Уборка приспособлений для
вывода ротора
|
20
|
10-16
|
Реконструкция и установка
газоохладителей в генератор
|
190
|
11-13
|
Подготовка работы к
опрессовке ротора
|
91
|
12-15
|
Ревизия обмотки ротора
|
255
|
13-17
|
Опрессовка ротора
|
70
|
14-19
|
Проверка сопрягаемых
деталей и масляных уплотнителей
|
91
|
15-16
|
Ревизия активной стали и
расклиновка пазов
|
47
|
16-18
|
Подготовка к опрессовке
генератора
|
47
|
17-20
|
Электрические испытания
ротора
|
27
|
18-21
|
Опрессовка статора
генератора
|
27
|
19-28
|
Подготовка масляных
уплотнений к сборке
|
70
|
20-22
|
Подготовка ротора к заводке
|
70
|
21-22
|
Разборка наружных щитов
|
47
|
22-23
|
Разборка преспособлений
,заводка ротора
|
40
|
23-24
|
Разборка генератора для
предварительной центровки
|
27
|
24-25
|
Электрические испытания
обмотки статора после ремонта
|
47
|
25-26
|
Предварительная центровка
ротора
|
47
|
26-27
|
Сборка генератора для
окончательной центровки
|
27
|
27-28
|
Окончательная центровка
ротора
|
47
|
28-29
|
Окончательная сборка
генератора
|
76
|
29-30
|
Опрессовка генератора
|
27
|
30-31
|
Сборка щёточного аппарата
|
27
|
31-32
|
Проверка защиты генератора
|
11
|
Таблица 10 Расчёт сетевого графика аналитическим методом
Код
|
T
|
РН
|
РО
|
ПО
|
ПН
|
R
|
r
|
0-1
|
3
|
0
|
3
|
47
|
44
|
44
|
0
|
0-2
|
47
|
0
|
47
|
47
|
0
|
0
|
0
|
1-2
|
0
|
3
|
3
|
47
|
47
|
44
|
44
|
2-3
|
73
|
47
|
120
|
324
|
251
|
204
|
0
|
2-4
|
126
|
47
|
173
|
173
|
47
|
0
|
0
|
3-6
|
38
|
120
|
158
|
362
|
324
|
204
|
0
|
3-8
|
97
|
120
|
217
|
795
|
698
|
578
|
0
|
4-5
|
156
|
173
|
329
|
329
|
173
|
0
|
0
|
5-7
|
48
|
329
|
377
|
377
|
329
|
0
|
0
|
6-9
|
7
|
158
|
165
|
369
|
362
|
0
|
7-10
|
124
|
377
|
501
|
501
|
377
|
0
|
0
|
8-14
|
91
|
217
|
308
|
886
|
795
|
578
|
0
|
9-11
|
75
|
165
|
240
|
554
|
479
|
314
|
0
|
9-12
|
20
|
165
|
185
|
389
|
369
|
204
|
0
|
10-16
|
190
|
501
|
691
|
691
|
501
|
0
|
0
|
11-13
|
91
|
240
|
331
|
645
|
554
|
314
|
0
|
12-15
|
255
|
185
|
440
|
644
|
389
|
204
|
0
|
13-17
|
70
|
331
|
401
|
715
|
645
|
314
|
0
|
14-19
|
91
|
308
|
399
|
977
|
886
|
578
|
0
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
15-16
|
47
|
440
|
487
|
691
|
644
|
204
|
204
|
16-18
|
47
|
691
|
738
|
738
|
691
|
0
|
0
|
17-20
|
27
|
401
|
428
|
742
|
715
|
314
|
0
|
18-21
|
27
|
738
|
765
|
765
|
738
|
0
|
0
|
19-28
|
70
|
399
|
769
|
1047
|
977
|
578
|
578
|
20-22
|
70
|
428
|
498
|
812
|
742
|
314
|
314
|
21-22
|
47
|
765
|
812
|
812
|
765
|
0
|
0
|
22-23
|
40
|
812
|
852
|
852
|
812
|
0
|
0
|
23-24
|
27
|
852
|
879
|
879
|
852
|
0
|
0
|
24-25
|
47
|
879
|
926
|
926
|
879
|
0
|
0
|
25-26
|
47
|
926
|
973
|
973
|
926
|
0
|
0
|
26-27
|
27
|
973
|
1000
|
1000
|
973
|
0
|
0
|
27-28
|
47
|
1000
|
1047
|
1047
|
1000
|
0
|
0
|
28-29
|
76
|
1047
|
1123
|
1123
|
1047
|
0
|
0
|
29-30
|
27
|
1123
|
1150
|
1150
|
1123
|
0
|
0
|
30-31
|
27
|
1150
|
1177
|
1177
|
1150
|
0
|
0
|
31-32
|
11
|
1177
|
1188
|
1188
|
1177
|
0
|
0
|
Список используемой литературы
1 Справочник
по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией С.С. Рокотяна и
И.М. Шапиро Москва, Энергоатомиздат, 1985 г.
Методические
рекомендации по расчёту среднегодовых технико-экономических показателей КЭС.
Методические
рекомендации по расчёту среднегодовых технико-экономических показателей работы
электрической сети.
Приложение