ГРЭС-2200 МВт
Согласно задания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении, а автотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения, а также выдачу избыточной мощности в распределительные устройства в режимах нагрузки на среднем напряжении. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов связи, другой может быть перегружен на 40 процентов. В проектируемой электростанции… Читать ещё >
ГРЭС-2200 МВт (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
1. Выбор генераторов
Исходя из установленной мощности ГРЭС-2200МВт принимаем установку генераторного типа ТГВ-500−2У3; ТГВ-200−2У3. Данные генераторов записываем в таблицу 1.1.
Таблица 1.1.
Тип генератора | Частота вращения об/мин | Номинальные значения | Xd`` | Цена, тыс. руб. | ||||
Sном МВ· А | Pном МВт | Uном кВ | cos ? | |||||
ТГВ-500−2У3 | 0.85 | 0.243 | ||||||
ТГВ-200−2У3 | 235,3 | 15,75 | 0,85 | 0,190 | 593,4 | |||
2. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции
В первом варианте рисунок 2.1 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено четыре генератора ТГВ-500−2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединен через блок генератор ТГВ-200−2У3. Во втором варианте рисунок 2.2 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено 3 генератора ТГВ-500−2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединены через блоки генератор ТГВ-500−2У3 и генератор ТГВ-200−2У3.
3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции
1. При выборе блочных трансформаторов для генератора ТГВ-200−2Д надо учесть, что вся мощность генератора должна быть передана в сеть высокого напряжения, гдеSном, Рном. г, cos? — соответственно активная, полная мощность и коэффициент мощности генератора (см. Таблица 1.1.).
Sном.г=235.3=100% Sс. н ==16.73 МВ· А; [3.с. 8. (1.1)]
Определяем номинальную мощность трансформатора, МВ· А;
Sном.тSном.г-Sс.н = 235.3. — 16.73 = 218.57 МВ· А;
2. Выбираем трансформатор для генератора ТВМ-300-У3.
Sном.г = 353 = 100% Sс. н= = 25.13 МВ· А;
Определяем номинальную мощность трансформатора, МВ· А;
Sном.тSном.г-Sс.н = 353 — 25.13 = 327.87 МВ· А;
3. Выбираем трансформатор для генератора ТВФ-120−2У3.
Sном.г = 125 = 100% Sс. н = = 8.9 МВ· А;
Определяем номинальную Sном.тSном.г — Sс. н = 125 — 8.9 = 133.9 МВ· А;
мощность трансформатора, МВ· А;
По справочной литературе выбираем трансформаторы, и все данные вносим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1.
№ | Тип | Мощность МВ· А | Напряжение | Потери кВт | Напряжение к.з. Uк, % | |||
ВН | НН | Pхх | Pкз | |||||
ТДЦ-250 000/220 | 13.8; | |||||||
ТДЦ-250 000/110 | 13.8; | 10.5 | ||||||
ТДЦ-400 000/220 | 15.75; | |||||||
ТДЦ-200 000/110 | 10.5; | 10.5 | ||||||
Согласно задания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении, а автотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения, а также выдачу избыточной мощности в распределительные устройства в режимах нагрузки на среднем напряжении. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов связи, другой может быть перегружен на 40 процентов.
Расчетный переток мощности через автотрансформатор связи определяют по формуле
Sрасч =; [3.с. 13. (1.4)]
Выбираем автотрансформаторы связи на ГРЭС, структурные схемы вариантов I и II показаны на рисунке 2.1. и 2.2. на станции установлен генератор по 100 МВт, cos? =0.8, нагрузка на среднем напряжении 110кВ Pmax = 150 MBт; Pmin = 120 MBт; cos? = 0.93. Вся остальная мощность выдается в сеть 220 кВ.
Подсчитываем реактивные составляющие мощностей.
Qc.max = Pc. max · tg? = 150 · 0.394 = 59.1 МВар;
Qc.min = Pc. min · tg? = 120 · 0.394 = 47.28 МВар;
Qном.г = Pном. г · tg? = 100 · 0.75 = 75 МВар;
Расход на собственные нужды
Pс.н.max = = 8 МВт;
Qс.н.max =Pс.н.max · tg? = 8 · 0.75 = 6 МВар;
Определяем расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.
I вариант (рис. 2.1.)
Sрасч 1 = = 58.83 МВ· А;
Sрасч 2 = = 35.44 МВ· А;
Рассчитываем нагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.
Sав. = = 161.22 МВ· А;
Выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле.
Sном.АТ МВ· А; Sном. АТ = 115.15 МВ· А Подсчитываем реактивные составляющие мощностей для II варианта.
Qном.г = Pном. г · tg? = 200 · 0.62 = 124 МВар;
Определяем расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.
II вариант (рис. 2.2.)
Sрасч 1 = = 35.12 МВ· А;
Sрасч 2 = = 100.92 МВ· А;
Рассчитываем нагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.
Sав. = = 161.22 МВ· А;
Выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле.
Sном.АТ = 115.15 МВ· А В первом и втором случае выбираем два автотрансформатора по 125МВ· А ;
2 125 000/220/110. По справочной литературе выбираем автотрансформаторы, и все данные вносим в (Таблицу 3.2).
Таблица 3.2
Тип | Мощность МВ· А | Напряжение кВ | Потери кВт | Напряжение к.з. Uк.% | ||||||
ВН | СН | НН | Pх | Pк | Uк. в-с | Uк. в-н | Uк. с-н | |||
АТДЦТН; 125 000/220/110 | 6.3; | |||||||||
4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой станции
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:
З = pн · К + И
где pн — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0.12;
К — капиталовложения на сооружения электроустановки, тыс. р; И — годовые эксплутационные издержки, тыс. р.год.
Вторая составляющая расчетных затрат — годовые и эксплутационные издержки — определяется по формуле: И = [4.§ 5.1.7.с. 327 (5.11)] где pa, po — отчисления на амортизацию и обслуживание, %;? — стоимость 1 кВт · ч.
Произведем технико-экономическое сравнение структурных схем ГРЭС, приведенных на рисунке 2.1 и 2.2.
На ГРЭС установлены (рис. 2.1) 6 генераторов 5 ТГВ-200−2Д; 1 ТВФ-120−2У3; на (рис. 2.2) 3 ТВМ-300-У3; 1 ТГВ-200−2Д; в блоке с трансформаторами ТДЦ-250 000/220 (Pхх = 130 кВт. Pкз = 660 кВт.) ТДЦ-250 000/110 (Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) ТДЦ-400 000/220 (Pхх = 280кВт. Pкз = 870 кВт.) ТДЦ-200 000/110 (Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) Тмах = 8234 ч.
Вся остальная мощность выдается в систему по линиям 220кВ. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов: I вариант (рис. 2.1)
АТДЦТН-125 000/220/110 (Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). II вариант (рис 2.2) АТДЦТН-125 000/220/110 (Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). Составляем таблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.
Таблица 4.1.
Оборудование | стоимость единицы, тыс. руб. | варианты | ||||
I вариант (рис. 2.1) | II вариант (рис. 2.2) | |||||
Колич. един. шт. | Общая стоимость тыс. руб. | Колич. един. шт. | Общая стоимость тыс. руб | |||
Генератор ТГВ-200−2Д | 593.4 | 593.4 | ||||
Генератор ТВФ-120−2У3 | ; | ; | ||||
Генератор ТВМ-300-У3 | ; | ; | ||||
Блочный трансформатор ТДЦ-250 000/220 | ; | |||||
Блочный трансформатор ТДЦ-250 000/110 | ; | ; | ||||
Блочный трансформатор ТДЦ-400 000/220 | ; | ; | ||||
Блочный трансформатор ТДЦ-200 000/110 | ; | ; | ||||
Автотрансформатор АТДЦТН; 125 000/220/110 | ||||||
Ячейки ОРУ-110кВ | ||||||
Ячейки ОРУ-220кВ | ||||||
ИТОГО | 5714,4 | |||||
ИТОГО с учетом удорожания | К 266 243 | К 265 714,4 | ||||
Для определения времени максимальных потерь используем годовой график. (Рис. 4.1.)
Рис. 4.1.
Определяем продолжительность каждой ступени.
Т1 = 365· 3 = 1095 ч. Т2 = 365· 10 = 3650 ч. Т3 = 365· 5 = 1825 ч. Т4 = 365· 1 = 365 ч.
Т5 = 365· 5 = 1825 ч.
Определяем мощность каждой ступени при Pмах = 150 МВт.
P =; P1 = =150 МВт; P2 = =144 МВт;
P3 = =138 МВт; P4 = =136.5 МВт; P5 = =133.5 МВт.
Определяем продолжительность использования максимальной нагрузки.
Тмах = = = 8234 ч.
Находим время максимальных потерь по графику [4.с. 328. (рис. 5.5)].
при cos? = 0.93; ?в = ?с= ?н = 8000 ч.
Определяем потери в блочных трансформаторах для первого варианта.
; [4.с. 328 (5.13)] = 5.07· 106 кВт· ч.
= 3.35· 106 кВт· ч.
Так как трансформаторов несколько необходимо найти общие потери.
; = 5 · 5.07 = 25.35· 106; = (25.35+ 3.35)· 106 = 28.7 · 106 кВт· ч.
Определяем потери в автотрансформаторе.
; [4.с. 328. (рис. 5.14)].
= 4.56· 106 кВт· ч.
Так как автотрансформатора два, тогда =2 · =2 · 4.56· 106 = 9.12· 106 кВт· ч.
Определяем суммарные годовые потери.
= (9.12+28.7)· 106 = 37.82· 106 кВт· ч.
Определяем годовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;
? = 65 коп/кВт· ч.
И1 = · 26·6243+68 (37.82· 106)·10-5 = 39 352.4 тыс. руб.
Определяем приведенные затраты.
З1 = 0.12 · 26 · 6243+39 352.4 = 58 830.56 тыс. руб.
Определяем потери в блочных трансформаторах для второго варианта.
= 4.68· 106 кВт· ч.
= 6.94· 106
Так как трансформаторов несколько необходимо найти общие потери.
; = 3 · 6.94 = 20.82· 106; = (20.82+ 4.68)· 106 = 25.5 · 106 кВт· ч.
Определяем потери в автотрансформаторе.
= 4.56· 106 кВт· ч.
Так как автотрансформатора два, тогда =2 · =2 · 4.56· 106 = 9.12· 106 кВт· ч.
Определяем суммарные годовые потери.
= (9.12+25.5)· 106 = 34.62 кВт· ч.
Определяем годовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;
? = 65 коп/кВт· ч.
И2 = · 26·5714.4+68 (34.62· 106)·10-5 = 36 021.84 тыс. руб.
Определяем приведенные затраты.
З2 = 0.12 · 26 · 5714.4+36 021.84 = 53 850.74 тыс. руб.
ЗI > ЗII ;
Вариант II Рис. 2.2. экономичнее первого на значит, выбираем II вариант.
5. Расчёт токов короткого замыкания
Выполняем расчет токов к.з. для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей, и проверке их на термическую и динамическую стойкость.
1. Составляем расчетную схему.
Рис. 5.1.
Параметры отдельных элементов:
Система: Sс1 = 2280 МВ· А; Хс* = 0.02; L1−4 — 270 км;
Генераторы: G1 = G2 = G3 — ТВМ-300-У3 Sном = 353 МВ· А;
Х?d = 0.203; G4 — ТГВ-200−2Д; Sном = 235.3 МВ· А; Х? d = 0.185;
Трансформаторы: Т1 = Т2 = Т3 — ТДЦ-400 000/220; Sном = 400МВ· А;
Uк% = 11; Т4 — ТДЦ-250 000/110; Sном = 250 МВ· А; Uк% = 10,5;
Автотрансформаторы: АТ1 = АТ2 — АТДЦТН — 125 000/220/110;
Sном = 125 МВ· А; Uк. в-с% = 11; Uк. в-н% = 45; Uк. с-н% = 28;
Расчёт ведём в относительных единицах. Для дальнейших расчётов принимаем Sб = 1000 МВ· А. Знак (*) опускаем для упрощения записи.
Сопротивление генераторов вычисляем по формуле:
; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
Сопротивление трансформаторов вычисляем по формуле:
; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
; ;
Так как сопротивление автотрансформаторов Х12, Х14, примерно равны нулю, то можно их не учитывать.
[4. с. 100 (Т.3.3.)]
Определяем сопротивление каждой обмотки:
;
Определяем сопротивление линии по формуле;
; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
;
Определяем сопротивление энергосистемы по формуле:
; [4. с. 104 (Т.3.4.)]
;
Сводим данные и дальнейшие расчёты в таблицу 5.1.
Проводим расчёт токов короткого замыкания для точки К2 используя рис. 5.5. и рис. 5.6.
Дальнейший расчёт ведём в таблице 5.1.
Таблица 5.1.
Точки короткого замыкания | К1 | К2 | ||||
Источники | С | G1, G2, G3 | G4 | С, G1, G2, G3 | G4 | |
Базовая мощность Sб МВ•А | ||||||
Среднее напряжение Uср, кВ | ||||||
Ном. Мощность источников Sном, МВ•А | 353+353+ +353=1059 | 235,3 | 2280+1059= =3339 | 235,3 | ||
Хрез | 0.518 | 0.282 | 1.764 | 0.742 | 1.204 | |
кА | ||||||
Е | 1,13 | 1,13 | 1,13 | 1,13 | ||
кА | ||||||
кА | ||||||
In.o /ном | 4.82/5.7=0.84 | 10.½.7=3.74 | 1.6/0.59=2.71 | 7.6/16.7=0.45 | 4.65/1.2=3.8 | |
с | 0.01+0.08=0.09 | 0.01+0.08=0,09 | 0.01+0.08=0.09 | 0.01+0.08=0,09 | 0.01+0.08=0.09 | |
0.95 | 0.75 | 0.65 | ||||
Ку | 1.717 | 1.975 | 1.985 | 1.975 | 1.985 | |
Та | 0.03 | 0.392 | 0.546 | 0.392 | 0.546 | |
кА | 1.4•4.82•1,717= =11.58 | 1.4•10.1•1.975= =27.92 | 1.4•1.6•1.985= =4.45 | 1.4•7.6•1.975= =21.01 | 1.4•4.65•1.985= =12.92 | |
0.049 | 0.8 | 0.85 | 0.79 | 0.85 | ||
кА | 1.4•4.82•0.049= =0.33 | 1,4•10.1•0.8= =11.31 | 1.4•1.6•0.85= =1.9 | 1,4•7.6•0.79= =8.4 | 1.4•4.65•0.85==5.53 | |
кА | 1•4.82=4.82 | 0.95•10.1=9.59 | 0.75•1.6=1.2 | 1•7.6=7.6 | 0,65•4.65=2.6 | |
Составляем сводную таблицу результатов из таблицы 5.1. в таблицу 5.2. и определяем суммарные токи короткого замыкания;
Таблица 5.2.
Точка КЗ | Uср; кВ | Источники | In.o; кА | Iу; кА | In.?; кА | Iа?; кА | |
К1 | С G1, G2, G3 G4 | 4.82 10.1 1.6 | 11.58 27.92 4.45 | 4.82 9.59 1.2 | 0.33 11.31 1.9 | ||
Суммарные токи | 16.52 | 43.95 | 15.61 | 13.54 | |||
К2 | С, G1, G2, G3 G4 | 7.6 4.65 | 21.01 12.92 | 7.6 2.6 | 8.4 5.53 | ||
Суммарные токи | 12.25 | 33.93 | 10.2 | 13.93 | |||
6. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепи 220 кВ
Выбор выключателей и разъединителей:
Определяем расчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератора — трансформатора определяется по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3
(Sном = 353 МВ· А);
; [8. с. 223. (4−3)]
А;
Расчётные токи короткого замыкания принимаем по таблице 5.2., с учётом того, что все цепи проверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкость определяется по формуле кА2•с; [8. с. 225. (4−8)]
Выбираем выключатель серии ВМТ — 220Б — 20/1000 и разъединитель серии РДЗ — 220/1000.
Дальнейший расчёт проводим в таблице 6.1.
Таблица 6.1.
Расчётные данные | Каталожные данные | ||
Выключатель ВМТ — 220Б — 20/1000 | Разъединитель РДЗ — 220/1000 | ||
Uуст = 220 кВ | Uном = 220 кВ | Uном = 220 кВ | |
Iмах = 887А | Iном = 1000 А | Iном = 1000 А | |
In. = 15.61 кА | Iоткл = 20 кА | ••• | |
iу = 43.95 кА | Iдин = 52 кА | Iдин = 100 кА | |
Iа. = 13.54 кА | ••• | ||
Вк = 141 кА2•с | |||
Выбор шин:
Выбираем сборные шины 220 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3; А.
Принимаем провод серии АС 500/27; д = 500 мм2; Iдоп = 960 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 500 см.
Токоведущие части выполняются гибким проводниками, сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1 [А/мм2].
qэ = мм2; Принимаем 2? АС 500/27; d = 29.4мм2;
Iдоп = 2•960 = 1920 А; Iмах = 887 А < Iдоп = 1920 А;
Выбор изоляторов:
На стороне 220 кВ согласно ПУЭ [5.с. 45 (Т.2−4)] принимаем к установке подвесные изоляторы типа ПС12 — А по 12 изоляторов в гирлянде.
Выбор трансформаторов тока и напряжения:
Сборные шины 220 кВ выполняются гибкими проводами, поэтому трансформаторы тока и напряжения устанавливаются открыто. Предварительно принимаем к установке трансформаторы тока типа ТФЗМ — 220 — У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки.
Таблица 6.2.
Прибор | ТИП | Нагрузка фаз, В•А | |||
А | В | С | |||
Амперметр | Э — 335 | 0.5 | 0,5 | 0.5 | |
Ваттметр | Д — 335 | 0.5 | ••• | 0.5 | |
Варметр | Д — 335 | 0.5 | ••• | 0.5 | |
Счётчик активной энергии | САЗ-И674 | 2.5 | ••• | 2.5 | |
Счётчик реактивной энергии | САЗ-И681 | 2.5 | ••• | 2.5 | |
ИТОГО: | 6.5 | 0,5 | 6.5 | ||
Из таблицы видно, что наиболее загружены фазы, А и С. Рассчитываем общее сопротивление
; ОМ; Ом;
Допустимое сопротивление проводов: RПР = R2НОМ-Rприб-RК=1.2−0.26−0.1=0.84 Ом;
Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НКФ — 58 — У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения (Таблица 6.3.)
Таблица 6.3.
Прибор | ТИП | Мощ. Одн. Об. ВА | Число обмоток | cos? | sin? | число | Потреб.мощн. | ||
Р, ВТ | Q, Вар | ||||||||
Ваттметр | Д — 395 | 1.5 | ; | ||||||
Варметр | Д — 395 | 1.5 | ; | ||||||
Счётчик активной энергии | САЗ-И674 | 0.38 | 0.925 | ||||||
Счётчик реактивной энергии | САЗ-И681 | 0.38 | 0.925 | ||||||
Вольтметр | Э — 335 | ; | |||||||
Частотомер | И — 397 | ; | |||||||
Вольтметр | Н — 394 | ; | |||||||
Ваттметр | И — 395 | ; | |||||||
Синхроноскоп | Э — 327 | ; | |||||||
Итого | |||||||||
Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения НКФ — 58 — У1.
В•А; S2=202.25 В•А < SНОМ=400 В•А.
Принимаем к установке трансформатор напряжения НКФ220 — 58 — У1.
7. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд
В проектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочных электростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. Исходя из количества блоков на станции выбираем к установке четыре рабочих и два резервных трансформатора собственных нужд.
1. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 353 МВт. Sт. сн =
Sт.сн= = 25 МВ· А; На блоках мощностью 353МВт. устанавливаются трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС-25 000/35. [6.С. 130 (Т3.4)]
2. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 235.3
Sт.сн= = 16 МВ· А; На блоках мощностью 235МВт. устанавливаются трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС-16 000/20. [6.С. 130 (Т3.4)]
Мощность пуско резервных трансформаторов собственных нужд определяется по формуле.
1. Sпртсн 1.5 · Sт. сн Sпртсн = 40000Sт. сн 1.5 · 25 000 = 40 000/35
2. Sпртсн 1.5 · Sт. сн Sпртсн = 25000Sт. сн 1.5 · 16 000 = 25 000/20
Третий ПРТСН остается в холодном резерве.
8. Выбор и обоснование схем распределительных устройств
Согласно норм технологического проектирования при числе присоединений на стороне шин РУ-220Кв. равным девяти применяется схема двумя рабочими и обходной системой шин. На стороне шин РУ-110Кв. при числе присоединений равным семи принимаем схему двумя рабочими и обходной системой шин.
9. Описание конструкции распределительного устройства
ОРУ. — 220Кв. Выполнено по схеме двумя рабочими и обходной системой шин. сборные шины выполнены проводами АС 500/27. К сборным шинам подключены трансформаторы напряжения НКФ — 58 — У1. Для питания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока ТФЗМ — 220 — У1.
Достоинства заключаются в том что схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Также расматриваемея схема является гибкой и достаточно надежной.
Недостатки схемы является то что при отказе одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линии, присоединенных к данной системе шин, отключаются все присоединения. Большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.
генератор электростанция трансформатор блочный
1. Программа действий по повышению надежности ЕЭС России. «ЭНЕРГЕТИК». — 2006 № 3.
2. Справочные данные для курсовых и дипломных работ по электрооборудованию -2003 г.
3. Методические указания к выполнению курсового проекта по предмету «электрооборудование станций и подстанций».
4. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. «электрооборудование станций и подстанций». — 2-е изд., 2005. — 448 с.
5. «Правила устройства электроустановок» 6-е изд., переработал и дополнил: Энергоатомиздат, 1989.-648 с.
6. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. электрическая часть электростанций и подстанций (справочные материалы). — 4-е изд., переработал и дополнил: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.