Технико-экономическое обоснование выбора варианта электроснабжения установки стабилизации нефти

ФГОУ СПО «Салаватский индустриальный колледж»

Курсовая работа

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВАРИАНТА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

УСТАНОВКИ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Выполнил Первов Р.Г.

Проверил Данилова Г.А.

2008

Содержание

Введение

1. Характеристика производственного объекта

2. Технико-экономическое обоснование выбора числа и мощности трансформаторов

3. Организация производства

3.1 Расчёт планового баланса рабочего времени одного рабочего

3.2 Расчёт численности электротехнического персонала 14

3.3 Расчёт годового фонда заработной платы электротехнического персонала

4. Расчёт затрат на потребление и преобразование электроэнергии

5. Расчёт технико-экономических показателей установки

Список используемой литературы

Введение

Стабилизация нефти -- это удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. Стабилизация нефти осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях.

Технико-экономические расчёты выполняются для выбора:

- трасс и способов прокладки электросетей с учётом коммуникаций энергохозяйства в целом;

- наиболее рациональной схемы электроснабжения цеха и предприятия в целом;

- экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов цеховых подстанций.

При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения должны соблюдаться следующие условия сопоставимости вариантов:

- технические, при которых могут сравниваться только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов;

- экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведётся применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники, с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов.

Назначением энергетического хозяйства современного производства является обеспечение бесперебойного электроснабжения предприятий всеми видами энергии и энергоносителей, установленных параметров при наименьших затратах.

Главные задачи энергетического хозяйства:

- обеспечение бесперебойного снабжения предприятия в целом и его подразделений всеми видами топлива и энергии, своевременное распределение и подача энергии к рабочим местам;

- эффективное использование и экономное расходование в процессе производства топлива и энергии, а также надзор за энергетическими установками и сетями;

- рациональная эксплуатация энергетического оборудования, его ремонт и обслуживание;

- преобразование электрической энергии и подготовка её к использованию.

Проблема обеспечения электрической энергией многих отраслей народного хозяйства становиться всё более актуальной.

Рациональное, экономное использование энергоресурсов является одним из главных резервов повышения эффективности производства. Основные направления, пути рационализации потребления топлива и энергии на предприятии:

- правильный выбор энергоносителей, замена одних энергоносителей другими;

- ликвидация прямых потерь топлива и энергии в сетях, трубопроводах, энергетическом и технологическом оборудовании;

- использование вторичных энергоресурсов: топлива, тепла, различных видов энергии;

- совершенствование технологии и организации производства.

Энергохозяйство имеет важное значение в производственной инфраструктуре, особенно в энергоёмких производствах. Это связано с необходимостью систематического анализа расхода топлива и энергии, бесперебойного снабжения, рационального использования сырьевых, топливно-энергетических и других материальных ресурсов.

1. Характеристика производственного объекта

Стабилизация нефти называется удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. Стабилизация нефти осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях. В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1 -2%. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть - на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В установке стабилизации нефти исходная нефть нагревается в теплообменниках до 200-250 °С и поступает в ректификационную колонну (давление 0,2-0,5 Мн/м3), из которой отводятся углеводородные газы и пары лёгкого бензина (газовый бензин) в конденсатор-холодильник, а затем поступают в газосепаратор, откуда несконденсированные газы направляются на ГПЗ, а жидкая фаза частично возвращается в ректификационную колонну для орошения. Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8-1,2 Мн/м3). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу - сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в ёмкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются соответственно стабильная нефть и бензин. Для более полного отбора лёгких фракций колонны снизу нагревают.

Характер окружающей среды взрывоопасный. Здание установки стабилизации нефти кирпичное с элементами в виде железобетонных конструкций. По надёжности электроснабжения приёмники электроэнергии относятся к 1, 2, 3 категории, поэтому их питание осуществляется от двух независимых источников питания.

Электроснабжение приемников электроэнергии установки стабилизации нефти осуществляется от отдельностоящей комплектной двухтрансформаторной подстанции. 10/0,4 кВ для наружной установки (КТПН) закрытого исполнения. Подстанция кирпичная с элементами железобетонных конструкций.

2. Технико-экономическое обоснование выбора числа и мощности трансформаторов

Целью расчёта является выбор оптимального варианта числа и мощности трансформаторов по технико-экономическому обоснованию.

Исходные данные:

- преобладающим является число электроприёмников 1 и 2 категории электроснабжения 65% от общего числа электроприёмников;

- двухтрансформаторная подстанция - ТП 10/0,4кВ;

- максимальная нагрузка на стороне 0,4кВ Smax.0.4=1715кВА;

- стоимость электроэнергии С0 =1,27руб.; [5]

- коэффициент допустимой перегрузки в аварийном режиме Kд..п.= =1,4; [12]

- коэффициент потерь Кэк=0,01кВт/кВАР; [12]

- время потерь =4000час.; [12]

- фактическое время работы в год Тг =8760час.;

- коэффициент эффективности капитальных вложений Ен=0,15;

- технические данные трансформаторов приведены в таблице 1 [12].

Таблица 1 -- Технические данные трансформаторов

Преобладающим является число электроприёмников 1 и 2 категории электроснабжения (ПЭ=65%), поэтому выбирается двухтрансформаторная подстанция.

Намечается два варианта:

Вариант А: два трансформатора мощностью 1000кВА;

Вариант Б: два трансформатора мощностью 1600кВА;

Определяется коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке по формуле:

(1)

где Sм - максимальная нагрузка трансформатора, кВА;

n - число трансформаторов в подстанции;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Вариант А:

Вариант Б:

Определяется допустимая перегрузка в аварийном режиме, кВА по формуле:

(2)

где Кд.п. - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора в аварийном режиме;

Sн.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Вариант А:

Вариант Б:

Определяется возможность работы трансформатора в аварийном режиме по формуле:

 (3)

где - процентное содержание электроприёмников 1 и 2 категории, %;

Sн.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Вариант А:

Вариант Б:

Оба варианта обеспечивают надёжное электроснабжение, как в нормальном, так и в аварийном режимах.

Определяются капитальные затраты, руб. по формуле:

(4)

где n - число трансформаторов в подстанции;

Ктр. - стоимость одного трансформатора, руб. [13]

Вариант А:

Вариант Б:

Определяются приведённые потери, кВтчас по формуле:

(5)

где - потери холостого хода, кВт;

- коэффициент потерь;

- ток холостого хода от номинального, %;

Sн.т. - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Тг - фактическое время работы в год, час.;

Кз.т. - коэффициент загрузки трансформатора;

- потери короткого замыкания, кВт;

- время потерь, час.;

n - число трансформаторов в подстанции.

Вариант А:

Вариант Б:

Определяется стоимость потерь электроэнергии, руб. по формуле:

(6)

где С0 - стоимость электроэнергии, руб. [5];

- приведённые потери, кВтчас.;

Вариант А:

Вариант Б:

Определяются амортизационные отчисления, руб. по формуле:

(7)

где На - норма амортизационных отчислений, 6,3% [4];

К - капитальные затраты, руб.

Вариант А:

Вариант Б:

Определяются годовые эксплуатационные расходы, руб. по формуле:

(8)

где Са - амортизационные отчисления, руб.;

Сn - стоимость потерь электроэнергии, руб.

Вариант А:

Вариант Б:

Определяются приведённые затраты, руб. по формуле:

(9)

где С - годовые эксплуатационные расходы, руб.;

Ен - коэффициент эффективности капитальных вложений;

К - капитальные затраты, руб.

Вариант А:

Вариант Б:

Таблица 2 - Результаты расчёта

Окончательно принимаются к установке два силовых трансформатора типа ТМ 1000/10, так как и с экономической точки зрения это будет выгоднее, чем ТМ 1600/10.

3. Организация производства

Целью расчёта является определение: количества дней и часов, которые должен отработать один рабочий за год, численности электромонтёров по ремонту и обслуживанию электрооборудования, годового фонда заработной платы электромонтёров по ремонту и обслуживанию электрооборудования установки.

Исходные данные:

- календарные дни - 365;

- выходные дни - 104;

- праздничные дни - 16;

- планируемые невыходы на работу - 3 дня;

- годовая трудоёмкость ремонта и обслуживания;

- часовая тарифная ставка: для ремонтного персонала - 37,07 руб.;

для оперативного персонала - 44 руб;

- размер премии 40%.

3.1 Расчёт планового баланса рабочего времени одного рабочего

Для определения численности рабочих необходимо рассчитать количество дней и часов, подлежащих отработке в год одним рабочим. Расчёт планового баланса рабочего времени ведётся с учётом средней продолжительности отпуска, невыходов в связи с выполнением государст венных обязанностей, внутрисменных потерь времени, режима работы установки. Дежурный персонал работает по трёхсменному пятибригадному графику работы. Продолжительность рабочей смены 8 часов. Продолжительность рабочей недели 36 часов. Ремонтный персонал работает в одну смену при пятидневной рабочей неделе. Продолжительность рабочей смены 8 часов. Продолжительность рабочей недели 40 часов. Баланс рабочего времени составляется отдельно в условиях работы непрерывного и прерывного производства. Расчёт оформляется в табличной форме (таблица 3).

Таблица 3 - Плановый баланс рабочего времени одного рабочего

Электромонтёры по ремонту электрооборудования в 2009 году с 8 часовым рабочем днём должны отработать 1695,48 часов, что составляет 213 дней.

Электромонтёры по обслуживанию электрооборудования в 2009 году при пятибригадном графике работы должны отработать 1496 часов, что составляет 187 дня.

3.2 Расчёт численности электротехнического персонала

Расчёт трудоёмкости ремонтных работ на год.

Расчёт оформляется в табличной форме (таблица 4).

Годовая плановая трудоёмкость соответственно текущего, среднего и капитального ремонтов (графы 11, 12, 13 таблица 4) определяется по формуле:

(10)

где tр - трудоёмкость этого вида ремонта для данного диапазона характеристик, челчас. (графы 8, 9, 10 таблица 4);

n - количество единиц оборудования определённого диапазона характеристик (графа 2 таблица 4);

m - количество ремонтов этого вида в плановом году (графы 5, 6, 7 таблица 4).

Суммарная трудоёмкость ремонтов на год (графа 14 таблица 4), челчас. определяется по формуле:

(11)

где , , - годовая плановая трудоёмкость соответственно текущего, среднего и капитального ремонтов, челчас.

Расчёт численности ремонтных рабочих.

Количество ремонтного персонала определяется на основе годового объёма ремонтных работ и эффективного годового рабочего времени одного рабочего, чел. по формуле:

(12)

где - суммарная трудоёмкость ремонтов, челчас.;

- эффективный годовой фонд рабочего времени одного рабочего, час.;

Кн - коэффициент выполнения нормы (Кн=1,1);

Расчёт численности дежурных электриков.

Трудоёмкость работ по техническому обслуживанию ежемесячно на каждую рабочую смену планируется 10% табличной трудоёмкости текущего ремонта всего установленного оборудования (таблица 4) [10].

(13)

где - табличная трудоёмкость текущего ремонта для обслуживания, челчас. (таблица 4, графа 15);

Годовая трудоёмкость будет соответственно в 12 раз больше, челчас. и определяется по формуле:

(14)

где Тоб.см. - трудоёмкость работ по техническому обслуживанию ежемесячно на каждую рабочую смену, челчас;

Определяется численность рабочих по обслуживанию в одну смену, чел. по формуле:

(15)

где Тоб.г. - годовая трудоёмкость по техническому обслуживанию, челчас;

Тм.в. - номинальный годовой фонд рабочего времени одного рабочего, час.;

Кн - коэффициент выполнения нормы (Кн=1,1);

Ремонт и обслуживание электрооборудования осуществляет учас-ток электроцеха. Принимаем одного ремонтного рабочего и одного дежурного рабочего, которые будут обслуживать другие объекты.

3.3 Расчёт годового фонда заработной платы электротехнического персонала

Таблица 5 - Численность электротехнического персонала

Производство непрерывное, так как обслуживание осуществляется в три смены по пятибригадному графику, то явочное число рабочих определяется по формуле:

 (16)

где - численность рабочих по обслуживанию в одну смену, чел.;

nб - число бригад;

Определяем коэффициент перехода от явочной численности к списочной по формуле:

(17)

где Тн.в. - номинальный фонд рабочего времени, час.;

Тэф - эффективный фонд рабочего времени, час.;

Списочное число рабочих определяется по формуле:

(18)

где - явочное число рабочих, чел.;

Кп - коэффициент перехода от явочной численности к списочной;

чел.

Расчёт заработной платы ведётся раздельно для эксплуатационных рабочих и для ремонтных рабочих, так как режим работы, а значит, и размер доплат для дежурных и ремонтных рабочих различны.

Расчет годового фонда заработной платы ремонтного персонала.

Определяется годовой тарифный фонд заработной платы ремонтного персонала, руб. по формуле:

(19)

где Счас - часовая тарифная ставка рабочего четвёртого разряда, руб.;

Тэф - эффективный годовой фонд рабочего времени одного рабочего, час.;

Чр.сп. - списочное число ремонтного персонала, чел.;

руб.

Определяется доплата за вредные условия труда, руб. по формуле:

(20)

где 0,15 - доплата за вредные условия труда в размере 15% тарифной ставки (берется по данным предприятия);

- годовой тарифный фонд заработной платы ремонтного персонала, руб.;

Определяется размер премии, руб. по формуле:

(21)

где Фтар. - годовой тарифный фонд заработной платы ремонтного персонала, руб.;

П - установленный размер премии по действующему положению о премировании на предприятии, 40%;

Определяется фонд заработной платы за отработанное время, руб. по формуле:

(22)

где Фтар. - годовой тарифный фонд заработной платы ремонтного персонала, руб.;

ПР - размер премии, руб.;

руб.

Определяется оплата дней отпуска, руб. (оплата производится из расчёта среднемесячной зарплаты за год) по формуле:

 (23)

где Фотр - фонд заработной платы за отработанное время, руб.;

Тот - продолжительность отпуска, дни (таблица 3);

12 - число месяцев в году;

29,4 - среднее количество календарных дней в месяце;

Определяется оплата дней ученического отпуска, руб. по формуле:

(24)

где Фотр - фонд заработной платы за отработанное время, руб.;

Туч - планируемые затраты рабочего времени на ученические отпуска, дни (таблица 3);

12 - число месяцев в году;

29,4 - среднее количество календарных дней в месяце;

Определяется фонд заработной платы за неотработанное время, руб. по формуле:

(25)

где Оот - оплата дней отпуска, руб.;

Оуч - оплата дней ученического отпуска, руб.;

Определяется доплата по районному коэффициенту, руб. (районный коэффициент составляет 15%) по формуле:

, (26)

где Фотр - фонд заработной платы за отработанное время, руб.;

Фнеотр - фонд заработной платы за неотработанное время, руб.;

0,15 - районный коэффициент;

Определяется годовой фонд заработной платы, руб. по формуле:

(27)

где Фотр - фонд заработной платы за отработанное время, руб.;

Фнеотр - фонд заработной платы за неотработанное время, руб.;

Дрк - доплата по районному коэффициенту, руб.;

Определяется среднемесячная заработная плата одного рабочего, руб./мес. по формуле:

(28)

где Фг - годовой фонд заработной платы, руб.;

Чр.сп - списочное число ремонтного персонала, чел.;

Определяются отчисления на социальные нужды, руб.

В калькуляцию себестоимости продукции включаются отчисления на социальные нужды, которые составляют 26,4% от годового фонда заработной платы [1, 2].

(29)

где Фг - годовой фонд заработной платы, руб.;

Годовой фонд заработной платы ремонтного персонала составляет руб. Учитываются следующие выплаты: тарифный заработок, премиальные доплаты, оплата отпуска основного и дополнительного, оплата ученического отпуска, доплата по районному коэффициенту.

Расчёт годового фонда заработной платы обслуживающего персонала.

Определяется годовой тарифный фонд заработной платы, руб. по формуле (19)

Определяется сумма доплаты за работу в ночное время, руб. [3].

Ночные часы в непрерывном производстве составляют третью часть, доплата за каждый ночной час - 40% от часовой тарифной ставки, руб.

(30)

где Фтар - годовой тарифный фонд заработной платы, руб.;

Определяется доплата за вечерние часы, руб. [3].

На долю вечерних часов приходится 1/3 часть отработанного времени. За каждый вечерний час доплачивается 10% от часовой тарифной ставки, руб.

(31)

где Фтар - годовой тарифный фонд заработной платы, руб.;

Определяется сумма доплаты за работу в праздничные дни, руб. [3] по формуле:

(32)

где Счас - часовая тарифная ставка рабочего четвёртого разряда, руб.;

Тпр. - количество праздничных дней в году (таблица3);

Тсм. - продолжительность смены, часов;

Чоб.яв. - явочное количество рабочих (без подмены), чел. (таблица 5);

Определяется доплата за вредные условия труда, руб. по формуле [3]:

(33)

где 0,15 - доплата за вредные условия труда в размере 15% тарифной ставки (берется по данным предприятия);

- годовой тарифный фонд заработной платы, руб.;

- доплаты за работу в ночное время, руб.;

- доплата за вечерние часы, руб.;

- доплаты за работу в праздничные дни, руб.;

Определяется размер премии, руб. по формуле:

(34)

где Фтар - годовой тарифный фонд заработной платы, руб.;

Дн. - сумма доплаты за работу в ночное время, руб.;

Двеч. - сумма доплаты за вечерние часы, руб.;

- доплата за вредные условия труда, руб.;

П - установленный размер премии по действующему положению о премировании на предприятии, %;

Определяется фонд заработной платы за отработанное время, руб. по формуле:

(35)

где Фтар - годовой тарифный фонд заработной платы, руб.;

Дн. - сумма доплаты за работу в ночное время, руб.;

Двеч. - сумма доплаты за вечерние часы, руб.;

Дпр. - сумма доплаты за работу в праздничные дни, руб.;

- доплата за вредные условия труда, руб.;

ПР - размер премии, руб.;

Определяется оплата дней отпуска, руб. по формуле (22):

Определяется оплата дней ученического отпуска, руб. по формуле (23):

Определяется фонд заработной платы за неотработанное время, руб. по формуле (25):

Определяется доплата по районному коэффициенту, руб. (районный коэффициент составляет 15%) по формуле (26):

Определяется годовой фонд заработной платы, руб. по формуле (27):

Определяется среднемесячная заработная плата одного рабочего, руб./мес. по формуле (28):

Определяются отчисления на социальные нужды, руб. по формуле (29).

В калькуляцию себестоимости продукции включаются отчисления на социальные нужды, которые составляют 26,4% от годового фонда заработной платы [1, 2].

Годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала составляет руб. Учитываются следующие выплаты: тарифный заработок, доплату за ночные, вечерние, праздничные часы, переработка часов по графику, премиальные доплаты, оплата отпуска основного и дополнительного, ученического отпуска, доплата по районному коэффициенту.

4. Расчёт затрат на потребление и преобразование электроэнергии

Целью расчёта является определение затрат на один кВтчас потреблённой электроэнергии.

Исходные данные:

- максимальная активная мощность 4341,2 кВт;

- количество часов использования максимальной нагрузки за год - 8100 часов;

- собственные расходы 15%.

Определяется количество электроэнергии, потребляемое установкой на различные цели, кВтчас по формуле:

(36)

где КПДсети - коэффициент полезного действия кабельной сети принимается 0,97-0,98;

КПДэл.дв. - коэффициент полезного действия электродвигателей принимается 0,85;

Тmax - количество часов использования максимальной нагрузки в год, часов;

Рmax - максимальная нагрузка, кВт.

Определяется сумма платы за потреблённую электроэнергию по двухставочному тарифу, руб. по формуле:

 (37)

где а - плата за 1 кВт максимальной нагрузки в месяц в зависимости от питающего напряжения, руб. (а=395,3 руб.), [5]

в - плата за 1 кВтчас потреблённой электроэнергии нагрузкой в зависимости от питающего напряжения, руб. (в=1,27 руб.), [5]

Определяется средний тариф за 1 кВтчас потреблённой электроэнергии цехом, руб. по формуле:

(38)

где Па - сумма платы за потреблённую электроэнергию по двухставочному тарифу, руб.;

Wэ - количество электроэнергии, потребляемое установкой на различные цели, кВтчас;

Определяются затраты, связанные с потреблением и преобразованием электроэнергии, руб. по формуле:

, (39)

где 15 - собственные расходы по электрохозяйству, %;

Определяются затраты на 1 кВтчас, руб. по формуле:

(40)

где Зээ - затраты, связанные с потреблением и преобразованием электроэнергии, руб.;

Wэ - количество электроэнергии, потребляемое установкой на различные цели, кВтчас;

Затраты на один кВтчас на установке стабилизации нефти составляют 2,06 рублей, в том числе:

- плата энергосистеме - 1,75 руб.

- собственные расходы по энергохозяйству - 0,31 руб.

5. Расчёт технико-экономических показателей установки

Таблица 6 - Технико-экономические показатели

В результате технико-экономического расчёта были сделаны следующие выводы:

- из двух рассматриваемых вариантов установки силовых трансформаторов Sн.т. =1000 кВА и Sн.т. =1600 кВА были приняты к установке два трансформатора Sн.т. =1000 кВА питающие подстанцию;

- из расчёта планового баланса рабочего времени одного рабочего видно, что рабочий из числа ремонтного персонала в 2009 году должен отработать 1695,48 часов, что составляет 213 дней, а рабочий из числа дежурного персонала - 1496 часов и соответственно 187 дней;

- годовой фонд заработной платы ремонтного персонала составил 126264,86 руб., обслуживающего персонала составил 968172,143 руб.;

- расчёт затрат на потребление и преобразование электроэнергии на станции водоснабжения промышленных предприятий показал, что один кВтчас стоит 2,06 рубля.

Список используемой литературы

1 Налоговый кодекс, часть вторая, статья 241 (в ред. ФЗ от 27.07.2006 №144 - ФЗ)

2 Приложение №9 к Порядку регистрации страхователей в исполнительных органах фонда социального страхования РФ

3 Трудовой кодекс Российской Федерации. Москва: Омега-Л,2006.- 272 с. - (Кодексы Российской Федерации).

4 Постановление правительства РФ от 1 января 2002 г. «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы».

5 Постановление Государственного комитета «Об утверждении тарифов на электрическую энергию» №191 от 29.11.2006 г.

6 Правила устройства электроустановок - М.: Энергоатомиздат, 1986 г.

7 Волков О. И., Скляренко В. К. «Экономика предприятия: Курс лекций» - М.: ИНФРА-М, 2004 г.

8 Коновалова Л. Л., Рожкова Л. Д. «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» - М.: Высшая школа, 1980 г.

9 Сафронов Н. А. «Экономика организации (предприятия)» - М.: Эномистъ, 2003 г.

10 Синягин Н. Н., Афанасьев Н. А., Новиков С. А. «Система планово - предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики» - М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

11 Нормы времени на ремонт электрооборудования для предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Отраслевая нормативно-исследовательская станция территориального объединения. - Уфа, 1983 г.

12 Федоров А. А., Каменева В. В. «Основы электроснабжения промышленных предприятий» - М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

13 Прайс-листы заводов изготовителей.