Проектирование понизительной подстанции электроснабжения электрифицированной железной дороги.

ГОУ ВПО

ДВГУПС

Кафедра: «Электроснабжение транспорта»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Электрическая часть станций и подстанций»

КП 19040165 642

Выполнил: Сорокин Д. А.

Проверил: Подлесный Д. М.

Хабаровск

2008

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование понизительной подстанции электроснабжения электрифицированной железной дороги. Проект предусматривает выбор основного силового оборудования ОРУ подстанции, разработку однолинейной схемы главных электрических соединений подстанции, расчет параметров и выбор оборудования собственных нужд подстанции, расчет заземляющего устройства, а также определение стоимости и расчёт затрат на переработку энергии проектируемой подстанции.

В настоящее время электрификация железных дорог осуществляется как на постоянном, так и на переменном токе. Применение переменного тока для электрической тяги более экономично по сравнению с постоянным током как по капитальным вложениям, так и по эксплуатационным расходам.

1 Исходные данные

.

Рисунок 1- Схема внешнего электроснабжения

Номер расчетной подстанции: 1 (транзитная);

Напряжение контактной сети: 27,5 кВ;

Понизительные трансформаторы и нетяговая нагрузка, вариант 3,таблица 1:

ТП

ТРН

Нагрузка района

Sн

UВН

UСН

UНН

n

Sн

UВН

UСН

UНН

n

S35

n

S10

n

МВА

кВ

кВ

кВ

шт.

МВА

кВ

кВ

кВ

шт.

кВА

шт.

кВА

шт.

25

115

38,5

27,5

2

3,2

38,5

-

11,0

2

1200

4

800

6

Перерабатываемая энергия за год: 6010⁶ кВт;

Длины участков ЛЭП-110 кВ от первого источника питания: 110,100,90,80,70,60 км;

Число фидеров контактной сети – 5;

Нагрузка собственных нужд подстанции - вариант 5;

Выдержка времени релейной защиты: вариант 6;

Параметры грунта: вариант 8;

Коэффициент, учитывающий район строительства: К=1,5.

2.Разработка схемы главных электрических соединений

Присоединение тяговых подстанций к электрической сети должно быть осуществлено таким образом, чтобы обеспечить бесперебойное питание этих подстанций при нормальном и аварийном режимах работы [1]. Для этого обычно тяговые подстанции имеют двустороннее питание. Тяговые подстанции переменного тока питаются от сетей 110 кВ. Промежуточные подстанции могут быть включены в рассечку одной цепи воздушной линии (ВЛ) 110 кВ по схеме "мостик с выключателем", обеспечивая секционирование ВЛ. По шинам таких подстанций осуществляется передача транзитом электрической энергии питающей системы.

2.1 Распределительное устройство 110 кВ промежуточной транзитной подстанции.

РУ 110 кВ подключено по схеме мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии. Разъединители ремонтной перемычки включают для обеспечения транзита мощности энергосистемы при отключении выключателя рабочей перемычки. Линии 110 кВ присоединяются разъединителями с моторным приводом. Трансформаторы тока и напряжения устанавливают для подключения релейной защиты линии. В цепи каждого понижающего трансформатора устанавливаются разъединители.

Рис. 1 РУ 110 кВ

2.2 Распределительное устройство 38,5кВ

На тяговых подстанциях переменного тока РУ 38,5 кВ предназначено для питания нетяговых районных потребителей. РУ 38,5 кВ выполняют с одинарной, секционированной выключателем, системой шин. РУ 38,5 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе или от двух трансформаторов при отключенном секционном выключателе и автоматическом включении резерва на нем. Для РУ 38,5 кВ предусматривается установка вакуумных выключателей с электромагнитным приводом. Для подключения защит и электроизмерительных приборов применяют малогабаритные трансформаторы тока.

Рис. 2 РУ 38,5 кВ

2.3 Распределительное устройство 27.5 кВ

РУ 27,5 предназначено для питания тяговой сети переменного тока, нетяговых линейных железнодорожных потребителей по линиям ДПР и трансформаторов собственных нужд. РУ 27,5 кВ имеет двухфазную рабочую, секционированную разъединителями, и запасную систему шин. Третья фаза обмоток понижающего трансформатора соединяется с контуром заземления и с рельсами подъездного пути, которые соединены с воздушной отсасывающей линией. Фидеры, питающие контактную сеть одного направления, присоединяются к одной секции шин, а фидеры другого направления ко второй секции шин. Запасной выключатель с помощью разъединителей может быть присоединен к любой из секций, обеспечивая питание любого фидера контактной сети при отключении выключателя этого фидера. На шина имеются два разъединителя, один соединяет выключатель с шиной фазы ‘а’, а другой с шиной фазы ‘в’. Для исключения возможности включения сразу обоих шинных разъединителей, что привело бы к прекращению питания тяговой сети, эти разъединители сблокированы. Фаза ‘с’, выполнена в виде заглубленного в землю рельса, соединена с рельсами подъездного пути, контуром заземления подстанции и воздушным или земляным рельсовым фидером, следовательно, ток на подстанцию возвращается сразу по трем параллельным цепям. Для защиты каждой секции шин 27,5 кВ от перенапряжения установлены ограничители перенапряжения. Для питания цепей защиты секций шин – 27,5 кВ установлены трансформаторы тока. Для контроля напряжения по стороне 27,5 кВ установлены измерительные трансформаторы напряжения.

Рис. 3 РУ 27,5 кВ

2.4 Распределительное устройство 10 кВ

На тяговых подстанциях переменного тока РУ 10 кВ предназначено для питания нетяговых районных потребителей. РУ 10 кВ выполняют с одинарной, секционированной выключателем, системой шин. РУ 10 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе или от двух трансформаторов при отключенном секционном выключателе и автоматическом включении резерва на нем. Для подключения защит и электроизмерительных приборов применяют трансформаторы тока. Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту от замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока нулевой последовательности, установленный на кабельной вставке на выходе каждой линии.

Схема главных электрических соединений составляется на основании указанных в задании исходных данных и типовых решений, приведенных в учебной и справочной литературе [2] с соблюдением требуемых ГОСТ условных обозначений и приводится на чертеже в приложении к курсовому проекту.

Рис. 4 РУ 10 кВ 3 Расчёт токов короткого замыкания

3.1 Составление расчетной схемы и схемы замещения. Расчёт токов короткого замыкания

Согласно [1] выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и электрической устойчивости производителя по току трехфазного короткого замыкания (I_к³), поэтому необходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех распределительных устройств (РУ) и однофазного замыкания на землю (I_к¹) для РУ, питающего напряжения.

На основании исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется расчетная схема (рисунок 5,а), а по ней схемы замещения (рисунок 5,б) проектируемой подстанции.

а)

б)

Рисунок 5- Схемы главных электрических соединений

подстанции: а – расчетная схема; б – схема замещения.

Схема замещения тяговой подстанции представляет собой электрическую схему, элементами которой являются схемы замещения реальных устройств их основными электрическими характеристиками (активным, реактивным емкостным или реактивным индуктивным сопротивлениями).

Для расчета токов короткого замыкания (согласно [3]) необходимо знать сопротивления до каждой точки короткого замыкания. Согласно рисунку 5,а у нас четыре точки короткого замыкания, рассчитаем сопротивление до каждой из них. Расчёт ведется в относительных единицах.

Рисунок 6- Схемы преобразования сопротивления до расчётной подстанции

Сопротивление системы до шин высокого напряжения тяговой подстанции, определяется по формулам согласно:

_(3.1.1)

Примем, что потенциал ИП1 равен потенциалу ИП2. В этом случае их можно рассматривать как одну питающую точку.

Рис 7- Схема замещения до точки К1

Определим трехфазный ток короткого замыкания для точки К1:

	(3.1.2)
где - трехфазный ток короткого замыкания; - напряжение ступени для К1; - результирующее сопротивление до точки К1.

.

Однофазный ток короткого замыкания:

принимаем, что грозозащитный трос на питающей ЛЭП заземлен через искровые промежутки, т.е. в нормальных условиях не участвует в контуре протекания токов нулевой последовательности, тогда

(3.1.3)

Ток двухфазного замыкания, А определяется по формуле:

(3.1.4)

Определим ударный ток:

(3.1.5)
где - ударный ток; - трехфазный ток короткого замыкания; - ударный коэффициент, принятый равным 1,8.

Определим мощность трехфазного короткого замыкания на шинах питающего напряжения:

(3.1.6)

3.2 Расчёт тока короткого замыкания в точке К2

Рис 8 - Схема замещения до точки К2

Для данного расчета примем следующие условия. Из задания известны параметры трансформатора Uн=110/38,5/27,5 и Sтр=25 МВА. Выбираем трансформатор ТДТНЖУ 25000/110/38,5/27,5, из паспортных данных известны потери напряжения короткого замыкания между обмотками:

Определим расчетное значение напряжение короткого замыкания обмоток трансформаторов по формулам (3.2.1):

где - напряжение короткого замыкания %;

_,, - напряжения пары обмоток.

Определим сопротивления обмоток трансформаторов:

	(3.2.2)
где - сопротивление обмотки трансформатора; - напряжение, на котором работает обмотка; - номинальная мощность трансформатора; - напряжение короткого замыкания %.

Приведем найденные сопротивления для напряжения ступени 2, на котором рассчитывается ток короткого замыкания:

Определим результирующее сопротивление до точки К2:

Определим параметры короткого замыкания по формулам (3.1.2-3.1.6), результаты расчета сведем в таблицу 3.

3.3 Расчёт тока короткого замыкания в точке К3

Рис9 - Схема замещения до точки К3

Приведем найденные сопротивления для напряжения 27,5 кВ ступени 3, на котором рассчитывается ток короткого замыкания:

Определим результирующее сопротивление до точки К3:

Определим параметры короткого замыкания по формулам (3.1.2-3.1.6), результаты расчета сведем в таблицу 3.

3.4 Расчёт тока короткого замыкания в точке К4

Рис 10 - Схема замещения до точки К4

Приведем найденные сопротивления для напряжения 10,5 кВ ступени 4, на котором рассчитывается ток короткого замыкания:

Из задания известны параметры трансформатора Uн=38,5/11,0 и Sтр=3,2 МВА. Выбираем трансформатор ТМН 4000/35, из паспортных данных известны потери напряжения короткого замыкания между обмотками:

Определим сопротивление обмоток трансформатора по формуле (3.2.2):

Определим сопротивление до точки К4:

(2.12)

Определим параметры короткого замыкания по формулам (3.1.2-3.1.6), результаты расчета сведем в таблицу 3.

3.5. Расчёт токов короткого замыкания в точке К5

Как видно из схемы, для начала расчётов необходимо выбрать трансформатор собственных нужд, аккумуляторную батарею и кабель.

3.5.1. Выбор аккумуляторной батареи

Для питания оперативных цепей на тяговых и понизительных подстанциях, как правило, применяются свинцово-кислотные аккумуляторные стационарные батареи кратковременного разряда типа СК. В качестве рабочего напряжения оперативных цепей следует принять напряжение U_н = 220 В.

Батарея включается по упрощенной схеме без элементного коммутатора и работает в режиме постоянной подзарядки. У неё имеются отпайки на напряжение 230 и 258 В; которые подключаются к шинам, питающим цепи управления, защиты и сигнализации (230 В) и к шинам цепей включения выключателей (258 В). Выбор АБ и ЗПУ произведём по методике, изложенной в [4].

Определим ток аварийного освещения:

	(3.5.1)
где - ток аварийного освещения; - мощность аварийного освещения, =2000 Вт; - напряжение аккумуляторной батареи, .

Определим ток цепи управления:	(3.5.2)
где - ток цепи управления; - мощность, потребляемая цепями управления, ; - напряжение аккумуляторной батареи, .

.

Определим длительный ток разряда:

	(3.5.3)
где - ток длительного разряда; - ток цепи управления; - ток аварийного освещения.

Определим ток кратковременного разряда в аварийном режиме:

	(3.5.4)
где - ток кратковременного разряда; - ток цепи управления; - ток, потребляемый наиболее мощным приводом выключателя, .

.

Определим расчетную мощность батареи:

	(3.5.5)
где - мощность батареи; - ток длительного разряда; - время длительного разряда при аварийном режиме, .

Выберем номер батареи по требуемой емкости:

	(3.5.6)
где - мощность батареи; - емкость аккумулятора СК-1, при длительности разряда .

Принимаем ближайшую батарею СК-2.

Выбираем номер батареи по току кратковременному разряду:

	(3.5.7)
где - ток кратковременного разряда; 46 – кратковременный допустимый разрядный ток аккумулятора СК-1, не вызывающий его разрушения.

Окончательно принимаем СК-3.

3.5.2. Выбор зарядно - подзарядного устройства аккумуляторной батареи

Определим зарядный ток батареи:

	(3.5.8)
где - зарядный ток батареи; - номер батареи.

Определим расчетную мощность зарядно-подзарядного устройства:

	(3.5.9)
где - напряжение заряда ЗПУ, ; - зарядный ток батареи; - ток цепи управления.

Выбираем из [6] ЗПУ :

ВАЗП – 380/260 – 40/80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80 А, максимальная мощность 20,8 кВт. Очевидно, что все необходимые условия соблюдаются.

3.5.3. Выбор трансформатора собственных нужд

Выбор и методику расчета произведем по [1,4].

Таблица 2

Определение мощности собственных нужд.

Наименование потребителя	Ки	Км
Рабочее освещение	0,7	1,0	21		14,7		-
Аварийное освещение	1,0	1,0	2,0		2,0		-
Моторные нагрузки	0,6	0,8	23		13,8		17,25
Печи отопления и калорифер	0,7	1,0	90		63		-
Подогрев приводов выключателей	0,7	1,0	2,2		1,54		0
Потребители СЦБ	1,0	0,7	60		60		61,2
Цепи управления, РЗ и сигнализации	1	-	1,3		1,3		-
Зарядно-подзарядное устройство	1,0	0,9	5,4		5,4		2,7
Всего				161,74		81,15

P_РАСЧ = К_И · P_У,

Q_РАСЧ = P_РАСЧ · tg ,

cos  = К_М,

tg  =

Определим мощность трансформатора собственных нужд:

	(3.5.10)
где - расчетная мощность собственных нужд; - активная мощность собственных нужд; - реактивная мощность собственных нужд.

Выбираем трансформатор ТМ-160/27,5-74У1 из ([3] стр.63 табл.19.22). Паспортные данные ТМ-160/27,5-74У1:

4. Выбор кабеля

Определим максимальный рабочий ток вторичной обмотки ТСН, по которому выберем кабель:

	(3.5.11)
где - номинальная мощность трансформатора собственных нужд; - коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3; - напряжение на шинах подстанции (ступени).

Выбираем по ([4], с.402) трехжильный кабель сечением 95мм². Длительно допустимый ток такого кабеля (для воздуха). Из ([6] с.421) определяем данные кабеля:

Определим полное сопротивление ТСН по формуле (3.2.2):

Определим активное сопротивление ТСН:

	(3.5.12)
где - потери мощности в трансформаторе; - номинальная мощность трансформатора собственных нужд; - напряжение 5й ступени, 0,4 кВ.

Определим реактивное сопротивление ТСН:

Определим сопротивления кабельной линии:

	(3.5.13)
где - реактивное и активное сопротивления кабеля; - длина кабельной линии, равная 50 м;

Рис.11 а. Расчетная схема б. Схема замещения и преобразования.

Полученные значения заносим в таблицу 3:

Таблица 3

Наименование элемента цепи	Активное сопротивление, мОм	Индуктивное сопротивление, мОм
Понижающий трансформатор
Кабель длиной 50 м
Автоматический выключатель
Трансформатор тока
Рубильник		-
Сумма

Приведем необходимые сопротивления к напряжению 5ой ступени:

.

Определим реактивное сопротивление до 5ой ступени:

Определим полное сопротивление до четвертой ступени:

Постоянная времени затухания апериодической составляющей

,

Полученные по формулам (3.1.2-3.1.6) результаты расчетов токов и мощностей короткого замыкания сведем в таблицу 4.

Таблица 4

Значения токов короткого замыкания

4. Выбор основного оборудования и токоведущих элементов подстанции

4.1 Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции производится на основании номинальных параметров оборудования. Расчет производится согласно методике изложенной в [3].

Электрические аппараты выбираются по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, с его номинальным напряжением и током.

Расчет производится по следующим формулам:

Максимальный рабочий ток для питающих вводов подстанции, А:

, (4.1.1)

где n – количество понижающих трансформаторов на тяговой подстанции;

– номинальная мощность трансформатора, МВА;

– номинальное напряжение ступени, кВ;

 коэффициент, учитывающий транзит энергии через шины подстанции;

Максимально рабочий ток для вводов силовых трансформаторов, А:

, (4.1.2)

где - коэффициент перегрузки трансформатора, рекомендуемый по ПУЭ – 1,4;

Максимально рабочий ток для сборных шин переменного тока, А:

, (4.1.3)

где - коэффициент распределения нагрузки по сборным шинам;

Максимально рабочий ток для фидеров районной нагрузки, А:

, (4.1.4)

где - номинальная мощность фидера;

Максимально рабочий ток для тяговых фидеров переменного тока, А;

Максимально рабочий ток для фидеров ДПР [3], А;

Результаты расчетов максимальных рабочих токов для всех потребителей и расчетные выражения представлены в таблице 5.

Таблица 5

Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанции

Наименование потребителя	Расчетная формула	,А
Питающий ввод 110 кВ		376,533
Ввод трансформатора 110 кВ		175,715
Ввод РУ – 35 кВ		524,864
Ввод РУ 27,5 кВ		734,809
Сборные шины РУ 35 кВ		262,432
Сборные шины РУ 27,5		440,885
Питающая линия КС – 27,5 кВ	Для тяговых фидеров переменного тока	800
Ввод ТРН		83,978
Сторона НН ТРН		307,92
Фидер районной нагрузки 35 кВ		100,774
Сборные шины РУ-10 кВ		153,96
Фидера РУ 10 кВ		369,504
Ввод ДПР 27,5 кВ		900
Ввод ВН ТСН		4,7

4.2 Проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по термической устойчивости в режиме короткого замыкания.

Электрические аппараты и токоведущие элементы по термической устойчивости проверяют по формуле:

, (4.2.1)

где – относительное значение теплового импульса для

источников неограниченной мощности;

I" – периодическая составляющая сверхпереходного тока;

T_а – постоянная времени цепи короткого замыкания принимаем T_а= 0,05 сек [4].

Время протекания тока короткого замыкания t_к , с определяется по формуле:

t_к = t_з + t_в , (4.2.2)

где t_з – время выдержки срабатывания защиты, с [3];

t_в – полное время выключения, с.[3]

Полученные данные сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Расчет теплового импульса

4.3 Выбор сборных шин и токоведущих элементов.

Для распределительных устройств, напряжением выше 20 кВ применяют гибкие шины из провода АС.

В ОРУ - 27,5 кВ могут применяться жесткие шины трубчатого или фасонного профиля.

Выбор сборных шин производится по условиям длительного режима работы и устойчивости в режиме короткого замыкания производится по методике, изложенной в [3].

Шины проверяются по длительному допускаемому току I_доп, А по формуле:

, (3.11)

где I_{р мах} – максимальный рабочий ток сборных шин, А;

I_доп – длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А.

По термической стойкости проверку производят по формуле:

, (3.12)

где q_min – минимальное допустимое сечение токоведущей части по

условию ее термической стойкости, мм;

В_к – тепловой импульс короткого замыкания для

соответствующей характерной точки подстанции, кА² с;

С – коэффициент, который при наибольших допустимых

температурах равен 90 для алюминиевых шин [5];

q – выбранное сечение мм;

Результаты выбора сводим в таблицу 7.

Таблица 7

Выбор сечения сборных шин.

Наименование РУ	Тип провода		Длительный режим		Проверка по режиму К. З.
			Iдоп≥Ip max, A		qn, мм2	qnqmin, мм2
Ввод РУ-110 кВ		АС-120		380≥376,533		120	120≥27,892
Ввод трансформатора 110 кВ		АС-50		210≥175,715		50	50≥27,892
Ввод РУ-35 кВ		АС-240		610≥524,864		240	240≥42,532
Сборные шины РУ-35 кВ		АС-95		330≥262,432		95	95≥42,532
Фидер РУ-35 кВ		АС-50		175≥100,774		50	50≥35,508
Ввод РУ-27,5 кВ		2хАС120		760≥734,839		420	420≥46,585
Ввод ДПР 27,5 кВ		2хАСУ-150		900≥900		300	300≥46,585
Сборные шины 27,5 кВ		АСУ-150		450≥440,85		150	150≥29,239
ФКС		2хАСУ-150		900≥800		300	300≥29,239
Сторона НН ТРН		А 30х4		365≥307,92		120	120≥45,457
Сборные шины 10 кВ		А 20х3		165≥153,96		60	60≥45,457
Фидера 10 кВ		А 40х4		480≥369,504		160	160≥34,175

4.4 Проверка гибких шин 110 кВ по условию коронирования.

Проверку на отсутствие коронирования шин при их сечении q95 мм² для U_н=110 кВ можно не проводить [3].

4.5 Выбор выключателей.

Выбор и методику расчета произведем по [1,4]. При выборе выключателей его паспортные параметры сравнивают с расчётными условиями работы.

Пример выбора и проверки выключателя в ОРУ-110 кВ ВЭБ-110II:

1. По напряжению:

	(4.5.1)
,где - номинальное напряжение, кВ; - рабочее напряжение распределительного устройства, кВ.

2. По длительно допустимому току:

	(4.5.2)
,где - номинальный ток выключателя, А. - максимальный рабочий ток присоединения, где устанавливают выключатель, А.

3. По отключающей способности:

3.1. По номинальному периодическому току отключения:

	(4.5.3)
,где - номинальный ток выключателя по каталогу, кА; - максимальный ток короткого замыкания, кА.

3.2. По полному току отключения:

(4.5.4)

,где - номинальный ток выключателя по каталогу, кА; - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по ([4] стр.56 рис.11) в зависимости от ; Минимальное время τ, с, от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов выключателя определяется по формуле: . (4.5.5) - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов выключателя , кА; - максимальный ток короткого замыкания, кА.

	(4.5.6)
,где - минимальное время до момента размыкания контактов, с; - минимальное время действия защиты, 0,01 с; - собственное время отключения выключателя с приводом по каталогу, с; - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания; - максимальный ток короткого замыкания, кА.

4. По электродинамической стойкости:

4.1 По предельному периодическому току	(4.5.7)
,где - предельный сквозной ток, кА =2,54*Iном откл.; - максимальный ток короткого замыкания, кА.

_{4.2 По ударному току, кА:}

5. По термической стойкости:

	(4.5.7)
,где - предельный ток термической стойкости, равный кА; - время прохождения тока термической стойкости, равное 3 с; - тепловой импульс тока к.з., .

Результаты выбора по [6,10] и расчета сводим в таблицу 8

Таблица 8

Выбор выключателей

Наименование РУ или присоединения	Тип выключателя	Тип привода	Условие проверки
			, кВ	, А	, кА	,кА	, кА	, кА	,
Вводы ВН трансформатора 110 кВ	ВЭБ-110II	ППрк-1800С	110110	2000376.533	401.712	19,83,405	101,61,712	101,64,357	48006,302
Мостик 110 кВ	ВЭБ-110II	ППрк-1800С	110110	2000376.533	401.712	19,83,405	101,61,712	101,64,357	48006,302
Ввод РУ-35 кВ	ВБГЭ-35	ПЭМ	3535	630524,864	12,52,98	21,5675,36	31,752,98	31,757,585	468,7514,653
Секционный выключатель 35 кВ	ВБГЭ-35	ПЭМ	3535	630262,432	12,52,98	21,5675,36	31,752,98	31,757,585	468,7514,653
Фидера 35 кВ	ВБГЭ-35	ПЭМ	3535	630100,774	12,52,98	21,5675,36	31,752,98	31,757,585	468,7510,212
Ввод РУ–27,5 кВ	ВВФ-27,5	ПЭМУ-200	27,527,5	1200734,839	183,264	33,0931,698	45,723,264	45,728,308	97217,579
Питающая линия фидера КС и запасной выключатель	ВВФ-27,5	ПЭМУ-200	27,527,5	1200800	183,264	33,0931,698	45,723,264	45,728,308	9726,925
Питающая линия ДПР и ввод ТСН	ВВФ-27,5	ПЭМУ-200	27,527,5	1200900	183,264	33,0931,698	45,723,264	45,728,308	97217,579
Ввод РУ-10 кВ	ВВ/TEL-10	TEL-10	1010	630307,92	12,53,815	29,6983,997	31,753,815	31,7519,712	468,7516,737
Секционный выключатель 10 кВ	ВВ/TEL-10	TEL-10	1010	630153,96	12,53,815	29,6983,997	31,753,815	31,7519,712	468,7516,737
Фидера районной нагрузки 10 кВ	ВВ/TEL-10	TEL-10	1010	630369,504	12,53,815	29,6983,997	31,753,815	31,7519,712	468,759,460

4.6 Выбор разъединителей.

Выбор разъединителей производим из [6] аналогично выбору выключателей без проверки отключающей способности. Результаты выбора представлены таблицей 9.

Таблица 9

Выбор разъединителей

Наименование присоединения или РУ	Тип аппарата		Тип привода	Условия проверки
				, кВ	, А	, кА	A2c
Вводы ВН трансформатора 110 кВ		РДЗ 110/1000H УХЛ1	ПД-5У1		110≥110	1000≥376,533	63≥4,357	625≥6,302
Мостик 110 кВ		РДЗ 110/1000H УХЛ1	ПД-5У1		110≥110	1000≥376,533	63≥4,357	625≥6,302
Ввод РУ-35 кВ		РДЗ 35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9		35≥35	1000≥524,864	40≥7,585	250≥14,653
Шины 35 кВ		РДЗ 35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9		35≥35	400≥262,432	31,25≥7,585	156,25≥14,653
Фидера 35 кВ		РДЗ 35.IV/400 УХЛ1	ПДГ-9		35≥35	400≥100,774	31,25≥7,585	156,25≥10,212
Ввод РУ–27,5 кВ		РДЗ 35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9		35≥27,5	1000≥734,839	40≥8,308	250≥17,579
Питающая линия фидера КС и запасной выключатель		РДЗ 35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9		35≥27,5	1000≥800	40≥8,308	250≥6,925
Питающая линия ДПР и ввод ТСН		РДЗ 35.IV/1000 УХЛ1	ПДГ-9		35≥27,5	1000≥900	40≥8,308	250≥6,925
Ввод РУ-10 кВ		РЛНД-1-1 ОБ/400 НУХЛ1	ПРНЗ-10		10≥10	400≥307,92	25≥9,712	300≥16,737
Шины 10 кВ		РЛНД-1-1 ОБ/400 НУХЛ1	ПРНЗ-10		10≥10	400≥153,96	25≥9,712	300≥16,737

4.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

Методику выбора измерительных трансформаторов тока принимаем из [6]. Класс точности измерительного трансформатора тока должен соответствовать его назначению. Встроенные трансформаторы тока на электродинамическую и термическую устойчивость не проверяем, т.к. она согласована с соответствующими параметрами ранее выбранных выключателей. В расчете использованы каталожные данные измерительных трансформаторов тока [7].

Условия выбора:

- по номинальному напряжению

- по номинальному току I_1н его значение должно быть как можно ближе к максимальному рабочему току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности измерений;

- по электродинамической стойкости:

(4.7.1)

где I_1н – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока (по каталогу), А; его значение должно быть как можно ближе к максимальному рабочему так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности измерений;

К_д – кратность электродинамической стойкости (по каталогу);

- по термической стойкости:

(4.7.2)

где К_т – кратность термической стойкости;

- по конструкции.

Результаты выбора представлены в таблице 10.

Таблица 10

Выбор измерительных трансформаторов тока

Наименование РУ или присоединения	Тип трансформатора тока		Класс точности		Номинальный режим	Режим КЗ
					, кВ		, А	, кА	A2c
РУ 110 кВ		ТФЗМ-110Б-IV У1	0,5	110=110		1000>376.533	62>4.357	432>6.302
РУ 35 кВ		ТФЗМ 35Б – IУ1	0,5	35=35		1000>524.864	127>7.585	2883>14.653
РУ 27,5 кВ		ТФЗМ-35А	0,5	35>27,5		900>734.839	134>8.308	120>17.579
РУ 10 кВ		ТВ – 10У2	0,5	10=10		600>307.92	-	-
Фидеры ДПР		ТФЗМ-35А	0,5	35>27,5		900=900	134>8.308	120>17.579
ТСН		ТФЗМ-35А	0,5	35>27,5		900>4,7	134>8.308	120>17.579
Фидер КС		ТФЗМ-35А	0,5	35>27,5		900>800	134>8.308	120>6.925
Фидер РУ 35 кВ		ТФЗМ 35Б – IУ1	0,5	35=35		1000>100.774	127>7.585	2883>10.212
Фидер РУ 10 кВ		ТВ – 10У2	0,5	10=10		600>369.504	-	-

4.8 Выбор объема измерений

Контрольно-измерительные приборы устанавливаются для контроля за измерением электрических параметров в схеме подстанции и расчетов за электроэнергию, потребляемую и отпускаемую подстанцией. Предусматриваем следующий объем измерений [3]:

1. измерение тока амперметром на вводах силовых трансформаторов со стороны всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах контактной сети, ДПР, отсасывающей линии;

2. измерение напряжения (вольтметром на шинах всех РУ);

3. измерения энергии на вводах низшего напряжения понизительного трансформатора, районных трансформаторов, на питающих и отходящих фидерах потребителей, на ТСН (счётчик активной энергии).

4.9 Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Методику и выбор измерительных трансформаторов напряжения производится по следующим условиям, представленным в [4,6]:

1) По напряжению:

	(4.9.1)
,где - номинальное напряжение, кВ; - рабочее напряжение распределительного устройства, кВ.

2) По классу точности: не ниже 0,5.

3) По нагрузке вторичной цепи:

	(4.9.2)
,где - номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности; - номинальная мощность однофазного трансформатора.

Мощность, потребляемая всеми приборами и реле, присоединенными к вторичной обмотке ТН:

	(4.9.3)
,где - сумма активных мощностей всех приборов, Вт; - сумма реактивных мощностей всех приборов, Вар; - мощность, потребляемая обмоткой напряжения одного прибора, кВА; для счётчиков; для остальных приборов .

Таблица 11

Расчет мощности потребителей вторичной обмотки ТН

Прибор	Тип	Число приборов	Число катушек напряжения в приборе	Мощность одной катушки
---	---	шт	шт	ВА	---	---	Вт		ВАр
Для ОРУ-110 кВ: НКФ-110-II-У1
Счетчик активной энергии	САЗУ	3	2	4,0	0,38	0,925	9,12		22,2
Счетчик реактивной энергии	СР-4	3	3	7,5	0,38	0,925	25,65		62,4375
Реле напряжения	РН-54	1	1	1,0	1,0	0	1,0		0
Вольтметр	Э-377	1	1	2,0	1,0	0	2,0		0
Всего:								37,77	86,6375
Для ОРУ-27,5 кВ: ЗНОМ-35-65 УХЛ1
Счетчик активной энергии	САЗУ	5	2	4,0	0,38	0,925	15,2		37
Счетчик реактивной энергии	СР-4	4	3	7,5	0,38	0,925	34,2		83,25
Реле напряжения	РН-54	1	1	1,0	1,0	0	1,0		0
Вольтметр	Э-377	1	1	2,0	1,0	0	2,0		0
Электронное реле защиты фидера 27,5 кВ	БМРЗ	2	1	4,0	1,0	0	8,0		0
Определитель места к.з. на контактной сети	ОМП-71	2	1	1,0	1,0	0	2,0		0
Всего:								62,4	120,25
Для ОРУ-35 кВ: ЗНОМ-35-65 УХЛ1
Счетчик активной энергии	САЗУ	5	2	4,0	0,38	0,925	15,2		37
Счетчик реактивной энергии	СР-4	4	3	7,5	0,38	0,925	34,2		83,25
Реле напряжения	РН-54	1	1	1,0	1,0	0	1,0		0
Вольтметр	Э-377	1	1	2,0	1,0	0	2,0		0
Всего:								52,4	120,25
Для ОРУ-10 кВ: НТМИ-10
Счетчик активной энергии	СА3У	2	8	4	0,93	0,38	24,32		59,52
Счетчик реактивной энергии	СР4У	3	8	7,5	0,93	0,38	68,4		167,4
Вольтметр	Э378	1	1	2	0	1	2		0
Реле напряжения	РН - 54	1	3	1	0	1	3		0
Итого								97,72	226,92

Полная мощность НКФ-110-II-У1:

.

Из паспортных данных для класса точности 0,5. Принимаем из ([5] стр. 176, табл 4.25.)

Полная мощность ЗНОМ-35-65 УХЛ1:

.

Из паспортных данных для класса точности 0,5. Принимаем из ([6] стр. 174, табл 4.24.)

Полная мощность ЗНОМ-35-65 УХЛ1:

.

Из паспортных данных для класса точности 0,5. Принимаем из ([6] стр. 174, табл 4.24.)

Полная мощность НТМИ-10:

.

Из паспортных данных для класса точности 0,5. Принимаем из ([6] стр. 174, табл 4.19.)

4.10 Выбор изоляторов

Изоляторы служат для механического крепления токоведущих частей и электрической изоляции их от заземленных конструкций и друг от друга. Для этого изоляторы должны обладать достаточной электрической и механической прочностью, теплостойкостью и влагостойкостью.

Гибкие шины открытых РУ подстанции обычно крепят гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде зависит от их типов и напряжения установки. Жесткие шины распределительных устройств крепят на опорных изоляторах [3].

Для РУ - 110 кВ применяем гирлянды изоляторов из 11-ми ПС70. Гибкие шины РУ–27,5;35 (кВ) – на 4-х изоляторах ПС–70 [5].

Для РУ-10 кВ применяются опорные и проходные изоляторы, расчет которых производится по формулам[7]:

-для опорных

, (4.10.1)

где F-сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:

кН;

кН;

-для проходных

F, (4.10.2)

  кН;

кН;

Выбор изоляторов для всех РУ приведён в таблице 12.

Таблица 12

Выбор изоляторов

Наименование РУ	Тип изолятора	Количество изоляторов
РУ-110 кВ	ПС-70	11
РУ-35 кВ	ПС-70	4
РУ-27,5 кВ	ПС-70	4
РУ-10 кВ	ИО-10-3,75 У3 ИП-10/3150-1250 УХЛ1	

4.11 Выбор устройств защиты от перенапряжения

Здание и РУ подстанции защищаются от прямых ударов молнии и от волн перенапряжения, набегающих с линии, а так же от коммутационных перенапряжений.

Защита от волн перенапряжения, набегающих по воздушным линиям, может выполняться тросовыми молниеотводами, кабельными вставками и разрядниками [3].

Устройства защиты от перенапряжения выбираются в зависимости от вида защищаемого оборудования, рода тока и значения рабочего напряжения U_р, В, по условию:

, (4.11.1)

Вид защищаемого оборудования влияет на серию устанавливаемого ограничителя перенапряжения в связи с тем, что разные виды оборудования имеют различные виды изоляции.

Выбранные устройства защиты от перенапряжения для всех РУ приведены в таблице 13.

Таблица 13

Выбор устройств защиты от перенапряжения

Наименование РУ	Тип устройства	Условие выбора
РУ-110 кВ	ОПН – 110 У1	110=110
РУ-35 кВ	ОПН – 35 У1	27,5=27,5
РУ-27,5 кВ	ОПНК-П 1-27,5УХЛ1	27,5=27,5
РУ-10 кВ	ОПН 10 – УХЛ1	10=10

5 Расчет заземляющего устройства и выбор напряжения прикосновения

5.1 Расчет заземляющего устройства

Целью расчета защитного заземляющего контура является нахождение таких его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура (R₃) и напряжение прикосновения (U_пр) не превышают допустимых значений.

В основу расчета положен графоаналитический метод, основанный на применении теории подобия [2,5], который предусматривает:

– замену реального грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением _n эквивалентной двухслойной структурой с сопротивлением верхнего слоя ₁, толщиной h и сопротивлением нижнего слоя ₂ значение которых определяют методом вертикального зондирования (ВЭЗ)[2];

– замену реального и сложного заземляющего контура, состоящего из системы вертикальных электродов, объединенных уравнительной сеткой с шагом 420 м, любой конфигурации, эквивалентной квадратной расчетной моделью с одинаковыми ячейками, однослойной структурой земли _э, при сохранении их площадей S, общей длинны вертикальных L_В и горизонтальных L_Г электродов, глубины их заложения h_Г значения растекания сопротивления R₃ и напряжение прикосновения U_пр. Методику расчета принимаем из [3].

Рисунок.12 Поясняющие схемы к расчёту сопротивлений заземляющего контура

Исходные данные для расчета заземляющего устройства представлены в таблице 14.

Таблица 14

Данные для расчета, заземляющего устройства

Расчетный параметр	Значение
Сопротивление верхнего слоя земли, Омм	400
Сопротивление нижнего слоя земли, Омм	80
Толщина верхнего слоя земли, м	2,0
Время протекания, с	0,6

Длина горизонтальных заземлителей, м:

, (5.1.1)

где S – площадь заземляющего контура, м², равная сумме площадей всех РУ ТП, по [9] принимаем S=25000 м²;

м

Число вертикальных электродов n_в, шт определяется по формуле:

, шт , (5.1.2)

шт

Длина вертикального заземлителя l_в, м определяется по формуле:

, (5.1.3)

l_в > 2  2,0 = 4,0 м

Общая длина вертикальных заземлителей L_в, м определяется по формуле:

,м (5.1.4)

L_в =56  4 = 224 м

Расстояние между вертикальными заземлителями а, м определяется по формуле:

a  2 l_в, (5.1.5)

a  2 4,0 = 8,0 м

Определим глубину заложения горизонтальных электродов:

	(5.1.6)
,где - глубина заложения горизонтальных электродов, принимаем 0,6 м.

Определим сопротивление заземляющего контура:

(5.1.7)

,где - площадь заземляющего контура; - длина горизонтальных заземлителей; - общая длина вертикальных электродов; - эквивалентное сопротивление контура.

Проверка условия:

	(5.1.8)
,где - сопротивление заземляющего контура; - допустимое сопротивление заземляющего контура, равное 0,5 Ом.

5.2 Определение напряжения прикосновения

В связи с тем, что окончательным критерием безопасности электроустановки является величина напряжения прикосновения U_пр, то независимо от выполнения условия (5.1.8) необходимо определить его расчетное значение и сравнить с допустимым. Напряжение прикосновения U_пр, В находим по формуле [3]:

, (5.2.1)

где k_пр – коэффициент прикосновения.

Коэффициент прикосновения определяется по формуле:

, (5.2.2)

где – коэффициент, характеризующий условия контакта человека с землей, Ом;

М=0,75 для [3];

, (5.2.3)

где – сопротивление человека, 1000 Ом; R_с – сопротивление растекания тока со ступней, Ом;

Сопротивление тока со ступней R_c, Ом определяется по формуле:

, (5.2.4)

R_c = 1,5  400 =600 Ом.

 = 1000 / (1000 + 600) = 0,625 Ом.

Находим коэффициент прикосновения по формуле (5.2.2)

.

Находим напряжение прикосновения для РУ-110 кВ, по формуле (5.2.1):

U_пр = 9410,3360, 0375 = 11.857 В

Сравниваем U_пр с [U_пр]=200 В (согласно [2, табл.20] для сетей более 35 кВ с заземленной нейтралью) и видим, что принятая нами конструкция заземления удовлетворяет условию безопасности.

6 Определение стоимости и расчёт затрат на переработку энергии проектируемой подстанции

Определение стоимости проектируемой подстанции производится по укрупненным показателям стоимости строительства (УПСС) объектов электрификации железных дорог с учетом основных узлов и элементов подстанции.

Показатели стоимости в УПСС определены для первого территориального района (Московская область), который является базисным.

Для перехода к ценам других районов следует применять поправочные территориальные коэффициенты к стоимости строительно-монтажных работ. Согласно заданию это коэффициент равен .

Основные показатели стоимости строительства проектируемой тяговой подстанции изложены в [9] и представлены в таблице 15.

Таблица 15

Показатели стоимости строительства транзитной

подстанции 110/38,5 /27,5 кВ переменного тока (в ценах 1984 г.)

Назначение затрат	Стоимость, руб.
	Строительных работ	Монтажных работ	Оборудования	Прочие затраты	Общая
Верхнее строение подъездного пути		10370	-	-		10370
Здание		38170	10640	39770	410	88990
Благоустройство территории		9400	-	-		9400
ОРУ-110 кВ		12320	7390	33820		53530
ОРУ-35 кВ		13340	6500	64520		84360
Тяговый блок		13890	9610	191730		215230
Поперечная компенсация		3090	1470	21900		26460
ЗРУ-10 кВ		6600	2500	18600		27700
Автоблокировка подстанции		460	220	8250		8930
Шкафы собственных нужд		170	30	1430		1630
Прожекторное освещение территории		1410	1320	-		2730
Заземление открытой части		1210	1540			2750
Отдельно стоящие молниеотводы		1140	-	-		1140
Шинные мосты подвеска шин от трансформаторов до ОРУ-110 кВ		-	1430	1540		2970
Порталы шинных мостов		6710				6710
Резервуар для аварийного слива масла емкостью 30м3		1780	40	-		1820
Колодцы		720	-	-		720
Кабельные каналы (межузловые)		2970	-	-		2970
Прокладка кабеля		340	28280	-		28620
Итого		124090	70970	381560	410	577030

Показатели стоимости строительства с учетом поправочного территориального коэффициента () представлены в таблице 16

Таблица 16

Показатели стоимости строительства транзитной

подстанции с учетом поправок

Наименование затрат	Поправочный коэффициент	Стоимость для 1-го территориального района, руб.	Стоимость для искомого района, руб.
Оборудование	-	381560	381560
Строительные работы	1,5	124090	186135
Монтажные работы	1,5	70970	106455

Согласно методике изложенной в [9] определим стоимость проектируемой подстанции в ценах 2006 г. Для этого произведем расчет коэффициентов для пересчета стоимости от цен 1984 г. в цены 2006 г. Результаты расчетов представлены в таблице 17.

Таблица 17

Индексы пересчета стоимости в цены на 2006 г.

Наименование затрат	Расчет индекса на 2006 г. без НДС	Индекс на 2006 г.
Строительные работы
Монтажные работы
Оборудование

Обозначения в таблице 17 :

- индекс удорожания строительных работ;

- индекс удорожания строительных работ от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;

- индекс удорожания строительных работ от цен 2000 г. в цены 2006 г., ;

- индекс удорожания монтажных работ;

- индекс удорожания монтажных работ от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;

- индекс удорожания монтажных работ от цен 2000 г. в цены 2006 г., ;

- индекс удорожания оборудования;

- индекс удорожания оборудования от цен 1984 г. в цены 2000 г., ;

- индекс удорожания оборудования от цен 2000 г. в цены 2006 г., .

Расчет стоимости проектируемой подстанции в ценах 2006 г. представлен в таблице 18

Таблица 18

Расчет стоимости в ценах 2006 г.

Наименование затрат	Расчет стоимости в ценах 2006 г., тыс. руб.	Стоимость, тыс. руб.
Строительные работы		11674,3872
Монтажные работы		6676,858
Оборудование		65838,178
Итого		84189,423
Средства на покрытие затрат по уплате НДС	(при НДС 18%)	15154,096
Итого с НДС		99343,519

Согласно проведенному расчету стоимость строительства транзитной подстанции 110/38,5/27,5 кВ переменного тока оставила

Согласно методике, изложенной в [3], для определения себестоимости переработки электроэнергии, отпускаемой тяговой подстанцией тяговым и районным потребителям, необходимо:

1. Определить годовые эксплуатационные расходы:

(6.1)

где - стоимость потерь энергии, руб.; - стоимость амортизационных отчислений, руб.; - стоимость годового обслуживания и ремонта подстанции, ; - годовой фонд заработной платы, руб.

2. Определить себестоимость переработки электроэнергии:

(6.2)

3. Определить стоимость 1 кВА установленной мощности электрооборудования подстанции:

(6.3)

где - установленная мощность силовых трансформаторов подстанции.

Стоимость потерь энергии:

(6.4)

где - потери энергии в оборудовании подстанции, принимается 1,5%;

- стоимость 1 кВт электроэнергии, ;

- перерабатываемая на подстанции за год энергия, согласно заданию .

Стоимость амортизационных отчислений:

(6.5)

где - стоимость подстанции, тыс. руб; - коэффициент амортизационных отчислений, по [7].

Определим годовой фонд заработной платы:

(6.6)

,где - число работников, 16 человек; - число месяцев в году; - коэффициент учитывающий, 100% зарплата работников и 25% премиальные работникам; - средняя зарплата персонала тяговой подстанции: Начальник тяговой подстанции з/п 45000 руб., ст.эл.механик з/п 40000 руб., эл.механик з/п 35000 руб., 5 эл.монтеров з/п 15000 руб, 4 эл.монтера з/п 18000 руб, 2 эл.монтера з/п 22000 руб, 2 эл.монтера з/п 25000 руб.

Определим по (6.2) себестоимость переработки электроэнергии:

Определим по (6.3) стоимость 1 кВА установленной мощности электрооборудования подстанции:

Заключение

В курсовом проекте была разработана транзитная тяговая подстанция 110/35/27,5/10 кВ. При проектировании были использованы данные по современному оборудованию: разъединители, выключатели, трансформаторы тока и др., был произведен расчет контура заземления подстанции и определено напряжение прикосновения на оборудовании при коротком замыкании в РУ питающего напряжения.

При определении стоимости подстанции был произведен перерасчет от цен 1984 года в цены 2006 года, используя индекс удорожания. Таким образом, по полученным данным можно относительно точно судить о реальной стоимости тяговой подстанции.

Список литературы

1. Правила устройств электроустановок. ПУЭ. – 6-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоиздат. 2003. – 392.

2. Бей Ю. М., Мамошин Р. Р., Пупынин В. Н. Тяговые подстанции / Учебник для вузов ж.-д. транспорта. – М.: Транспорт, 1986. – 319 с.

3. Фоков К. И. Электрическая часть станций и подстанций: Методические указания на выполнение курсового проекта. – Хабаровск: ДВГУПС, 1996. – 37 с.

4. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД153-34.0-20.527-98.

5. Прохорский А. А. Тяговые и трансформаторные подстанции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Транспорт, 1983. -496 с.

6. Силовое оборудование тяговых подстанций железных дорог (сборник справочных материалов). ОАО «Российские железные дороги», филиал «Проектно-конструкторское бюро по электрификации железных дорог». – М., Трансиздат, 2004. – 384 с.

7. Справочник электроснабжения железных дорог / Под ред. К. Г. Марквардта. – Т. 2. – М.: Транспорт, 1981. – 391 с.

8. Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.– 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с..

9. Григорьев Н. П. Разработка проектно-сметной документации устройств электроснабжения на ЭВМ: учеб. Пособие / Н. П. Григорьев, М. С. Клыков. –Хабаровск: Изд-во ДВГУПС, 2006. – 127 с.

10. Гринберг–Басин. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. М; Транспорт 1986 г.- 167 с.