2250

Проектирование понизительной подстанции электроснабжения электрифицированной железной дороги.

Курсовая

Энергетика

Распределительное устройство 110 кВ промежуточной транзитной подстанции. Составление расчетной схемы и схемы замещения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор основного оборудования и токоведущих элементов подстанции. Выбор устройств защиты от перенапряжения.

Русский

2013-01-06

1.13 MB

133 чел.

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: 60106 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 (Iк3), поэтому необходимо произвести расчет токов короткого замыкания для всех распределительных устройств (РУ) и однофазного замыкания на землю (Iк1) 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 Uн = 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

PРАСЧ = КИ · PУ,                 

QРАСЧ = PРАСЧ · tg ,                                         

cos  = КМ,                                            

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:

  1.  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;

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

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

tк = tз + tв ,                                           (4.2.2)

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

            tв – 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 Iдоп, А по формуле:

,                                                   (3.11)

где Iр мах – максимальный рабочий ток сборных шин, А;

     Iдоп – длительно допускаемый ток для выбранного сечения, А.

По термической стойкости проверку производят по формуле:

,                                         (3.12)

где qmin – минимальное допустимое сечение токоведущей части по

                 условию ее термической стойкости, мм;

              Вк – 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

qnqmin, 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 Uн=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 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 – 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;

Кд – кратность электродинамической стойкости (по каталогу);

- по термической стойкости:

                                    (4.7.2)

где Кт – 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

 FF,                              (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 Uр, 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 (Uпр) 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 420 м, любой конфигурации, эквивалентной квадратной расчетной моделью с одинаковыми ячейками, однослойной структурой земли э, при сохранении их площадей S, общей длинны вертикальных LВ и горизонтальных LГ электродов, глубины их заложения hГ значения растекания сопротивления R3 и напряжение прикосновения Uпр. 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 nв, шт определяется по формуле:

, шт ,                                  (5.1.2)

шт

Длина вертикального заземлителя lв, м определяется по формуле:

,                                                 (5.1.3)

lв > 2  2,0 = 4,0 м

Общая длина вертикальных заземлителей Lв, м определяется по формуле:

,м                                               (5.1.4)

Lв =56  4 = 224 м

  Расстояние между вертикальными заземлителями а, м определяется по формуле:

a   2 lв,                                                   (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 Uпр, то независимо от выполнения условия (5.1.8) необходимо определить его расчетное значение и сравнить с допустимым. Напряжение прикосновения Uпр, В находим по формуле [3]:

,                                        (5.2.1)

где kпр – 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; Rс – сопротивление растекания тока со ступней, Ом;    

Сопротивление тока со ступней Rc, Ом определяется по формуле:

,                                                (5.2.4)

Rc = 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):

Uпр = 9410,3360, 0375 = 11.857 В

Сравниваем Uпр с [Uпр]=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.

  1.  Определить себестоимость переработки электроэнергии:

                                                  (6.2)

  1.  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.

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

58633. Урок-проект по повести Б. Васильева «В списках не значился» 55.5 KB
  Ход урока На доске записаны или выведены на экран два эпиграфа цитаты из повести В списках не значился: Крепость не пала: она просто истекла кровью. Работа начинается с небольшого вступительного слова учителя который обращает внимание ребят...
58636. Евристика 189.5 KB
  Евристичне мислення Евристичні прийоми й методи евристічна властивість. Наука що вивчає продуктивне та творче мислення евристичну діяльність. Евристичні методи активізації творчого мислення Потреба в ефективних прийомах та методах активізації творчого мислення виникла дуже давно.
58638. В. Сухомлинський «Кінь утік» 64.5 KB
  Мета навчальна: розкрити тему ідею проблематику твору його джерела багатоплановість художнього змісту; розвиваюча: розвивати в учнів творчу уяву навички аналізу твору вміння визначати його підтекст образи символи...
58640. Невдачі (обмеження) ринку як причина державного регулювання економіки 51 KB
  Державне регулювання економіки це цілеспрямована діяльність держави зі створення правових економічних і соціальних передумов необхідних для найбільш ефективного функціонування ринкового механізму і мінімізації його негативних наслідків.