Проект блочно-модульной тяговой подстанции станции Ухта Северной железной дороги

Молниеотводы 1, 2, 3, 4 устанавливаем на порталах. Общая зона действия четырёх стержневых молниеотводов показана на рисунке 7.

2.Рисунок 7.2 Зона защиты четырёх стержневых молниеотводов8. УЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИТехнический учет электроэнергии позволяет получить картину энергопотребления каждого объекта в режиме максимально приближенном к реальному времени и, соответственно, планировать подключение своих объектов с максимальной эффективностью. В настоящее время на ТП отсутствует технический учет электроэнергии. На ТП имеется единственный пункт учета электроэнергии — это счетчики коммерческого учета СЭТ-4ТМ на вводах РУ-22. Данные с этих счетчиков по потреблению активной и реактивной энергии поступают в экономический отдел ОГЭ. Следует отметить, что ни главный энергетик, ни энергетики цехов не имеют доступа к наглядной информации по расходу энергии. В результате ОГЭ и руководители цехов не имеют возможности оптимизации работы оборудования. Организация доступа к информации заинтересованных руководителей позволит оперативно проводить анализ и, как следствие, исключить нежелательные перегрузки в электросети, тем самым повысив её качество и сэкономить затраты на электроэнергию. На рис. 8.

1. представлен возможный вариант построения системы технического учета электроэнергии. Рисунок8.

1. Структурная схема построения системы учета.

9.расчет и рекомендационные мероприятии по защите от выбросов загрязняющих веществ тяговой подстанции9.

1 Расчет выброса загрязняющих веществ от трансформаторов.

Расчет количества загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу из работающего трансформатора через осушительный патрон, произведен в соответствии со «Сборником методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами, раздел 4 и справочником «Охрана атмосферного воздуха» под редакцией Н. Ф. Тищенко, 1993 г., часть 1. Ввиду того, что в силовых трансформаторах для охлаждения используется трансформаторное масло, то расчет произведен на выделение масла минерального нефтяного в атмосферный воздух при «малом дыхании» из емкости с однокомпонентными жидкостями за счет естественной убыли (испарения) и вытеснения газов наружу, вызываемого изменением температуры газовоздушной среды. При «малом дыхании» уровень жидкости в трансформаторе изменяется очень незначительно, следовательно, объем газовоздушного пространства в аппарате остается постоянным. Давление газовоздушной смеси Рраб. в нем также остается постоянным, так как избыток ее удаляется через осушительный патрон. В процессе эксплуатации трансформаторов нагрузка на них в течение суток колеблется. Это приводит к колебанию температуры газовоздушной смеси, кроме этого, изменение температуры наружного воздуха также сказывается на изменении температуры масла, поэтому для расчета принимаем, что в течение суток температура газовоздушной смеси изменяется равномерно от t1 = +50°С до t2= +55°С. Концентрация масла также изменяется равномерно от С1 до С2. Выброс масла из трансформаторов через осушительные патроны складывается из: валовых выделений аэрозоли масла за счет естественной убыли трансформаторного масла;

выделения аэрозоли масла за счет изменения нагрузки и, следовательно, температуры газовоздушной среды;

выбросов загрязняющих веществ при заполнении емкостей трансформаторным маслом. Расчет выбросов за счет естественной убыли масла. Пр = 4,46 ∙V ∙ Ps ∙ Мп ∙ (К5Х + К5Т) ∙ (К1∙ К2 ∙ (1 — g)) ∙ 10−9, кг/час;где: V — объем трансформаторного масла, м3 (ГОСТ 17 544−85, ГОСТ 11 920;85); для трансформаторов собственных нужд объем масла равен 0, так как эти трансформаторы сухие, не содержащие масла;Ps — давление насыщенных паров жидкости при температуре 38 °C, в данном случае Ps = 50;Мn — молекулярная масса паров жидкости, в данном случае Мn = 104;К1 поправочный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров жидкости, K1 = 1,4;К2 — поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности и режима эксплуатации, К2 = 0,95;К5Х, К5т — поправочные коэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров и температуры газового пространства соответственно в холодное и теплое время года, К5х + K5Т=l, 43;g — коэффициент эффективности газоулавливающего устройства, g = 0. Результаты расчета выбросов аэрозоли масла за счет естественной убыли масла приведены в таблице 9.

2.Расчет выбросов аэрозоли масла за счет изменения нагрузки и температуры газовоздушной смеси. Объем вытесняемых газов при «малом дыхании» можно найти из следующего выражения: Vr=V∙j∙(t2-t1) где: Vr — увеличение объема газа, м3;j — коэффициент объемного расширения j=l/273;(t2-t1) — разница температур; (t2-t1) =5;V — объем газа в трансформаторе над маслом, м3; V' = V∙(1-K3), м3. где: К3 — коэффициент заполнения, К3 =0,9;V — объем трансформаторного масла, для трансформаторов собств. нужд Vтрсн = 0, так как они — сухие. Масса теряемого вещества при «малом дыхании» определяется из выражения, кг/ч;где: Сср — средняя концентрация насыщенных паров за период дыхания;C1 — концентрация насыщенных паров при t1; C1 =16 г/м3; C2- концентрация насыщенных паров при t2; С2 =24 г/м3;Концентрация насыщенных паров трансформаторного масла (C1 и С2) определяется по графику 1.7 справочника «Защита атмосферы от выбросов энергообъектов».Результаты расчета выброса аэрозоли масла при «малом дыхании» приведены в таблице 9.

1.Расчет выбросов аэрозоли масла при заполнении и опорожнении трансформаторов. Расчет выбросов аэрозоли масла при заполнении (опорожнении) емкостей трансформаторным маслом производится исходя из норм естественной убыли и количества масла, заливаемого (выливаемого) в трансформатор. V=W∙Y1,2∙Кр∙10−6, т/год, где: W — количество заливаемого (выливаемого) трансформаторного масла в год, т, в соответствии со Справочной книжкой энергетика, М. Энергия 1978, норма годового расхода трансформаторного масла в трансформаторах с маслом более 30 т составляет 3,7%, а в трансформаторах с маслом от 7 до 25 т составляет 4,2%;W = V ∙ 0,042 т (на долив и на замену).Y1,2 — средние удельные выбросы из резервуара в осенне-зимний (Y1) и весенне-летний (Y2) периоды года, г/т. Для масел значения Y1и Y2 принимаются равными, Y1,2 = 0,2 г/т;Кр — опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара, Кр = 0,1.Результаты расчета выброса аэрозоли масла при заполнении (опорожнении) трансформаторов маслом приведено в таблице 9.

1.Валовые выбросы аэрозоли масла от трансформаторов составят: M= (Пp∙t+G)∙D∙10−3+V, т/год, где: t — время работы в сутки, t = 24 часа;D — количество дней работы в году, D = 365. Максимально-разовый выброс аэрозоли масла определяется по формуле:

Результаты расчета выбросов аэрозоли масла сведены в таблицу 9.

1.9.

2. Расчет выброса загрязняющих веществ от элегазового оборудования.

В зале ОРУ 220 кВ устанавливается элегазовое оборудование. Электротехнический газ (элегаз) — это шестифтористая сера (SF6), которая применяется в качестве изоляционной, дугогасительной и теплоотводящей среды в коммутационных аппаратах и высоковольтных устройствах. При нормальных условиях эксплуатации это инертный газ без цвета и запаха, нетоксичный, не горит, не поддерживает горение, не взрывоопасен, химически инертен, класс опасности 4 по ГОСТ 12.

1.007−76.Из-за отсутствия возможности абсолютной герметизации корпусов элегазового оборудования следует считаться с утечкой элегаза, которая оценивается в процентах от общей массы элегаза в год и составляет в настоящее время не более 1% для отечественного и импортного оборудования. Выброс элегаза в атмосферу может быть вызван коротким замыканием в оборудовании, которое относится к исключительным ситуациям. Согласно «Инструкции по эксплуатации элегазового оборудования» ВДО, 412,178 допускаемая концентрация элегаза в воздухе при кратковременном пребывании людей составляет 1% (62 г/м3).При разгерметизации наибольшей емкости полости трехполюсной шины, содержащей 32 м3элегаза, концентрация элегаза в помещении с объемом помещения 4750 м³ (до включения аварийной вентиляции) составит 32×100/4750 = 0,67%, что меньше кратковременно допустимой концентрации. Согласно СНиП 2.04−05−86 проектом предусматривается аварийная 8-ми кратная вентиляция зала с элегазовым оборудованием. За 1 час работы аварийной вентиляции должно быть обеспечено снижение концентрации элегаза в помещении и выбрасываемом в атмосферу воздухе ниже допустимой нормы 0,08% для длительного пребывания людей (согласно ВДО.

412.

178).Элегаз, попадающий в атмосферу, считается одним из самых пассивных соединений. Ввиду своей весьма незначительной водорастворимости, это соединение не представляет никакой потенциальной опасности для поверхностных и грунтовых вод, а также для почвы. Таким образом, элегаз не представляет никакой опасности для экосистемы. В вновь возводимом ОРУ 220 кВ будут установлено 7 элегазовых ячеек. Количество элегаза в одной ячейке составляет 12,5 кг. Утечка элегаза составляет 1% в год. Исходя из вышеприведенных данных, в атмосферу будет выбрасываться соответственно M=n∙m∙0,01 кг/год, где n — количество элегазовых ячеек, шт;m — количество элегаза, кг. Максимально разовый выброс рассчитывается по формуле: где: М — валовой выброс элегаза кг/год. 9.

3. Расчет выброса загрязняющих веществ от аккумуляторной батареи.

Для питания потребителей постоянного тока на подстанции установлена аккумуляторная батарея из 104 элементов. Таблица 9.1Расчет выбросов загрязняющих веществ. ПС 220/20 кВед. изм. Условное обозначение.

Наименование источника выделения загрязняющих веществ.

Расчет выброса загрязняющих веществ (углеводороды) от трансформаторов.

Тр-р ТРДЦН 100 000/220/20Исходные данные.

Количество: шт. n2Плотность маслакг/м3ρ840Объем маслатV41,5м349,4Объем масла на долив и замену (3,7% при V > 30 т и 4.

2% при 7 т < V < 25т).

тW3,66Время работычас/сутt24час/годD8760.

Расчет выбросов за счет естественной убыли.

Давление насыщенных паров жидкости при температуре 38°СPs50Молекулярная масса паров жидкости.

Мn104Поправочный коэффициент, зависящий от давления насыщенных паров жидкостиK11,4Поправочный коэффициент, зависящий от технической оснащенности и режима эксплуатацииK20,95Поправочные коэффициенты, зависящие от давления насыщенных паров и температуры газового пространства соответственно в холодной и теплое время года.

К5х+К5Т1,43Коэффициент эффективности газоулавливающего устройстваg0Выброс за счет естественной убыликг/час.

ПР0,43 584кг/сут0,1 046 010кг/год38,179 373.

Расчет выбросов аэрозоли масла за счет изменения нагрузки и температуры газовоздушной смеси (при «малом дыхании»)Коэффициент заполнения.

К30,9Объем газа в трансформаторе над масломм3V'4,94 047 619.

Коэффициент объемного расширенияj0,3 663.

Разница температур*t2-t15Объем вытесняемых газов при «малом дыхании» м3Vr0,9 048 491.

Концентрация насыщенных паров при t1г/м3C116Концентрация насыщенных паров при t2г/м3C224Средняя концентрация насыщенных паров за период дыханияг/м3Ccp20Масса теряемого вещества при «малом дыхании» кг/часJ0,18 097кг/сут0,4 343 276кг/год15,8 529 566.

Расчет выбросов аэрозоли масла при заполнении и опорожнении трансформаторов.

Средние удельные выбросы из резервуара в осенне-зимний (Y1) и весенне-летний (Y2) периоды года (Для масел значения Y1, и Y2 принимаются равными).

г/тY1,20,2Опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуараKP0,1Выброс аэрозоли масла при заполнении (опорожнении) емкостей трансформаторным масломт/годV0,73.

Валовые выбросы аэрозоли масла от трансформаторовт/годM0,3 883 999.

Максимально-разовый выброс аэрозоли маслаг/секG0,123 161.

Расчет выброса загрязняющих веществ (элегаза) от элегазового оборудования.

Выкл. элегаз. ELK 14Количествошт. n7Количество элегазакг12,5Утечка элегаза%/год1Валовый выброс элегазакг/годM0,875т/год0,875.

Максимально-разовый выброс элегазаг/секG0,289.

4 Рекомендационные мероприятии по защите от выбросов загрязняющих веществ При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения вредного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов в водные объекты, шума, вибрации, электрических и магнитных полей и иных вредных физических воздействий, а также по сокращению безвозвратных потерь и объемов потребления воды. Количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу не должно превышать норм предельно допустимых выбросов (лимитов), сбросов загрязняющих веществ в водные объекты норм предельно допустимых или временно согласованных сбросов, установленных для каждого энергообъекта специально уполномоченными государственными органами Российской Федерации «в области охраны окружающей среды. Напряженность электрического и магнитного полей не должна превышать предельно допустимых уровней этих факторов, шумовое воздействие норм звуковой мощности оборудования, установленных соответствующими санитарными нормами и стандартами. Рисунок 9.1 — Схема мероприятий по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу.

Каждая тяговаяподстанция должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий, согласованный с региональными природоохранными органами. На каждом энергообъекте должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду. Энергообъекты, на которых образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение на специализированных полигонах, имеющихся в распоряжении местной или региональной администрации. Установки для очистки и обработки загрязненных сточных вод должны быть приняты в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования. Рисунок 9.2 — Основные методы защиты биосферы от промышленных выбросов.

При эксплуатации эпектрических сетей и подстанций необходимо руководствоваться «Санитарными нормами и правилами защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи переменного тока» и «Методическими рекомендациями по обеспечению экологических нормативов при проектировании, строительстве и эксплуатации линий электропередачи и подстанций» .Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду, объемами забираемой и сбрасываемой воды каждый энергообъект должен быть оснащен постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы. Электрические сети должны быть оснащены приборами измерения напряженности электрического и магнитного полей. 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ10.1 Резюме проекта.

При разработке любого проекта огромную роль играют организация производства и управление производством. Это прослеживается как в научно-исследовательской работе, так и в опытно-конструкторской разработке. В дипломном проекте рассматривается вопрос проектировании тяговой подстанции станции Ухта Северной железной дороги. Эффективность разработанных в дипломном проекте технических решений оценим комплексно: выявим технические преимущества новой конструкции (технологии и т. д.) и экономическую эффективность. Целью данного дипломного проекта является разработка блочно-модульной тяговой подстанции станции Ухта Северной железной дороги. К схемам и конструкциям тяговых подстанций предъявляют жесткие технические требования. Параметры силового и коммутационного оборудования должны соответствовать спросу потребителей электроэнергии и обеспечивать требуемые показатели надежности системы энергоснабжения. Данное требование определяет как качество работы системы энергоснабжения железнодорожного транспорта, так и затраты на восстановительные и ремонтные работы в случае возникновения аварийной ситуации. Электрификация железных дорог сопровождается значительными капиталовложениями на сооружение контактной сети, тяговых подстанций, реконструкцию линии связи. В большинстве случаев основными показателями общей экономической эффективности инноваций на железнодорожном транспорте выступает чистый дисконтированный доход и срок окупаемости инвестиций (период возврата единовременных затрат).

10.2Определение единовременных капитальных вложений.

Определение стоимости проектируемой ТП производится по укрупненным показателям стоимости строительства (УПСС) объектов электрификации железнодорожного транспорта с учетом основных узлов и элементов подстанции. Для удобства сводим расчет стоимости оборудования ТП, строительных и монтажных работ в таблицу 10.

1.Таблица 10.1Данные о стоимости ТПНаименование.

Строительные работы, тыс. руб. Монтажные работы, тыс. руб. Оборудование, тыс. руб.

1. Верхнее строение пути10 480—2. Здание ТП62 100 237 401 227 304.

Благоустройство территории11 200—4. ОРУ-220 кВ45 640 263 401 351 808. ОРУ-27,5 кВ102 004 930 329 006. РУ-10 кВ400 548 129 307.

Тяговый блок109 801 421 023 841 008.

Питание автоблокировки46 022 082 569.

Шкафы СН17 030 143 010.

Прожекторное освещение9 101 170−11. Заземление21 402 710−12. Отдельно стоящие молниеотводы2660—13. Порталы шинных мостов и опоры6120—14. Подвеска шин к трансформаторам 220 кВ10 001 360−15. Резервуар для слива масла Vм178 040−16. Кабельные каналы2760—17. Прокладка кабелей и др.105 050 740-ИТОГОВ связи с изменением стоимости строительных, монтажных работ и оборудования ТП значения стоимостей, приведенных в указанной литературе [6], необходимо умножить на следующие коэффициенты (данные на май 2003 года): Стоимость ТП определяется по формуле, тыс.

руб.:(10.1)Годовые эксплуатационные расходы,(10.2)где — стоимость потерь электроэнергии, тыс.

руб;β - стоимость 1кВтxч (1,2 руб/кВтxч — на май 2015 года); W — перерабатываемое за год количество электрической энергии, кВтxчx106;.(10.3) — стоимость амортизационных отчислений, тыс.

руб.:.(10.4) — стоимость годового обслуживания и ремонта ТП, тыс.

руб.:.(10.5) — годовой фонд заработной платы (ФЗП), зависящий от метода обслуживания, штата должностных лиц и окладов, с учетом средств материального поощрения в размере 40% от ФЗП. При расчете учитывается так называемая 13-я зарплата, равная месячному ФЗП. В результате получаем, тыс.

руб.:. (10.6)Расчёт годовых эксплуатационных расходов, тыс.

руб.:.Расчет годового фонда зарплаты сводим в таблицу 10.

2. Таблица 10.2 Расчёт ФЗПДолжность.

Количество штатных единиц.

Оклад, тыс. руб.

1. Начальник1252.

Старший электромеханик1153.

Электромеханик55×124. Электромонтер33×85. Уборщица13ИТОГО11Определение себестоимости перерабатываемой электроэнергии.

Определяем себестоимость перерабатываемой за год электроэнергии, руб/кВтxч:.(10.7)Стоимость 1 кВА установленной мощности рассчитывается по формуле, руб/кВтxч,(10.8) где-установленная мощность всех силовых трансформаторов ТП, питающихся от входного РУ. Для характеристики спроектированной ТП приводятся следующие технико-экономические показатели (табл. 10.3).Таблица 10.3Технико-экономические показатели ТПНаименование.

Единица измерения.

Расчётное значение1. Площадь ТП14 862.

Установленная мощность оборудованияк.

ВА500 003.

Обслуживающий штатчел114. Стоимость ТПтыс. руб.

86 272,244.

1. Стоимость строительных работ-/-1785,5254.

2. Стоимость монтажных работ-/-1323,3994.

3. Стоимость оборудования-/-5518,3005.

Стоимость 1 кВА установленной мощностируб/кВтxч172,5446.

Себестоимость перерабатываемой электроэнергиируб/кВтxч0,66 910.

3. Оценка экономической целесообразности проекта.

Модернизацию можно считать эффективной, когда с её внедрением повышается производительность всего производства, сокращаются прямые и капитальные затраты, удешевляется продукция и улучшается её качество, облегчается труд человека, повышается культура труда. Методика «Оценка эффективности инвестиционных проектов» имеет преимущество, она более реальна, так как учитывает степень задействования производственной мощности. Сделаем расчет на период до пяти лет. Этот период разобьем на шаги, кратные одному году. Рассчитываем четыре основных показателя:

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)(10.9)гдеRt-результат (доход), руб.;Зt-затраты на эксплуатацию, руб.;(Rt — Зt) -чистый приток от операций, руб.;Кt-капитальные затраты, руб.;Е-норма дисконта (принять равной 12,4%);Т-расчетный период, лет;Индекс доходности (ИД)(10.10)Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет ту норму дисконта, при которой величина эффекта за период Т равнялась бы капитальным затратам, то есть ,(10.11)Срок окупаемости капитальных затрат рассчитывается по расчетным таблицам для года, когда достигло положительное сальдо. Таблица 10.4Оценка эффективности инвестиционного проекта при Е=16,4%№ шага1(1-Е)t (Rt-Зt)(Rt-Зt)(1-Е)tKtKt*1(1-Е)tРезультат деятельности, тыс.

руб.Приток реальных денег, тыс.

руб01,36 500 365 008 627 286 016−49 772,24−49 772,2410,883 650 031 974 31974;17 798,2420,773 650 028 009,224 28 009,2210210,9830,673 650 024 536,08 24 536,0834747,0640,593 650 021 493,606 21 493,6156240,6750,523 650 018 828,399 18 828,475069,0760,453 650 016 493,678 3 244 516 493,6891562,75 177 835.

Из таблиц видно, что срок окупаемости при норме дисконта 12,4% (соответствует инфляции в 2016 году) будет между первым и вторым годами. Из таблицы 10,4найдем по формуле ЧДД (NPV):ЧДД (NPV)Е=16.

4% = 177 835−86 272= 91 562,75тыс.

руб.Т.к. ЧДД (NPV)>0,то проект экономически эффективен. Рассчитаем индекс доходности по формуле:

ИД (PI) = 177 835/86272= 2.06Так как ИД (PI)> 1, то считаем, что проект эффективен. Оценка абсолютной экономической эффективности проектных решений производится по основному технико-экономическому показателю — сроку окупаемости капитальных вложений, который составляет 2,3 года.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При выполнении дипломного проекта была спроектирована тяговая подстанция Ухта. Были изучены вопросы особенностей спроектированной тяговой подстанции. Разработана однолинейная схема подстанции, которая определяет состав необходимого оборудования и аппаратуры. Надёжность работы тяговой подстанции обеспечивается:

1. Резервированием силовых трансформаторов, аппаратуры и выключателями;

2. Секционированием сборных шин, разъединителями и выключателями;

3. Устройством системы обходных шин с выключателями для замены основных выключателей во время ремонта. Произведены расчёты токов рабочего и аварийного режима работы подстанции. На основании значений этих токов были выбраны и проверены токоведущие элементы, сборные шины, изоляторы подстанции, а также коммутационная аппаратура и измерительные трансформаторы. Были выбраны ОПН как средство защиты от перенапряжений для РУ. Была выбрана аккумуляторная батарея и зарядно-подзарядное устройство к ней.

Разработан план размещения основного оборудования на подстанции. Произведён расчёт заземляющего устройства графоаналитическим методом. Выполнен расчёт стоимости подстанции. Определены технико-экономические показатели спроектированной тяговой подстанции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Андреев В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец. &# 171;Электроснабжение". — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Высш.

шк., 2008. — 496 с. Тяговые подстанции: Учеб. для вузов ж.-д. транспорта / Ю. М. Бей, Р. Р. Мамошин, В. Н. Пупынин, М. Г. Шалимов.

— М.: Транспорт, 1986. — 319 с. Гринберг-Басин М. М. Тяговые подстанции.

Пособие по дипломному проектированию: Учеб. пособие для техникумов ж.-д.трансп. — М.: Транспорт, 2006. — 168 с. Загайнов Н. А., Финкельштейн Б. С., Кривов Л. Л. Тяговые подстанции трамвая и троллейбуса: Учеб. для техникумов / Под ред. Н. А. Загайнова.

— 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Транспорт, 2008. — 327 с. Мамошин Р. Р., Зимакова А. Н. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. -.

М.: Транспорт, 2009. — 296 с. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации. -.

М.: МПС РФ, 1997. — 78 с. Прохорский А. А. Тяговые и трансформаторные подстанции. -.

М.: Транспорт, 2003. — 496 с. Руководящие материалы по релейной защите систем тягового электроснабжения: Департамент электрификации и электроснабжения Министерства путей сообщения Российской Федерации. — М.: «Транспорт», 2007. — 96 с. Система тягового электроснабжения 2×25 кВ / Б. И. Бородулин, М. И. Векслер, В. Е. Марский, И. В. Павлов. -.

М.: Транспорт, 2009. — 247 с. Справочник по электроснабжению железных дорог / Под ред. К. Г. Марквардта: Т.1 и Т.

2. — М.: Транспорт, 2006. — 256 с., 392 с. Хариков В. Ф. Защита контактной сети постоянного тока от коротких замыканий. -.

М.: Транспорт, 2007. — 95 с. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов / А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшков и др.; Под ред.

А.А. Васильева. — 2-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1990.

— 576 с. Почаквец В. С. Электрические подстанции. М.: Желдориздат, 2009. — 512 с. Пузина Е. Ю. Тяговые подстанции. Иркутск, 2005. — 41 с. Правила устройства электроустановок.

М.: Главгосэнергонадзор России, 2008. — 549 с. Общие технические требования к подстанциям 35 — 750 кВ нового поколения (приложение к «Программе комплексного технического перевооружения электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» на 2004 — 2012 г.

г.", одобрено решением Правления ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.

03.04 № 91).Справочник по проектированию подстанций 35 — 500 кВ/ Г. К. Вишняков, Е. А. Гоберман, С. Л. Гольцман и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и Я. С. Самойлова. — М.: Энергоиздат, 1982. — 352., ил. Правила пожарной безопасности для электрических предприятий РД 153.-34.0−03.301−00 (ВППБ 01−02−95). — М.: Изд-во стандартов, 2000.

Правила пожарной безопасности РД 153.-34.0−03.301−00 (ВППБ 01−02−95). — М.: Изд-во стандартов, 2000.