Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Теоретический раздел

1.1 Описание схемы электрических соединений

1.2 Расчет мощности подстанции

1.3 Расчет максимальных рабочих токов

1.4 Расчет токов короткого замыкания

1.5 Выбор и проверка выключателей

1.6 Выбор и проверка трансформаторов тока

1.7 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

1.8 Выбор и проверка гибких проводов и жестких шин

1.9 Выбор и проверка разъединителей

2. Технологический раздел

2.1 Область применения элегазовых выключателей

3. Экономический раздел

3.1 Расчет годовых эксплуатационных расходов на содержание подстанции

4. Охрана труда и безопасность движения

Заключение

Библиографический список



Введение

Железная дорога - одна из важнейших составных частей магистрально- технической базой экономики страны.

Электрификация железных дорог России началась 75 лет назад с участка пригородного движения Москва - Мытищи протяженностью 17,8 км. Первый электропоезд с пассажирами прошел по нему 29 августа 1929 Г., а официальное открытие состоялось 15 октября того же года.

До 1955 года электрификация железных дорог велась на постоянном токе напряжением 3,3 кВ, с 1955 года- на переменном токе 27,5 кВ. С 1980 года на ряде участках электрификация осуществляется на переменном токе по системе 2х25 кВ.

На электростанциях вырабатывается трёх фазный переменный ток частотой 50 Гц и напряжением 3,15; 6,3; 10,5; 15,75; и 21 кВ. Часть электрической энергии передаётся потребителям по ЛЭП на генераторном напряжении, другая часть поступает на расположенную рядом повышающую трансформаторную подстанцию, где напряжение повышается до десятков или сотен киловольт.

Передача электрической энергии высокого напряжения на большие расстояния более экономична, так как снижаются её потери в проводах ЛЭП. Система однофазного переменного тока напряжением 25 кВ нашла широкое применение в тяговых сетях электрофецированных железных дорог. Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением, оснащённая мощным современным силовым трансформатором, коммутационным выключателем переменного тока (разъединители) и вспомогательной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме автотелеуправления.

Тяговая подстанция получает питание по двум линиям от сети внешнего электроснабжения. Питающее напряжение подаётся на первичные обмотки главных, понижающих трёхобмоточных трансформаторов (ГПТ-1 и ГПТ-2). Вторичные обмотки трансформаторов напряжением 27,5 кВ запитывают РУ-27,5 кВ, которое служит для обеспечения электрической энергией железной дороги по фидерам контактной сети (КС), питание не тяговых линейных железнодорожных потребителей по системе «два провода - рельс» (ДПР) и подключение трансформаторов собственных нужд (ТСН-1 и ТСН-2). От третьей обмотки главного понижающего трансформатора запитывается РУ-35(10) кВ для питания нетяговых потребителей.



1 Теоретический раздел

1.1 Выбор однолинейной схемы

Однолинейная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части спроектированной подстанции. От этой схемы зависят надежность электрооборудования потребителей, ремонтоспособность, удобство технического обслуживания и безопасность персонала, рациональность размещения электрооборудования.

Однолинейная схема состоит из 3 распределительных устройств: РУ - 220 кВ, РУ - 27,5 кВ, РУ - 10 кВ. Питание на трансформаторы поступает по линиям электропередачи по вводам W₁, W₂, на которых установлены разъединители типа РГ - 220/1000 УХЛ1. Между вводами выполняется перемычка с двумя разъединителями. На первичной стороне трансформаторов также установлены разъединители, такие же как на вводах. Встроенные трансформаторы тока необходимы для подключения амперметра и релейных защит. Наличие перемычки с разъединителем. имеющим дистанционное управление, позволяет обеспечит питание любого трансформатора по любому вводу или двух трансформаторов по одному вводу. Второй разъединитель перемычки с ручным приводом используется при ремонте для создания видимого разрыва цепи, трансформатор остается в работе, получая электроэнергию по вводу W₂.

Распределительное устройство 27,5 кВ тягового напряжения переменного тока 27,5 кВ включает в себя сборные шины, вводы от обмоток 27,5 кВ главных понижающих (тяговых) трансформаторов, фидеры контактной сети и ДПР, трансформаторы собственных нужд.

Шины 27,5 кВ состоят из проводов фаз А и В, секционированных разъединителями, которые нормально включены. Секционирование сборных шин 27,5 кВ двумя разъединителями обеспечивает безопасное выполнение работ и на секциях шин. Фаза С представляет собой рельс уложенный в земле, так называемый рельс земляной фазы, который соединен с контуром заземления подстанции, рельсом подъездного пути, отсасывающей линией и тяговым рельсом.

Питающие линии контактной сети (фидеры) присоединяют к фазе А и В согласно фазировке станции и прилегающих перегонов. Для замены любого фидерного выключателя при выводе его в ремонт или аварийном режиме в схеме РУ 27,5 кВ предусмотрена запасная шина, которая может получить питание через запасной выключатель от фазы А и В сборных шин.

На тяговых подстанциях РУ - 10 кВ может получать питание от одного понижающего трансформатора при включенном секционном выключателе.

Для РУ - 10 кВ предусматривается установка выключателей.

Все отходящие линии 10 кВ имеют защиту замыкания на землю, для питания которой предусмотрен трансформатор тока.

1.2 Расчет мощности подстанции

Максимально активная мощность потребителя:

где Р_уст - установившаяся мощность потребителя, кВт,

Кс - коэффициент спроса;

Р_макс1=2850·0,55=1567,5 кВт;

Р_макс2=225·0,3=67,5 кВт.

Сумма максимально активных мощностей активных подстанций:



Тангенс угла ц:

где - коэффициент мощности;

Максимальная реактивная мощность районного потребителя:

, (1.4)

квар;

квар.

Сумма максимальных реактивных мощностей районного потребителя:

Максимальная полная мощность всех районных потребителей:

гдеР_пост - постоянные потери в стали трансформатора, принимаем 8%;

Р_пер - переменные потери в стали трансформатора, принимаемые

2%.

Мощность тяговой нагрузки:

где I'д - наибольшее загруженное плечо питания, А;

I''д - наименее загруженное плечо питания, А;

kм - коэффициент, для двухпутной линии, принимаемый 1,45;

Полная расчетная мощность подстанции:

где мощность нетяговых железнодорожных потребителей на

электрифицированной дороге переменного тока, питающейся по линии «два провода - рельс» (по заданию), кВ·А;

мощность собственных нужд (определяется по маркировки

трансформатора собственных нужд), кВ·А;

коэффициент разновременности максимальных нагрузок,

принимаемый 0,95;

.

Максимальная полная мощность подстанции:

.

Мощность главного понижающего трансформатор:



где коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора

по отношению к его номинальной мощности, принимаемый 1,4;

количество главных трансформаторов, принимаемое равным 2;

Условия выбора главного понижающего трансформатора ТДТНЖ 40000/220УХЛ1(Таблица1.1):

гденоминальные параметры главного

понижающего трансформатора;

40000 кВ > 36007 кВ·А;

230 кВ > 220 кВ;

27,5 кВ = 27,5 кВ;

11 кВ > 10 кВ.



Таблица 1.1 - Электрические характеристики масляного трансформатора

Тип	Номинальная мощность, кВА	Номинальное напряжение обмоток	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединения обмоток
		высшего напряжения	среднего напряжения	низшего напряжения	uкВ-С, %	uкВ-Н, %
ТДТНЖ - 40000/220УХЛ1	40000	230	27,5	11	12,5	22	Y*/Д- Д-11-11

Полная мощность подстанции

Сумма мощностей подстанции питающихся через шины проектируемой транзитной подстанции:

(1.15)

Полная мощность транзитной тяговой подстанции:

(1.16)

гдеk'p - коэффициент разновременности максимальных нагрузок

проектируемой и соседних подстанции, для двухпутных участков принимаемый 0,75;



1.3 Расчет максимальных рабочих токов

Максимальный рабочий ток ввода ЛЭП рассчитывается по формуле:

(1.17)

Максимально рабочий ток ремонтной перемычки:

где - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора,

принимаемый 1,3;

Максимальный рабочий ток на первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора:

1.19)

Максимальный рабочий ток на вторичной обмотке среднего напряжения силового трансформатора:



Максимальный рабочий ток сборных шин 10 кВ:

где k_рн2 - коэффициент распределения нагрузки на шинах среднего или

низкого напряжения, равный 0,5 при числе присоединений пять и более, 0,7 - при меньшем числе присоединений.

Максимальный рабочий ток сборных шин 27,5 кВ:

ток напряжение трансформатор выключатель

Максимальный рабочий ток линий районного потребителя:

где k_пр - коэффициент перспективы, принимаемый 1,5;

Распределительное устройство 27.5кВ

Максимально рабочий ток первичной обмотке ТСН:



Максимальный рабочий ток ДПР:

1.4 Расчет параметров короткого замыкания

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания.

Расчетные формулы для относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания приведены в таблице 1.1

Таблица 1.2- Расчетные формулы для определения приведенных значений сопротивлений

Элемент электроустановки	Исходные параметры	Именованные единицы, ОМ	Номер формулы
Система	Sкс		(1.26)
Трансформатор	Uк%,Sном.т		(1.27)
ЛЭП	Xо,l		(1.28)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора МВ А

- базисная мощность, МВ А

- базисное напряжение, кВ

- мощность КЗ системы, МВ А

- напряжение КЗ трансформатора, %

- среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ

- индуктивное сопротивление линии, Ом/км

l - Длина линии, км

Алгоритм расчета методом Именованных единиц, Ом:

1 Составляется схема замещения КЗ цепи:

а) с указанием значений средних напряжений, соответствующих шкале

(, кВ: 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 21; 26,2; 37; 115; 230; 347; 525; 787; 1200;);

б) указывается нумерация сопротивлений;

в) указываются точки КЗ;

2 Принимается базисное напряжение.

3 Определяются сопротивления, с указанием рассчитанных значений схемы замещения.

4 Выполняется схема преобразования и рассчитываются сопротивления после преобразований.

5 Определяется действующее значение тока КЗ(Iк) и ударного тока (iy) для точки КЗ.

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется на основе расчетной схемы (рисунок 1.1)



Рисунок 1.1 - Расчетная схема

Расчет относительных сопротивлений до заданных точек короткого замыкания выполняется по схеме замещения (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Схема замещения

Сопротивление системы шин районной подстанции рассчитывается по формуле:

;

.

Сопротивление ЛЭП рассчитывается по формуле:

;

=21,6 Ом;

=23,6 Ом.

Сопротивление трансформатора рассчитывается по формуле:

;

;

.

Для расчета точек короткого замыкания используется схема преобразования (рисунок 1.3).



Рисунок 1.3 - Схема преобразования

Результирующие сопротивления:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Расчет параметров цепи КЗ.

Принимается базисное напряжение =230кВ

Действующее значение тока КЗ рассчитывается по формуле:

(1.29)

Ударный ток рассчитывается по формуле:

(1.30)

1.5 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбираем высоковольтный выключатель, установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1

- по роду установки: наружная;

- по конструктивному исполнению: маломасляные;

- по напряжению установки:



- по номинальному току:

Рисунок 1.4 - Принципиальная схема

Время отключения тока кз:

(1.33)

где - собственное время срабатывания защиты (по принципиальной

схеме (рисунок 5.1)), с;

- время выдержки срабатывания защиты, принимается 0,1с;

- собственное время отключения выключателя;

Тепловой импульс тока кз:

(1.34)

где Т_а - периодическая составляющая тока короткого замыкания,

принимается 0,05с;

Проверяем выключатель типа ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1:

- на электродинамическую стойкость:

(1.35)

65кА >7,028кА;

- на термическую стойкость:

; (1.36)

1875>16,596;

- по номинальному току отключения:

(1.37)

,756кА.

Данные по проверке и выбору ВМТ-220Б-25/125-УХЛ1 сведены в таблицах 1.3, 1.4. Данный выключатель является электродинамическим и термически стойким.

Аналогично выбираем и проверяем выключатели, установленные в ОРУ-220кВ, ОРУ-27,5кВ, ЗРУ-10кВ.

Таблица 1.3 - Тепловой импульс

Место установки
Вводы ЛЭП	2,756	0,5	0,1	0,035	0,05	0,635	5,222
Ремонтная перемычка	2,756	0,5	0,1	0,035	0,05	0,635	5,222
Рабочая перемычка	2,756	0,5	0,1	0,035	0,05	0,635	5,222
Обмотка высшего напряжения силового трансформатора	2,756	2	0,1	0,035	0,05	2,135	16,596
Обмотка среднего напряжения силового трансформатора	8,911	1,5	0,1	0,050	0,05	1,65	134,990
Первичная обмотка ТСН	8,911	1	0,1	0,050	0,05	1,15	95,287
Фидер ДПР	8,911	1	0,1	0,050	0,05	1,15	95,287
Фидера контактной сети	8,911	0	0,1	0,050	0,05	0,15	15,881
-	8,911	0	0,1	0,050	0,05	0,15	15,881
-	8,911	0	0,1	0,050	0,05	0,15	15,881
-	8,911	0	0,1	0,050	0,05	0,15	15,881
Обмотка низкого напряжения силового трансформатора	15,020	1,5	0,1	0,055	0,05	1,66	385,777
Сборные шины 10 кВ	15,020	1	0,1	0,055	0,05	1,16	272,976
Фидера районных потребителей:	15,020	0	0,1	0,055	0,05	0,16	47,376
-	15,020	0,5	0,1	0,055	0,05	0,66	160,176
-	15,020	0,5	0,1	0,055	0,05	0,66	160,176

Таблица 1.4 - Выключатели

Место установки	Тип	кВ		I2тtт, кА2·с	Iном.откл, кА	Iпр.с, кА	Bк, кА2·с	Iк, кА	iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Рабочая перемычка	ВМТ-220Б-25/125-УХЛ1			1875	25	65	5,222	2,756	7,028
Обмотка высшего напряжения	ВМТ-220Б-25/125-УХЛ1			1875	25	65	16,596	2,756	7,028
Обмотка среднего напряжения	ВВФ-35-25/1200-УХЛ1			1200	25	50	134,990	8,911	22,723
Первичная обмотка ТСН	ВБЭТ-35-25/630-УХЛ1			-	25	-	95,287	8,911	22,723
Фидер ДПР	ВБЭТ-35-25/630-УХЛ1			-	25	-	95,287	8,911	22,723
Фидер КС 1	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	15,881	8,911	22,723
Фидер КС 2	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	15,881	8,911	22,723
Фидер КС 3	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	15,881	8,911	22,723
Фидер КС 4	ВВФ-27,5-20/1200-УХЛ1			1200	20	45	15,881	8,911	22,723
Обмотка низкого напряжения	ВВЭ-10-31,5/3150-УХЛ3			2982	31,53	31,5	385,777	15,020	38,301
Окончание таблицы 1.4
Сборные шины 10 кВ	ВВТЭ-10-31,5/630-УХЛЗ			2982	31,53	31,5	272,976	15,020	38,301
Жилой поселок	ВВЭ-10-31,5/630-УХЛ3			997	31,53	31,5	160,176	15,020	38,301
Машиностроительный завод	ВВЭ-10-31,5/630-УХЛ3			997	31,53	31,5	160,176	15,020	38,301

1.6 Выбор и проверка разъединителей

Выбираем высоковольтный выключатель, установленный в первичной обмотке высшего силового трансформатора типа РГ-220/1000УХЛ1

-по напряжению установки:

220кВ=220кВ.

-по номинальному току:

Проверка разъединителя первичной обмотки высшего силового трансформатора:

-на электродинамическую стойкость:

-на термическую стойкость:

; (1.41)

Данный разъединитель типа РГ-220/1000УХЛ1 установленный на первичной обмотке высшего силового трансформатора является электродинамически и термически стойким. Данные расчёта этого разъединителя сведены в таблице 1.5.

Аналогично выбираем разъединители, установленные в ОРУ-220кВ, ОРУ-27,5кВ (результаты сведены в таблице 1.5).



Таблица 1.5 - Разъединители

Место установки	Тип			I2тtт, кА2·с	Iпр.с, кА	Bк, кА2·с	Iк, кА	iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Рабочая перемычка	РГ-220/1000УХЛ1			2976,8	80	5,222	2,756	7,028
Обмотка высшего напряжения	РГ-220/1000УХЛ1			2976,8	80	16,596	2,756	7,028
Обмотка среднего напряжения	РДЗ-35. IV/2000УХЛ1			2976,8	80	134,990	8,911	22,723
Первичная обмотка ТСН	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	95,287	8,911	22,723
Фидер ДПР	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	95,287	8,911	22,723
Фидер КС 1	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	15,881	8,911	22,723
Фидер КС 2	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	15,881	8,911	22,723
Фидер КС 3	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	15,881	8,911	22,723
Фидер КС 4	РГ-35/1000УХЛ1			768	40	15,881	8,911	22,723

1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока

Выбираем измерительный трансформатор ТТ установленный в первичной обмотке высшего напряжения силового трансформатора типа TG245:

-по номинальному напряжению:

U_1ном.ттU_раб; (1.42)

-по номинальному току:

I_1ном.ттI_{раб.макс}; (1.43)

Проверяем трансформатор типа TG245 на термическую стойкость:

(1.44)

где - ток термической стойкости, кА

По электродинамической стойкости:

(1.45)

где - ток электродинамической стойкости, кА

Данный трансформатор тока типа TG245 является термически и электродинамически стойким.

Аналогично выбираем трансформаторы тока для распределительных устройств 220, 27,5 и 10 кВ. Результаты сведены в таблице 1.6.

Данные трансформатора тока являются термически и электродинамически стойкими.



Таблица 1.6 - Электрические характеристики трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока	кВ		, кА	, кА	Bк, кА2·с	iу, кА
1	2	3	4	5	6	7	8
Рабочая перемычка	TG245			31,5	80	5,222	7,028
Обмотка высшего напряжения	TG245			31,5	80	16,596	7,028
Обмотка среднего напряжения	ТФЗМ-35А			9506,25	45000	134,990	22,723
Первичная обмотка ТСН	ТТГ-35			22,5	57	95,287	22,723
Фидер ДПР	ТТГ-35			22,5	57	95,287	22,723
Фидер КС 1	ТТГ-35			37	94	15,881	22,723
Фидер КС 2	ТТГ-35			37	94	15,881	22,723
Фидер КС 3	ТТГ-35			37	94	15,881	22,723
Фидер КС 4	ТТГ-35			37	94	15,881	22,723
Обмотка низкого напряжения	ТПШЛ-10			78400	-	385,777	38,301
Сборные шины 10 кВ	ТПОЛ-10			40	102	272,976	38,301
Жилой поселок	ТПОЛ-10			40	102	160,176	38,301
Машиностроительный завод	ТПОЛ-10			40	102	160,176	38,301

1.8 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-220:

- по номинальному напряжению:



Расчетная активная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

(1.47)

.

Расчетная реактивная мощность приборов подключаемых к трансформатору напряжения:

(1.48)

.

Расчетная мощность прибора:

(1.49)



Проверяем трансформатор напряжения НКФ-220 на соответствие классу точности:

Трансформатор напряжения типа НКФ-220 соответствует своему классу точности.

Приборы, подключенные к трансформатору напряжения приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 220кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Количе-ство	sinц	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	3	0	18	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	3	0	12	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:							43,6	0

Выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-35 для ОРУ-27,5 кВ:

- по номинальному напряжению:



Проверяем трансформатор напряжения ЗНОЛ-35 на соответствие классу точности:

Трансформатор напряжения типа ЗНОЛ-35 обеспечивает контроль изоляции и питание приборов.

Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 35кВ приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 35кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Количе-ство	sinц	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	6	0	36	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	6	0	24	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:							73,6	0

Выбираем трансформатор напряжения типа 3ЧЗНОЛ.06-10 для ОРУ-10 кВ:

- по номинальному напряжению:



Проверяем трансформатор напряжения 3ЧЗНОЛ.06-10 на соответствие классу точности:

Трансформатор напряжения типа 3ЧЗНОЛ.06-10 соответствует своему классу точности.

Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 10кВ приведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Приборы, подключенные к трансформатору напряжения 10 кВ

Исходные параметры	Расчетные значения
Прибор	Тип	Класс точности	Sприб, В•А	cosц	Количе-ство	sinц	Рприб, Вт	Qприб, вар
Вольтметр	Э 377	1 (3)	1,6	1	1	0	1,6	0
Счетчик активной энергии	ЦЭ-6805	1,0	6	1	4	0	24	0
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ-6811	1,0	4	1	4	0	16	0
Реле напряжения	РН-60	1,0	4	1	3	0	12	0
ИТОГО:							53,6	0



2. Технологический раздел

2.1 Исследование современных высоковольтных выключателей

Электромагнитные выключатели занимают особое место среди других выключателей переменного тока. Область их применения ограничена напряжением 10-15 кВ. Действие выключателя основано не на газовом дутье. Действие электромагнитных выключателей основано на гашении электрической дуги отключения в дугогасительной камере, содержащей пакет керамических пластин, в который дуга затягивается поперечным магнитным полем, возбуждаемым током дуги. При отключении выключателя размыкаются сначала главные, а затем дугогасительные контакты.

Возникающая при этом дуга под действием электродинамических сил токоведущего контура и тепловых конвекционных потоков выдувается вверх в дугогасительную камеру. Расширяясь, петля дуги приближается к медному рогу, расположенному над неподвижным контактом и касается его, при этом катушка электромагнита, создающего магнитное дутье, включается параллельно участку дуги между контактом и рогом. Шунтированная часть дуги гаснет, и через катушку начинает проходить полный ток отключаемой цепи.

Второе основание дуги перебрасывается с подвижного дугогасительного контакта на другой рог, при этом последовательно в цепь дуги включается вторая катушка магнитного дутья, создается магнитное поле, взаимодействующее с током дуги и вызывающее перемещение дуги в пакет керамических пластин, расположенных на небольшом расстоянии друг от друга. Пластины снабжены вырезами, сужающимися кверху и смещенными в сторону от середины пластины. Попадая в пакет пластин, дуга приобретает зигзагообразную форму, интенсивно охлаждается и при переходе через нуль гаснет.

Классификация высоковольтных выключателей:

По способу гашения дуги:

· Элегазовые выключатели (баковые и колонковые);

· Вакуумные выключатели;

· Масляные выключатели (баковые и маломасляные);

· Воздушные выключатели;

· Автогазовые выключатели;

· Электромагнитные выключатели;

· Автопневматические выключатели.

Технические данные электромагнитных выключателей приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Основные данные электромагнитных выключателей

Тип	Iном, кА	Iд, кА	Время,	с	Масса, т	Размеры, м
			отключения	включения		высота	ширина	глубина
ВЭ-6-40	1,6; 2,0; 3,2	128	0,06/0,075	0,075	0,57...0,61	1 60	0 58	1,0
ВЭМ-6-40	2,0; 3,2	125	0,06/0,08	0,25	1,0...1,2	1,60	0,75	0,97
ВЭС-6-40	1,6; 2,0; 3,2	128	0,06/0,075	0,075	0,57...0,61	1,61	0,63	0,98...1,01
ВЭМ-10Э-20	1,0; 1,25	52	0,05/0,07	0,25	0,60...0,62	1,60	0,75	0,97
ВЭ-10-20	1,25; 1,6; 2,5; 3,6	51	0,06/0,075	0,075	0,52...0,57	1,60	0,63	1,0
ВЭ-10-31,5	1,25; 1,6; 2,5; 3,6	80	0,06/0,075	0,075	0,56...0,61	1,60	0,63	1,0
ВЭ-10-40	1,6; 2,5; 3,15	100	0,06/0,08	0,08	0,65.. .0,69	1,61	0,63	0,98...1,01
ВЭВ-10Э-16	1,6	16	0,06/0,08	-	0,25	1,60	0,58	1,0

Типичная осциллограмма тока и напряжения при отключении коротко-замкнутой цепи электромагнитным выключателем приведена на рисунке 2.1, а. Она существенно отличается от соответствующих диаграмм для масляных и воздушных выключателей. Падение напряжения в дуге здесь значительно больше. В масляных и воздушных выключателях сопротивление дугового промежутка и его влияние на ток проявляются лишь в течение последних нескольких десятков микросекунд, предшествующих угасанию дуги. В электромагнитных выключателях резкое сопротивление дуги вследствие ее значительной дуги является основным условием успешного отключения. Ток стремится к нулю. При этом сдвиг фазы тока по отношению к напряжению уменьшается.

Рисунок 2.1 - Принцип действия электромагнитного выключателя:

а - изменение тока и напряжения в процессе отключения.

Движение дуги в электромагнитном выключателе и ее удлинение происходят под действием магнитного поля, направленного перпендикулярно направлению тока.

При отключении малых токов (до 1000 А) для улучшения гашения дуги применяется устройство воздушного поддува. На рисунке 2.2 показан выключатель серии ВЭ-10. У выключателей серии ВЭ-10 в зависимости от номинального тока и номинального отключаемого тока несколько меняется конструктивное исполнение.

Выключатели различаются:

С дугогасительными камерами (на номинальный ток отключения 20 кА камера имеет меньшие габаритные размеры и массу по сравнению с выключателями на большие токи; выключатели на номинальный ток 3600 А проходных изоляторов не имеют);

Приводами (выключатели с номинальным током отключения 20 кА снабжены пружинными приводами, имеющими две включающие пружины; выключатели с номинальным током отключения 31,5 кА снабжены пружинными приводами с тремя включающими пружинами);

Проходными изоляторами (выключатели с номинальным током 2500 А имеют проходные изоляторы с большей площадью поперечного сечения токоведущего стержня по сравнению с проходными изоляторами выключателей с меньшим номинальным током)

Рисунок 2.2 - Выключатель электромагнитный ВЭ-10 на токи 1250, 1600 и 2500 А

До 20 кА при напряжении 11,5 кВ (рисунок 2.3). Они получили применение в системах собственных нужд мощных электростанций, а также в промышленных установках, где необходимы частые операции включения и отключения. Стоимость их относительно высока.

Электромагнитные выключатели выпускаются на напряжение 6-10 кВ, номинальный ток до 3200 А и ток отключения до 40 кА. Для гашения в них дуги не требуются масло или сжатый воздух, что является большим преимуществом по сравнению с другими выключателями.

Достоинствами электромагнитных выключателей являются полная пожаробезопасность и взрывобезопасность, малый износ контактов, большое количество отключений без ревизий, высокая отключающая способность, а их недостатками - сложная конструкция, ограниченный верхний предел номинального напряжения.

Рисунок 2.3 - Электромагнитный выключатель типа ВЭМ-10Э-1000/12,5УЗ

Рисунок 2.4 - Выключатель с электромагнитным гашением дуги ВЭМ-6-2000/40-125



Рисунок 2.5 - Выключатель с электромагнитным гашением дуги ВЭМ-6-3200/40-125

Технологическая карта № 3.3.

Текущий ремонт электромагнитного выключателя типа ВЭМ-10 производят через каждые 10000 отключений, но не реже 1 раза в год.

При текущем ремонте производится внешний осмотр контактной и дугогасительной систем, зачистка дугогасительных контактов, переборка дугогасительных камер и устройств воздушного поддува, пропитка и смазка прокладок, протирка и промывка изоляторов и изоляционных тяг, наладка выключателя и измерение его параметров. При необходимости производится замена изношенных деталей.

После снятия защитного кожуха производится демонтаж дугогасительных камер. Перед их снятием с полюсов целесообразно проверить интенсивность воздушного дутья. Для этого в верхнюю часть камеры между передним торцом и козырьком кладут прессшпановую пластину размером 125X80X2 мм с грузом 50 г. Если интенсивность дутья нормальная, то при отключении выключателя воздушный поток поднимет пластину с грузом на несколько миллиметров.

При осмотре рамы выключателя проверяют отсутствие трещин в местах сварки и крепления колес тележки. Фарфоровые изоляторы не должны иметь сколов, трещин, нарушения армировки. Допускаются сколы площадью не более 1,5 см2 и легкие царапины глубиной не более 0,5 и длиной до 25 мм. Эти сколы и царапины следует покрыть бакелитовым лаком.

Проверяется износ контактов. Главные контакты выключателя практически не изнашиваются. При наличии небольших оплавлений дугогасительных контактов их следует зачистить мелким напильником. Запиливание киритовых наконечников контактов следует производить весьма осторожно, так как это уменьшает срок их службы. Во время осмотра контактов проверяется состояние изоляционной пластины 8 (см. рисунок 2.6), закрывающей дугогасительный контакт сверху. Пластина должна полностью закрывать контакт за исключением его дугостойких наконечников, зазор между киритовым наконечником и торцом изоляционной пластины должен быть не более 2 мм. Изоляционную пластину заменяют новой, если вырез ее расширился настолько, что начинают выступать металлические детали.

Рисунок 2.6 - Контактная система электромагнитного выключателя: 

1 - шарнирный контакт; 2 - шина; 3 - главный подвижный контакт; 4 - главный неподвижный контакт; 5, 13, 17 -пружина; 6 - корпус контакта; 7 - винт; в - пластина; 9 - дугогасительный неподвижный контакт; 10 - дугогасительный подвижный контакт; 11 - цилиндр воздушного дутья; 12 - прокладка (поршень); 14 - гайка: 15 - стойка шарнирного контакта; 16 - стакан; 18 - шайба

При осмотре шарнирного контакта 1 (см. рисунок 2.6) обращают внимание на положение пружины в стакане 16. Зазор между бортиком стакана и шайбой 18 должен быть 0,5-1 мм. Шарнирный контакт обильно смазывается.

Во время ремонта устройства воздушного дутья в случае ослабления его интенсивности из цилиндра 11 извлекают поршень 12. Манжета поршня должна быть эластичной, пропитанной трансформаторным маслом, не должна иметь разрывов по краям. В случае небольшого нарушения уплотнения поджимается уплотняющий диск. Внутренняя полость цилиндра смазывается смазкойЦИАТИМ-203.

Состояние дугогасительных камер определяется внешним осмотром. Если в межремонтный период выключатель не отключал токов КЗ, то достаточно продуть пылесосом внутреннюю полость камер. При обнаружении поврежденных пластин производят их полную разборку. Керамические и изоляционные детали очищают от продуктов горения дуги сухой тряпкой и стеклянной шкуркой. Применять наждачную шкурку и металлические щетки не разрешается во избежание образования проводящих следов на поверхности керамики. Сломанные пластины, а также пластины, у которых ширина верхушек вырезов в результате многократного оплавления при отключении токов КЗ увеличилась до 3,5 мм, заменяют новыми.

Пластины укладывают в камеры при строгом соблюдении чередования правая - левая, т. е., если вырез одной пластины находится справа, то следующая за ней пластина должна иметь вырез слева. Между соседними пластинами должен быть зазор.

Во время ремонта проверяются все крепления. Трущиеся части механизма и выводы выключателя смазываются смазкой ЦИАТИМ-203 (кроме дугогасительных и главных подвижных и неподвижных контактов). Выводы выключателя имеют защитное гальваническое покрытие, поэтому зачистка их напильником или наждачной шкуркой недопустима. При необходимости очистки следует пользоваться растворителем. После окончания ремонта производится регулировка выключателя и измерение его параметров.

Измеряются с помощью динамометра контактные нажатия. Нажатие пальца главного неподвижного контакта должно быть 100 Н при рабочем ходе 4-5 мм (см. рисунок 2.6), нажатие пальца дугогасительного неподвижного контакта-200 Н. На собранном выключателе расстояние между главными контактами в момент размыкания дугогасительных должно быть 10-12 мм. Если это расстояние уменьшилось до 5 мм и менее, износившиеся дугогасительные контакты следует заменить. Заход подвижного дугогасительного контакта в неподвижный должен составлять 30-35 мм.

Разновременность замыкания и размыкания дугогасительных контактов определяется визуально или с помощью ламповой схемы.

Ход главных контактов регулируют, уменьшая или увеличивая длину изоляционных тяг каждого полюса выключателя.

После окончания ремонта и регулировки определяются переходные сопротивления токоведущего контура и скорости размыкания и замыкания контактов. Скорости движения контактов регулируются с помощью отключающих пружин.

В заключение производится испытание выключателя многократным включением и отключением при номинальном напряжении оперативного тока, при пониженном (85 % Uном) и повышенном (110% Uном) напряжениях.

В соответствии с требованиями завода-изготовителя капитальный ремонт выключателя должен проводиться после 75 000 отключений, но не реже 1 раза в 5 лет. При капитальном ремонте выключателя помимо работ, предусмотренных объемом текущего ремонта, должна производиться полная разборка выключателя с заменой изношенных деталей и исправлением всех выявленных дефектов. По окончании ремонта и регулировки измеряются параметры, производится опробование выключателя и испытывается высоковольтная изоляция, повышенным напряжением переменного тока.



3. Экономический раздел

3.1 Определение эксплуатационных расходов на содержание подстанции

Численность работников подстанции формируется в соответствии с «Едиными отраслевыми нормативами численности работников хозяйства электроснабжения».

Рабочим местом работников подстанции являются мастерская и технологическое оборудование подстанции. Работники должны обеспечиваться удобной летней и зимней спецодеждой, обувью, отвечающим требованиям безопасности и промсанитарии. Работник подстанции подвергается на рабочем месте различным факторам, которые сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1- Характеристика рабочего места работника подстанции

Зона работ	Характеристика
Открытое распределительное устройство 220 кВ	- работа на открытом воздухе; - работа на высоте; - опасность поражения электрическим током; - воздействие электромагнитных полей.
Закрытое распределительное устройство 27,5 кВ, 10 кВ	- работа на высоте; - опасность поражения электрическим током; - воздействие электромагнитных полей.
Аккумуляторная	- химическое воздействие.

В соответствии со всеми требованиями, предъявляемыми к работнику подстанции и условиями труда формируется штат работников, его состав представлен в таблице 3.2.



Таблица 3.2 - Штатное расписание подстанции

Наименование должности, профессии	Разряд	Количество человек
Начальник подстанции	13	1
Старший электромеханик	11	1
Электромеханик по ремонту	10	1
Эл.механик по эксплуатации оборудования	10	1
Электромонтер	4	1
Итого		5

Заработная плата работникам подстанции начисляется в соответствии с «Отраслевой единой тарифной сеткой». В тарифной сетке указываются часовые тарифные ставки или оклады работникам восемнадцати разрядов, установленных для железнодорожного транспорта и условия работы.

Тарифный коэффициент, присвоенный каждому разряду, показывает, во сколько уровень оплаты выше уровня оплаты простейших работ, отнесенных к первому разряду. В тарифной сетке также учитываются условия труда. Для проектируемой подстанции принимаем районный коэффициент К_р равный 15%, а процент вредности - 12%, часовая тарифная ставка по 4 разряду - 63,04руб.

Для того чтобы рассчитать годовой фонд заработной платы работников подстанции необходимо вычислить несколько показателей. Их расчет приведен ниже.

Для расчета оклада необходимо, часовую тарифную ставку умножить на среднемесячную норму часов за месяц:

Ок = 63,04·168=10590,72 руб . (3.1)

Вредные условия труда рассчитывают по формуле:

Вр.Усл.Тр. = Ок·12% , (3.2)

Вр.Усл.Тр.= 10590,72 ·12%= 1270,89 руб.

Стимулирующие надбавки считаются по формуле:

Ст.над.= 0,2 · Ок, (3.3)

Ст.над. = 0,2· 10590,72 =2118,14 руб.

Премия считается аналогично.

П = 0,2·Ок

П=0,2·10590,72 =2118,14 руб.

Районный коэффициент рассчитывается по формуле:

Р.к = (Вр.Усл.Тр + Ст.над.+ Премия) · 0,15, (3.4)

Р.к = (1270,89 +2118,14 +2118,14) · 0,15=826,08 руб.

Итого за месяц:

Итого = Ок+ Вр.Усл.Тр.+ Ст.над.+ П + Р.к, (3.5)

Итого =10590,72 +1270,89 + 2118,14 + 2118,14 + 826,08 = 16923,97 руб.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчет заработной платы работников тяговой подстанции

Должность	Разряд	Количество	Часовая тарифная ставка (руб.)	Оклад (руб.)	Вредные условия труда (руб.)	Стимулирующие надбавки (руб.)	Премия (руб.)	Районыый коэф-т (руб.)	Итого за месяц (руб.)
Начальник ЭЧЭ	13	1		24250	2910	0,00	4850	1164	33174
Ст.Элекромеханик	11	1		20500	2460	4100	4100	1599	32759
Электромеханик по ремонту	10	1		15450	1854	3090	3090	1205,1	24689,1
Электромеханик по эксплуатации оборудования	10	1		15450	1854	3090	3090	1205,1	24689,1
Электромонтер	4	1	63,04	10590,72	1270,89	2118,14	2118,14	826,08	16923,97

Расчет фонда оплаты труда дистанции электроснабжения определяем по формуле:

(3.6)

где - основной фонд оплаты труда;

- дополнительный фонд оплаты труда.

Основной фонд оплаты труда определяем по формуле:

(3.7)

132235,17 руб.

Дополнительный фонд оплаты труда определяется по формуле

(3.8)

Расчет средней заработной платы работников

Среднюю заработную плату одного работника по статье 406 определяем по формуле:

(3.9)



4. Охрана труда и безопасность движения

Техника безопасности при работе в электроустановках

Четвертый раздел представлен подробным описанием вывода в ремонт высоковольтного выключателя

Работы в электроустановках производятся:

· по наряду;

· по распоряжению;

· в порядке текущей эксплуатации.

Наряд - это письменное задание на работу в электроустановках, оформленное на бланке установленной формы и определяющее место, время начала и окончания работы, условия ее безопасного проведения, состав расчета и лиц, ответственных за безопасность работ. По наряду должны производиться, как правило, плановые работы.

Распоряжение - это задание на работу в электроустановках, оформленное в оперативном журнале лицом, отдавшим распоряжение, либо лицом оперативного состава, получившим распоряжение в устной форме непосредственно или с помощью средств связи от лица, отдавшего распоряжение.

Текущая эксплуатация - это проведение оперативным (оперативно-ремонтным) составом на закрепленной электроустановке в течение одной смены работ по утвержденному в установленном порядке перечню, при этом определение необходимости и объема работ, а также подготовка рабочего места для безопасного проведения работ осуществляются непосредственно производителем работ.

При подготовке рабочего места для работ со снятием напряжения оперативным персоналом должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

· произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;

· на приводах ручного и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой вывешены запрещающие плакаты («Не включать, работают люди», «Не включать, работа на линии») и, при необходимости, установлены заграждения;

· присоединены к «Земле» переносные заземления, проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которых должно быть наложено заземление для защиты людей от поражения электрическим током;

· непосредственно после проверки отсутствия напряжения должно быть наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

· вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты, ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после наложения заземлений.

Работы со снятием напряжений могут производиться либо с наложением заземлений, либо без наложения заземлений, но с принятием технических мер, предотвращающих ошибочную подачу напряжения на место работы.

На месте работы должны быть отключены токоведущие части, на которых производится работа, а также и те, которые могут быть доступны прикосновению при выполнении работы.

Доступные прикосновению неизолированные токоведущие части можно не отключать, если они будут надежно ограждены изолирующими накладками из сухих изоляционных материалов.

Отключение должно производиться таким образом, чтобы выделенные для выполнения работы части электроустановки или электрооборудование были со всех сторон отделены от токоведущих частей, находящихся под напряжением, коммутационными аппаратами или снятием предохранителей, а также отсоединением концов кабелей (проводов), по которым может быть подано напряжение к месту работы.

Отключение может быть выполнено:

· коммутационными аппаратами с ручным управлением, положение контактов которых видно с лицевой стороны или может быть установлено путем осмотра панелей с задней стороны, открытия щитков, снятия кожухов. Выполнять эти операции необходимо с соблюдением мер безопасности. Если имеется полная уверенность, что у коммутационных аппаратов с закрытыми контактами положение рукоятки или указателя соответствует положению контактов, то допускается не снимать кожухи для проверки отключения;

· контакторами или другими коммутационными аппаратами с автоматическим приводом и дистанционным управлением с доступными осмотру контактами после принятия мер, устраняющих возможность ошибочного включения (снятие предохранителей оперативного тока, отсоединение концов включающей катушки).

Порядок проверки отключенного состояния коммутационных аппаратов устанавливается лицом, выдающим наряд или отдающим распоряжение.

Для предотвращения подачи напряжения к месту работы вследствие трансформации следует отключить все связанные с подготавливаемым к ремонту электрооборудованием силовые, измерительные и различные специальные трансформаторы со стороны как высшего, так и низшего напряжения.

В случаях, когда работа выполняется без применения переносных заземлений, должны быть приняты дополнительные меры, препятствующие ошибочной подаче напряжения к месту работы: механическое запирание приводов отключенных аппаратов, дополнительное снятие последовательно включенных с коммутационными аппаратами предохранителей, применение изолирующих накладок в рубильниках, автоматах и т. п. Эти технические меры должны быть указаны при выдаче задания на работы. При невозможности принятия указанных дополнительных мер должны быть отсоединены концы питающих или отходящих линий на щите, сборке или непосредственно на месте работы; при отсоединении кабеля с четвертой (нулевой) жилой эта жила должна отсоединяться от нулевой шины.

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

· произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

· на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

· проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

· установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

· вывешены указательные плакаты "Заземлено", ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

При подготовке рабочего места должны быть отключены:

· токоведущие части, на которых будут производиться работы;

· неогражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин;

· цепи управления и питания приводов, закрыт воздух в системах управления коммутационными аппаратами, снят завод с пружин и грузов у приводов выключателей и разъединителей.

Видимый разрыв может отсутствовать в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления (в том числе с заполнением элегазом) с выкатными элементами, и (или) при наличии надежного механического указателя гарантированного положения контактов, а также в элегазовых КРУЭ напряжением 110 кВ и выше.

В электроустановках напряжением до 1000 В со всех токоведущих частей, на которых будет проводиться работа, напряжение должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей - снятием последних. При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами, как запирание рукояток или дверец шкафа, закрытие кнопок, установка между контактами коммутационного аппарата изолирующих накладок и др. При снятии напряжения коммутационным аппаратом с дистанционным управлением необходимо разомкнуть вторичную цепь включающей катушки.

Необходимо вывесить запрещающие плакаты. Проверку отсутствия напряжения в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления допускается производить с использованием встроенных стационарных указателей напряжения.



Заключение

В данном дипломном проекте представлена транзитная подстанция, которая снабжена современным оборудованием.

Для проектирования данной подстанции рассчитывали максимальные рабочие токи. Эти значения необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и номинальных токов электрического оборудования подстанции.

При расчете максимальных рабочих токов сборных шин и присоединений учитывается запас на перспективу развития подстанции, принимаемый равным 30% расчетной мощности, возможные аварийные перегрузки до 40%. После расчетов максимальных рабочих токов, выбирали главный силовой трансформатор типа ТДТНЖ-40000/220УХЛ1.

Расчет параметров цепи короткого замыкания необходим для проверки выбранного оборудования подстанции по режиму короткого замыкания на термическую и электродинамическую стойкость. Расчет выполняют, используя относительные единицы сопротивлений, Ом. Сделав расчет, получили ток короткого замыкания I_к1 = 2,756 кА для распределительного устройства 220 кВ, для распределительного устройства 10 кВ I_к2 = 8,911 кА, и для линий потребителей I_к3 = 15,020 кА

После расчета токов короткого замыкания выбирали оборудование. Выбор аппаратуры заключается в сравнении рабочего напряжения и рабочего максимального тока с номинальными параметрами выбираемого аппарата.

Для распределительного устройства 220 кВ выбрали шины типа А, трансформаторы тока серии НКФ, выключатели серии ВМТ, разъединители серии РГ.

Для распределительного устройства 27.5 кВ выбрали шины типа А, трансформаторы тока серии ТТГ, выключатели серии ВВФ, ВВК, разъединители серии РГ.

Для распределительного устройства 10 кВ выбрали трансформаторы напряжения серии 3xЗНОЛ.06-10, трансформаторы тока серии ТПОЛ, выключатели серии ВВТЭ.

По данным расчетам вычертили однолинейную схему электрических соединений.

В ходе выполнения дипломного проекта изучили схему управления электромагнитного привода для маломасляных выключателей.

В данном дипломном проекте был рассчитан фонд оплаты труда работников дистанции электроснабжения, средняя заработная плата на одного работника тяговой подстанции.



Библиографический список

1 Почаевец В.С. Электрические подстанции: учебник для техникумов и колледжей ж. - д. транспорта / В.С. Почаевец. М.: Желдориздат, 2001. 512 с.

2 Петров Е.Б. Электрические подстанции/Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию / Е.Б. Петров. М.: Маршрут, 2004. 246 с.

3 Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог (ЦЭ- 936).Департамент электрификации и электроснабжения Министерства путей сообщения Российской Федерации. - М., «ТРАНСИЗДАТ», 2003.80с.

4 Бей Ю.М. Тяговые подстанции / Бей Ю.М., Мамошин Р.Р., Шалимов М.Г. М.: Транспорт, 1986. 319с.

5 Гринберг- Басин М. М. Тяговые подстанции. Пособие по дипломному проектированию. / М. М. Гринберг-Басин. М.: Транспорт,1986. 168 с.

6 Прохорский А.А. Тяговые и трансформаторные подстанции/ Прохорский А.А. М.: Транспорт, 1983. 496 с.

7 Инструкция по технике безопасности при эксплуатации тяговых подстанций, пунктов электропитания секционирования электрифицированных железных дорог (ЦЭ - 402) М.: МПС РФ, 1997. 166 с.

Размещено на Allbest.ru