Дипломная работа: Исследование системы электроснабжения с экранирующим и усиливающим проводами
Uном = 25 кВ;
t,tH - время движения поезда по межподстанционной зоне в четном, нечетном направлении соответственно, ч;
J- минимальный межпоезоной интервал, J = 8/60 = 0,133ч;
N, NH - средне суточное число поездов в четном, нечетном направлении соответственно, N = 24, NH = 23;
WT - потери электроэнергии на движение поезда по межподстанционной зоне за период Т, кВт *ч.
При однотипных поездах, а это действительно так поскольку на участке в основном находятся пассажирские поезда, WT можно определить по формуле:
(2.17)
где W,Wн – потери электроэнергии на движение поезда в четном, нечетном направлении соответственно, кВт * ч
Потери электроэнергии на движение поезда в четном и нечетном направлении примем равными, поскольку тип подвески в четном и нечетном направлении одинаков, а ток поезда будем изменять в пределах Iп = 80-210 А с шагом 10А Таким образом
,
(2.18)
где r - активное сопротивление тяговой сети , Ом / км
г == 0.149 Ом I км - активное сопротивление тяговой сети без ЭУП, а r = 0.086 См / км — активное сопротивление тяговой сети с ЭУП в соответствии с [ ] и [ ];
l - длина межподстанционной зоны, l = 89,5 км.
Также примем что t = tн = l / Vуч. = 89,5 / 68 = 1,31 ч. (Vуч = 68 км/ч – участковая скорость поезда).
Подставив данные в формулы (2.16) - (2.18) получим потери энергии за месяц на заданном участке. Для определения значений потерь энергии была использована программа tan.exe, текст которой приведен в приложении 1, а результаты ниже.
По полученным результат построим график, отражающий зависимость потерь энергии от величины тока, потребляемой поездом для тяговой сети с и без ЭУП
Степень снижения потерь энергии при использовании тяговой сети с ЭУП характеризуется коэффициентом
К = r/rэуп , К = 0,149/0,086 = 1,73.
Таким образом использование системы тягового электроснабжения с ЭУП позволяет обеспечить снижение потерь активной энергии до 1,73 раз.
3. ОПЛАТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫМ И ОДНОСТАВОЧНЫМ ТАРИФАМ.
Существующая ныне система учета и контроля расхода электрической энергии на железнодорожном транспорте основана на сложившейся в предыдущие годы системе, рассчитанной на низкую цену одного киловатт-часа.
При резком повышении тарифов на электроэнергию выявились условия, которые не позволяют с достаточной точностью и эффективностью вести денежные расчеты с энергосистемами и железнодорожными потребителями. К ним относятся:
- низкий класс точности счетчиков;
- высокий уровень коммерческих потерь;
- отсутствие автоматизированных систем учета электрической энергии.
Увеличение числа нетяговых потребителей, подключенных за 30-40 лет работы подстанций к их распредустройствам 10-35 кВ, изменило порядок расчетов за электрическую энергию на тягу поездов. Сейчас она вычисляется по разности сумм показаний счетчиков на вводах подстанций и показаний счетчиков нетяговых потребителей. При этом все неточности расчета относятся на тягу поездов.
При расчетах погрешностей энергии, учитываемой несколькими счетчиками на фидерах подстанции, используется известное выражение для дисперсий
, (3.1.)
где
-
дисперсия суммарных расходов энергии по фидеру с номером i,
Wi – расход энергии по фидеру с номером i,
n - число фидеров.
Относительная погрешность равна
,
(3.2)
Погрешности, вычисленные по этим формулам для W в реальных условиях, не превышают ± 2 % при классе точности счетчиков 2.
Погрешность вычислений энергии, расходуемой на тягу поездов, определяется по разности показаний по формуле
,
(3.3)
где W - энергия вычисленная по счетчикам вводов подстанций;
- сумма энергий для n
нетяговых фидеров с номерами 1 ,2,.....i.....n;
- дисперсия разности,
полученная по счетчикам вводов и счетчикам отходящих фидеров.
Дисперсия
, (3.4)
Среднеквадратическое отклонение, вычисленное для существующих схем учета энергии, не должно превышать ± 4 % от W при классе точности счетчиков 2:
,
(3.5)
Погрешность Y может изменяться в больших пределах - от 1-2 %,
когда
стремится к нулю и W = Wт (Wт
- энергия тяги, равная энергии, учитываемой на вводах подстанции).
Когда
, то Y стремится к
бесконечности, однако в реальных условиях она не превышает 10% от 
.
Из-за механических причин индукционные счетчики во многих случаях недоучитывают энергию, поэтому при вычислениях «по разности показаний» значения энергии, расходуемой на тягу поездов, получаются завышенными.
В тоже время энергосистемы предъявляют повышенные требования к потребителям электрической энергии: устанавливаются пределы электропотребления активной и реактивной энергий, максимальные значения мощности в часы наибольшей загрузки энергосистемы, вводятся штрафные тарифы за нарушение накладываемых ограничений, устанавливаются пределы генерирования реактивной энергии.
Во всех этих случаях необходимо повышение точности учета электрической энергии. Многие требования, закладываемые в договоры на оплату электрической энергии, невозможно выполнить без внедрения системы автоматического контроля и учета электрической энергии. Автоматизация особенно нужна в случае оплаты по двухставочному или дифференцированному тарифу.
При оплате по двухставочному тарифу необходимо следить за максимальной мощностью в часы наибольшей нагрузки энергосистемы и по ней определять заявленную мощность Рз. Максимальные значения заявленной мощности и коэффициента максимума Км, выше которых оплата по одноставочному тарифу меньше, чем по двухставочному, рассчитывается по формулам:
(3.6)
(3.7)
где Со - одноставочный тариф за активную электрическую энергию, грн./кВт*ч;
С - плата за один киловатт заявленной мощности, грн. / кВт;
Сd - оплата за активную энергию при двухставочном тарифе,
грн./кВт*ч,
Т - интервал времени, для которого рассчитывается Рз, ч;
W- расход энергии за время Т, кВт*ч.
Таким образом, величины Км и Рз зависят от значений тарифных ставок.
Плата за электроэнергию при дифференцированном тарифе буцет определятся выражением
,
(3.8)
где Тn ,Тnn, Тн - тарифные ставки в пиковом, полупиковом и ночном периодах нагрузки, грн. / кВт *ч;
Wn ,Wnn, Wh - потребление энергии в пиковый, полупиковый и
ночной периоды нагрузки, кВт*ч.
Тариф Тн рассчитывается по затратам энергии на топливо, Tnn -принимается равным среднему по энергосистеме Тср., который расчитывается по общим затратам энергосистемы и электропотреблению за предыдущий период, а Тn определяется вычислением и зависит как от ставок Tnn , Тcр, Тн, так и от соотношений электропотребления по времени суток βн, βnn, βn .
Тариф Тn может в несколько раз превышать тариф Тн . В этом случае при измерении электропотребления по зонам суток осредненная дифференцированная тарифная ставка будет значительно изменяться. Изменение тарифной ставки удобно проследить по рис. 3.1., где рассмотрены два случая: 1)Тn = 4Тн, Тcр. = 2Tн; 2) Тn = 3 Тн, Тср. = 2Тн. В обоих случаях βн = βnn .
О 10 , 20 30 40 50 60 70 80 90 100
рис. 3.1.
Из рис. 3.1. видно, что потребитель электроэнергии должен регулировать электропотребление по времени суток, чтобы доля электропотребления в пиковой зоне не выходила за границы области, обозначенной на рис.3.1. βn1 (для первого случая). При уменьшении Тn от 4Тн до ЗТн ширина этой области увеличивается до βn2 (второй случай).
Если доля электропотребления в пиковой зоне βn в реальных условиях превысит указанные (расчетные) границы βn1 и βn2 , то плата за электроэнергию возрастет. Увеличение усредненного дифференцированного тарифа по сравнению со средним одноставочным железнодорожным тарифом в этом случае будет тем выше, чем выше кратность тарифа для пиковой зоны.
Оптовая продажа энергии не исключает дифференцированной оплаты за электроэнергию по времени суток и использования двухставочных тарифов при взаиморасчетах с мощными потребителями. Приведем величину тарифных ставок:
зимние
пиковые -800 –1000 , 1700 – 2000 - 0,008 $
полупиковый -600 - 800 , 1000 – 1700, 2000 - 2300 - 0,041$
ночной -23 00 - б00 -0,009$
летние
пиковые - 800 – 1100, 2000 – 2200 - 0,08$
полупиковый - 600 – 800, 1100 – 2000, 2200 2300 - 0,041$
ночной - 2300 – 600 - 0,009$
Анализ электропотребления показывает; что поиск энергосберегающих технологий перевозочного процесса на электрифицированных линиях и снижение потерь энергии необходимо проводить не только в направлении совершенствования электротяговых систем и режимов их работы, но и за счет формирования упорядоченного графика движения поездов, оперативного анализа и выравнивания электропотребления автоматическими системами управления, разумного использования тарифов при оплате за электроэнергию.
Анализ данных табл.3.1. показывает, что применение дифференцированных тарифов при расчете за электроэнергию для железных дорог без корректировки графика движения поездов невыгоден. Все же имеются варианты, когда более выгоден расчет по дифференцированным тарифам.
Так при измерении суточного электропотребления в течение отчетного периода (месяца) было зафиксировано несколько вариантов, когда оплата за потребленную электроэнергию по дифференцированным тарифам была более выгодна, чем оплата по существующим тарифам. Таким образом переход на дифференцированные тарифы будет выгоден для железных дорог только в случае пересмотра графика движения поездов.
Можно также показать, что в периоды малых нагрузок (грузопоток падает, а районная нагрузка в пределах средних значений), электропотребление железных дорог более равномерно, и это дает право на продолжение использования одноставочных тарифов.
В табл.3.1. и 3.2. приведены данные, полученные для тяговых подстанций Одесской железной дороги ( Знаменка, Шевченко, Фундуклеевка и Плетеный Ташлык др.)
Оценка эффективности применения дифференцированных тарифов
Таблица 3.1.
| Дата (число, месяц ) | Время | Расход эл. энергии , квт.ч | Стоимость эл. энергии , $ | Стоимость эл. энергии при односта-вочном тарифе, $ | |||||
| в тариф зоне А | в тариф зоне В | в тариф зоне С | в тариф. зоне А | в тариф. зоне В | в тариф. зоне С | суммар- ная | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1.03.96 |
1610 |
60647,5 | 93142,5 | 49953,75 | 4652,51 | 3632,56 | 399,63 | 8684,89 | 7704,26 |
| 2.03. |
1547 |
45127,5 | 91533,75 | 57007,5 | 3519,95 | 3569,82 | 456,06 | 7545,83 | 7359,41 |
| 3.03 |
1600 |
53955 | 84892,5 | 45540 | 4208,49 | 3310,81 | 364,32 | 7883,62 | 7006,73 |
| 4.03. |
1513 |
43683,75 | 78622,5 | 41538,75 | 3407,33 | 1608,75 | 332,31 | 5348,39 | 4805,96 |
| 5.03. |
1423 |
63566,25 | 107951 | 66123,75 | 4958,17 | 4210,1 | 528,99 | 9697,26 | 9030,34 |
| 6.03. |
1513 |
48970 | 77302,5 | 35681,25 | 3841,7 | 3014,8 | 285,45 | 7141,95 | 6164,98 |
| 7.03. |
1423 |
40177,5 | 84191,25 | 39517,5 | 3133,85 | 3283,46 | 316,14 | 6733,45 | 6227,68 |
| 8.03 |
1500 |
41497,5 | 82541,25 | 45086,25 | 3236,81 | 3219,11 | 360,69 | 6816,61 | 6426,75 |
| 9.03. |
1500 |
44921,25 | 123956 | 37372,5 | 3503,86 | 4834,29 | 298,98 | 8637,13 | 7837,5 |
| 10.03. |
1500 |
58121,25 | 52305 | 41250 | 4533,46 | 2039,9 | 330 | 6903,36 | 5763,7 |
| 11.03. |
1527 |
71403,75 | 52016,25 | 70702,5 | 5569,49 | 6444,65 | 565,62 | 12579,7 | 7376,66 |
| 12.03 |
1500 |
41415 | 84067,5 | 44962,5 | 3230,37 | 3278,63 | 359,7 | 6868,7 | 6476,91 |
| 13.03 |
1520 |
51521,25 | 69341,25 | 38692,5 | 4018,66 | 2704,31 | 309,54 | 7032,51 | 6063,09 |
| 14.03 |
1б00 |
45746,25 | 84315 | 39352,5 | 3568,21 | 3288,29 | 314,82 | 7171,32 | 6437,72 |
| 15.03 |
1500 |
35392,5 | 61875 | 51810 | 2760,62 | 2413,13 | 414,48 | 5588,23 | 5664,95 |
| 16.03 |
1500 |
41250 | 96195 | 61875 | 3217,5 | 3751,16 | 495 | 7463,66 | 7574,16 |
| 17.03 |
1500 |
43188,75 | 107621,2 | 39352,5 | 3368,72 | 4197,21 | 314,82 | 7880,77 | 7226,18 |
| 18.03 |
1543 |
48221,25 | 97267,5 | 42693,75 | 3761,26 | 3793,43 | 341,55 | 7896,24 | 7150,94 |
| 19.03 |
1600 |
60802,5 | 88770 | 47808,75 | 4742,59 | 3462,03 | 382,47 | 8587,09 | 7500,49 |
| 20.03 |
1550 |
34815 | 91080 | 52470 | 2715,57 | 3552,12 | 419,76 | 6687,45 | 6777,87 |
| 21.03 |
1540 |
65546,25 | 53171,25 | 56718,75 | 5112,61 | 2073,68 | 453,75 | 7640,04 | 6666,58 |
| 22.03 |
1557 |
62411,25 | 120120 | 44220 | 4868,07 | 4684,68 | 353,76 | 9906,51 | 8616,55 |
| 23.03 |
1500 |
59688,75 | 79076,25 | 53336,25 | 4655,72 | 3083,97 | 426,69 | 8166,38 | 7299,85 |
| 24.03 |
1453 |
58080 | 107992,5 | 50696,25 | 4530,24 | 4211,71 | 405,57 | 9147,52 | 8237,21 |
| 25.03 |
1517 |
35475 | 85758,75 | 54532,5 | 2767,1 | 3344,59 | 436,26 | 6547,95 | 6679,12 |
| 26.03 |
1600 |
49500 | 124987,5 | 56512,5 | 3861,0 | 4874,51 | 452,1 | 9187,61 | 8778 |
| 27.03 |
1600 |
49500 | 103125 | 61875 | 3861,0 | 4021,88 | 495 | 8377,88 | 8151 |
| 28.03 |
1500 |
63813,75 | 39311,25 | 33206,25 | 4977,47 | 1533,14 | 265,65 | 6776,26 | 5180,59 |
| 29.03 |
1540 |
56223,75 | 102217,5 | 49747,5 | 4385,45 | 3986,48 | 397,98 | 8769,91 | 7911,17 |
| 30.03 |
1540 |
87656,25 | 86996,25 | 27472,5 | 6837,19 | 3392,85 | 219,78 | 10449,8 | 7680,75 |
| 31,03 |
1б20 |
68970 | 74085,0 | 63195 | 5379,66 | 2889,32 | 505,56 | 8774,5 | 7837,5 |
Сравнительный расчет стоимости потребляемой электроэнергии на 6 тяговых подстанциях Одесской железной дороги на основании экспериментальной эксплуатации электронных счётчиков "Альфа".
|
Таблица 3.2. |
||||
| Обобщенные | данные за период 25.01- 30.06.96 года | |||
| Расход электроэнергии на тягу поездов тыс. Вт час | Стоимость электроэнергии на тягу поездов, $ | |||
| По счетчикам Инпукц. "Альфа" |
Сравнение + - |
По счетчикам Ицдукц. "Альфа" | Сравнение + - % | |
1. Существующий тариф ( $ 0.038 за 1 кВт час круглосуточно)
| 99251 |
|
97036 |
| -2215 |
3771542 3687368 - 84174 -2.2
2. Дифференцированный за период времени тариф
2.1. Пиковый ($0.078 за 1 кВт час)
24323.9 1897264
2.2. Полупиковый ($0.039 за 1 кВт час)
46447.5 181453
23. Ночной ( $ 0,08 за 1кВт час)
26264.6 210117
|
ВСЕГО 97036 |
37711542 3918834 +147292 +3.9
Дополнительная оплата при расчётах по дифференцированным тарифам в сравнении с оплатой по действующим тарифам и учётом индукционными счётчиками составляет
$(3918834-37771542)= +147292,или 3.9%
При сравнении оплаты по дифференцированным и существующим тарифам по счётчикам "Альфа" разница Увеличивается:
$(3918834-3687368)= + 231466, или +6.3%
Проанализируем суточное потребление электроэнергии тяговой подстанцией Тернополь. В среднем электропотребление за сутки для тяговой подстанции составляет 2790 кВт*ч.
График электропотребления в различных тарифных зонах (ночной, пиковой, полупиковой для зимнего периода) за сутки приведен на рис.3.2.
Среднее потребление электрической энергии за сутки
Если подсчитать стоимость электрической энергии при оплате по дифференцированным тарифам при существующем графике движения поездов по формуле (3.8.), то получим
Пдиф= 900*0,08 + 1350 * 0,041+540* 0,009 = 132$.
Стоимость потребленной электрической энергии при оплате по дифференцированным тарифам
Подсчитав стоимость потребленной энергии с использованием одноставочного тарифа (1 кВт*ч стоит 0.04 $ ), получим : Подностав. = 2790* 0,04 = 111,6 $
Это подтверждает вывод о том, что использование дифференцированных тарифов выгодно лишь в случае пересмотра графика движения поездов, а следовательно и графика электропотребления.
Проанализируем график движения поездов на участке Тернополь-Красне. В основном по участку следуют пассажирские поезда . В сумме в четном и нечетном направление за сутки по участку проходит 47 пассажирских поездов и 6 электричек, итого 53 поезда. Грузовых поездов практически нет поэтому их учитывать не будем (к тому же в случае необходимости пропуска по участку грузовых поездов их можно безболезненно пустить в ночное время, когда стоимость за 1 кВт ч минимальная).
Как уже указывалось, с 800 - 1000, 17 00 - 20 00 действуют пиковые тарифы. Указанное время - это время, когда люди едут на работу и с работы (его желательно использовать для движения пригородного транспорта). С б00- 8 00, 10 00 - 1700, 2000-2300 действуют полупиковые тарифы, а с -2300- б00 – ночные. Таким образом, является целесообразным использование в большей степени времени действия полупикового и ночного тарифов.
Так, если обеспечить электропотребление так как это показано на рис.3.2. (чтобы в течение суток в пиковый период потреблялось 350 кВт ч энергии, в полупиковый 1600 кВт ч, а в ночной - 840 кВт ч) мы получим экономию при оплате за электрическую энергию в размере 11,6$ по сравнению с оплатой по одноставочным тарифам (оплата за электрическую энергию при предложенном варианте составит 100$ за сутки).
Подытожив все сказанное, приходим к выводу, что использование дифференцированных тарифов является выгодным лишь в случае пересмотра графика электропотребления. В противном случае для экономии денежных средств дистанциям электроснабжения надо искать другие варианты.
В целом уменьшение платы за электрическую энергию может быть достигнуто правильным заключением хозяйственным договоров на оплату электрической энергии во всех его разделах. Для этого необходимо:
· проанализировать электропотребление в течение года и оценить тарифы на оплату электрической энергии;
· по результатам расчетов и измерений определить ограничения мощности и энергии;
· проанализировать потребление реактивной энергии и плату за нее, возможности подключения компенсирующих устройств;
· Оценить качество электрической энергии и возможный ущерб от некачественного электроснабжения;
· сделать технико-экономическое обоснование применения новых средств учета энергии и методик взаиморасчетов;
· подготовить инженерные кадры, владеющие вопросами учета, отчетности и платы за электрическую энергию;
· выявить способы поощрения сотрудников за экономию денежных средств при оплате электрической энергии.
4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ ВНЕДРЕНИЯ СИСТЕМЫ ЭУП НА УЧАСТКЕ ТЕРНОПОЛЬ – КРАСНЕ
Ориентировочная стоимость подвески ЭУП принята 9 тыс. грн. на 1 км, а дополнительного провода обратного тока - 5 тыс. грн. /км (по данным Государственного проектно - изыскательного института транспортного строительства «Киевгипротранс»).
Стоимость транзитной тяговой подстанции принята равной 2500 тыс. грн. Стоимость устройств внешнего электроснабжения была определена по схеме внешнего электроснабжения, разработанной Львовским филиалом института «Укрэнергосетьпроект».
Расчет стоимости дополнительных и исключаемых устройств приведен в табл.4.1.
Следует принять во внимание, что Тернополь - Красне не единственный электрифицированный участок на Львовской ж.д. , на котором была применена система с ЭУП. Также электрифицировались участки Гречаны-Тернополь и Жмеринка - Тернополь. Снижение затрат при внедрении системы ЭУП на участках Жмеринка - Гречаны - Тернополь - Красне составило 22,2 млн. / грн.
Таблица 4.1.
| Фидерная зона | Стоимость ЭУП млн-грн. | Стоимость исключаемых сооружений млн. грн. | Снижение затрат млн. /грн | ||
| тяговая подстанция | устройства ВЭС | ВСЕГО | |||
| Тернополь -Красне | 1,1 | 2,5 | 8,5 | 11 | 9,9 |
Потери электроэнергии в трансформаторах тяговых подстанций возрастают в связи с увеличением их загрузки, но этот рост компенсируется отсутствием потерь холостого хода в трансформаторах упраздняемых подстанций.
Потери электроэнергии в тяговой сети при существующих размерах движения на участке Тернополь - Красне составляют 1,3 млн. кВт ч / год. Следовательно стоимость потерь энергии составит 138 тыс. грн. в год. при системе питания с ЭУП без отсасывающих трансформаторов.
Потери электроэнергии в тяговой сети при тех условиях, но без ЭУП составляют 1,26 млн. кВт*ч / год, а это 91 тыс. грн. в год.
Таким образом, мы видим, что потери электроэнергии в тяговой сети возрастают, что влечет за собой дополнительные денежные затраты в размере 47 тыс. грн. в год.
Затраты на дополнительные мероприятия по защите устройств всех видов связи от влияния электротяги при системе электроснабжения с ЭУП составит около 0.18 млн. грн на участке Тернополь - Красне.
Таким образом экономический эффект от внедрения системы ЭУП на участке Тернополь - Красне составит 9, 673 млн. грн.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате проделанной дипломной работы по теме: "Исследование системы электроснабжения с экранирующим и усиливающим проводами " были сделаны следующие выводы.
1. Применение системы тягового электроснабжения с экранирующими и усиливающими проводами позволяет снизить потери напряжения в тяговой сети до 1,83 раз, поскольку при подвесе экранирующего и усиливающего проводов сопротивление тяговой сети уменьшается.
2. Также использование тяговой сети с ЭУП позволяет уменьшить потери активной энергии до 1.73 раза
3. Тяговая сеть с экранирующими и усиливающими проводами позволяет снизить электромагнитное влияние на смежные сооружения и линии связи. Коэффициент экранирующего действия составил 0,58. При чем снижения магнитного влияния на двухпутных участках на 20 - 25 % выше вследствие наличия экранирующих проводов на обоих путях.
4. Использование дифференцированных тарифов при существующих графиках движения поездов на участке Тернополь - Красне является невыгодным. В случае же пересмотрения графика движения поездов, дифференцированные тарифы применять становится достаточно выгодным для дистанций электроснабжения. Особенно предпочтительным вариантом для дистанций электроснабжения будет пропуск поездов в течение действия полупикового и ночного тарифа Максимальное использование ночного времени для пропуска поездов по участку влечет за собой минимальные денежные затраты,
5. Недостатком предложенной системы тягового электроснабжения (с ЭУП) является увеличение перетоков мощности вследствие того, что сопротивление тяговой сети уменьшается. Для устранения этого явления предлагается использовать консольные схемы питания участка.
6. Экономический эффект от внедрения системы тягового электроснабжения с ЭУП на участке Тернополь - Красне составляет 9,673 млн. грн.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормы технологического проектирования электрификации железных дорог ВНГП- 81 / МТС. Транспорт, 1983.
2. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог М Транспорт, 1982.
3. Справочник по электроснабжению железных дорог Том 1 / Под ред. К.Г.Марквардта. М: Транспорт, 1980.
4. Мирошниченко Р.И.Режимы работы электрифицированных участков. М; Транспорт, 1982.
7. MПC. Инструкция по расчету наличной пропускной способности железных дорог М:Транспорт, 1991.
8. Бесков. Б.А Проектирование систем энергоснабжения электрических железных дорог М: Транспорт, 1963.
9.Ивлев Ю.К. Розрахунок системи тягового електропостачання. Методичні вказівки до курсового проектування. Дншропетровськ, 1993.
10.А.С. Бочев, Т. П. Добровольские, В.А. Мишель. Эффективность экранирующих проводов многопроводной тяговой сети переменного тока.
11. Тяговая сеть переменного тока с экранирующими и усиливающими проводами/А. С. Бочев, Т. П. Добровольские, С. Д. Соколов и др. Электрификация и энергетическое хозяйство (ЦНИИТЭИМПС), 1986.с.4-26.
12. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. М. Транспорт. 1982.
13. Вопросы расчета, технической диагностики и автоматического управления систем электроснабжения. / Межвузовский тематический сборник, вып. 162. г Ростов - на - Дону, 1981.
14.А.С.Бочев, B. B. Мунькин, Е.П. Фигурнов. Электротяговая сеть с усиливающими и обратными проводами.//Железные дороги мира- 1997-№ 11 - с. 8-12.
15. Современные проблемы электрификации железных дорог России: Сборник научных трудов. - Санкт - Петербург, 1998, с. 124.
16. Контактная подвеска, типа Re 330. //Железные дороги мира -1996-№6,с.27-32.
17. Опыт использования линий обратного тока. // Железные дороги мира - 1995 - №б, с.30 - 32.
18. Провода обратного тока на линии Магдебург - Мариенборн // Железные дороги мира - 1995 - № 6, с.32 - 36.
19. Применение проводов обратного тока на линии Мадрид - Севилья.// Железные дороги мира - 1995 - № б, с. 36 -39.
