Разработка обеспечения надёжности электроснабжения

рис. 1

Схема замещения представлена на рис. 2

Расчет токов КЗ ведем в именованных единицах.

2.1 Расчет сопротивления линии

Определим минимальную и максимальную мощность короткого замыкания по формуле:

S=UсрIк

Sk max==1088,17 кВА

Skmin кВА

Определим сопротивление системы с учетом Skmax=1088,17кВА, и Skmin=768,12кВА, Uб = Uср = 37 кВ:

(Ом)

Хс2 = (Ом)

Определим активное и индуктивное сопротивление воздушной линии АС-25, U=37 кВ, длиной L=6 км:

Rвл = (Ом)

где -удельная проводимость металла,AI=32

S-сечение провода, мм2

L - длина линии, км;

рис.2

Xвл = х0 · L = 0,4 · 6 = 2,4 (Ом)

где X0 - удельное реактивное сопротивление линии, х0 = 0,4 Ом/км

Определим сопротивление силового трансформатора 6,3 МВА, Uкз = 7,5%:

Хтр1 = (Ом)

Определим сопротивление синхронного двигателя Рн = 2000кВт, Qн = 816 кВАр

Хсд = (Ом),

где X'' - сверхпереходное сопротивление СД, X''=0,2 Ом;

Так как у нас к каждой секции 6 кВ присоединены по два СД, то общее сопротивление будет равно:

Х2сд = (Ом)

Сопротивление трансформатора ТМЗ-630-6/0,4 кВ по [л.7, стр. 35] равно:

Rтр2 = 3,1 (мОм)

Хтр2 = 13,6 (мОм)

2.2 Расчет токов короткого замыкания

Iк = Iс + Iсд (кА)

где

Iс - расчетный ток КЗ от системы;

Iсд - расчетный ток КЗ подпитки СД.

При расчете короткого замыкания , так как расчетная схема содержит несколько уровней напряжения - 0,4; 6,3; 37 кВ, то сопротивления следует приводить на тот уровень напряжения, где находится точка КЗ:

Хвн = Хнн

Сопротивление системы до точки короткого замыкания вычисляется по формуле:

Zс = , Ом

где - суммарное активное сопротивление отрезка линии от системы до точки КЗ, Ом

- суммарное реактивное сопротивление отрезка линии от системы до точки КЗ, Ом

Если < то пренебрегают.

Расчетный ток КЗ подпитки СД находим по выражению:

Iсд (кА)

где

EЅ - сверхпереходная ЭДС.

- суммарное сопротивление СД и отрезка линии от СД до точки КЗ, при необходимости приведенное к соответствующему уровню напряжения.

Все результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу 2.

Рассчитываем ток короткого замыкания для точки К4

Приведем расчетную схему замещения к виду:

Z2 = RУ2 + јХУ2 (Ом),

где RУ2 - суммарное активное сопротивление отрезка линии от системы до точки 1 приведенное к 0,4 кВ;

ХУ2 - суммарное реактивное сопротивление отрезка линии от системы до точки 1 приведенное к 0,4 кВ;

RУ2 (мОм)

ХУ2 (мОм)

Z2 = RУ + јХУ = 0,88 + ј2,33 (мОм)

Z1 = RУ1 + јXУ1 = 0 + ј4.27 = ј4.27 (мОм)

где RУ1 - суммарное активное сопротивление отрезка линии от СД до точки 1 приведенное к 0,4 кВ;

ХУ1 - суммарное реактивное сопротивление отрезка линии от СД до точки 1 приведенное к 0,4 кВ;

ХУ1 (мОм)

Z3 = Rтр2 + јХтр2 =3,1 + ј13,6 (мОм)

Определим общий ток КЗ учитывая токораспределение от системы и от СД:

Iк =Iс + Iсд (кА)

где Iсд

Zрез1 ; ZУ = Zэ + Z3 ; Zэ ; С1

Zэ

=0,21+j0,9

ZУ = Zэ + Z3 (мОм)

С1

Zрез1

Iсд (кА)

Iс

Zрез2 ; ZУ = Zэ + Z3 ; Zэ ; С2

С2

Zрез2

Iс (кА)

Таким образом общий ток КЗ для точки К4 будет равен:

Iк =Iс +Iсд =5,75 + 3,26 = 9,01 (кА)

3. Расчет релейной защиты

3.1 Защита 1 - трансформаторов ТМЗ-630-6 / 0,4 кВ

Основными видами повреждений в трансформаторах (автотрансформаторах) являются:

· замыкания между фазами в обмотках и на их выводах;

· замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания);

· замыкания на землю обмоток или их наружных выводов.

В соответствии с этим, согласно ПУЭ, на трансформаторах (? 6 кВ) должны предусматриваться устройства релейной защиты , действующие при:

· повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов;

· многофазных КЗ в обмотках и на их выводах;

· витковых замыканиях в обмотках трансформаторов;

· внешних КЗ;

· перегрузках (если они возможны);

· понижениях уровня масла в маслонаполненных трансформаторах;

Для трансформаторов малой и средней мощности (сюда относится и наш защищаемый трансформатор) хорошую защиту можно обеспечить применением мгновенной токовой отсечки в сочетании с максимальной защитой и газовой защитой.

Газовая защита является: наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждения его обмоток и особенно при витковых замыканиях, на которые максимальная защита и отсечка не реагируют, защитой от понижения уровня масла в маслонаполненных трансформаторах. На нашем трансформаторе предусматриваем газовое реле чашечного типа РГЧ.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений предусматриваем токовую отсечку без выдержки времени, устанавливаемую со стороны питания и охватывающую часть обмотки трансформатора.

Произведем расчет токов срабатывания максимальной защиты.

Из расчетов токов КЗ следует: I(3)к мин.6.3 = 5483 (А) и ток КЗ на стороне 0,4 кВ приведенного к напряжению 6 кВ I(3)к 0,4 пр. = 9010·0,4/6,3 = 600,7 (А).

Рассчитаем коэффициент самозапуска нагрузки:

ксзп

где Iсзп -- ток самозапуска нагрузки, А

Iр.макс. -- максимальный рабочий ток, А, за Iр.макс. с учетом `аварийного` отключения второго трансформатора принимаем расчетный суммарный ток двух секций 0,4 кВ.

Iр.макс. = 85,26 (А)

Iсзп

где Хэ -- эквивалентное сопротивление, Ом,

Хэ = Хс.пр.6,3 + Хвл пр.6,3 + Хтр1 пр.6,3 + Хнагр.

Хнагр. = =14,95

где Х*нагр. = 0,35 (Ом), для общепромышленной нагрузки.

Хэ = 0,052 + 0,07 + 0,473 + 14,95 = 15,54 (Ом)

Iсзп (А)

ксзп

Следовательно, ток срабатывания защиты на стороне 6 кВ, выполненной по схеме неполной звезды с двумя реле РТ-95 (I вариант) и по схеме неполной звезды с тремя реле РТ-95 (II вариант), дешунтирующими соответственно два ЭО будет равен:

Iс.з. ? (А)

где кн =1,1 -- коэффициент надежности срабатывания реле РТ-95;

кв = 0,8 -- коэффициент возврата реле РТ-95.

Заметим, что потребители на стороне 0,4 кВ не являются ответственными и поэтому АВР на стороне 0,4 не предусматриваем.

Тогда ток срабатывания реле максимальной защиты для обоих вариантов будет равен:

Iс.р. (А)

где nт =250/5 -- коэффициент трансформации трансформатора тока;

ксх = 1 -- коэффициент схемы неполной звезды;

Принимаем ток срабатывания реле РТ-95 Iс.р.= 7(А), тогда Iс.з (А)

Проверим чувствительность максимальной защиты трансформатора:

1) при двухфазном КЗ за трансформатором соединением обмоток /?-11 расчетный ток в реле:

Iр (А) (I вариант)

к(2) ч < 1,5 и, следовательно, схема неполной звезды с двумя реле нам не подходит.

Iр (А) (II вариант)

к(2) ч >1,5 окончательно выбираем схему защиты неполная звезда с тремя реле.2) при однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ за трансформатором со схемой соединения обмоток /?-11 ток I(1)к ? I(3)к

Iр (А)

к(1) ч 1,5

Целесообразно установить специальную защиту нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ. Выбираем ток срабатывания на стороне 0,4 кВ по условию отстройки от наибольшего тока небаланса в нулевом проводе трансформатора ?/ в нормальном режиме (Iс.з. 1,2·Iн.тр., ГОСТ 11677-75):

Iс.з. = 1,2 · Iн.тр= 1,2 · 85,26 = 1611,41 (А)

Токовую отсечку выполняем на том же реле РТ-95. Тогда ток срабатывания отсечки:

Iс.о. ? кн · I(3) к.макс. = 1,6 · 600,7 = 961,12 ? 1000 (А)

где кн = 1,6 -- коэффициент надежности для реле РТ-95, (л.6 , стр.26);

Но также токовая отсечка предназначена для быстрого отключения всех КЗ, вызывающих опасные для СД снижения напряжения:

Iс.о. .

где Uс.мин.= 6000 -- междуфазное напряжение питающей системы в минимальном режиме ее работы, В;

zс.мин. -- сопротивление системы в минимальном режиме до места установки отсечки, Ом;

кн = 1,1 -- коэффициент надежности;

к0 = 1 -- коэффициент, учитывающий зависимость остаточного напряжения в месте установки отсечки от удаленности трехфазного КЗ;

zс.мин. (Ом)

Iс.о. (А)

Условие выполняется.

I(3)к.макс. -- максимальный ток КЗ на стороне 0,4 кВ приведенное к напряжению 6 кВ.

Коэффициент чувствительности в месте установки равен:

к(2) ч

Проведем расчетную проверку трансформаторов тока типа ТЛМ-10 с nт = 250/5, проверку чувствительности реле защиты и ЭО после дешунтирования, проверку допустимости применения реле РТ-95 по максимальному значению тока КЗ.

1) Проверка на 10 % погрешность производится при токе срабатывания отсечки (1000 А):

к10 ,

чему соответствует сопротивление Zн.доп. = 2,5 (Ом) (л.6,стр.287)

В режиме дешунтирования сопротивление

Zн.расч. = 2 rпр. + zр + rпер.,

где rпр. -- сопротивление соединительных проводов (Cu) при длине 15 м и сечении 4 мм2, zр -- сопротивление реле РТ-95, rпер. -- сопротивление переходное контактов, принимаем равным 0,1 (Ом)

rпр. (Ом) zр = (Ом)

Zн.расч. = 2 · 0,09 + 0,61 + 0,1 = 0,89 (Ом) < 4,4 (Ом), что соответствует погрешности е < 10 % до дешунтирования ЭО.

2) После дешунтирования ЭО значение Zн.расч. возрастает на ZЭО = (Ом), таким образом Zн.расч. = 0,89 + 2,3 = 3,19 (Ом) и погрешность трансформатора тока в режиме после дешунтирования ЭО превышает 10 %.

Определим действительную токовую погрешность при токе надежного срабатывания токовой отсечки кч·Iс.о.= 3,39·1000 = 3390 (А), чем соответствует кмакс. =

При Zн.расч. = 3,19 (Ом) значение к10 доп =3,3. Коэффициент

А = ,

а f = 64 % (л.6,стр.36). Однако с учетом низкого коэффициента возврата электромагнитного реле РТ-85 (0,3-0,4) чувствительность защиты после дешунтирования ЭО не снижается и возврата реле не произойдет:

кч.з. =

3) Произведем проверку чувствительности ЭО:

При токе надежного срабатывания ЭО 1,4·5 =7 (А)предельная кратность к10 = 1,4, чему соответствует Zн.доп. = 7 (Ом), т.е. значительно больше чем Zн.расч. =2,69 (Ом). Следовательно, е < 10 % и тем более f < 10 %.

кч ЭО > 1,5,

где Iр.мин. (А);

Iс.ЭО = 5 (А);

ку = 2 -- коэффициент, учитывающий уменьшение тока в ЭО по сравнению с током в измерительных трансформаторах реле защиты при двухфазном КЗ за трансформатором, (л.6, стр.137, таб. 2-2).

4) Проверяем точность работы реле типа РТ-95 при максимальном токе КЗ (5483 А, точка К3).

По Zн.расч. = 0,89 определяем к10 доп. = 9 %, затем кмакс. =5483/250 = 21,9 и коэффициент А = 21,9/9= 2,44 при котором f = 46 %, что меньше допустимых 50% для реле типа РТ-85.

I2к.макс. (А) < 150 (А) (условие 1-9,л.6)

5) Проверяем максимальное значение напряжения на выводах вторичной обмотки трансформатора тока после дешунтирования ЭО:

U2 макс.· 25,44 · 5 · 3,19 = 572,1 (В) < 1400 (В)

Таким образом, трансформатор тока типа ТЛМ-10 нам подходит по всем параметрам.

Таблица 1

3.2 Защита высоковольтных двигателей (СД)

· короткие замыкания, вызывающие снижение напряжения на зажимах СД ниже допустимого по условиям сохранения их устойчивой работы должны отключаться без выдержки времени (можно отключать выключатель или гасить магнитное поле);

· МТЗ линий и трансформаторов, через которые питаются СД, при внешних КЗ не должны срабатывать от токов, посылаемых СД при внешних КЗ;

· продольные дифференциальные защиты элементов должны быть отстроены от токов небаланса, вычисленных при максимальных сквозных токах КЗ с учетом подпитки места повреждения СД;

· устройства АВР на линиях, трансформаторах и секционных выключателях при включении которых подается напряжение на СД, потерявшие основное питание, должны выполнятся с контролем и ожиданием снижения напряжения со стороны СД, при этом перед включением выключателя резервного питания должны отключаться АГП или выключатели СД. Это делается для ускорения действия АВР и для предотвращения несинхронного включения СД и обеспечения их успешной ресинхронизации, т.е. втягивания в синхронизм после включения АГП и подачи тока возбуждения в обмотку ротора электродвигателя.

Защита от междуфазных повреждений является основной и обязательной защитой любого синхронного электродвигателя. Она выполняется мгновенной в виде токовой отсечки или продольной дифференциальной защиты (для электродвигателей с Р 2 МВт), которая одновременно с выключателем отключает АГП.

Для нашего синхронного двигателя с Pном.дв. = 2000 кВт выберем ток срабатывания отсечки равный:

Максимальный ток, проходящий через секционный выключатель:

Iр.макс (А)

где Sр -- суммарная полная мощность одной из двух секций 6кВ (для расчета выбираем II секцию), кВ·А;

Sр (кВ·А)

Определим ток самозапуска:

Iсзп (А)

где Хэ -- эквивалентное сопротивление, Ом,

Хэ = Хс.пр.6,3 + Хвл пр.6,3 + Хтр1 пр.6,3 + Х ?нагр.

= 0,04 + 0,07 + 0,473 + 1,39 = 1,97 (Ом)

Х ?нагр. (Ом)

где Iп. -- суммарный пусковой ток II секции 6 кВ;

Iп. = кп · Iн. р. + 2 · кп сд · Iн.сд = 2,74 · 43,86 + 2 · 6,5 · 192 = 2616,17 (А)

Коэффициент самозапуска:

ксзп

Ток срабатывания селективной максимальной защиты:

Iс.з. ? (А)

где кн =1,1 -- коэффициент надежности срабатывания реле РСТ-13;

кв = 0,9 -- коэффициент возврата реле РСТ-13.

По согласовании чувствительности с защитами на стороне 6 кВ (трансформатора 6/0,4):

I с.з. ? k н.с. · (I с.з.пред.макс. + УI р. ) ;

где k н.с. = 1,3 -- коэффициент надежности согласования реле РСТ-13 с РТ-95;

I с.з.пред.макс. -- наибольший ток срабатывания предыдущей защиты, А;

УIр.-- геометрическая сумма максимальных рабочих токов всех предыдущих элементов, за исключением тех, с защитами которых производится согласование, в нашем случае это будет I 2сд =362,6 -- 43,86 = 318,74 (А);

I с.з. ? 1,3 · (350 + 318,74) = 869,36 (А)

Принимаем ток срабатывания защиты равным Iс.з. = 2261 (А). Тогда ток срабатывания реле:

Iс.р. (А)

где nт = 600/5 -- коэффициент трансформации трансформатора тока;

ксх = 1 -- коэффициент схемы неполной звезды;

Принимаем ток срабатывания реле РСТ-13-29 Iс.р.= 19 (А), тогда Iс.з (А)

Дальнейшие расчеты приведены в таблице 2.

к ч > 1,5

Токовую отсечку выполняем на реле РТМ. Тогда ток срабатывания отсечки:

Iс.о. ? кн · I(3) к.макс. = 1,4 · 5483=7676,2 (А)

где кн = 1, 4 -- коэффициент надежности для реле РСТ-13,

I(3) к.макс. -- максимальный ток КЗ на стороне 6 кВ.

Находим чувствительность токовой отсечки:

к ч 1,5

Как видно чувствительность токовой отсечки меньше допустимой величины. И поэтому для создания условия селективности отсечку выполняем с небольшой задержкой времени на ступень селективности больше, чем время срабатывания быстродействующих защит предыдущих элементов, т.е. с tс.о. = 0,40,8 с (л.6, стр.29).

Тогда принимаем Iс.о. = 2500 (А) и к ч > 1,5

Следовательно, время срабатывания токовой отсечки защиты 2 будет равно:

tсо. = tсо.пред. + ?t = 0 +0,3 =0,3 с

Результаты расчета защиты на реле РТМ тоже приведены в таблице 2.

Принимаем время срабатывания МТЗ:

tср = tср.пред. + ?t = 0,5 +0,5 =1,0 с

где tср.пред. -- время срабатывания предыдущей защиты, с;

?t = 0,5 с -- ступень селективности.

Выбор уставки реле напряжения в блоке АВР.

Минимальное рабочее напряжение

, где

эквивалентное сопротивление нагрузки,

ток самозапуска.

(В)

Напряжение срабатывания реле

, где

коэффициент трансформации трансформатора напряжения (6000/100),

коэффициент надежности реле РН-54

коэффициент возврата реле РН-54

(В) 48 (В)

Частота срабатывания частотного пускового органа АВР принимается в пределах 46-48Гц.

3.4 Защита 3 -- максимальная токовая защита отходящих линии

3.5 Дифференциальная защита силового трансформатора 6300-37/6,3

4. Построение карты селективности

На карте селективности строятся характеристики всех защит начиная с наименьшего тока срабатывания, приведенные к одному напряжению (в нашем случае к 6 кВ). Они строятся по типовым характеристикам. Расчетные точки построения характеристик сведены в таблицу.

, где к - кратность тока %

1) Защита 1: реле РТ-95, nт =250/5, Iс.р. = 7 (А), ксх. =1.

2) Защита 2: реле РСТ-13-29, nт=600/5, Iс.р. = 19 (А), ксх = 1, Iс.з. = 2280 (А), Iс.о. = 2500 (А).

3) Защита 3: реле РТВ-III, nт = 800/5, Iс.р. = 20 (А), ксх = 1, Iс.о. = 4200

4) Защита 4: реле РСТ-13-24, nт=250/5, Iс.р. = 3 (А), ксх = 1, Iс.з. = 800 (А), Iс.о. = 1300 (А).

По условию селективности время срабатывания последующей защиты по отношению к предыдущей определяется по формуле:

tс.з.посл. = tс.з.пред. + ? t:

? t - ступень селективности ( для защит с зависимой характеристикой (РСТ-13) выбирается равным 0,5с);

Защита 1: tс.з.1=0,5 с

Защита 2: tс.з.2 = tс.з.1 +? t = 0,5+0,5=1,0 с;

Защита 3: tс.з.3 = tс.з.2 + ? t = 1,0 + 0,5 = 1,5 с;

Защита 4: tс.з.4=2,0 с

6. Проверка допустимости выбранного времени срабатывания защиты по условию термической стойкости воздушной линии

Минимальное сечение ВЛ по условию термической стойкости:

Sмин ,

где B -- импульс квадратичного тока;

С -- постоянный коэффициент, который зависит от материала проводов, начальной и конечной температуры эксплуатационного режима, СAl = 91;

tотк. = tс.з. + tо.в. -- время отключения равное сумме времени срабатывания защиты и отключения выключателя.

tотк. = tс.з. + tо.в = 1,2 + 0,1 = 1,3 (с)

При расчете берется значение тока КЗ в начале линии Iк = 11365 (А), т.к. оно больше значения тока КЗ в конце линии, которое рассчитывают с учетом сопротивления самой ВЛ.

Но ток срабатывания отсечки защиты 4 (Iс.о. = 1300 А) меньше токов КЗ в начале и в конце линии. Следовательно, минимальное сечение ВЛ по условию термической стойкости по токам КЗ линии можно не рассчитывать. Проверим минимальное сечение ВЛ по условию термической стойкости по токам КЗ за трансформатором в случае не срабатывания защиты 3:

Sмин мм2

Как видно предварительно выбранное сечение проводов ВЛ (25 мм2) удовлетворяет условию термической стойкости.

В случае не срабатывания выключателя в начале линии и при согласовании этой защиты с дальнейшей защитой системы придется выбирать сечение линии из условия:

Sмин мм2

7. Оценка эффективности и надежности срабатывания реле в защитах

Рассмотрим работу схемы электроснабжения нашего предприятия с учетом оценки эффективности и надежности срабатывания защит. Для удобства анализа все токи приведены к напряжению 6 кВ.

Например, при наличии КЗ в точке К4 за автоматом, когда он не срабатывает, с током Iк. = 572,06 (А) срабатывает защита 1 с Iс.з. = 350 (А) через время tс.з. = 0,5 (с). Также эта защита (токовая отсечка, Iс.о. = 1000 А) срабатывает при КЗ на выводах ВН трансформатора с Iк = 5359 (А).

При наличии КЗ на сборных шинах 6 кВ (рассматриваем самый тяжелый случай, когда сработал АВР и на момент КЗ обе секции запитаны от одного трансформатора) подключенной при помощи АВР секции первым срабатывает защита 2 (токовая отсечка, Iс.о. = 2500 А) секционного выключателя через время tс.о. = 0,4 (с), а при его отказе защита 3 (токовая отсечка, Iс.о. = 3200 А).

При наличии КЗ на линии Л1 ( в конце линии Iк =2350 А, в начале линии Iк = 11365 А) сработает защита 4 (токовая отсечка, Iс.о. = 1300 А), а при не срабатывании предыдущих защит на ток КЗ точки К 3 Iк = 5359 (А) сработает МТЗ защиты 4 (Iс.з. = 350 А) через время tс.з. = 1,2 (с).

Рассмотрим случай КЗ на линии Л 2. Тогда после отключения выключателя в начале линии токовой отсечкой защиты 4 сработает на отключение выключателя защиты 3 делительная защита минимального напряжения ДЗН с целью предотвращения включения АВР на неустранившееся КЗ в линии Л 2, и только после отключения выключателя защиты 3 включится секционный выключатель резервного питания. В целях ускорения действия АВР не ждем успешного срабатывания АПВ питающей (рабочей) линии. В случае самоустранившегося КЗ включение рабочего выключателя защиты 3 линии Л 2 после восстановления напряжения АПВ линии производится с выдержкой времени, равной 15 с для того чтобы убедится в полной исправности рабочего источника. Еще через 4 с отключается секционный выключатель и через 19 с восстанавливается нормальная схема подстанции.

8. Расчет основных параметров системы автоматики (АПВ, АВР)

В соответствии с “ПУЭ” устройствами автоматического повторного включения (АПВ) должны оборудоваться воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии, сборные шины, понижающие трансформаторы и др.

Время срабатывания однократного АПВ определим по следующим условиям:

t1АПВ tг.п. + tзап = 0,34 + 0,5 = 0,84 (с).,

где tг.п. = 0,34 (с) -- время готовности привода;

t зап. = 0,5 (с) -- время запаса;

t2АПВ tДЗН + tзап. = 0,7 + 0,5 = 1,3

где tДЗН 0,7 (с)-- максимальное время действия делительной защиты.

Как видно выдержка времени получилась небольшая и для наиболее вероятного самоустранения причин, вызвавших неустойчивое КЗ (падение деревьев, набросы веток и других предметов, приближение к проводам передвижных механизмов), а также для деионизации среды в месте КЗ принимаем время срабатывания однократного АПВ равным 3 (с). “ПУЭ” допускают увеличение выдержки времени с целью повышения эффективности действия этих устройств.

Литература

1. Барыбин Ю.Г., Федоров Л.Е ''Справочник по проектированию электроснабжения'', Москва ''Энергоатомиздат'' 1990г.

3. Федосеев А.М. ''Релейная защита электрических систем'', Москва ''Энергия'' 1976г.

4.“Справочник по электроснабжению и электрооборудованию”, под общей редакцией Федорова А.А., Москва: “Энергоатомиздат” 1986.

5. Чернобровов Н.В. ''Релейная защита'', Москва ''Энергия'' 1967г.

6. Шабад М.А. ''Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей'', Ленинград ''Энергоатомиздат'' 1985г.

7. Шабад М.А. “Защита трансформаторов распределительных сетей”, Москва ''Энергия'' 1989г.

8. Шабад М.А. “Максимальная токовая защита”, Ленинград ''Энергоатомиздат'' 1991г