Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = 1,5•0,04 = 0,06

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять равным 0,4 - минимально возможной величине в защите ШЭ2607 051. Но с целью обеспечения несрабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей принимается максимально возможная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО (в предположении, что при этом будет обеспечена требуемая чувствительность ДЗО):

I_Д0.ОТН = 1,2

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 1,2•2000 = 2400 А

Коэффициент торможения.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_{К(3)ВН.МАКС.ОТН} = (2•1•0,1+0,03)•5 = 1,15

Где - К_ПЕР = 2 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- е = 0,1 - относительная погрешность трансформаторов тока.

Относительный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{СЗ.МАКС.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС.ОТН} = 1,5•1,15 = 1,725

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Расчетный коэффициент торможения:



Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,2

Коэффициент чувствительности ДЗО.

Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, больше тока начала торможения, то коэффициент чувствительности ДЗО определяется с учетом торможения в соответствии с рис. 6.14:

Соответственно, коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ:

Так как полученный коэффициент чувствительности ДЗО меньше требуемого (К_Ч = 2), то необходимо изменить уставки ДЗО для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности. Можно уменьшить начальный ток срабатывания ДЗО (I_Д0 = 1,2), но это может привести к ложному срабатыванию ДЗО при неисправности токовых цепей. Поэтому принимается решение сначала попробовать обеспечить необходимую чувствительность ДЗО путем увеличения тока начала торможения.

Перерасчет тока начала торможения.

Принимается максимально возможная величина относительного тока начала торможения:

I_Т0.ОТН = 2,0

начала торможения:

I_Т0 = I_Т0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2,0•2000 = 4000 А

Рисунок 6.14 - Определение Кч с учетом торможения

Перерасчет начального тока срабатывания ДЗО.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_Т0.ОТН = (1•1•0,05+0,03)•2,0 = 0,16

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = 1,5•0,16 = 0,24

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять минимальным и равным 0,4. Но с целью обеспечения несрабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей принимается максимально возможная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО (в предположении, что при этом будет обеспечена требуемая чувствительность ДЗО): I_Д0 = 1,2

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 1,2•2000 = 2400 А

Перерасчет коэффициента торможения.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,2

Перерасчет коэффициента чувствительности ДЗО.

Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, меньше тока начала торможения, то коэффициент чувствительности ДЗО определяется без учета торможения в соответствии с рис. 6.15:

Соответственно, коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ:

Так как полученный коэффициент чувствительности ДЗО меньше требуемого (К_Ч = 2), то необходимо изменить установки ДЗО для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности. Так как минимальный ток КЗ меньше тока начала торможения ДЗО, то в соответствии с рис. 6.2.3.3 для увеличения коэффициента чувствительности надо уменьшать начальный ток срабатывания ДЗО, хотя это может привести к ложному срабатыванию ДЗО при неисправности токовых цепей, если при этом ток нагрузки будет больше начального тока срабатывания ДЗО.

Рисунок 6.15 - Определение К без учетом торможения

Повторный перерасчет начального тока срабатывания ДЗО.

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при относительном токе начала торможения, равном 2,0: I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = 0,24

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять большим или равным минимальной величины 0,4. Для уменьшения вероятности ложного срабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей надо принять максимально возможную величину начального тока срабатывания ДЗО, обеспечивающую требуемый коэффициент чувствительности (больше или равный 2). Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, больше тока начала торможения, то величина начального тока срабатывания ДЗО определяется опытным путем по условию обеспечения коэффициента чувствительности большего или равного 2. А если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, меньше тока начала торможения, то расчетная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО определяется по формуле:

Принимается относительный начальный ток срабатывания ДЗО: I_Д0.ОТН = 0,7

При этом начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 0,7•2000 = 1400 А

При этом неисправность токовых цепей при токе нагрузки больше 2000 А приведет к ложному срабатыванию ДЗО.

Повторный перерасчет коэффициента торможения.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,34

Повторный перерасчет коэффициентов чувствительности ДЗО.

Коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ (тормозной ток меньше тока начала торможения):



Коэффициент чувствительности ДЗО при максимальном токе КЗ (тормозной ток больше тока начала торможения):

Так как полученные коэффициенты чувствительности ДЗО при минимальном и максимальном токах КЗ в защищаемой зоне больше требуемого (К_Ч = 2), то на этом расчет установок ДЗО закончен.

Принятые установки ДЗО.

Первичный базисный ток: I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2000 А

Вторичные базисные токи со стороны линии, СВ и трансформатора:

I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ1} = I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ2} = I_{БАЗ.ВТОР.ТР} = 5 А

Относительный начальный ток срабатывания ДЗО: I_Д0.ОТН = 0,7

Начальный ток срабатывания ДЗО: I_Д0 = 1400 А

Относительный ток начала торможения: I_Т0.ОТН = 2,0

Ток начала торможения: I_Т0 = 4000 А

Коэффициент торможения: К_Т = 0,34

6.1.3 Выбор установок ДЗТ

Паспортные данные АТ.

Тип АТ: АТДЦТН-200000/220/110/10.

Номинальная мощность АТ: S_НОМ = 200 МВА.

Схема и группа соединения обмоток: Y_АВТО/Д-0-11.

Номинальные напряжения обмоток: U_В.НОМ = 230 кВ, U_С.НОМ = 121 кВ, U_Н.НОМ = 10,5 кВ.

Диапазон регулирования РПН на стороне СН: ДU_СН = ±6х2%.

Первичные номинальные токи со всех сторон АТ.

Коэффициенты трансформации ТТ.

К_ТТ.ВН = 2000/5

К_ТТ.СН = 1200/5

К_ТТ.НН = 5000/5

Базисные токи со всех сторон АТ.

Базисные токи со всех сторон АТ находятся в допустимом диапазоне от 0,25 А до 16 А.

Максимальный сквозной ток через АТ при внешних КЗ.

Принятые расчетные точки КЗ приведены на рис. 6.16.



Рисунок 6.16 - Расчетные токи КЗ

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ (точка К3) расчет токов по программе ТОКО:

I_{К1.МАКС.220} = 1603 А

I_{К1.МАКС.110} = 3739 А

I_{К1.МАКС.10} = 45279 А

Максимальный ток на стороне 10 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, приведенный к стороне 220 кВ:

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 110 кВ (точка К2):

I_{К2.МАКС.220} = 19100,113 А

I_{К2.МАКС.110} = 36306 А

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 220 кВ (точка К1):

I_{К3.МАКС.220} = 20269А

I_{К3.МАКС.110} = 38527,851 А

Для дальнейших расчетов принимается максимальный сквозной ток на стороне ВН АТ при КЗ в точке К1:

I_{СКВ.МАКС} = I_{К1.МАКС.220} = 20269 А

Относительный максимальный сквозной ток:

Минимальный ток через АТ при КЗ на стороне НН.

Минимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ (точка К3):

- питание со стороны 220 кВ:

I_{К3.МИН.220} = 1603 А

I_{К3.МИН.10} = 35124 А

- питание со стороны 110 кВ:

I_{К3.МИН.110} = 3740 А

I_{К3.МИН.10} = 43098 А

Минимальный ток на стороне 110 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, приведенный к стороне 220 кВ:

Для дальнейших расчетов принимается минимальный ток на стороне 220 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ: I_{К3.МИН.220} = 1603 А

Относительный минимальный ток при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ:

Ток начала торможения защиты.

Принимается относительный ток начала торможения: I_Т0 = 0,5

Начальный ток срабатывания защиты.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_Т0

где: - К_ПЕР = 1 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- К_ОДН = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока.

- е = 0,05 - относительная погрешность трансформаторов тока.

- ДU_РПН = - половина относительного диапазона регулирования РПН.

- Дf_ВЫР = 0,03 - относительная погрешность выравнивания токов сторон защиты.

Тогда относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ}=(К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_Т0=(1•1•0,05+0,12+0,03)•0,5=0,1

Расчетный начальный относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_Д0.РАСЧ = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ}

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Тогда расчетный начальный относительный ток срабатывания защиты:

I_Д0.РАСЧ = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ} = 1,5•0,10 = 0,15

Принимается начальный относительный ток срабатывания защиты: I_Д0=0,2

Коэффициент торможения.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_{СКВ.МАКС.ОТН}

где: - К_ПЕР = 2 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- е = 0,1 - относительная погрешность трансформаторов тока.

Тогда относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_{СКВ.МАКС.ОТН} = =(2•1•0,1+0,12+0,03)•40,373= 14,131

Относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{СЗ.МАКС} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС}

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Тогда:

I_{СЗ.МАКС} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС} = 1,5•14,131 = 21,196

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,6

Ток торможения блокировки защиты.

Ток торможения блокировки защиты должен быть больше максимального тока нагрузки АТ. Принимается ток торможения блокировки защиты (в предположении допустимой перегрузки АТ около 40%): I_Т.БЛ = 2,0

Блокировка защиты по току второй гармоники.

Расчетный ток второй гармоники, при котором защита блокируется:

где: - I_2БР - ток второй гармоники при броске тока намагничивания. Так как в дифференциальной защите 042 выполнена перекрестная блокировка защиты током второй гармоники, то расчетный ток второй гармоники принимается равным максимальному току второй гармоники в фазе с периодическим броском тока намагничивания: I_2БР = 40%.

- K_Ч = 2 - коэффициент чувствительности.

Тогда:

Принимается ток второй гармоники, при котором защита блокируется:

I_2БЛОК = 20%

Ток срабатывания дифференциальной отсечки.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ

I_{НБ.МАКС} = 14,131

Расчетный относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

I_{СЗ.ОТС.РАСЧ} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС}

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Тогда:

I_{СЗ.ОТС.РАСЧ} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС} = 1,5•14,131 = 21,197

Принимается минимально возможный относительный ток срабатывания защиты:

I_СЗ.ОТС = 12

Коэффициент чувствительности защиты.

6.3 Расчет МТЗ на ВЛ 110кВ Синеглазово Т (тупиковая)

Принцип действия МТЗ

Принцип действия МТЗ очень простой: защита реагирует на увеличение тока в защищаемой линии. Если ток в защищаемой линии становится больше тока срабатывания защиты, называемого установкой защиты, защита срабатывает и отключает поврежденную линию от энергосистемы. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока нагрузки, то есть, ток срабатывания защиты должен быть с запасом больше максимального тока нагрузки, чтобы защита не срабатывала от тока нагрузки:

I_СЗ>I_{НАГР.МАКС}

Или:

где: К_ОТС - коэффициент отстройки.

К_САМОЗ - коэффициент самозапуска.

К_В - коэффициент возврата реле тока МТЗ.

В то же время, ток срабатывания защиты должен быть меньше минимального тока КЗ, чтобы защита чувствовала все КЗ на защищаемой линии:

I_СЗ<I_К.МИН

Или:

где: I_К.МИН - минимальный ток КЗ, который должна чувствовать защита.

МТЗ - защита с относительной селективностью. Для обеспечения селективности выдержки времени МТЗ выбираются по ступенчатому принципу: чем ближе МТЗ к источнику питания, тем больше у нее выдержка времени. Разность между временами срабатывания двух соседних МТЗ называется ступенью селективности и составляет около 0,3ч0,6 сек, обычно - 0,5 сек. Формула для расчета ступени селективности:

Дt = Дt_СЗ1+Дt_СЗ2+t_{ВОЗВР.ЗАЩ}+t_{ОТКЛ.ВЫКЛ}+t_ЗАП

где: Дt_СЗ1 и Дt_СЗ2 - погрешности по времени срабатывания двух согласуемых защит.

t_{ВОЗВР.ЗАЩ} - время возврата защиты.

t_{ОТКЛ.ВЫКЛ} - время отключения выключателя.

t_ЗАП - время запаса.

Примерное значение:

Дt ? 0,1+0,1+0,1+0,1+0,1 = 0,5 сек

Достоинства МТЗ:

1. Простота.

2. Надежность.

3. Дешевизна.

4. Обеспечение дальнего резервирования.

Недостатки:

1. Сравнительно большие выдержки времени.

Расчет МТЗ

Величины токов коротких замыканий на шинах 110 кВ подстанции Аргамак принимаются по данным расчета программы ТОКО.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

I³_{К.СН.МАКС} = 36,306кА

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания:

I³_{К.СН.МИН} = 11,067 кА

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания:

I²_{К.СН.МИН} = 9,584 кА

Величины токов коротких замыканий в конце линии 110 кВ подстанции Аргамак принимаются по данным расчета программы

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

I³_К.МАКС = 24,361 кА

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания:

I²_{К.СН.МИН} = 6,276кА

В утяжеленном режиме ток, протекающий по каждой линии 110 кВ согласно пункта 3.2 равен:

;

где: Sн - мощность нагрузки на СН подстанции;

n- количество отходящих линий.

Ток срабатывания защиты.

Расчетный первичный ток срабатывания защиты определяется двумя условиями: возвратом защиты после отключения внешнего короткого замыкания и несрабатыванием защиты в момент включения нагрузки:

I_{СЗ2.РАСЧ} = К_ОТС·К_З·I_Н

Коэффициент отстройки может приниматься равным (1,1-1,2). Принимается: К_ОТС = 1,2

При чисто двигательной нагрузке среднее значение коэффициента запуска: К_З = 6. С учетом того, что реальная нагрузка состоит примерно наполовину из двигателей, принимается коэффициент запуска: К_З = 3

Так как на всех фидерах, отходящих от секций 110кВ, предусматривается токовая отсечка, то полное время отключения близкого короткого замыкания на любом фидере не превышает 0,12 секунды. С учетом этого принимается коэффициент самозапуска электродвигателей после отключения внешнего короткого замыкания: К_СЗ = 1,5

Коэффициент возврата микропроцессорного реле тока: К_В = 0,95

Расчетный первичный ток срабатывания защиты:

А

I_{СЗ2.РАСЧ} = К_ОТС·К_З·I_Н = 1,2·3·115,5 = 415,8 А

Принимается расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ.РАСЧ} = I_{СЗ2.РАСЧ} = 415,8 А

Расчетный ток срабатывания реле:

I_{СР.РАСЧ} = I_{СЗ.РАСЧ}/К_ТТ = 415,8/(1200/5) = 1,73 А

Принимается ток срабатывания реле: I_СР = 1,75 А

Первичный ток срабатывания защиты:

I_СЗ = I_СР·К_ТТ = 1,75·1200/5 = 420 А

Коэффициенты чувствительности защиты.

Коэффициент чувствительности в основной зоне (на шинах 110кВ):

К_Ч.ОСН = I²_К.МИН/I_СЗ = 9584/420 = 22,82> 1,5

Коэффициент чувствительности в зоне резервирования (в конце самой длинной линии 110кВ):

К_Ч.РЕЗ = I²_К.МИН/I_СЗ = 6276/420 = 14,9> 1,2

Время срабатывания защиты.

Время срабатывания МТЗ на фидерах не превышает: t_СЗ1 = 0,12 сек

Для обеспечения селективной работы МТЗ на фидерах необходимо иметь на фидерах время срабатывания МТЗ:

t_СЗ2 = t_СЗ1+t_СЕЛ;

где t_СЕЛ- время селективности, равное 0,5с;

t_СЗ2 = 0,12+0,5 = 0,62 с.

6.4 Расчет МФТО на ВЛ 110 кВ Синеглазово Т (тупиковая)

Принцип действия токовой отсечки.

МТЗ защищает всю линию от всех видов КЗ во всех режимах работы энергосистемы. Но обычно МТЗ выполняется с независимой выдержкой времени, то есть время срабатывания МТЗ постоянно и не зависит от величины тока КЗ. Следовательно, при КЗ в начале защищаемой линии, когда ток КЗ достаточно большой, МТЗ срабатывает с такой же большой выдержкой времени, как и при КЗ в конце защищаемой линии.

Чтобы уменьшить время отключения КЗ в начале защищаемой линии применяется токовая отсечка без выдержки времени. Так как отсечка должна быть выполнена без выдержки времени, то для обеспечения селективности она не должна срабатывать при внешних КЗ (при КЗ за пределами защищаемой линии). Внешнее КЗ - это КЗ в начале следующей линии (точка К3 на рис. 6.17). Если бы токовая отсечка на ПС А срабатывала при КЗ в точке К3, то при этом она бы отключила выключатель ВЛ на ПС А одновременно с отключением выключателя ВЛ на ПС Б (неселективная работа защит).

Поэтому ток срабатывания отсечки принимается больше тока КЗ в конце защищаемой линии:

I_СЗ = К_ОТС·I_{К.ВНЕШН.МАКС}

где: I_СЗ - ток срабатывания токовой отсечки.

К_ОТС = 1,2 - коэффициент отстройки (запаса).

I_{К.ВНЕШН.МАКС} - максимальный ток внешнего КЗ.

Рисунок 6.17 - Токовая отсечка без выдержки времени

Так как токи КЗ практически одинаковы при повреждениях в точках К1, К2 и К3, то для отстройки защиты от тока внешнего КЗ (точка К3) в расчете используется ток КЗ на шинах ПС Б (точка К2). При этом защита, отстроенная от тока КЗ в точке К2, оказывается отстроенной и от тока КЗ в конце защищаемой ВЛ (точка К1). Поэтому токовая отсечка без выдержки времени принципиально не может защищать всю линию, она защищает только часть линии и не может являться единственной защитой линии.

Достоинства токовой отсечки без выдержки времени:

1. Простота. Защита является самой простой из всех устройств РЗ.

2. Надежность. Защита практически всегда работает правильно.

3. Дешевизна.

4. Быстродействие. Защита работает без выдержки времени.

Недостатки:

1. Защищает только часть линии.

2. Защищаемая зона зависит от режима работы сети: в максимальном режиме защищаемая зона большая, в минимальном - сокращается.

3. На коротких линиях (где токи КЗ в конце и в начале линии примерно одинаковы) чувствительность защиты бывает недостаточной: даже в максимальном режиме при трехфазном КЗ в начале линии защита не работает.

Расчет МФТО.

Ток срабатывания защиты.

Расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ.РАСЧ} = К_ОТС·I_{К.ВНЕШН.МАКС}

Коэффициент отстройки принимается равным (1,2-1,3). Учитывая, что на данных фидерах токовая отсечка имеет очень малую чувствительность, принимается минимальное значение коэффициента отстройки: К_ОТС = 1,2

Максимальный ток внешнего трехфазного короткого замыкания:

I_{К.ВНЕШН.МАКС} = 36,306кА

Расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ.РАСЧ} = К_ОТС·I_{К.ВНЕШН.МАКС} = 1,2·36,306 = 43567 А

Расчетный ток срабатывания реле:

I_{СР.РАСЧ} = I_{СЗ.РАСЧ}/К_ТТ = 43567/(1200/5) = 181,5 А

Принимается ток срабатывания реле: I_СР = 182 А

Первичный ток срабатывания защиты:

I_СЗ = I_СР·К_ТТ = 182·1200/5 = 43680 А

Коэффициент чувствительности защиты.

Коэффициент чувствительности при трехфазном коротком замыкании в начале фидера в максимальном режиме работы энергосистемы:

К_Ч = I_К.МАКС/I_СЗ = 36306/43680 = 0,83

электрический трансформатор релейный автоматизированный

7. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП)

7.1 Структура АСУ ТП подстанции

Структура АСУ ТП ПС должна строиться на основе следующих общих принципов:

10. интегрированность (единство) системы;

11. автономность подсистем;

12. иерархичность архитектуры системы;

13. функциональная и территориальная децентрализация;

14. расширяемость и открытость;

15. возможность координации со смежными системами и автоматизированными системами диспетчерского и технологического управления вышестоящего уровня иерархии (энергосистемы, электросетевых предприятий).

В АСУ ТП подстанцией входят следующие подсистемы /20/:

1. информационная;

2. оперативного управления (ОУ);

3. автоматического управления (АУ);

4. передачи и приема информации (ППИ);

5. связи;

6. релейной защиты;

7. диагностики состояния основного электрооборудования;

8. автоматизации и контроля собственных нужд.

Наиболее многочисленную часть всего электросетевого хозяйства составляют необслуживаемые подстанции, к которым относится и реконструируемая подстанция. Подстанции данного типа можно условно разбить на две группы: подстанции с традиционным оборудованием и подстанции с использованием (целиком или частично) современных микропроцессорных цифровых устройств релейной зашиты и автоматики (ЦРЗА).

Типовая структура АСУ ТП необслуживаемой подстанции включает небольшое число функциональных контроллеров для связи с объектом и ЦРЗА, концентратор и модем для связи с вышестоящим уровнем управления. Схема комплекса технических средств (КТС) включает два ФК (число их может быть больше и меньше, в зависимости от количества ОРУ на подстанции и их территориального расположения), систему единого времени (СЕВ) с приёмником сигналов GPS, концентратор и сервер, совмещённый с рабочей станцией. ЛВС выполнена на ВОЛС со скоростями передачи 10-100 Мб/с. Подключение ЦРЗА выполнено на оптоволоконных линиях связи петлевой структуры. Рабочая станция предусматривается здесь для отладочных и испытательных режимов.

Нижний уровень АСУ ТП подстанции может быть выполнен практически полностью на устройствах цифровой защиты. В этом случае цифровые защиты используются не только по своей основной функции, но и являются средством измерения и передачи информации в функциональные контроллеры, а оттуда по модемным каналам на верхний уровень. Подлежит передаче информация о текущих электрических параметрах нормального режима, о срабатываниях защит и предупредительной сигнализации. КТС предоставляет возможность управления параметрами защит, а также ручное управление выключателями. Перечень выполняемых функций варьируется в широких пределах и определяется возможностями, предусмотренными фирмой-изготовителем защиты в протоколе обмена.

Второй вариант КТС необслуживаемой подстанции представляет собой типовой вариант КТС полномасштабной АСУ ТП ПС в случае полной модернизации подстанции, заключающейся в замене всех традиционных защит на микропроцессорные и переходе на микропроцессорные УСО.

Подключение устройств ЦРЗА к АСУ ТП может производиться разными способами. При небольшом числе защит в данном территориально обособленном объекте подстанции (например, в отдельном ОРУ может присутствовать три-четыре устройства РЗА), все они могут быть подключены к функциональному контроллеру по радиальной схеме. Эта схема при небольшом числе защит оказывается достаточно экономичной, но в то же время обладает повышенной надёжностью, поскольку при выходе из строя одного кабеля теряется связь только с одной защитой.

При большом числе защит в одном территориально обособленном объекте (обычно число устройств ЦРЗА в одном ОРУ - 10-40), обслуживаемом данным функциональным контроллером, более рационально использование петлевой схемы подключения ЦРЗА. В петлевой схеме ввод информации осуществляется по интерфейсам RS-485 или RS-422. Связь может производиться по электрическому кабелю с витой парой или по оптоволоконному кабелю. Петлевая схема позволяет резко сократить затраты на кабели подключения защит, но при повреждении петли теряется связь сразу со всеми защитами данной петли.

7.2 Интеграция средств РЗА и автоматизированного управления

МП устройства РЗА помимо выполнения основной функции - защиты электротехнического оборудования от повреждений, являются естественным источником информации, необходимой для решения многих функциональных задач АСУ ТП, таких как задачи регистрации и сигнализации различных событий, оперативного и ретроспективного анализа технологических ситуаций, в том числе правильности работы устройств РЗА (и противоаварийной автоматики), цифрового осциллографирование технологических переменных в аварийных режимах.

В связи с этим при реконструкции или создании АСУ ТП подстанций необходимо стремиться к интеграции устройств РЗА со средствами управления в нормальных и аварийных режимах в рамках единого ПТК АСУ ТП. Возможность и простота подобной интеграции является одним из существенных факторов, учитываемых при выборе ПТК, используемого в качестве базового.

Действительно, интеграция современных микропроцессорных средств РЗА в составе единой системы управления является характерным признаком лучших зарубежных специализированных ПТК, ориентированных на создание АСУТП электроэнергетических объектов, - указанным свойством обладают ПТК всех ведущих фирм отрасли: Siemens, АВВ, Alstom, и другие. Причем интеграция обеспечивается, как правило, на программно-аппаратном уровне внутри однородного ПТК, реализующего одновременно функции и РЗА, и других базовых подсистем АСУ ТП подстанции.

Важным достоинством таких интегрированных систем управления является характерное для современных систем удобство обслуживания эксплуатационным персоналом подстанции всего парка программно-технических средств системы с использованием специальных инструментальных программных средств.

В случае использования на подстанции МП терминалов разных фирм, - как отечественных, так и зарубежных, - задача интеграции МП устройств РЗА должна решаться на основе использования международных протоколов информационно обмена. Однако это необходимое, но недостаточное условие решения задачи интеграции, так как в подобных случаях могут возникать проблемы стыковки разнородных МП устройств, что требует разработки соответствующего программно обеспечения и, как следствие, увеличивает стоимость реализации системы управления. В связи с этим целесообразно на подстанциях строить интегрированные АСУТП на базе однородных ПТК.

7.3 Программно-технический комплекс на базе цифровых устройств релейной защиты и телемеханики ПТК "ЗАЩИТА-2"

ПТК «Защита-2» - автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления (АСОДУ). Источниками информации на нижнем уровне и приемниками команд управления от верхнего уровня являются цифровые устройства РЗА, цифровые устройства телемеханики и регистраторы аварийных процессов /21/.

Назначение

ПТК «Защита-2» предназначен для решения задач телеизмерения, телеуправления и телесигнализации для электрической части энергетического объекта, а также для хранения и анализа собранной исторической информации.

Верхний уровень

Автоматизированные рабочие места, серверы хранения данных, сетевое оборудование, устройства удаленной связи с объектом (модемы, ВЧ аппаратура, GPRS и т.д.)

Нижний уровень

Цифровые блоки релейной защиты и автоматики ЦРЗА, цифровые измерительные преобразователи (ИП), устройства сопряжения с объектом УСО (функции ТУ, ТИ, ТИИ, ТС), регистраторы аварийных процессов и событий РАПС, функциональные контроллеры ФК, сетевое оборудование. Все оборудование нижнего уровня имеет промышленное исполнение и предназначено для работы в расширенном температурном диапазоне.

Гибкая структура ПТК «Защита-2» позволяет:

- конфигурировать комплекс для решения задач;

- наращивать комплекс, добавляя при необходимости терминалы нижнего (ЦРЗА, УСО, РАПС) и верхнего (АРМы) уровней;

- включать в комплексе АИИС ТУЭ (технический учет) энергетического объекта;

- включать ПТК «Защита-2» в более высокие уровни АСУ энергетического объекта (АСУ ТП, АСОДУ).

Функции ПТК

- сбор, архивирование и отображение информации от блоков ЦРЗА, ИП, УСО и РАПС о нормальных режимах и аварийных процессах;

- дистанционное управление коммутационным оборудованием через ЦРЗА и УСО;

- решение задач телемеханики (телеизмерение, телеуправление, телесигнализация) средствами цифровых преобразовательных устройств сопряжения с объектом УСО;

- осциллографирование аварийных процессов средствами цифровых регистраторов;

- поддержание системы единого времени (СЕВ) во всех узлах комплекса;

- работа ПТК в составе АСУ энергетического объекта.

ПТК обеспечивает:

- динамическое отображение на АРМ информации о состоянии коммутационного оборудования;

- динамическое отображение на АРМ текущих значений аналоговых величин и состояний дискретных сигналов, контролируемых блоками ЦРЗА, ИП и УСО;

- отображение на АРМ информации о пусках и срабатываниях защит блоков ЦРЗА;

- отображение на АРМ параметров аварийных событий и осциллограмм, зарегистрированных блоками ЦРЗА, УСО и РАПС;

- просмотр полученной от блоков ЦРЗА и УСО информации в табличных и графических формах, в виде мнемосхем, ведомостей событий, аварийно-предупредительной организации;

- дистанционное чтение и редактирование конфигурации ЦРЗА и УСО (установки, ключи и т.д.);

- дистанционное управление коммутационным оборудованием (включение/отключение) выключателя и др.);

- ведение долговременного архива событий комплекса, журнала действий операторов аварийной информации и другой вспомогательной документации;

ПТК «Защита-2» представляет пользователю в визуальной форме на экранах АРМ:

- мнемосхемы объектов, с отображением происходящих изменений;

- текущие значения параметров, контролируемых оборудованием нижнего уровня;

- диаграммы, осциллограммы и другую информацию о переходных, аварийных и ненормальных процессах и режимах, дублируемую световой и звуковой сигнализацией (вызывная и предупредительная сигнализация);

- накопительную информацию (количество пусков и срабатывания защит и их ступеней, количество циклов (успешных и неуспешных) АПВ, количество отключений выключателей, суммарное значение токов в фазах при отключении выключателей, максимальные значения токов, напряжений) и др.;

- историческую информацию в виде журналов событий, журналов действий операторов, журналов аварийной информации, журналов осциллограмм;

- вспомогательную информацию (сведения об используемых блоках ЦРЗА, УСО, РАПС, оборудовании объекта, выключателях, схемах переключений, порядке работы с ПТК «Защита-2»).

Эффект от внедрения ПТК «Защита-2» проявляется в:

- увеличении экономической эффективности отпуска (потребления) электроэнергии за счет внедрения системы эффективного ее учета, в том числе с помощью АСКУЭ;

- повышении качества и бесперебойности электроснабжения в результате обеспечения быстрого доступа ко всем бланкам переключений;

- повышении качества, эффективности и дисциплины труда персонала за счет внедрения современных информационных технологий;

- повышении качества управления энергетическим объектом, обеспечиваемом доступностью информации о состоянии объекта и действиях оперативного персонала руководящему персоналу;

- обеспечении удаленного доступа к информации о состоянии объектов.

Непрерывный автоматический контроль состояния оборудования, информирование персонала о его результатах и необходимости превентивного выведения оборудования из работы, позволяет снизить риск возникновения тяжелых аварий оборудования и обеспечить своевременное проведение его ремонта или замены.

7.3.1 Структура ПТК «Защита - 2»

Структурная схема ПТК «Защита-2» приведена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 -Структурная схема ПТК «Защита-2»

Связь с ФК осуществим по каналу связи ВОЛС.

Для организации сети передачи данных с использованием волоконно-оптического кабеля необходимо:

- установить на все устройства преобразователи ПЭО-ТТЛ.

- организовать кольцевую топологию сети (информационная петля), соединив последовательно выход одного электронно-оптического преобразователя (ПЭО) с входом другого для всех устройств ЦРЗА (“ведомые”);

- вход и выход сформированной информационной петли присоединить к ФК (или ПЭВМ);

Данные структуры позволяют организовать полноценную АСУ на базе устройств ЦРЗА и УСО.

При таких построениях сети, пользователь АРМ верхнего уровня получает все возможности предоставляемые современными SCADA системами:

- динамическое отображение на АРМ информации о состоянии коммутационного оборудования;

- динамическое отображение на АРМ текущих значений аналоговых величин и состояний дискретных сигналов, контролируемых блоками ЦРЗА и УСО;

- отображение на АРМ информации о пусках и срабатываниях блоков ЦРЗА;

- отображение на АРМ параметров аварийных событий и осциллограмм, зарегистрированных блоками ЦРЗА, УСО и РАПС;

- просмотр полученной от блоков ЦРЗА и УСО информации в табличных и графических формах, в виде мнемосхем, ведомостей событий, аварийно-предупредительной сигнализации;

- дистанционное чтение и редактирование конфигурации ЦРЗА и УСО (установки, ключи и т.д.);

- дистанционное управление положением коммутационного оборудования (включение/отключение выключателей и др.);

- ведение долговременного архива событий комплекса, журнала действий операторов и другой вспомогательной информации;

- поддержание системы единого времени (СЕВ) во всех узлах комплекса;

Назначение преобразователя ПЭО - ТТЛ.

Преобразователь ПЭО - ТТЛ предназначен для преобразования цифрового электрического сигнала уровня ТТЛ в оптический и обратно для волоконно-оптических линий связи кольцевой топологии.

Назначение и область применения УСО - МТ

Цифровые устройства сопряжения с объектом УСО-МТ и шкафы УСО-МТ предназначены для выполнения функций телемеханики в различных автоматизированных системах и обеспечивают:

· телеизмерение;

· телесигнализацию;

· телеуправление (в т.ч. с внутренней логикой).

Основные функции

· сбор информации от источников аналоговых сигналов (напряжения, тока, частоты, мощности, давления и т.п.).

· сбор информации от источников дискретных сигналов.

· передача собранной информации в АСУ энергетического объекта.

· трансляция команд управления с верхнего уровня АСУ на различные коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, короткозамыкатели и др.).

Дополнительные функции

· ведение журнала событий.

· осциллографирование с возможностью гибкой настройки условий пуска осциллографа и характеристик записываемых осциллограмм.

· сигнализация о превышении допустимых значений контролируемых параметров с протоколированием.

· хранение в энергонезависимой памяти и передача в АСУ журнала событий и зарегистрированных осциллограмм.

· выдача дискретных сигналов на основании внутренней логики.

· При использовании программных и технических средств ПЭВМ или АРМ АСУ возможно выполнение следующих функций:

· объединение УСО-МТ в единую систему регистрации данных;

· отображение на мониторе регистрируемых УСО-МТ величин в виде мнемосхем, таблиц и графиков;

· распечатка регистрируемых УСО-МТ величин на принтере;

· ранжирование пользователей по уровню доступа к данным и конфигурированию УСО-МТ.

Таблица - 7.1 Назначение блоков ЦРЗА и УСО, и устройств из состава ПТК

п/п	Устройство	Назначение	Примечание
1	Блоки ЦРЗА	Сбор и предварительная обработка информации о подключенных электрических цепях, выдача информации о параметрах настройки ЦРЗА и об аварийных событиях, выдача команд управления.	Основная функция блоков ЦРЗА - релейная защита и автоматика выполняется всегда и независимо от подключения блоков в к ПТК.
2	Блоки УСО	Сбор и предварительная обработка информации об аналоговых и дискретных сигналах в подключенных электрических цепях, выдача телеметрической информации и команд управления	Информация, не контролируемая блоками ЦРЗА.
3	ИП	Сбор и предварительная обработка информации об аналоговых сигналах с нормированной погрешностью.
4	ФК	Информационный обмен с блоками ЦРЗА и УСО. Информационный обмен с АРМ и СДХ. Буферирование информации, полученной от блоков ЦРЗА и УСО при обрыве связи с АРМ и СДХ. Поддержание работы системы единого времени СЕВ.	Обмен с блоками ЦРЗА и УСО выполняется по протоколу Modbus, а с АРМ и СДХ - по протоколам TCP/IP.
5	Сетевое оборудование полевого уровня	Объединение ФК, и блоков ЦРЗА и УСО в ЛВС нижнего уровня.	Преобразователи интерфейсов, блоки питания, кабельное хозяйство.
6	АРМ	Вывод информации, полученной от ФК и СДХ, для оператора и прием от него команд управления и конфигурации для блоков ЦРЗА и УСО. Информационный обмен с ФК и СДХ.	Общее название назначения АРМ - предоставление оператору интерактивного интерфейса.
7	СДХ	Получение информации от ФК и АРМов, ее хранение, обработка и предоставление оператору.
8	Сетевое оборудование верхнего уровня	Объединение ФК, АРМ и СДХ в ЛВС верхнего уровня.	Преобразователи интерфейсов, блоки питания для преобразователей интерфейсов, коммутаторы, кабельное хозяйство.
9	ИБП	Поддержание работы АРМ и СДХ при отключении электропитания.

Дисциплина допуска к работе с ПТК

В ПТК реализована развитая система дисциплины доступа. Для входа в систему необходимо ввести индивидуальный логин (имя) и пароль.

Каждый пользователь включается в одну из групп пользователей, обладающих определенными правами. Принадлежность пользователя к той или иной группе определяется по логину и паролю. После входа в систему пользователь может выполнять только разрешенные ему операции.

По умолчанию в системе предусмотрены группы:

- системный администратор (разрешено администрирование и конфигурирование ПТК);

- оператор-диспетчер (разрешено управление выключателями, ввод/вывод АВР и АПВ);

- релейщик (разрешен ввод установок и конфигурации блоков);

- «наблюдатель» (разрешено чтение информации).

Права «наблюдателя» присвоены и всем другим группам пользователей.

При выходе из системы пользователь может ее заблокировать. Разблокировать систему может пользователь с уровнем доступа (привилегиями) не меньшим, чем у заблокировавшего пользователя.

7.4 Управление и сигнализация на подстанции

Под дистанционным управлением аппаратами понимается изменение положения аппарата на расстоянии с помощью электрического командного сигнала. Командный сигнал формируется при воздействии на орган управления вручную и передается на исполнительный орган при помощи релейных схем.

Средства дистанционного управления коммутационными аппаратами (выключателями, разъединителями и заземляющими ножами) необходимы при ведении оперативных переключений в нормальных режимах и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осуществляется вручную оператором или от автоматических устройств, которые применяются для выполнения переключений в аварийных ситуациях.

Действие системы управления сопровождается работой устройств сигнализации, которые дают оперативному персоналу необходимую информацию о состоянии оборудования и срабатывании защиты и автоматики. Для предотвращения неправильных операций предусматриваются специальные блокировки.

Устройства управления, сигнализации и блокировок с соответствующими источниками питания образуют на подстанции систему вторичных цепей. К этой системе относят также схемы автоматики, релейной защиты и технологического контроля.

Управление коммутационными аппаратами

Оперативное управление на подстанции осуществляется дистанционно, то есть путем подачи команды на элемент управления из точки, удаленной от управляемого объекта. На территории подстанции сооружают общеподстанционный пункт управления (ОПУ), в нем размещается система АСУ ТП (АРМ) и панели релейной защиты.

На АРМ (монитор ПК) размещены все элементы контроля и сигнализации.

К системам дистанционного управления выключателями предъявляются следующие требования:

1. Цепи управления должны допускать отключение выключателя, как с АРМ, так и по месту его установки;

16. На АМР и в распределительном устройстве должна быть предусмотрена сигнализация положения выключателя (каждому положению соответствует свой цвет на мнемосхеме);

17. Цепи управления (включения и отключения) должны иметь контрольные устройства, сигнализирующие об обрыве этих цепей;

18. Управляющий импульс должен сниматься с исполнительного элемента после выполнения команды;

19. Схема управления должна предусматривать блокировку от «прыгания», исключающую возможность при коротком замыкании многократных включений выключателя при одном командном импульсе;

20. Схема должна предусматривать возможность не только ручного управления, но и подачи соответствующего импульса от устройств релейной защиты и автоматики.

Команды дистанционного управления подаются с АРМ при помощи АСУ ТП путем нажатия клавиши мыши. Возможна также подача управляющего импульса от устройств автоматики и защиты.

Сигнализация на подстанции

Сигнализация, то есть выдача дежурному персоналу информации о состоянии объекта, осуществляется с помощью автоматических устройств, выдающих сигнал при отклонении от нормального режима или нарушении нормального состояния первичной схемы, находящаяся в системе АСУ ТП.

Предусматриваются следующие виды сигнализации: положения коммутационных аппаратов, аварийная, предупреждающая, командная и сигнализация действия защиты и автоматики. Данная информация отображается на мнемосхеме подстанции (АРМ).

Блокировки

Различают два основных вида блокировок: блокировки безопасности и оперативные.

Блокировками безопасности называют устройства, предупреждающие вход лиц эксплуатационного или ремонтного персонала в камеры распределительных устройств или испытательного оборудования, в которых не исключена возможность прикосновения или опасного приближения к токоведущим частям или к частям оборудования, находящимся под напряжением. В качестве блокирующих устройств таких камер применяют электрические замки, которые можно отпереть лишь при снятии напряжения с оборудования. Цепи питания оборудования высокого напряжения испытательных камер оснащаются вспомогательными контактами, автоматически размыкающимися при открытии двери. В камеру КРУ после выкатывания тележек с оборудованием доступ к частям, остающимся под напряжением, предотвращается специальными металлическими шторками, закрывающимися автоматически.

Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений. Наиболее распространены оперативные блокировки от неправильных операций разъединителями.

Рассмотрим электромагнитную блокировку разъединителей с использованием электромагнитных замков. Если отключение разъединителя разрешается (при отключенном выключателе), к контактным гнездам замка подводится напряжение от источника оперативного тока. Переносной ключ вставляется в гнезда замка, по катушке ключа протекает ток, и сердечник ключа намагничивается. Запорный стержень замка соприкасается с намагниченным сердечником ключа. При помощи кольца вытягивают сердечник, а вместе с ним и стержень замка из блокировочного гнезда - замок отпирается.

Электрическая схема питания электромагнитов блокировки выполняется, исходя из условий обеспечения разрешенного для данной первичной цепи порядка операций разъединителями.

Основные и заземляющие ножи каждого разъединителя имеют механическую блокировку на приводе, вследствие чего основной нож нельзя включить, если замкнут заземляющий, и, наоборот, если замкнут рабочий нож, нельзя включить заземляющий.

При осуществлении блокировки необходимо исключить возможность ошибочного включения выключателя на заземленный участок цепи. Это требование удовлетворяется таким построением схемы электромагнитной блокировки, что включение заземляющего ножа по одну сторону выключателя возможно только при отключенном разъединителе по другую сторону, и, наоборот, включение разъединителя по одну сторону выключателя разрешается при отключенном заземляющем ноже с другой стороны.

Заключение

В настоящее время определяющим исходным условием технического перевооружения следует считать наличие большого числа устройств РЗА, подлежащих реконструкции или замене. Основное его направление - внедрение микропроцессорных (МП) устройств, обладающих существенными преимуществами перед электромеханическими и микроэлектронными аналогами. Однако финансовые ограничения и значительно большая стоимость МП устройств (особенно импортных) по сравнению с электромеханическими и микроэлектронными в течение ряда лет неизбежно будут влиять на конкретные решения задач технического перевооружения энергообъектов.

Кроме того, опыт внедрения импортных МП устройств РЗА показывает, что отличие «идеологии» этих устройств от принятой в России, невысокое качество перевода технической документации, ошибки в тексте и схемах функционирования вызывают определенные трудности ввода их в эксплуатацию и обуславливают необходимость изменения их конфигурации. В последнее время разработаны, серийно выпускаются и внедряются в ЭЭС отечественные МП устройства (НТЦ «Механотроника», НПФ «Радиус», НПП «Экра»).

Отечественные МП устройства реализуют принятую в России техническую идеологию в области РЗА. Они значительно дешевле импортных, что облегчает их внедрение и обеспечивает снижение затрат на перевооружение энергообъектов. В связи с этим при определении приоритетов в перевооружении следует (при прочих равных условиях) в первую очередь заменять те устройства, для которых уже имеются отечественные МП аналоги.

Внедрение МП устройств РЗА обуславливает необходимость как повышения квалификации «релейного» персонала, так и оснащения служб РЗА современными автоматизированными устройствами для их технического обслуживания, например, серии «Ретом» (НПП «Динамика») или УАП (НПП «Экра»).

В данной работе была проведена реконструкция подстанции 220/110/10 кВ «Аргамак».

Проведен расчет и выбор средств по реконструкции подстанции. Выбрана электрическая аппаратура, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока. Рассчитаны собственные нужды подстанции. Проведен выбор оперативного тока. Выбраны виды и типы исполнения устройств РЗА. Проведен расчет уставок релейной защиты. Выбраны автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.

Список использованной литературы

1. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учебное пособие для стдентов ВУЗов. 2-е. изд., доп. - М.: Высшая школа, 2000. - 255 с., ил.

2. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 1991. - 467 с.

3. Гловацкий В.Г., Пономарев И.В. современные средства релейной защиты и автоматики электросетей. М.: «Энергомашвин», 4 электронная версия, 2004

4. Королёв Е.П., Либерзон Э.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. - М.: Энергия, 1980. 208 с.

5. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений/ Кудрин Б.И. - 2-е изд. - М.: Интермет Инжиниринг, 2006. - 672 с.: ил.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1989

7. Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика линий электропередачи ВН и СВН. Часть 1. - М.: НТФ «Прогресс», 2007. - 52 с.: ил.

8. Чернобровов Н.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. - 800 с.: ил.

9. Шабад М.А. Расчёт релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 296 с.

10. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1998. 640 с.

11. Гельфанд Я.Ф., Голубев М.Л., Царев М.И. Релейная защита и электроавтоматика на переменном оперативном токе. - М.: Энергия, 1966, - 288 с.

12. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989, - 592 с.

13. Неклепаев Б.Н. , Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4 - е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с.

14. Электротехнические комплектные устройства. Каталог 1998. - Мн.: НВФ ИНОСАТ.

15. Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов. - Л.: Энергоатомиздат, 1985, - 312 с.

16. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб.- М.: Энергия, 1980.- 600 с.

17. Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей / под ред., К.М. Антипова, И.Е. Бандуипова,- М.: Энергоатомиздат, 1987.- 558 с.

18. Околович М.Н. Проектирование электрических станций -М.: Энергоатомиздат, 1982

19. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

20. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986.- 424 с.