Модернизация РУ-10 кВ электростанции Сивая Маска Северной железной дороги

Содержание
Введение 3
1. Основные сведения об объекте модернизации 5
1.1 Краткая характеристика 5
1.2 Обоснование необходимости модернизации 5
2. Расчет нагрузок РУ 11
2.1 Расчет нагрузок распределительного пункта 11
3 Расчет токов короткого замыкания 19
4. Выбор электрических аппаратов 24
4.1 Выбор коммутационной аппаратуры 24
4.2 Выбор ошиновки 27
4.3 Выбор опорных и проходных изоляторов 30
4.4 Ограничителей перенапряжения (ОПН) 32
4.5 Выбор КРУ - 10 кВ 33
4.6 Выбор измерительных трансформаторов тока 34
4.7 Выбор трансформаторов напряжения 36
4.8 Выбор вида оперативного тока 38
5. Выбор кабеля 40
6. Основные компоновочные решения 42
7. Релейная защита и вторичная коммутация, управление, измерения и учет электроэнергии 46
7.1 Выбор защиты отходящих линий 10 кВ 46
7.2 Микропроцессорное устройство защиты и автоматики "ОРИОН-РТЗ" 49
7.3 Измерение и учет электроэнергии 52
7.4 Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) 54
7.5 Место установки счетчика. Выбор технических средств 56
8. Обеспечение пожарной безопасности в РУ-10 кВ 61
9. Технико-Экономическое обоснование модернизации 69
Заключение 82
Литература 83

Рис. 7.2 – Счетчик Меркурий 230 АRTЭксплуатируются автономно или в составе любых информационно-измерительных систем технического и коммерческого учёта.Базовые функции (все модификации): Измерение, учёт, хранение, вывод на ЖКИ и передачу по интерфейсам активной и реактивной электроэнергии раздельно по каждому тарифу и сумму по всем тарифам.Тарификатор счётчика обеспечивает возможность учёта по 4 тарифам в 16 временных зонах суток для 4-х типов дней. Каждый месяц года программируется по индивидуальному тарифному расписанию. Минимальный интервал действия тарифа в пределах суток – 1 минута. Измерение следующих параметров электросети: мгновенных значений активной, реактивной и полной мощности по каждой фазе и по сумме фаз с указанием направления вектора полной мощности; действующих значений фазных токов, напряжений, углов между фазными напряжениями частоты сети коэффициентов мощности по каждой фазе и по сумме фаз. 8. обеспечение пожарной безопасности в РУ-10 кВПожарная безопасность электроустановок определяется наличием горючих изоляционных материалов в применяемом оборудовании согласно ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ «Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения».Горючей является изоляция обмоток трансформаторов, проводов, кабелей, трансформаторное масло. Характеристика пожарной опасности трансформаторного масла: горючая жидкость, способная самостоятельно гореть после удаления источника зажигания, имеет температуру воспламенения 2700С.Причины возникновения пожара могут быть:а) неэлектрического характера:нарушение требований пожарной безопасности (ПБ).б) электрического характера:короткие замыкания;перегрузки;электрическая дуга;статическое электричество;большие переходные сопротивления.Неогражденные токоведущие части, соединяющие конденсатор устройства высокочастотной связи, телемеханики и защиты с фильтром, должны быть расположены на высоте не менее 2,2 м. При этом рекомендуется устанавливать фильтр на высоте, позволяющей производить ремонт (настройку) фильтра без снятия напряжения с оборудования присоединений. Аппараты, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем пола на высоте 2,2 м и более, разрешается не ограждать, если выполнены приведенные выше требования. Применение барьеров для ограждения токоведущих частей в открытых камерах не допускается. Класс пожароопасности для РУ-П2аСтепень огнестойкости зданий и категории производства принимаются по СНиП 21.01-97 "Пожарная безопасность зданий и сооружений"Расстояния от зданий ЗРУ до других производственных зданий электростанций и подстанций должны быть не менее 7 м. Указанные расстояния могут не соблюдаться при условии, что стена ЗРУ, обращенная в сторону другого здания, будет сооружена как противопожарная с пределом огнестойкости 2,5 ч. Расстояния от складов водорода до зданий подстанции и опор ВЛ должны быть не менее 20 м.Пожарная безопасность обеспечивается согласно ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность. Общие требования» и включает в себя:а) применения электрооборудования соответствующего исполнения: рубильники, переключатели и плавкие предохранители следует применять закрытого исполнения. Электрические аппараты и машины должны иметь минимально допустимую степень защиты оболочки IP44;б) Применения средств пожаротушения. На КТП имеются: ящик с песком, совковая лопата, несгораемая ткань, два огнетушителя ОУ-5;Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушения приведены в таблице 8.1. На рисунке 8.1 Представлен перечень первичных средств пожаротушения;в) применением автоматических установок пожарной сигнализации и пожаротушения согласно НПБ 110-03 "Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией"(Рисунок 8.2);Таблица 8.1 Нормы оснащения помещений первичными средствами пожаротушенияНаименование помещения или установкиЕдиница защищаемой площади или установки измеренияОгнетушителиЯщик с песком, объемом 0,5 м3Пенный вместимостью 10 лПорошковый вместимостью 5 лУглекислотный вместимостью 5 лУглекислотный вместимостью 25 лУглекислотный вместимостью 80 лГлавный щит управления, блочные щиты управления, панели релейных щитов ОПУПомещение-4421Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла более 10 тТрансформа-тор силовой221Трансформаторы и масляные реакторы с количеством масла менее 10 тТрансформа-тор собственных нужд221Рис. 8.1 Первичные средства пожаротушенияРис. 8.2 –Система автоматического газового пожаротушенияг) применение строительных конструкций с категорией по степени огнестойкости не ниже 2-ой;д) Эвакуации людей. При длине КТП от 7 до 60 м предусматривается два выхода по ее концам. Выходы делаются в производственное помещение с несгораемыми стенами и полом, не содержащие огне- и взрывоопасных предметов, аппаратов, производств. Двери из КТП открываются наружу и имеют самозапирающие замки, открываемые без ключа со стороны КТП.е) Устройство маслоприемника для трансформаторов для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении трансформатора. Для трансформаторов до 10 МВА допускается выполнение маслоприемников без отвода масла, при этом маслоприемник выполняется заглубленным и закрывается металлической решеткой, поверх которой насыпан слой чистого гравия толщиной 0,25 м;ж) Обучение работающих правилам пожарной безопасности и правилам поведения при возникновении пожара;з) Разработка мероприятий на случай возникновения пожара и назначение ответственных за пожарную безопасностьПредупреждение возникновения пожара. В одном общем помещении с РУ напряжением до 10 кВ и выше допускается установка одного масляного трансформатора мощностью до 0,63 MB·А или двух масляных трансформаторов мощностью каждый до 0,4 MB·А, отделенных от остальной части помещения перегородкой с пределом огнестойкости 1 ч, при этом неизолированные токоведущие части выше 1 кВ должны быть ограждены . Аппараты, относящиеся к пусковым устройствам электродвигателей, синхронных компенсаторов и т. п. (выключатели, пусковые реакторы, трансформаторы и т. п.), могут быть установлены в общей камере без перегородок между ними. Измерительные трансформаторы напряжения независимо от количества масла в них допускается устанавливать в открытых камерах РУ. При этом в камере должен быть предусмотрен порог или пандус, рассчитанный на удержание полного объема масла, содержащегося в измерительном трансформаторе. Вентиляция помещений трансформаторов и реакторов должна быть выполнена таким образом, чтобы разность температур воздуха, выходящего из помещения и входящего в него, не превосходила 15 °С для трансформаторов, 30 °С для реакторов на токи до 1000 А, 20 °С для реакторов на токи более 1000 А.Баковые масляные выключатели с массой масла более 60 кг должны устанавливаться в отдельных взрывных камерах с выходом наружу или во взрывной коридор. Баковые масляные выключатели с массой масла 25-60 кг могут устанавливаться как во взрывных, так и в открытых камерах. При установке баковых выключателей в открытых камерах или с выходом во взрывной коридор они должны иметь 20%-ный запас по номинальному току отключения. Пожар в одном трансформаторе приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Пожар окружающего природного массива может привести к пожару на территории подстанции при переносе огня.Для снижения риска распространения пожара как с территории подстанции на прилегающую зону, так и наоборот предусматривается противопожарная полоса вокруг подстанции шириной50 м.Рис. 8.3 – Состав порошкового огнетушителяБолее подробно рассмотрим наиболее опасный случай – пожар на подстанцииНачальные условия возникновения пожара:не герметичность оболочки выключателя (уменьшение давления элегаза);отказ работы приводов выключателя;износ изоляции в самом трансформаторе из-за большого срока службы не соблюдение правил ТБ при работе на действующем электрооборудовании (работа трансформатора в режиме перегрузки больше допустимого времени );природный катаклизм (ураганный ветер (механическое повреждение трансформатора), удар молнии и т. д.);нарушение норм и правил проведения сварочных работ (сварка на участке с сухой травой, радом с ёмкостями масла);Рис.8.4 – Дерево причин возникновения пожара на подстанцииослабление контактных соединений и их перегрев; короткое замыкание в электрических цепях; отказ релейной защиты Меры по предотвращению и ликвидации пожара [29]:своевременный плановый осмотр и ремонт оборудования;установка средств автоматического отключения неисправного электрооборудования;установка автоматической системы пожаротушения;9. Технико-Экономическое обоснование модернизации9.1 РезюмеВ экономической части дипломного проекта производится расчет различных экономических параметров на реконструкцию: капитальные затраты на реконструкцию, смета накладных расходов, баланс рабочего времени, экономическая эффективность, срок окупаемости и т.д. Основная задача отрасли электроснабжения железнодорожного транспорта – передача электрической энергии железнодорожным потребителям, которыми являются: электроподвижной состав, устройства СЦБ, освещение и отопление станций, переездов и других железнодорожных объектов. Целью данного проекта является модернизация распределительного пункта РУ-10 КВ кВ Северной железной дорогиСивая Маска.С увеличением электропотребления ужесточаются требования к надежности электроснабжения, качеству электроэнергии, что ведет к удорожанию распределительных сетей. Замена изношенных масляных и электромагнитных выключателей на вакуумные — современные и долговечные — помогает продлить срок службы ячеек. К тому же в условиях неблагоприятной экономической ситуации модернизация комплектных распределительных устройств остается зачастую единственным средством повышения надежности электроснабжения потребителей и переоснащения подстанционного оборудования.Эффективность разработанных в дипломном проекте технических решений оценим комплексно: выявим технические преимущества новой конструкции (технологии и т.д.) и экономическую эффективность.9.2Формирование сметной стоимости работ по созданию проектаКапитальные затраты на реконструкцию складываются из капиталовложений на единицу оборудования:(9.1)где - удельные капиталовложения на единицу оборудования; - требуемое количество единиц этого оборудования;Учет местных условий производства электромонтажных работ производим начислением дополнительного коэффициента на заработную плату:(9.2)где - районный коэффициент; - коэффициент учитывающий условия труда; - работа на высоте; - выслуга лет; - накладные расходы;Суммарные капитальные затраты на оборудование составляют 82081,714 тыс. руб.Смета накладных расходовСмета накладных расходов состоит из следующих частей:амортизация оборудования;техническое обслуживание и ремонт оборудования;содержание оборудования;транспортные расходы;Определение статей накладных расходов приведено ниже.Амортизационные отчисления на реновациюАмортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию, в % от первоначальной стоимости электротехнического оборудования, по следующей формуле:(9.3)где - первоначальная стоимость оборудования; - норма отчислений на реновацию:Для силового электротехнического оборудования и РУ до 150 кВ: . тыс.руб.Отчисления в ремонтный фондОтчисление в ремонтный фонд производятся аналогично амортизационным отчислениям с заменой нормы амортизации на реновацию на норму отчислений на капитальный ремонт.(9.4)где - норма отчислений в ремонтный фонд: Для силового электротехнического оборудования и РУ до 150 кВ: . тыс.руб.Расходы на содержание оборудованияРасходы на содержание оборудования складываются из заработной платы ремонтного персонала, обслуживающего подстанцию.Баланс рабочего времени приведен в таблице 9.2. Суммарные единицы ремонтной сложности и трудоемкости по схеме электроснабжения промышленного предприятия приведены в таблице 9.3.Таблица 9.2 Баланс рабочего времени№Наименование статей балансаЗначениеДниЧасы1Календарный фонд рабочего времени36587602Нерабочие дни всего,в том числе:115-Праздничные10-Выходные105-3Средняя продолжительность рабочего дня-84Номинальный фонд рабочего времени25020005Неиспользуемое время:Основного и дополнительного отпуска23,75-Отпуска учащихся5-Невыходы по болезни1,25-Внутрисменные потери1,256Действительный фонд рабочего времени218,7517507Коэффициент использования рабочего времени0,875-Таблица 9.3Расчет ремонтной сложности№НаименованиеNЕРСЕРС Сумм.РУ 10 кВ1Выключатели ВВЭ-10-20-1000 ХЛ145201,670,640,081960124,082Выключатели ВВЭ-10-20-630 ХЛ14762821,670,4565,128276361354,7283Ошиновка АС-80/690м111,670,42,00417,54,8044Изоляторы опорные С4-80 УХЛ161161,670,332,06433,635,4245Изоляторы проходные ИП-10/630-750-I ХЛ341341,670,368,136714139,5366Ячейки КРУ К-104М6013780100,33936010920011161,87ОПН-10 ХЛ1313-----8Тр-ры тока ТЛМ-10-2У3 1500/54281-9,6-9,69Тр-ры тока отходящих присоединений471471-56,4-56,410Тр-ры напряжения НАМИ-10 ХЛ1462410,528,83024112,811Тр-ры СН ТМ-100/10212243186,42688254,4Всего144610650,193004,9613655,15Трудоемкость текущих и средних ремонтов определяется по формулам:(9.5)(9.6)где - количество единиц i- ого оборудования; - единица ремонтной сложности i- ого оборудования;, - число текущих и средних ремонтов, соответственно;, - норма времени для текущего и среднего ремонтов;Число рабочих мест для эксплуатационного персонала определится по формуле:, чел.(9.7)где - норма обслуживания в единицах ремонтной сложности, приходящаяся на человека; чел.Списочная численность эксплуатационного персонала определится: чел.(9.8)где - коэффициент использования рабочего года (по таблице 9.2); Численность ремонтного персонала определится:, чел.(9.9)где - суммарная трудоемкость ремонтной работы (по таблице 9.3); - действительный фонд рабочего времени; - коэффициент выполнения нормы; чел.Основная заработная плата рабочих эксплуатационников, разряд которых принимаем равный 4, определится как:(9.10)где - коэффициент, учитывающий премиальные выплаты;руб/час - часовая тарифная ставка, для рабочих эксплуатационников четверного разряда; - территориальный коэффициент; тыс.руб.Основная заработная плата ремонтных рабочих определится по формуле:(9.11)где руб/час - часовая тарифная ставка, для рабочих третьего разряда; - территориальный коэффициент; тыс.руб.Дополнительная заработная плата составляет 10% от основной заработной платы.Таким образом общий годовой фонд заработной платы по рабочим составляет:(9.12) тыс.руб.Отчисление на социальное страхованиеОтчисление на социальное страхование производится в соответствии с существующими нормативами во внебюджетные социальные фонды (пенсионный, фонд социального страхования, фонд занятости, фонд обязательного медицинского страхования).Отчисление на социальные нужды определится по формуле:(9.13)где - нормы отчисления на социальные службы; тыс.руб.Транспортные расходыРасходы на транспортные расходы определяем по формуле:(9.14)где - собственная стоимость оборудования; тыс.руб.Расчет расходов на охрану трудаЭти расходы определяются необходимостью приобретения для нормальной эксплуатации основных и дополнительных средств защиты от поражения электрическим током и температуры, плакатов, спецодежды, инструмента и т. д.Расходы на охрану труда определяем по формуле: тыс.руб.(9.15)Суммарные накладные расходы определяются как сумма всех статей накладных расходов:(9.16) тыс.руб.Оценка эффективность реконструкцииЭкономическая выгода от реконструкции заключается в:снижении ущерба;снижении затрат;повышении надежности;Снижение ущербаПри эксплуатации часть времени потребители остаются без электроснабжения. Это связано с необходимостью ремонта оборудования, а также авариями.Ущерб от перерыва электроснабжения, т.е. от понижения качества электроэнергии - отключения напряжения и частоты, нарушение симметрии напряжения связанное с ухудшением работы оборудования определяется как:(9.17)где руб/кВт*ч - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии; - энергия недоотпущенная в год, из-за отключений потребителей;(9.18)где - энергия потребляемая потребителем за год; - суммарное время простоя оборудования;В результате реконструкции суммарное время простоя уменьшается. Принимаем 3 как коэффициент увеличения срока простоя оборудования для полностью выработавшего свой ресурс оборудования. ч.(9.19)где - коэффициент износа оборудования;ч. - номинальное время простоя оборудования в год;Для нового оборудования принимаем номинальное время простоя: ч.Получаем разницу в времени простоя оборудования до и после реконструкции: ч.(9.20)Разница в годовом недоотпуске электроэнергии до и после реконструкции определяется по формуле (9.18): МВт*чСнижение экономического ущерба от недопоставки электроэнергии до и после реконструкции определяется по формуле (9.17): тыс.руб.Снижение затратЗатраты на капитальный ремонт нового оборудования есть 30% от амортизационных отчислений: тыс.руб.(9.21)Затраты на текущее обслуживание есть 25% от затрат на капитальный ремонт: тыс.руб.(9.22)Стоимость старого оборудования составляет 44,3 млн.руб., учитывая то что практически всё оборудование выработало больше половины ресурса, а значит требует к себе с каждым годом всё большего внимания.Затраты на капитальный ремонт старого оборудования есть 30% от общей стоимости оборудования: тыс.руб.(9.23)Затраты на текущий ремонт старого оборудования есть 25% от затрат на капитальный ремонт: тыс.руб.(9.24)9.3.Оценка экономической целесообразности проектаОценка чистого дисконтированного доходаВеличина чистого дисконтированного дохода рассчитывается как разность дисконтированных денежных потоков доходов и расходов, производимых в процессе реализации инвестиции за прогнозный период.Результирующая разница в затратах на эксплуатацию старого и нового оборудования составляет: МВт*чЭкономическая эффективность нового оборудования составляет: тыс.руб.Так как инвестиции единовременные, величина чистого дисконтированного дохода рассчитывается по формуле:, (9.25)где CF – чистый денежный поток Чистый денежный поток = Чистая прибыль.I0 – первоначальные инвестиции;t – период в течение которого инвестиции приносят доход;i – ставка дисконтирования (ставка дисконтирования в дипломном проекте соответствует уровню инфляции 12,4%).Суть критерия состоит в сравнении текущей стоимости будущих денежных поступлений от реализации проекта с инвестиционными расходами, необходимыми для его реализации.Коэффициент дисконтирования:ЧДД шага проекта NPV = 9795 тыс. руб., всего проекта NPV = 9795- = -56935 тыс. руб.Расчет представим в табличной форме, табл. 9.3:Табл. 9.3Расчет чистого дисконтированного дохода (ЧДД)Показатели1234567891011121314151617Общая сумма кап. вложений,тыс. руб.66730    Экономия Э, руб. в первый год9795    Коэффициент дисконтирования0,890,790,700,630,560,500,440,390,350,310,280,250,220,190,170,150,14ЧДД шага проекта,тыс. руб.8714,412817753,046897,7196136,7615459,754857,434321,563844,83420,643043,282707,542408,8441672143,11906,671696,331509,191342,69ЧДД всего проекта, тыс.руб.-58015,5-50263-43364,8-37228,1-31768-26910,9-22589-18745-15324-12281-9573,1-7164,2-5021,1-3114,5-1418,191,061433,76Условия принятия инвестиционного решения на основе данного критерия сводится к следующему:если NPV > 0, то проект следует принять;если NPV< 0, то проект принимать не следует;если NPV = 0, то принятие проекта не принесет ни прибыли, ни убытка.Следовательно проект рентабелен со второго года.Индекс рентабельности (индекс доходности)Рассчитывается как отношение чистой текущей стоимости денежного притока к чистой текущей стоимости денежного оттока (включая первоначальные инвестиции).Величина чистого дисконтированного дохода рассчитывается:Условия принятия проекта по данному инвестиционному критерию следующие:если PI > 1, то проект следует принять; если PI < 1, то проект следует отвергнуть; если PI = 1, проект ни прибыльный, ни убыточный.Следовательно проект рекомендуется к принятию.Срок окупаемостиРасчет срока окупаемости состоит в определении того срока, в течение которого возмещается сумма первоначальных инвестиций., (5.5)где - среднегодовая сумма денежных поступлений.ЗаключениеВ данном дипломном проекте была произведена модернизация распределительного пункта РУ-10 КВ электростанции Сивая МаскаСеверной железной дорогиа.При выполнении дипломного проекта был произведен расчет электрических нагрузок на выводах распределительного устройства для энергоснабжения потребителей электростанции. Произведён расчёт и определены сечения и марки кабелей, подходящих к РУ-10/0,4 и сечение проводов ВЛ-10. Выполнен расчёт токов короткого замыкания согласно задания, выбраны и проверены коммутационные и защитные аппараты для питающих и распределительных сетей.Распределительная сеть выполняется по двухлучевой схеме (для потребителей I и II категории), которая является наиболее надежной и простой и радиальной схеме для потребителей III категории. Выполнены мероприятия по электробезопасности объекта. Также произведен технико-экономический расчет проекта модернизации. срок окупаемости проекта составляет 10 лет.Таким образом, в данном дипломном проекте были рассмотрены все основные вопросы реконструкции распределительного пункта.ЛитератураПУЭ. 6 издание. Дополненное с исправлениями. – М.: ЗАО «Энергосервис», 2000. Козлов В.А., Библик Н.И. Справочник по проектированию электроснабжения городов. – Л.: «Энергоатомиздат», 19810. Тулчин И.К., Нудлер Г.И. Электрические сети и электроснабжение жилых и общественных зданий. – М.: «Энергоатомиздат», 1990. Акимкин А. Ф., Антипов К. М. Инструкция по проектированию городских электрических сетей.Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. – М.: «Энергоатомиздат», 19810. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: «Энергия», 1979. Электротехнический справочник: в 3 томах. Раздел 46 Электроснабжение городов и населённых пунктов, раздел 56 Электрическое освещение (под общей редакцией профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (главный редактор) и другие) 7-е изд., испр. и доп. – М.: «Энергоатомиздат», 1988. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: «Энергоатомиздат», 1989. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: «Энергоатомиздат», 1989. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: «Энергия», 1987. Базуткин В.В. и др. Техника высоких напряжений: Изоляция и перенапряжения в электрических системах. – М.: «Энергоатомиздат», 19910.РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских электрических сетей» с изменениями и дополнениями, утвержденные Приказом Минтопэнерго РФ от 29.010.99 № 213СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» Стольников В.Н. Методические указания по организационно-экономической части дипломного проекта. – М.: Изд. «МГОУ», 1988. Павлов С.П., Наумов В.В., Качалов А. Г. Безопасность и экологичность проектных решений. Методические указания по дипломному проектированию. – М.: Изд. «МГОУ», 1997. Правила эксплуатации электроустановок потребителей (5-е издание, с дополнениями и изменениями) – М.: «Энергосервис», 2000.Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. – М.: «Высшая школа», 1985. Дарьялов А.Ф., Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электрических систем. – М.: Изд. «МЭИ», 2000. Овчаренко Н.И. Релейная защита и автоматика комплектных распределительных устройств. В книге Комплектные электротехнические устройства. Справочник в трех томах. Том 1 – КРУ. Часть 2. – М.: «Информэлектро», 1999. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: «Энергоатомиздат», 1985.Электронная версия журнала «Новости электротехники» 05-2001 http://news.elteh.ru/arh/2001/11/10.phpЭлектронная библиотека нормативных документов по строительству. Декабрь 2002г.