Проектирование релейной защиты 6–35 кВ: состав проекта, этапы и нормы

Какие документы задают проект релейной защиты 6–35 кВ

Единого документа с нормами проектирования релейной защиты для сетей 6–35 кВ нет. Состав проекта, объем расчетов и набор защит определяют несколько групп требований, и у каждой своя область действия.

Постановление № 87: РЗА в составе проектной документации

Постановление о составе разделов проектной документации упоминает релейную защиту одной строкой. Подраздел «Система электроснабжения» раздела 5 содержит «проектные решения по релейной защите и автоматике, включая противоаварийную и режимную автоматику» (ПП № 87, п. 16, подп. «е(1)»). В том же пункте требуется описать резервные источники и устройства АВР (подп. «н»).

Состав тома РЗА, перечень схем и расчетов постановление не устанавливает. Их определяют отраслевые документы.

Приказ Минэнерго № 556: что должно быть в проекте РЗА

Правила создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА утверждены приказом Минэнерго России от 13.07.2020 № 556. Их требования соблюдают «независимо от класса напряжения и мощности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок» (п. 3), то есть и в сетях 6–35 кВ. Правила задают минимальный состав проектной документации (п. 28) и рабочей документации (п. 33).

Методические указания по технологическому проектированию подстанций 35–750 кВ

Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35–750 кВ утверждены приказом Минэнерго России от 15.01.2024 № 6. Их соблюдают проектировщики, а сетевые организации и системный оператор проверяют по ним документацию при согласовании (п. 3). Основные требования к РЗА собраны в разделе XIII (пп. 163–193), к оперативному току в разделе X (пп. 126–145).

Для РУ 6–35 кВ подстанций приказ вводит следующие требования: УРОВ на выключателях 6–35 кВ там, где отказ выключателя не резервируется защитами других присоединений (п. 189), дуговую защиту КРУ 6–35 кВ (п. 190), типовые релейные отсеки ячеек КРУ (п. 168). Отдельно стоящие РП 6–10 кВ и трансформаторные подстанции 6(10)/0,4 кВ в область применения указаний не входят.

ПУЭ: какие защиты ставить на присоединение

Виды защит по элементам сети, минимальные коэффициенты чувствительности, требования к трансформаторам тока и оперативному току задает глава 3.2 ПУЭ. Раздел 3 в седьмом издании не перерабатывали, и глава действует в редакции шестого издания 1979 года. Автоматику (АПВ, АВР) регулирует глава 3.3, вторичные цепи глава 3.4.

Стандарты на оформление документации

Отдельного стандарта на рабочую документацию РЗА в СПДС нет. Общие требования к ПД и РД задает ГОСТ Р 21.101-2026, который с 1 апреля 2026 года заменил ГОСТ Р 21.101-2020. Схемы выполняют по ГОСТ 2.702-2011, позиционные обозначения по ГОСТ 2.710-81, условные графические обозначения реле защиты по ГОСТ 2.767-89.

Функции типовых релейных отсеков 6–35 кВ описывает стандарт ПАО «ФСК ЕЭС» (ныне ПАО «Россети») СТО 56947007-33.040.20.297-2019, аналогичные требования содержит СТО ПАО «Россети» 34.01-4.1-021-2025. Приказ № 6 обязывает применять унифицированные типовые решения заказчика, в том числе типовые шкафы РЗА и «типовые релейные отсеки ячеек КРУ напряжением 6 - 35 кВ» (п. 168). Подробнее о типовых исполнениях написано в статье про шкафы РЗА и требования к их конструкции.

Стадии проектирования релейной защиты и автоматики

Проект РЗА разрабатывают в две стадии, ПД и РД, или в одну, когда проектную документацию не выпускают.

Проектная документация

Решения по РЗА оформляют книгой подраздела «Система электроснабжения» раздела 5 ПД. По правилам обозначения СПДС шифр подраздела складывается из шифра раздела и номера подраздела, и для электроснабжения это ИОС1.

По п. 28 Правил создания РЗА проектная документация содержит:

• расчеты токов КЗ;
• технические решения по РЗА и каналам связи;
• функциональные блок-схемы взаимодействия устройств;
• решения по регистрации аварийных событий;
• расчеты трансформаторов тока;
• расчеты для сетевой автоматики, а при наличии противоаварийной автоматики расчеты режимов и устойчивости.

Рабочая документация

По п. 33 Правил рабочая документация описывает принципы работы и логику функционирования РЗА. В ее состав входят пояснительная записка с расчетом параметров настройки, схемы распределения устройств по трансформаторам тока и напряжения, принципиальные, монтажные и функционально-логические схемы, данные параметрирования микропроцессорных устройств, схемы цепей оперативного тока и напряжения, схемы автоматики выключателей, кабельные журналы и спецификации.

Расчет уставок Правила относят к рабочей документации. На стадии ПД обязательны расчеты токов КЗ и трансформаторов тока: по ним проверяют, выполнимы ли выбранные защиты с выбранными ТТ.

Одностадийное проектирование

Если ПД не разрабатывают, субъект электроэнергетики составляет и согласовывает техническое задание на рабочую документацию. В задании указывают расчеты и решения, которые требует п. 33 (п. 32 Правил). Одностадийный вариант подходит, например, для замены устройств РЗА в действующих ячейках 6–10 кВ.

Состав проекта релейной защиты

Таблица сводит требования п. 28 и п. 33 Правил создания РЗА применительно к сети 6–35 кВ.

Проект релейной защиты ячейки КСО 10 кВ: состав листов

Для одной ячейки РП на КСО с микропроцессорным терминалом рабочая документация обычно включает:

1. Общие данные и перечень элементов.
2. Поясняющую схему присоединения с расстановкой ТТ, ТН и функций защиты.
3. Цепи переменного тока: фазные ТТ и трансформатор тока нулевой последовательности.
4. Цепи напряжения от ТН секции.
5. Цепи оперативного тока и питания терминала.
6. Цепи управления выключателем: электромагниты включения и отключения, дешунтирование при переменном оперативном токе.
7. Входные и выходные цепи терминала: блокировка ЛЗШ, пуск УРОВ, дуговая защита, АВР, телесигнализация.
8. Сигнализацию.
9. Схему соединений.
10. Кабельный журнал и таблицу уставок.

Готовые примеры принципиальных схем для РП на КСО и КРУ, ЯКНО и пунктов секционирования собраны в альбоме типовых решений ЭСТРА.

Этапы проектирования релейной защиты

1. Задание и исходные данные. Основание для проекта дают задание на проектирование и технические условия сетевой организации, в которых указаны требования к устройствам релейной защиты и автоматики (Правила технологического присоединения, утв. ПП РФ № 861).
2. Расчет токов КЗ и емкостного тока сети. Максимальные токи трехфазного КЗ нужны для отстройки защит, минимальные токи двухфазного КЗ для проверки чувствительности. Расчет выполняют по ГОСТ Р 52735-2007. Емкостный ток определяет решения по режиму нейтрали (Приказ № 6, п. 61).
3. Состав защит и автоматики. Защиты выбирают по каждому присоединению по ПУЭ, для подстанций 35 кВ и выше также по разделу XIII Приказа № 6.
4. Выбор и проверка трансформаторов тока и напряжения. Погрешность ТТ не более 10 % (ПУЭ, п. 3.2.29) и правильная работа РЗА при апериодической составляющей тока КЗ (Приказ № 6, п. 77).
5. Схема оперативного тока. Постоянный ток от аккумуляторной батареи, переменный ток или питание от трансформаторов тока; выбор автоматов в цепях питания РЗА (Приказ № 6, п. 177).
6. Схемы и документация. Принципиальные, монтажные и функционально-логические схемы, кабельный журнал, спецификация, опросные листы на КРУ.
7. Расчет уставок и согласование. Карта селективности, проверка чувствительности, согласование уставок с защитами сетевой организации на границе балансовой принадлежности. С диспетчерским центром системного оператора техническое задание и документацию согласуют для объектов диспетчеризации, для устройств, уставки которых рассчитывает СО, при строительстве электростанций от 25 МВт и сетей 220 кВ и выше, а также при выполнении задания диспетчерского центра (Приказ № 556, п. 34). Если ни одно из условий не выполняется, согласование с СО не требуется.

Исходные данные для проекта РЗА

Перечень составлен по разделу об исходных данных [Методических указаний по расчету уставок защит распределительных сетей 6–35 кВ] с дополнениями по составу проекта.

Какие защиты закладывают на присоединения 6–35 кВ

Таблица показывает минимальный состав по ПУЭ, дополнения Приказа № 6 для подстанций 35 кВ и выше и устройства ЭСТРА для каждого присоединения.

Микропроцессорный терминал закрывает больше функций, чем требует ПУЭ. СТО 56947007-33.040.20.297-2019 задает типовой состав релейных отсеков: на вводе МТЗ с пуском по напряжению, ЛЗШ, дуговая защита, УРОВ и АПВ; на отходящей линии отсечка, МТЗ, защиты от ОЗЗ, УРОВ и АПВ; на секционном выключателе МТЗ, ЛЗШ, дуговая защита, УРОВ, АВР и восстановление нормального режима. Логика отдельных функций разобрана в материалах про автоматический ввод резерва в сетях 6–35 кВ, защиту минимального напряжения и дифференциальную защиту трансформатора.

Решения, которые в сетях 6–35 кВ принимают на стадии проекта

Оперативный ток: постоянный, переменный или от трансформаторов тока

На подстанциях 110 кВ и выше система оперативного постоянного тока (СОПТ) 220 В обязательна, а на ПС 35 кВ ее проектирование требует технико-экономического обоснования (Приказ № 6, п. 126). ПУЭ рекомендует защиты на переменном оперативном токе, если это упрощает и удешевляет электроустановку (п. 3.2.31). Источником переменного оперативного тока для защит от КЗ служат, как правило, трансформаторы тока защищаемого элемента, допускаются трансформаторы напряжения и собственных нужд. Схему выполняют с дешунтированием электромагнитов отключения, с блоками питания или с зарядными устройствами с конденсатором (п. 3.2.32).

Для системы оперативного переменного тока на ПС 35 кВ и выше Приказ № 6 требует питания от двух источников, включая независимый внешний, шин обеспеченного питания с собственным АВР и разделительных трансформаторов с контролем изоляции. Параметры оперативного тока РЗА должны сохраняться на время цикла «отключение – включение – отключение» при снижении напряжения собственных нужд более чем на 20 % (п. 145).

Схема с дешунтированием срабатывает только при токе КЗ, которого хватает на электромагнит отключения от тока ТТ. Коэффициент чувствительности электромагнита проверяют с учетом погрешности ТТ после дешунтирования, и он должен быть примерно на 20 % больше, чем у соответствующей защиты (ПУЭ, п. 3.2.24). При малых кратностях тока, например при КЗ в конце длинной линии, условие может не выполниться. Тогда питание защиты и привода берут от блока питания с накопителем энергии.

Терминалы МКЗП-МИКРО 2.0 с индексом -Т имеют встроенное питание от токовых цепей для схем с негарантированным оперативным током, исполнения с индексом -ДШ также имеют цепи дешунтирования. Из внешних источников БПТ-01 питается от оперативного напряжения, а при его исчезновении от двух трансформаторов тока. БПТ-ДШ в нормальном режиме работает как выпрямитель от цепей напряжения, без напряжения отбирает мощность от цепей тока. ЭСТРА-БК содержит конденсаторную батарею и питает в том числе шинки ЛЗШ, УРОВ и дуговой защиты. Схемы и настройка разобраны в статье про дешунтирование в РЗА.

Режим нейтрали и защита от однофазных замыканий на землю

Для воздушных и кабельных линий сетей 3–10 кВ с изолированной нейтралью и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор (ДГР), обязательны защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю (ПУЭ, п. 3.2.91). Защиту от ОЗЗ выполняют селективной с действием на сигнал, селективной с действием на отключение по требованиям безопасности или в виде контроля изоляции с поиском поврежденного присоединения (п. 3.2.96), как правило на трансформаторах тока нулевой последовательности (п. 3.2.97). В сетях 20 и 35 кВ защита от ОЗЗ, как правило, действует на сигнал (п. 3.2.99). Необходимость компенсации емкостного тока определяют расчетом, и по его результатам на ПС устанавливают ДГР (Приказ № 6, п. 61).

Ненаправленная токовая защита от ОЗЗ отстраивается от собственного емкостного тока линии и срабатывает от емкостного тока остальной сети. В сети с малым числом присоединений или с ДГР, настроенным в резонанс, эта разница мала, и защита теряет чувствительность: для кабельных линий ПУЭ требует коэффициент около 1,25 (п. 3.2.21). Увеличивать ток замыкания расстройкой реактора не допускается (п. 3.2.97). В таких сетях применяют защиты на ином принципе, например, защиты по высшим гармоникам или централизованные устройства, например МКЗЗП-6-35. Принципы и выбор защиты описаны в статье про защиту от однофазных замыканий на землю в сетях 6–35 кВ.

Защита шин, ЛЗШ и УРОВ

Отдельную защиту шин 6–10 кВ понижающих подстанций ПУЭ, как правило, не требует: КЗ на шинах отключают защиты трансформатора от внешних КЗ и защита секционного выключателя (п. 3.2.126). Выдержку времени этих защит выбирают по селективности с защитами отходящих линий, и КЗ на шинах отключается с той же задержкой. Логическая защита шин (ЛЗШ) сокращает это время без отдельного комплекта трансформаторов тока.

В терминалах МКЗП-МИКРО 2.0 сигналы пуска МТЗ нижестоящих присоединений заводят на дискретные входы защиты ввода. При параллельной схеме они блокируют ЛЗШ, при последовательной разрешают ее действие. Ввод отключается с выдержкой времени ЛЗШ, заводское значение 0,2 с, если МТЗ ввода пустилась, а блокировки от отходящих присоединений нет (РЭ МКЗП-МИКРО 2.0, п. 4.1.13).

У ЛЗШ есть граница применимости. Обрыв цепи блокировки в параллельной схеме в нормальном режиме не проявляется, а при КЗ на отходящей линии приводит к неселективному отключению ввода. Длительное наличие сигнала на входе блокировки в параллельной схеме терминал распознает как неисправность «Неиспр ЛЗШ». На линиях с крупными двигателями пусковой орган в цепи блокировки может сработать от тока подпитки двигателей при КЗ на шинах и заблокировать ЛЗШ, и его уставку отстраивают от этого тока. Влияние двигательной нагрузки на чувствительность защит разобрано в статье про дальнее резервирование линий с двигательной нагрузкой.

УРОВ ПУЭ требует только в электроустановках 110–500 кВ (п. 3.2.18). Для подстанций 35 кВ и выше Приказ № 6 требует УРОВ с пуском от защит на выключателях 6–35 кВ тех присоединений, отказ которых не резервируется защитами других присоединений (п. 189).

Дуговая защита КРУ

На подстанциях 35 кВ и выше КРУ 6–35 кВ оснащают быстродействующей защитой от дуговых КЗ внутри шкафов (Приказ № 6, п. 190). В СТО 56947007-33.040.20.297-2019 функции дуговой защиты заложены в релейные отсеки ввода и секционного выключателя. Датчики подключают к отдельному устройству МИКО-ДЗ для КРУ, КСО и КРУН 6–35 кВ или к терминалам МКЗП-МИКРО 2.0 с индексом -ДЗ. У таких терминалов три входа для фотодиодных или оптоволоконных датчиков, дуговую защиту можно выполнить с пуском по напряжению или по току (РЭ МКЗП-МИКРО 2.0, п. 4.1.14).

Трансформаторы тока

Полная или токовая погрешность ТТ для защит от КЗ, как правило, не должна превышать 10 %: для ступенчатых защит при КЗ в конце зоны ступени, для остальных при внешнем КЗ (ПУЭ, п. 3.2.29). Приказ № 6 закрепляет предел 10 % для полной погрешности при токе номинальной предельной кратности (п. 78) и требует правильной работы РЗА при апериодической составляющей тока КЗ (п. 77). Если резервная защита выполнена отдельным комплектом, основную и резервную защиты подключают, как правило, к разным вторичным обмоткам (ПУЭ, п. 3.2.19), измерения и защиту тоже к разным обмоткам (п. 3.2.30).

В ячейках 6–10 кВ ТТ с малым коэффициентом трансформации, выбранный только по рабочему току, при близких КЗ может выйти за 10 %-ную погрешность. Коэффициент трансформации проверяют по максимальному току КЗ и по диапазону уставок терминала. Порядок проверки описан в статье как выбрать трансформатор тока для устройств РЗА.

Контрольные кабели и цепи оперативного тока

Для вторичных цепей ПУЭ задает минимальные сечения жил под винт: 2,5 мм² по меди и 4 мм² по алюминию для токовых цепей, 1,5 мм² по меди для остальных (п. 3.4.4), . для неответственных вторичных цепей, для цепей контроля и сигнализации допускается присоединение под винт кабелей с медными жилами сечением 1 мм2 Потери напряжения от ТН до панелей защиты не превышают 3 %, (п. 3.4.5). Вторичные цепи ТТ заземляют в одной точке (п. 3.4.23).

На подстанциях 35 кВ и выше требования строже. Контрольные кабели применяют с медными жилами и не менее чем с одной резервной жилой (Приказ № 6, п. 122), хотя ПУЭ по умолчанию предписывает кабели с алюминиевыми жилами (п. 3.4.3). Цепи основных и резервных защит разделяют по разным кабелям и разным трассам (п. 123) и питают от разных источников оперативного тока (п. 144). Автоматы в цепях питания РЗА выбирают по селективности во всем диапазоне токов КЗ и по времени отключения, при котором терминалы на неповрежденных присоединениях не перезагружаются (п. 177). При проектировании выполняют обследование электромагнитной обстановки и разрабатывают меры по электромагнитной совместимости (п. 94).

Требования к микропроцессорным терминалам

Раздел XIII Приказа № 6 задает несколько требований к самим устройствам. Технические решения выбирают исходя из отказа только одного компонента комплекса РЗА: на присоединении может выйти из работы одно устройство или один канал связи (п. 172). Устройства РЗА работают автономно и не зависят от состояния АСУ ТП (п. 173). Аварийные события записываются в нередактируемом формате, изменения уставок фиксируются в журнале событий (п. 174). Устройство и функции терминалов разобраны в статье про микропроцессорные терминалы релейной защиты.

Реконструкция и замена устройств

При реконструкции или техническом перевооружении ПС с заменой трансформаторов, дугогасящих реакторов или выключателей 35 кВ и выше электромеханические и микроэлектронные устройства РЗА заменяют на микропроцессорные с одновременной заменой кабелей вторичной коммутации (Приказ № 6, п. 82). Если реконструкция вводит микропроцессорные устройства, допускается спроектировать СОПТ только для реконструируемой части ПС, а после окончания работ перевести на нее всех потребителей постоянного тока (п. 130). Шкафы РЗА индивидуальной конструкции при реконструкции применяют только с технико-экономическим обоснованием (п. 169). Практика замены устройств в ячейках описана в статье о ретрофите РЗА ячеек 6–35 кВ.

Типовые ошибки в проектах РЗА 6–35 кВ

Каждая ошибка в таблице нарушает конкретный пункт нормы.

Расчет уставок в составе проекта

По п. 33 Правил создания РЗА расчет параметров настройки входит в пояснительную записку рабочей документации. Уставки защит с относительной селективностью на смежных элементах согласуют попарно, и расчет ведут от наиболее удаленного элемента к источнику питания [Методические указания по расчету уставок защит распределительных сетей 6–35 кВ]. Чувствительность проверяют по коэффициентам ПУЭ.

Формулы, коэффициенты и пример расчета для линий 6–35 кВ приведены в статье про расчет уставок релейной защиты 6–35 кВ.

Что ЭСТРА дает проектировщику

НПП «ЭСТРА» сопровождает проекты, в которых применяется ее оборудование. Для проектировщика предусмотрено:

• персональное техническое сопровождение проекта отдельным специалистом;
• схемы привязки для ячеек КСО, КРУ, КТП, ЯКНО и реклоузеров;
• альбом типовых решений для КСО, КРУ, КТП, ЯКНО и РУ 6–35 кВ;
• типовые комплексные решения для РП, РУ и подстанций 6–35 кВ;
• схемы под любой тип вакуумного выключателя;
• разработка нетиповых решений под объект, среднее время разработки нетиповой схемы 12 часов;
• проектные схемы для замены блоков РЗА при подборе технического аналога;
• типовые монтажные решения для производителей электрощитового оборудования;
• круглосуточная техническая поддержка.

Условия и контакты собраны на странице проектирование РЗА с оборудованием ЭСТРА.

Вопросы и ответы

Что относится к релейной защите и автоматике?

Устройства, которые отключают поврежденный элемент сети и реагируют на опасные режимы: защиты от КЗ, перегрузки, замыканий на землю, а также автоматика восстановления питания (АПВ, АВР) и противоаварийная автоматика. Основы изложены в статье что такое релейная защита.

Какие основные требования предъявляются к релейной защите?

ПУЭ называет четыре свойства: быстродействие (п. 3.2.4), селективность (п. 3.2.5), чувствительность с минимальными коэффициентами по п. 3.2.21 и надежность функционирования (п. 3.2.7).

Нужен ли отдельный проект при замене терминала в той же ячейке?

Нужна рабочая документация. Если проектную документацию не разрабатывают, по п. 32 Правил создания РЗА составляют и согласовывают техническое задание на рабочую документацию с расчетами и решениями по п. 33.

Кто рассчитывает уставки в сети 6–10 кВ?

Расчет параметров настройки входит в рабочую документацию (п. 33 Правил создания РЗА). Его выполняет проектная организация или служба РЗА владельца объекта. Уставки на границе с сетью сетевой организации согласуют с ней. Системный оператор рассчитывает уставки только части устройств РЗА на объектах диспетчеризации.

Распространяется ли приказ Минэнерго № 101 на сети 6–35 кВ?

Нет, он касается линий и оборудования 110 кВ и выше. Для 6–35 кВ применяются Правила создания РЗА (приказ № 556), требования к РЗА различных видов (приказ № 546), ПУЭ и, на подстанциях 35 кВ и выше, приказ № 6.

Нужен ли УРОВ на выключателях 6–10 кВ?

ПУЭ требует УРОВ только в электроустановках 110–500 кВ. На подстанциях 35 кВ и выше приказ № 6 требует УРОВ на выключателях 6–35 кВ, если отказ выключателя не резервируется защитами других присоединений.

Можно ли на ПС 35 кВ обойтись без аккумуляторной батареи?

Можно. СОПТ на ПС 35 кВ проектируют при технико-экономическом обосновании, а система оперативного переменного тока должна отвечать требованиям п. 145 приказа № 6.

Источники

1. Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» (ред. от 21.10.2025).
2. Приказ Минэнерго России от 13.07.2020 № 556 «Об утверждении Правил создания (модернизации) комплексов и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме и о внесении изменений в Правила взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики, утвержденные приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. № 100» (ред. от 30.10.2025).
3. Приказ Минэнерго России от 15.01.2024 № 6 «Об утверждении Методических указаний по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ» (ред. от 06.07.2026).
4. Приказ Минэнерго России от 13.02.2019 № 101 «Об утверждении требований к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики».
5. Приказ Минэнерго России от 10.07.2020 № 546 «Об утверждении требований к релейной защите и автоматике различных видов и ее функционированию в составе энергосистемы и о внесении изменений в приказы Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. № 80, от 13 февраля 2019 г. № 100, от 13 февраля 2019 г. № 101».
6. Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям (утв. постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 № 861).
7. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. Гл. 3.2 «Релейная защита», гл. 3.3 «Автоматика и телемеханика», гл. 3.4 «Вторичные цепи», гл. 5.3 «Электродвигатели и их коммутационные аппараты». — М.: Энергоатомиздат.
8. СТО 56947007-33.040.20.297-2019. Типовые шкафы ШЭТ и ОЭТ 6–35 кВ. Архитектура II типа. ПАО «ФСК ЕЭС».
9. СТО 34.01-4.1-021-2025. Типовые шкафы ШЭТ и ОЭТ 6–35 кВ. Архитектура II типа. ПАО «Россети».
10. ГОСТ Р 21.101-2026. Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации.
11. ГОСТ 2.702-2011. Единая система конструкторской документации. Правила выполнения электрических схем.
12. ГОСТ 2.710-81. Единая система конструкторской документации. Обозначения буквенно-цифровые в электрических схемах.
13. ГОСТ 2.767-89 (МЭК 617-7-83). Единая система конструкторской документации. Обозначения условные графические в электрических схемах. Реле защиты.
14. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.
15. Методические указания по расчету и выбору уставок защит распределительных сетей 6–35 кВ. 2-е изд. НГТУ, НПП «ЭСТРА», 2026.
16. Руководство по эксплуатации МКЗП-МИКРО 2.0. Версия 1.18. НПП «ЭСТРА».