Przepięcia generowane przez wyłączniki SF6 podczas przerywania prądu zwarcia

Streszczenie

Referat przedstawia zagrożenie izolacji uzwojeń transformatorów WN i przepustów przez stromo narastające przepięcia podczas załączania i wyłączania łącznikiem SF6. Takie przepięcia są spowodowane wielką zdolnością sprężonego SF6 do gaszenia łuku pomiędzy otwierającymi się stykami łącznika. Omówiono mechanizm gaszenia łuku w wyłączniku SF6 i spowodowane tym przepięcia. Konstrukcja łącznika zwiększa skuteczność gaszenia łuku wraz z wydzieloną w nim energią, co umożliwia przerywanie wielkiego prądu zwarcia. Jednakże przerwanie przebiegu prądu o wielkim natężeniu wcześniej przed przejściem przez zero skutkuje stromo narastającym przepięciem   Przykład awarii autotransformatora 160MVA 235/110 kV, w którym izolacja uzwojenia regulacyjnego uległa przebiciu do kadzi przez przepięcie o wielkiej stromości wywołane przerwaniem prądu zwarcia potwierdza praktyczne znaczenie tego problemu.

Zastosowanie gazu SF6 w urządzeniach  wysokiego napięcia

Sześciofluorek siarki SF₆ jest gazem elektroujemnym i posiada zdolność absorbowania elektronów czemu zawdzięcza znakomitą wytrzymałość dielektryczną. Przy zderzeniu z molekułą gazu swobodny elektron zostaje zaabsorbowany i tworzy jon ujemny o znacznie większej masie ale o małej ruchliwości. W ten sposób zmniejsza się przewodnictwo elektryczne gazu i uzyskuje wysoką wytrzymałość dielektryczną. Ta cecha SF6 została wykorzystana przy budowie stacji rozdzielczych a  także linii i aparatów wysokiego napięcia.

Zastosowanie SF6 do wyłączników WN spowodowane jest m.in. wysoką gęstością oraz niską lepkością, co skutkuje znakomitym przewodnictwem cieplnym. Skuteczność chłodzenia, a tym samym gaszenia łuku przez konwekcję jest niemal 100-krotnie większa w odniesieniu do innych gazów. Dodatkową zaletą jest zdolność rekombinacji nośników ładunku o dodatnim i ujemnym znaku w plazmie pozostałej w kanale wyładowania łukowego po przerwaniu prądu przy przejściu przez zero.

Natomiast ograniczenie stosowania SF6 w aparatach WN do krajów o umiarkowanym klimacie wynika ze jego skraplania się w niskich temperaturach. Ponadto jako gaz cieplarniany nie powinien być uwalniany do atmosfery przy naprawach i przeglądach wyłączników.

Wyłączniki wysokiego napięcia w izolacji SF6

Zasada działania napędu oraz komory gaszeniowej wyłącznika SF6

Wyłączniki wysokiego napięcia w izolacji gazowej o różnych konstrukcjach i odmiennych zasadach działania zaczęto wprowadzać w latach 50. ubiegłego wieku. Pierwsze patenty na zastosowanie SF6 do gaszenia łuku zgłosiło AEG  już w 1938 roku, a następnie Westinghouse opatentował w 1951 roku i wkrótce rozpoczął produkcję rozłączników do 600 A na napięcie do 161 kV. Pierwsze wyłączniki produkowane przez Westinghouse w 1953 roku złożone były z sześciu szeregowo połączonych komór z SF6 i mogły przerywać prąd 5 kA przy napięciu 115 kV. Kilka lat później zastosowano wtrysk sprężonego SF6 do gaszenia łuku między stykami wyłącznika. Do sprężania gazu zastosowano sprężynowy napęd przesuwający komorę wyłącznika względem stacjonarnego tłoka. Ten system zwany „Puffer” umożliwił budowę wyłączników z SF6 zdolnych do przerwania prądu zwarcia 41,8 kA przy napięciu 138 kV (moc wyłączalna 10.000 MVA) oraz 37,6 kA przy 230 kV (moc wyłączalna 15.000 MVA). Wymagało to szeregowego połączenia trzech komór wyłącznika w każdej z trzech faz i wysokiego sprężenia gazu (1,35 MPa) podczas wtryskiwania przez dyszę skierowaną na gaszony łuk.

Dzięki badaniom laboratoryjnym i modelowaniu mechanizmu gaszenia łuku chłodzonego przez konwekcję do opływającej go strugi wtryskiwanego pod ciśnieniem gazu w latach 1980 opracowano wyłącznik o pojedynczej komorze na napięcie 245 kV, co umożliwiło budowę wyłączników na 420 kV, 550 kV i 800 kV z 2, 3, oraz 4 komorami. Obecnie wyłączniki SF6 zdominowały cały zakres wysokich napięć zawdzięczając to prostej konstrukcji komory, autonomii zasobnikowego napędu sprężynowego, możliwości przerywania prądu do 63 kA w jednej komorze, krótkiemu czasowi przerywania prądu zwarciowego, który trwa od 2 do 2,5 okresów częstotliwości sieciowej [1].

Przykładowe konstrukcje wyłączników z komorami SF6 pokazana na rysunku 1. Różnią się one przede wszystkim konstrukcją napędu. W przypadku zwarcia doziemnego na jednej fazie linii wyłącznik 3AP1FG przerywa prąd zwarcia i obciążenia we wszystkich trzech fazach. Natomiast wyłącznik 3APF1 wyłącza prąd zwarcia tylko w uszkodzonej fazie.

Na rysunku 2 pokazano schemat funkcjonalny zasobnikowego napędu sprężynowego, który stosowany jest wyłącznikach SF6 na napięcie od 72 kV do 550 kV. Po lewej stronie rysunku pokazano zespół sprężyn zamykającej (7) oraz otwierającej (17). Natomiast po prawej, układ wyzwalania i przeniesienia napędu. Zaletą zasobnikowego napędu sprężynowego w stosunku do innych rodzajów (np. magnetyczny lub pneumatyczny) jest wysoka niezawodność, która wynika z małej energii gromadzonej w obu sprężynach oraz prostej mechanicznej konstrukcji zawierającej niewielką ilość ruchomych części i wykorzystującej łożyska kulkowe. Czas życia napędu sprężynowego osiąga wiele dziesiątek lat pracy, a obudowa chroni mechanizm od czynników zewnętrznych i tłumi drgania.

Proces wyłączania i otwierania się styków w wyłączniku SF6 z wtryskiem sprężonego gazu przedstawiono na rysunku 3. W pozycji A styki główne (1) są zamknięte i przenoszą prąd obciążenia. W pozycji B styki główne są otwarte, a prąd obciążenie płynie poprzez styki opaleniowe (2). W pozycji C styki opaleniowe są otwarte, a pomiędzy nimi pali się łuk (3) oraz wzrasta ciśnienie w komorze SF6 (4). Czerwone strzałki na wskazują kierunek strugi gorącego gazu. W pozycji D wyłącznik jest otwarty, otwarta dysza (5) kieruje gaz na łuk podczas gdy tłok sprężający (6) znajduje się w krańcowym położeniu.

Rozchodzenie się styków opaleniowych (łukowych) wyłącznika nie jest zsynchronizowane z chwilą przejścia prądu przez zero. Gaz SF₆ wtryśnięty do przerwy pomiędzy otwierającymi się stykami może zgasić łuk i przerwać niewielki prąd (kilka lub kilkanaście amperów) jeszcze przed przejściem prądu przez zero. W rezultacie przy przerywaniu niewielkiego prądu obciążenia wydłuża się czas kiedy w przerwie między stykami prąd nie płynie oraz nie wydziela się energia łuku. W konsekwencji  schładzanie gorącego gazu trwa dłużej. Wówczas przerwa między stykami może odzyskać wysoką wytrzymałość dielektryczną i zapobiec ponownemu zapaleniu łuku pod działaniem napięcia powrotnego.

Natomiast duże natężenie przerywanego prądu (np., zwarciowego) powoduje wzrost temperatury łuku i gęstości nośników ładunku w kanale wyładowania. Gorący zjonizowany gaz stanowi przewodzącą plazmę, której chłodzenie oraz dejonizacja w przerwie międzystykowej wymaga odpowiedniego czasu po przerwaniu prądu przy przejściu przez zero. Czas ten jest tym dłuższy im większy jest przerywany prąd.  Stąd łączny czas procesu przerywania strugi prądowej może trwać nawet do 50 ms.  Zwiększenie skuteczności przerywania prądów o dużym natężeniu uzyskuje się stosując zwiększone ciśnienie gazu oraz większą prędkość rozchodzenia styków.  Ciśnienie gazu sprężanego przez tłok przesuwający się w komorze wypełnionej SF6 jest zwielokrotnione poprzez wzrost jego temperatury w wyniku działania łuku palącego się w komorze. Rozszerzalność cieplna gazu powoduje gwałtowne podniesienie ciśnienia w komorze bez potrzeby stosowania napędu sprężynowego. Strumień gazu wypychanego pod ciśnieniem przez dyszę powoduje bardzo intensywne gaszenie łuku i umożliwia przerwanie prądu zwarcia.

Po zgaszeniu łuku w przerwie między stykami pozostają nośniki ładunku elektrycznego, głównie elektrony i jeśli napięcie powrotne przekroczy wytrzymałość dielektryczną tej przerwy to następuje powtórny jego zapłon, który nazywany jest zapłonem dielektrycznym. W miarę rozchodzenia się styków wzrasta wytrzymałość przerwy międzystykowej, ale jednocześnie maleje wytrzymałość gazu na skutek wzrostu temperatury, która jest tym wyższa im dłużej płynął prądu łuku o dużym natężęniu. Jeśli szybkość chłodzenia łuku przez strumień gazu jest niewystarczająca to następuje ponowny zapalenie się łuku nazywane zapłonem cieplnym.

W rezultacie o zgaszeniu łuku decyduje zarówno temperatura gazu w przerwie międzystykowej jak i przebieg napięcia powrotnego, a zwłaszcza prędkość narastania jego czoła.

Zwiększenie skuteczności przerywania bardzo dużych prądów uzyskuje się poprzez wprowadzeniu zaworu między obszarem rozprężania (ekspansji) i sprężania gazu, który dodatkowo zwiększa ciśnienie w komorze. Przy przerywaniu małych prądów zawór ten otwiera się pod działaniem nadciśnienia w obszarze sprężania, a wydmuch łuku jest  taki sam jak pod działaniem napędu sprężynowego. Aby uniknąć nadmiernego zużycia energii na sprężanie gazu, zawór jest zainstalowany na tłoku celem ograniczenia nadciśnienia w obszarze sprężania do poziomu niezbędnego do przerywania małych prądów zwarcia. Takie rozwiązanie nazwane Self Blast [11] ogranicza z reguły napięcie powrotne i jego stromość narastania występujące przy przerywaniu prądu o mniejszym natężeniu.

Napięcie powrotne (Transient Recovery Voltage -TRV)

Po przerwaniu łuku pomiędzy stykami pojawia się napięcie na skutek oscylacji pomiędzy częściami obwodu przyległymi do wyłącznika. Jest to napięcie powrotne U_S-U_L, które osiąga dwukrotną wartość szczytową napięcia zasilania, a czoło nazwano przejściowym napięciem powrotnym (Transient Recovery Voltage – TRV) (rys.4). Może ona przyspieszyć pozostałe w przerwie między stykami nośniki ładunku (głównie elektrony) i spowodować lawinowe zwiększenie ich ilości przez jonizację zderzeniową z cząsteczkami gazu. W rezultacie proces ten może doprowadzić do przebicia przerwy i powtórnego zapłonu łuku. Wartość i kształt napięcia TRV stanowi są jednym z głównych czynników determinujących proces przerywania prądu przez wyłącznik. W szczególności szybkość narastania TRV (Rate of Rise of the Recovery Voltage RRRV) ma krytyczny wpływ na gaszenie łuku i przerwanie prądu. Zarówno natężenie prądu zwarcia jak i przebieg TRV są zależne od wartości impedancji obwodu, w którym zainstalowano wyłącznik i mogą się znacznie różnić w zależności od rodzaju wyłączanych urządzeń.

Stromość prądu di/dt wokół przejścia prądu przez zero, oprócz jego natężenia, ma zasadniczy wpływ na powtórny zapłon łuku w przerwie między stykami. Gaszenie łuku przez wtrysk gazu SF₆ powoduje przerwanie prądu o niewielkim natężeniu jeszcze przed przejściem przez zero. Natomiast w przypadku prądu zwarcia skutkuje to bardzo bardzo wysoką stromością di/dt, która skraca czas δt  do przejścia prądu przez zero t=0 (rys.5). Tak krótki czas może nie wystarczyć na schłodzenie i dejonizację plazmy w przerwie pomiędzy otwierającymi się stykami. Wówczas przerwa nie może odzyskać wysokiej wytrzymałości dielektrycznej kiedy pojawi się tam wysokie napięcie powrotne. Dlatego aby zapobiec powtórnemu zapłonowi łuku zwiększa się ciśnienie pod którym gaz jest wtryskiwany pomiędzy stykami.

Stromość napięcia powrotnego pojawiającego się po przerwaniu prądu zależy także od konstrukcji wyłącznika. Producenci wyłączników SF6 na ogół nie podają danych dotyczących parametrów napięcia TRV zapewne wychodząc z założenia, że przebieg TRV zależy od obwodu na wyjściowych zaciskach wyłącznika, w którym przepływał przerwany prąd. Nie mniej jednak istotną informację o TRV i jego stromości podano w danych technicznych wyłącznika SF6 prod. Alstom na napięcię Un=123 kV (In=3.15 kA, Izw=40 kA) [5]. Wynika z nich, że przy skrajnie niekorzystnym zwarciu międzyfazowym na zaciskach wyjściowych wyłącznika TRV osiąga wartość szczytową 211 kV oraz maksymalną stromość 2 kV/ps = 2000MV/µs.  Taką samą stromość osiąga TRV przy zwarciu krótkiego odcinka linii napowietrznej.

Dla porównania można podać, że w znormalizowanej próbie dławika lub transformatora o napięciu znamionowym Un=800 kV udarem uciętym 2 MV najwyższa stromość czoła udaru wynosi około 2 MV/µs, a stromość ucięcia udaru może osiągnąć 20 MV/µs. Zatem przepięcie TRV wywołane przerwaniem prądu zwarcia na zaciskach  wyłącznika 123 kV może osiągnąć stromość stukrotnie wyższą od tej, na którą konstruktor oblicza izolację uzwojenia 800 kV transformatora lub dławika poddanego próbie odbiorczej udarem uciętym.

Oczywiście w rzeczywistym obwodzie indukcyjność oraz pojemność połączeń transformatora z wyłącznikiem znacznie zmniejszy stromość przepięcia pojawiającego się na uzwojeniu transformatora. Ponadto dłuższy odcinek linii napowietrznej lub kabla pomiędzy wyłącznikiem SF6 a transformatorem spowoduje obniżenie częstotliwości oscylacji wzbudzonej pomiędzy indukcyjnością i pojemnością obwodu odłączanego w chwili przerwania prądu.

Natomiast w rozdzielni GIS, gdzie wyłącznik jest zazwyczaj zainstalowany możliwe blisko transformatora lub dławika oscylacje pomiędzy indukcyjnością i pojemnością przepustu oraz wejściowej sekcji uzwojenia mogą osiągnąć częstotliwość rzędu dziesiątek MHz.

W takim przypadku rozkład naprężeń dielektrycznych na izolacji uzwojenia transformatora jest bardziej nierównomierny w porównaniu do obliczonego przez konstruktora ze względu na próbę udarową i w silnie naprężanych częściach uzwojeń zostaną wzbudzone oscylacje na częstotliwości rezonansów własnych [6].

Strome przepięcia (VFTO) przy wyłączaniu transformatorów i dławików WN

W praktyce eksploatacyjnej wyłączanie prądu zwarcia przez wyłącznik SF6 zdarza się stosunkowo rzadko, a przeważnie załączane i wyłączane są stosunkowo małe prądy robocze dławików do kompensacji pojemności sieci oraz transformatorów. Ich impedancja powoduje, że prąd  opóźnia się w fazie względem napięcia, którego maksymalna wartość występuje przy przejściu prądu przez zero (rys.4). Znakomita zdolność wyłączników SF6 do przerywania prądu zwarcia powoduje, że przy wyłączaniu względnie małego prądu indukcyjnego wyłącznik ucina przepływ prądu jeszcze przed przejściem przez zero (rys.5). Gwałtowne przerwanie prądu i powoduje że energia pola magnetycznego Em=L∙i2/2 zgromadzona w indukcyjności L uzwojeń zostaje natychmiast zamieniona na energię pola elektrycznego E_C=C∙u2/2 w postaci przepięcia  pojawiającego się na pojemności C pomiędzy otwierającymi się stykami wyłącznika. To strome i krótkotrwałe przepięcie nakłada się na szczytową wartość wolnozmiennego napięcia sieci i łącznie może osiągnąć jego dwukrotną amplitudę. Jeśli przekracza ono wytrzymałość dielektryczną przerwy otwierającej się pomiędzy stykami wyłącznika to następuje ponowne zapalenie łuku w którym wydziela się energia E_C. Efekt ten pokazano na rysunku 6. Podczas otwierania się styków, przy kolejnym przeskoku między stykami, napięcie U_L na pojemności uzwojenia C wyrównuje się z chwilowym napięciem sieci U_S  po doładowaniu tej pojemności. W miarę oddalania się styków zwiększa się napięcie przeskoku U_B maleje ilość zapłonów łuku, natomiast wzrasta amplituda stromych krótkotrwałych przepięć. W ten sposób powstaje seria przepięć następujących po sobie w odstępach czasu krótszych niż zwłoka wymagana dla odzyskania wytrzymałości dielektrycznej przerwy między stykami.

Rozkład naprężeń dielektrycznych w uzwojeniach transformatorów i dławików podczas stromych przepięć

Gdy udar normalny 1.2/50 µs jest doprowadzony do zacisku wejściowego uzwojenia wysokiego napięcia transformatora to powoduje zwiększenie naprężeń na izolacji dwucewek przylegających do tego zacisku (rys.7). Bardziej równomierny rozkład napięcia udarowego można uzyskać zwiększając pojemność szeregową C_n pomiędzy sąsiadującymi cewkami, przy stałej pojemności doziemnej C_g. W tym celu opracowano uzwojenia wywrotkowe, uzwojenia z pierścieniami ekranującymi oraz uzwojenia przeplatane, dla których rozkład napięć udarowych jest najbardziej korzystny (rys.7).

Jednakże stromo narastające przepięcie wywołane gwałtownym ucięciem prądu zwarciowego przez wyłącznik SF6 powoduje, że czas narastania czoła tego przepięcia jest krótszy od czasu propagacji fali napięcia wzdłuż przewodu nawojowego dwucewki. Wówczas, dla takiego przepięcia, dwucewka stanowi linię długą o parametrach rozłożonych i impedancji falowej Z, podczas gdy dla udaru normalnego zachowuje się jak obwód o stałych skupionych (rys.8). 

Dla przebiegu falowego różnica napięcia U₁, U_2… U_n pomiędzy końcami kolejnych dwucewek powoduje powstanie dwóch przeciwbieżnych fal, które nakładają się na siebie przy wewnętrznym połączeniu cewek Z₁ i Z₂. W rezultacie następuje odbicie fal oraz podwojenie ich amplitudy w miejscu ich czołowego spotkania (rys.9), a miejscowe spiętrzenie naprężeń izolacji przewodu nawojowego w środkowej części dwucewki uzwojenia wywrotkowego może spowodować przebicie izolacji międzyzwojowej.

Natomiast w przypadku uzwojenia z pierścieniami ekranującymi (Shield Wire SW) podwojenie  amplitudy fali występuje przy końcu przewodu ekranującego, który jest najbardziej narażony na przebicie izolacji zwojowej (rys. 8). 

Uszkodzenia izolacji uzwojeń dławików i transformatorów WN przez strome przepięcia łączeniowe

Dane statystyczne niezawodności dławików wysokiego napięcia opublikowane przez CIGRE wykazały, że poważne uszkodzenia uzwojeń spowodowanych przez wyłącznik SF₆ występują 2,5 raza na 100 lat eksploatacji, co stanowi dziesięciokrotnie wyższą częstość uszkodzeń w porównaniu do uszkodzeń spowodowanych przez wyłączniki linii napowietrznych. Jako przyczynę tak częstych awarii podano zużycie izolacji  na skutek wysokiej częstości załączeń lub też wysokie naprężenia elektryczne na skutek stromych przepięć [8].

Amerykańskie przedsiębiorstwa energetyczne opublikowały dane dotyczące uszkodzeń uzwojeń transformatorów wysokiego napięcia przez wyłączniki SF6 [9]. Natomiast brazylijska energetyka FURNAS stwierdziła szereg uszkodzeń uzwojeń transformatorów w sieci 500 kV na skutek szybkich przepięć generowanych podczas działania wyłączników SF6 i wspólnie z producentem transformatorów opracowała specyfikację techniczną dla nowych jednostek, która ma zapobiec dalszym uszkodzeniom [10].

Między innymi analiza przypadku przebicia izolacji uzwojenia regulacyjnego autotransformatora sieciowego na skutek uderzenia pioruna w linię kilka kilometrów od stacji wskazała, że piorun spowodował doziemne zwarcie przewodu linii i zadziałanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych.  Przepięcie spowodowane uderzeniem pioruna nie zawierało składowych widmowych o dostatecznie wysokiej częstotliwości aby pobudzić rezonans własny tego uzwojenia.

Natomiast wyłączenie prądu zwarcia w fazie trafionej przez piorun spowodowało strome przepięcie generowane przez wyłącznik SF6, co wzbudziło oscylację uzwojenia regulacyjnego na częstotliwości rezonansu własnego i przebicie izolacji zwojowej oraz doziemnej.

Ponadto przerwanie stosunkowo małego prądu obciążenia w pozostałych fazach wywołało przepięcie, które zostało zarejestrowane przez analizator zdarzeń. Było ono jednak o mniejszej stromości i amplitudzie w porównaniu do przepięcia w fazie, gdzie wyłącznik przerwał duży prąd zwarcia doziemnego.

Standaryzacja przebiegu napięcia powrotnego

Norma Międzynarodowej Komisji Elektrotechnicznej (IEC) [12] określa dopuszczalne parametry kształtu przebiegu napięcia powrotnego TRV zarejestrowanego podczas próby odbiorczej wyłącznika. W przypadku wyłączania dławika do kompensacji sieci norma dopuszcza występowanie powtarzających się zapłonów pomiędzy stykami wyłącznika ale tylko podczas jednorazowej próby wyłączania.

W praktyce podczas wyłączania dławika lub transformatora występują powtórne zapłony łuku między stykami wyłącznika w zależności od impedancji obwodu w którym zainstalowano wyłącznik. Niewielkie zmiany w tym obwodzie mogą spowodować istotne zmiany w zarejestrowanym przebiegu TRV. Na przykład w zależności od impedancji elementów obwodu nie określonych przez normę IEC wyłącznik może przerwać lub nie oscylacje o wysokiej częstotliwości powstające podczas powtarzających się zapłonów łuku przy wyłączaniu dławika lub transformatora. Oznacza to, że wyłącznik poddany próbom odbiorczym może spełnić lub nie spełnić wymagania normy w zależności od niesprecyzowanych elementów obwodu probierczego. Dlatego oczekiwana nowelizacja normy powinna obejmować również parametry obwodu probierczego, podobnie jak to ma miejsca w normie na dotyczącej maszyn wirujących.

Podsumowanie

Stosowanie wyłączników SF6 w polskim systemie przesyłu energii elektrycznej liniami 220 kV i 400 kV wymaga zwrócenia uwagi na impedancję obwodu pomiędzy wyłącznikiem a transformatorem lub wysokonapięciowym dławikiem kompensacyjnym. Wraz z rozwojem  stosowania rozdzielni GIS  narastać będzie problem stromych przepięć generowanych przez wyłączniki SF6 umieszczone w bezpośrednim sąsiedztwie transformatora. Doświadczenia eksploatacyjne wskazują, że  strome przepięcia generowane przez wyłączniki SF6 w istotny sposób mogą zwiększać awaryjność systemu elektroenergetycznego.

Literatura

• www. Wikipedia,”Arc interruption theory”
• www.energy.siemens.com/nl/pool/hq/power-transmission/high-voltage-products/circuit-breaker.
• www.180400552 “SF6 Circuit Breaker working principle”.
• K. Niayesh and M. Runde, “Arc interruption in SF6 breaker”, Springer International Publishing AG 2017 Power Switching Components, Power Systems.
• Katalog ALSTOM SF 6 Circuit breaker GL311F1 4031 p 123 kV
• S.Fujita, N. Hosokawa, Y. Shibuya, “Experimental Investigation of High Frequency Oscillation in Transformer Windings”, IEEE Trans., Vol-PWRD-13, 1998, Nr. 4,
• Riechter, U., Neumann, C., Hama,H., Okabe, S., Schichler, U., Ito, H., Zaima, E., “Very fast Transient Overvoltages (VFTO) in Gas-Insulated UHV Substations”, CIGRE, Paris, Technical Brochure No. 519.
• R. Smeet, KEMA “Shunt Reactor Switching Ambiguity” Word of Testing, July 22, 1913.
• Eaton Electrical Group, “Transformer Failure Due to Circuit Breaker Induced Switching Transients”, IEEE Central Tennessee Section, May 1, 2012
• A.Vita, J. Montanha, E. Oliveira “Evaluation Method of VFT Stresses for Power Transformer Winding design, Interaction. Experience between Manufacturer and Utility” Brazil, CIGRE A2-201 2016
• Siemens publication, “Selfblast arc quenching”.
• Cary, Eaton Pittsburgh, PA. “High Voltage Circuit Breaker Standard Comparison”, WP 0120001.

prof. dr hab. inż. Ryszard Malewski