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Transformatorschutz mit VCB beruht auf dem Verständnis der elektromagnetischen Transienten, die beim Einschalten und im Fehlerfall auftreten. Bei der Fehlerbehebung von Schutzkoordinationsfehlern in mehr als 40 Umspannwerken haben wir festgestellt, dass die größte Herausforderung darin besteht, magnetisierende Einschaltströme von echten Fehlerereignissen zu unterscheiden - ein Problem, das bei Mittelspannungstransformatoren (6,6 kV bis 36 kV) zu 60-70% unerwünschten Auslösungen führt.
Wenn ein Transformator unter Spannung steht, kann der Magnetkern je nach dem Schaltwinkel der angelegten Spannungswellenform asymmetrisch in Sättigung gehen. Diese Sättigung führt zu Einschaltströmen, die das 8-12-fache des Nennstroms (In) des Transformators erreichen und 0,1-3,0 Sekunden andauern. Die Wellenform enthält signifikante Anteile der zweiten Harmonischen (typischerweise 15-30% der Grundschwingung), eine Eigenschaft, die bei Kurzschlussströmen, die überwiegend grundfrequent sind, fehlt.
https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker/ Systeme erhöhen die Komplexität aufgrund ihrer schnellen Kontakttrenngeschwindigkeit (0,8-1,2 m/s) und ihrer überlegenen Fähigkeit zur Lichtbogenlöschung bei Strom Null. Im Gegensatz zu Öl- oder SF₆-Schaltern, die eine allmähliche Stromunterbrechung aufweisen, erreichen VCBs eine saubere Stromunterbrechung bei Größenordnungen von nur 2-5 A. Diese Unterbrechungscharakteristik kann hochfrequente transiente Überspannungen (bis zu 3,5 pro Einheit der Nennspannung) erzeugen, die die Transformatorisolierung belasten und Überspannungsschutzelemente auslösen.
Messungen in der Praxis zeigen, dass das Verhältnis der zweiten Harmonischen (I₂/I₁) bei Einschaltvorgängen typischerweise zwischen 20-40% liegt, bei internen Fehlern jedoch unter 10% fällt. Die schnelle Fehlerbeseitigung durch VCBs - typischerweise innerhalb von 3-5 Zyklen bei 50 Hz - erfordert jedoch Koordinationszeitintervalle von 0,2-0,4 Sekunden zwischen vor- und nachgeschalteten Schutzeinrichtungen, um die Selektivität zu erhalten.
Der Inrush-Mechanismus beginnt im Moment des Einschaltens. Transformatorenkerne benötigen zum Aufbau des Flusses einen Magnetisierungsstrom. Wenn die Versorgungsspannung im Nulldurchgang geschaltet wird und bereits ein Restfluss in der gleichen Polarität vorhanden ist, geht der Kern in eine tiefe Sättigung. Der daraus resultierende Magnetisierungsstrom erzeugt stark verzerrte Wellenformen, die von den Schutzgeräten von echten Fehlerzuständen unterschieden werden müssen.
Die Schalteigenschaften von VCB verstärken dieses Problem. Im Gegensatz zu älteren Ölschaltern schließen Vakuumschaltröhren die Kontakte schnell innerhalb von 40-60 Millisekunden und bieten keinen Voreinschaltwiderstand zur Begrenzung des Einschaltstromstoßes. Der steile Spannungsanstieg (di/dt bis zu 5 kV/μs) zwingt den Kern schneller in die Sättigung als Luftkernschaltgeräte. Feldversuche im Bergbau mit häufigem Umschalten von Transformatoren haben gezeigt, dass VCBs ohne Einschaltblockierungsalgorithmus in 18-22% der Einschaltvorgänge falsch auslösen, wenn die momentanen Überstromelemente unter dem 6-fachen Nennstrom eingestellt sind.
Das Abklingverhalten des Einschaltstroms folgt einer exponentiellen Kurve, die durch das X/R-Verhältnis des Transformators bestimmt wird. Bei typischen Verteilungstransformatoren (X/R zwischen 10-15) klingt die dominante zweite Harmonische innerhalb von 0,3-0,5 Sekunden auf weniger als 15% ab, während der restliche Einschaltstrom je nach Kernstahlsorte und Lastbedingungen für 2-4 Sekunden bestehen bleiben kann.
Der Kontaktabstand der Vakuum-Schaltröhre (typischerweise 10-14 mm bei Mittelspannungsanwendungen) und die schnelle Lichtbogenlöschung (innerhalb von 5 ms bei Strom Null) bedeuten, dass die Unterbrechung fast sofort erfolgt, sobald ein Auslösebefehl erteilt wird. Im Vergleich zu langsameren SF₆-Schaltern gibt es ein minimales Zeitfenster für die Unterscheidungslogik, um Fehlauslösungen zu verhindern.
Beschränkung der zweiten Harmonischen
Moderne numerische Relais erreichen eine Unterscheidung, indem sie die 100-Hz-Komponente (in 50-Hz-Systemen) mit der 50-Hz-Grundschwingung in Echtzeit vergleichen und Auslösebefehle blockieren, wenn das Verhältnis Einschaltcharakteristiken und nicht Fehlerbedingungen bestätigt. Gemäß IEEE C37.91 (Schutzrelaisanwendungen) sollten Oberschwingungsbegrenzungsmethoden eingesetzt werden, wenn das Verhältnis der zweiten Oberschwingung 15% der Grundschwingung beim Einschalten des Transformators überschreitet.
Einschaltströme enthalten in den ersten drei Zyklen 15-30% an zweiter Harmonischer, während Fehler typischerweise <5% aufweisen. Die Einstellung des Oberschwingungsrückhaltes unter 12% oder der Überwachungszeit unter 5 Zyklen verhindert eine effektive Unterscheidung. Um die korrekte Unterscheidung zu überprüfen, zeichnen Sie die Stromwellenformen während der Einschaltung des Transformators mit Hilfe von Relais-Ereignisaufzeichnungen auf. Wenn Auslösungen innerhalb der ersten 200 Millisekunden auftreten und die Oszillographie einen hohen Anteil an zweiter Harmonischer zeigt, erhöhen Sie den Schwellenwert für die Oberschwingungsbegrenzung vom Standardwert 15% auf 20% in Schritten von 2%.
Zeit-Strom-Koordination
Fehler in der Schutzkoordination können dazu führen, dass vorgelagerte VCBs auslösen, bevor nachgelagerte Geräte Fehler isolieren. Der kritische Parameter ist die Zeit-Strom-Kurven-Trennung: Halten Sie eine Mindestunterscheidungszeit von 0,3 Sekunden zwischen den Schutzzonen bei allen Stromstärken bis zu 10 kA ein. Koordinationszeitintervalle (CTI) von weniger als 0,3 Sekunden zwischen vor- und nachgeschalteten Schutzeinrichtungen führen zu falscher Selektivität.
Überstromrelaiskurven müssen diesen Spielraum bei allen Fehlerstromstärken aufrechterhalten. Prüfungen vor Ort haben ergeben, dass 45% der Anlagen standardmäßige inverse (SI) Kurven verwenden, obwohl sehr inverse (VI) oder extrem inverse (EI) Kurven den Einschaltbedingungen besser gerecht werden. Bei einem 1000-kVA-Transformator mit einer Impedanz von 5% sollte die Einstellung des Impulsaufnehmers 125-150% des Volllaststroms betragen (etwa 1,5-1,8 kA bei 400V sekundär).
CT-Auswahl und Belastung
Feldmessungen erfordern dreiphasige Stromeinspeisungstests an den Relaisklemmen. Injizieren Sie Ströme bei 125%, 150%, 200% und 500% der Relais-Anzugseinstellungen, während Sie die Auslösezeit mit einer Auflösung von Millisekunden messen. Tatsächliche Auslösezeiten, die die berechneten Werte um mehr als 50 Millisekunden überschreiten, deuten auf eine Verschlechterung des Relais oder einen Kontaktabbrand im VCB-Mechanismus hin, der eine Wartung erfordert.
[EXPERT INSIGHT: Harmonische Rückhaltesysteme Konfiguration]
Vor-Ort-Prüfungen von Transformatorschutzsystemen in mehr als 150 Mittelspannungsanlagen haben ergeben, dass Einstellfehler für 68% der unerwünschten VCB-Auslösungen beim Einschalten verantwortlich sind. Hier sind die fünf kritischen Fehler und ihre Lösungen:
Die Einstellung des unverzögerten Überstromschutzes auf weniger als das 8- bis 10-fache des Transformatornennstroms ist die Hauptursache für einschaltbedingte Auslösungen. Wir haben Fälle dokumentiert, in denen 51 Relais auf das 5fache des Nennstroms konfiguriert waren, was zu einer sofortigen Auslösung bei asymmetrischen Einschaltströmen führte, die in den ersten 50 ms das 12fache des Nennstroms erreichten.
Reparieren: Stellen Sie die Momentanelemente oberhalb der Einschaltspitzengröße mit einer Sicherheitsmarge ein - typischerweise 12-15× In für Verteilungstransformatoren. Gemäß IEEE C37.91 kann der Magnetisierungseinschaltstrom bei Transformatoren über 5 MVA bis zu 0,1 Sekunden lang bei 3-5× In bestehen bleiben.
Industrielle Erhebungen zeigen, dass 42% der falsch koordinierten Schemata eine CTI von 0,15-0,2 Sekunden verwenden, was nicht ausreicht, um die Betriebszeit der VCB (40-80 ms), den Überlauf des Relais und den Stromwandlerfehler bei hohen Fehlerströmen zu berücksichtigen.
Reparieren: Die IEC 60255 empfiehlt einen Mindest-CTI von 0,3-0,4 Sekunden für elektromechanische Relais und 0,2-0,3 Sekunden für numerische Geräte, aber die Feldbedingungen erfordern oft 0,4 Sekunden, unabhängig vom Relaistyp.
Moderne Multifunktionsrelais verfügen über Algorithmen zur Begrenzung der zweiten Harmonischen, um Einschaltstrom von Fehlerstrom zu unterscheiden. 35% der geprüften Anlagen haben diese Funktion jedoch entweder deaktiviert oder die Schwellenwerte falsch eingestellt.
Reparieren: Aktivieren Sie die Oberschwingungsbegrenzung mit einem Oberschwingungsanteil von 15-20% und einer Überwachungszeit von mindestens 5 Zyklen (100 ms bei 50-Hz-Systemen).
Die Anwendung des Erdschlussschutzes unter 10 A primär bei kabelgespeisten Transformatoren führt zur Auslösung bei kapazitiven Ladetransienten. Kabelsysteme erzeugen 0,5-1,5 A/km Ladestrom bei 10 kV; eine 2 km lange Zuleitung erzeugt 2-3 A im Dauerbetrieb.
Reparieren: Die Erdschlusseinstellungen müssen mehr als das Dreifache des Ladestroms betragen - typischerweise 20-50 A für Mittelspannungsnetze - und gleichzeitig die Empfindlichkeit gemäß den örtlichen Erdungsnormen beibehalten.
Das Momentanelement (Funktion 50) wird häufig auf das 6-fache des Nennstroms eingestellt, wenn die Einschaltspitzen bei der Kaltlastaufnahme nach längeren Stromausfällen das 8-12-fache erreichen.
Reparieren: Stellen Sie das Momentanelement auf einen Wert oberhalb des maximalen Einschaltstroms ein - typischerweise das 12-15-fache des Nennstroms - oder deaktivieren Sie es vollständig während der Haltezeit (0,3-0,5 Sekunden).
Systemparameter:
Schritt 1: Berechnen des Nennstroms und des Einschaltstroms
Primärnennstrom: In = 1250 kVA / (√3 × 10,5 kV) = 68,7 A
Maximaler Einschaltstromstoß (ungünstigster Fall): 12 × 68,7 A = 824 A, Dauer 0,1-1,5 Sekunden
Schritt 2: Sofortiges Element konfigurieren (ANSI 50)
Pickup-Einstellung: 12 × 68,7 A = 824 A (über der maximalen Einschaltspitze)
Aktivierung der Begrenzung der zweiten Harmonischen: 18%-Schwellenwert, 0,5-Sekunden-Überwachungstimer
Zeitlich begrenzte Verzögerung: 0,2 Sekunden (Backup bei Ausfall der harmonischen Blockierung)
Schritt 3: Zeit-Überstrom-Kurve einstellen (ANSI 51)
Kurventyp: IEC-Norm invers
Abholung: 1,25 × 68,7 A = 86 A
Zeitmultiplikator: 0,15 (beseitigt 3× Überlast in 8 Sekunden, koordiniert mit vorgelagerter Einspeisung mit 0,5-Sekunden-Spanne)
Schritt 4: Überprüfung der CT-Angemessenheit
Genauigkeitsgrenzfaktor (ALF) = 10 → Sättigung bei 10 × 150 A = 1500 A primär
Durchgangsfehlerfähigkeit: 25 kA verfügbarer Fehlerstrom entspricht 25000 × (5/150) = 833 A sekundär - innerhalb des linearen Bereichs ohne Sättigung
Schritt 5: Saisonale Anpassung
Bei Installationen im Freien, die bei -10°C betrieben werden, ist die Zeitschaltuhr für die Überwachung der Oberschwingungsbegrenzung auf 0,8 Sekunden zu verlängern, um die längere Dauer des Einschaltvorgangs bei kalten Umgebungsbedingungen zu berücksichtigen.
Ergebnis: Diese Konfiguration übersteht mehr als 50 Einschaltvorgänge ohne Fehlauslösung, löscht interne Fehler in 0,05 Sekunden (unverzögert) und behält die 0,5-Sekunden-Selektivität mit dem vorgeschalteten Abzweigschutz bei.
[EXPERT INSIGHT: Validierung der Inbetriebnahme vor Ort]
Feldtests und Inbetriebnahmeverfahren erfordern eine systematische Überprüfung der Schutzkoordination, der Schalterzeiten und der Einstellungen für die Einschaltunterscheidung. Bei unseren Einsätzen in über 85 industriellen Umspannwerken mit 11-kV- und 33-kV-Verteilungstransformatoren waren 60% der Fehlauslösungen auf eine unzureichende Validierung der Inbetriebnahme und nicht auf Konstruktionsfehler zurückzuführen.
Protokoll der Primärinjektionstests
Die Primäreinspeisung validiert die gesamte Schutzkette von den Stromwandlern über die Relaiselemente bis hin zu den Auslösespulen der VCB. Das Verfahren erfordert die Einspeisung von dreiphasigen Strömen während der Überwachung:
Zur Validierung der Einschaltstrombegrenzung sind einphasige Magnetisierungsstromwellen mit einem Anteil der zweiten Harmonischen von 15-20% der Grundschwingung einzuspeisen. Das Relais sollte bei Oberwellenanteilen oberhalb des Schwellenwerts von 15% eine Begrenzung aufweisen und gleichzeitig eine Auslösung zulassen, wenn die Oberwellen unter 12% abklingen.
Überprüfung der Vakuum-Integrität
Die Messung des Kontaktwiderstands an jeder Vakuumschaltröhre mit einem Mikroohmmeter sollte bei Neuinstallationen Werte unter 100 μΩ und bei in Betrieb befindlichen Schaltern unter 150 μΩ ergeben. Werte über 200 μΩ deuten auf Kontakterosion oder Verschmutzung hin, die einen Austausch der Unterbrecher erforderlich machen.
Mechanische Zeitprüfungen von VCBs verifizieren die Kontaktlaufzeit mit Hilfe von Hochgeschwindigkeitsaufzeichnungsgeräten, wobei die typischen Werte zwischen 40-60 ms für Einschaltvorgänge und 20-35 ms für Ausschaltvorgänge bei Nennspannung liegen. Gemäß IEC 62271-100, Abschnitt 6.111, müssen Vakuum-Leistungsschalter gleichbleibende mechanische Schaltzeiten innerhalb einer Toleranz von ±5 ms über 10 aufeinanderfolgende Schaltvorgänge unter Leerlaufbedingungen aufweisen.
Die Integrität der Vakuumschaltröhre wirkt sich direkt auf die Lichtbogenunterbrechungsfähigkeit aus. Bei den Feldtests wird die Hochspannungsfestigkeit bei 80% der Nennblitzstoßspannung (typischerweise 75 kV für VCBs der 12-kV-Klasse) über offene Kontakte geprüft. Bei der Prüfung der Netzfrequenzwiderstandsspannung werden 12-kV-Schalter 1 Minute lang mit 42 kV beaufschlagt.
Transformator-Differenzialbetrieb (87T) während des Einschaltvorgangs
Wenn sich die Kurzschlussströme der Nennunterbrechungskapazität des VCB nähern (oft 25-40 kA für Mittelspannungsanwendungen), können Stromwandler mit einer Last, die ihren Nennwert von 15 VA bei 5 A auf der Sekundärseite überschreitet, in Sättigung geraten, was die Messgenauigkeit des Relais verzerrt und zu Fehlfunktionen des Differenzialrelais führt.
Die Stromwandlersättigung auf einer Wicklung erzeugt bei Einschalttransienten einen falschen Differenzstrom. Moderne Multifunktionsrelais sperren Differentialelemente mit Oberschwingungsbegrenzung, um den Betrieb zu verhindern. Die prozentualen Differentialeigenschaften sollten mit 20% Steigung 1 und 50% Steigung 2 gemäß den Empfehlungen der IEC 60255-187 für Transformatoranwendungen konfiguriert werden.
Durchgangsfehlertoleranz und Kontaktlebensdauer
Jeder Durchgangsfehler (Fehler hinter dem Transformator, der vom nachgeschalteten Schalter gelöscht wird) belastet die Kontakte des VCB. Weitere Informationen zur Wartung der Kontakte finden Sie unter https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker-parts/ Spezifikationen.
Eine einzige Unterbrechung bei 25 kA verbraucht etwa 10 mechanische Vorgänge, die einer Kontakterosion entsprechen. CuCr (Kupfer-Chrom)-Kontakte vertragen Erosionstiefen von bis zu 2-3 mm, bevor ein Austausch erforderlich wird. Messen Sie die Kontaktdicke mit einem Präzisionsmessschieber und vergleichen Sie sie mit den bei der Installation aufgezeichneten neuen Kontaktabmessungen.
VCBs, die bei 12 kV mit Unterbrechungswerten von 25 kA betrieben werden, sollten gemäß den Anforderungen der IEC 62271-100 innerhalb von 50-80 ms den Kontakt schließen. Verzögerungen von mehr als 100 ms deuten auf einen blockierten Betätigungsmechanismus oder unzureichende Federladeenergie hin (typischerweise sind 200-300 J gespeicherte Energie erforderlich).
Umfassende Hinweise zur Auswahl von schutzkompatiblen Leistungsschaltern finden Sie unter https://xbrele.com/vcb-rfq-checklist/ technische Anforderungen.
Referenz der externen Behörde: Das IEEE Power System Relaying and Control Committee bietet detaillierte Anwendungsleitfäden für die Koordinierung des Transformatorschutzes unter https://www.ieee.org/.
Problemkontext
In einem Industriebetrieb mit drei 1600-kVA-Öltransformatoren kam es innerhalb von sechs Monaten während der normalen Einschaltsequenzen zu 12 unerwünschten Auslösungen. Jede Auslösung führte zu einer Kaskade von vorgelagerten 33-kV-Abzweigschaltern und verursachte 15-minütige werksweite Ausfälle, die die Produktionslinien beeinträchtigten.
Ergebnisse der Untersuchung
Die systematische Fehlersuche ergab vier Ursachen:
Lösung Implementierung
18-Monats-Ergebnisse
Keine störenden Auslösungen während des 18-monatigen Überwachungszeitraums nach der Implementierung. Die Daten der Fehleraufzeichnung bestätigten, dass die Löschzeit von <80 ms für tatsächliche Durchgangsfehler während der geplanten Wartungstests beibehalten wurde. Die Kontaktwiderstandsmessungen blieben unter 120 μΩ, was darauf hindeutet, dass keine beschleunigte Erosion durch frühere Fehlauslösungen stattgefunden hat.
Die Einschaltstromunterscheidung trennt zuverlässige Umspannwerke von Wartungsalpträumen. Der Unterschied liegt in der koordinierten Auswahl der Stromwandler, der Abstimmung der Relaisalgorithmen und der realistischen Modellierung der Feldbedingungen, die die Umgebungstemperatur, die Kabelladeströme und die saisonalen Einschaltschwankungen berücksichtigt.
XBRELE verbindet Schutztechnik mit https://xbrele.com/vacuum-circuit-breaker-manufacturer/ Design: Unsere Anwendungsingenieure konfigurieren VCB-Relaispakete für den Einsatz in Transformatoren vor und berücksichtigen dabei die Begrenzung der zweiten Harmonischen, die Prüfung der Durchgangsfehlerfestigkeit und Protokolle zur saisonalen Anpassung.
Beantragen Sie eine Studie zur Schutzkoordinierung: Übermitteln Sie Transformatorleistungen, Fehlerpegel und vorhandene Relaismodelle. Sie erhalten Zeit-Strom-Kurven, Berechnungen zur Stromwandlerdimensionierung und Einstellungsdateien innerhalb von 72 Stunden.
Die Ergebnisse umfassen:
Q1: Welcher Prozentsatz der zweiten Harmonischen sollte bei VCB-Schutzrelais eine Einschaltverzögerung auslösen?
A: Stellen Sie den Oberschwingungsbegrenzungsabgriff zwischen 15-20% des Grundstroms ein, wobei 18% für die meisten Verteilertransformatoren eine optimale Balance bietet. Bei niedrigeren Schwellenwerten (12%) besteht die Gefahr, dass eine legitime Fehlererkennung blockiert wird, während höhere Einstellungen (25%+) möglicherweise nicht in der Lage sind, Einschaltströme mit tiefer Sättigung zu unterdrücken.
F2: Wie lange dauert der Einschaltstrom eines Transformators bei der Schaltung eines Vakuum-Leistungsschalters normalerweise an?
A: Der Spitzeneinschaltstrom fällt bei den meisten Verteilungstransformatoren innerhalb von 0,3-0,5 Sekunden vom 8-12-fachen des Nennstroms auf unter das 3-fache ab, obwohl der Restmagnetisierungsstrom noch 2-4 Sekunden anhält. Bei kalten Umgebungstemperaturen unter 0°C verlängert sich die Dauer aufgrund der erhöhten Ölviskosität auf 2,5+ Sekunden.
F3: Welches zeitliche Mindestkoordinationsintervall verhindert ein falsches Auslösen zwischen vor- und nachgelagerten VCBs?
A: Halten Sie einen Koordinationszeitabstand (CTI) von 0,3-0,4 Sekunden zwischen den Schutzzonen ein, um die Betriebszeit des VCB (40-80 ms), den Nachlauf des Relais und Messfehler des Stromwandlers zu berücksichtigen. Die Feldbedingungen mit Kabelsystemen oder häufigen Temperaturschwankungen erfordern häufig die 0,4-Sekunden-Spanne.
F4: Warum lösen die VCBs bei der Einschaltung des Transformators aus, obwohl die Relais richtig eingestellt sind?
A: Die Stromwandlersättigung während eines hohen Einschaltstromstoßes (>1500 A primär für 150/5 A Stromwandler mit ALF=10) verzerrt die sekundären Wellenformen und reduziert den sichtbaren Anteil der zweiten Harmonischen unter den Schwellenwert des Relais. Dies führt dazu, dass das Relais einen gesättigten Einschaltstromstoß als Fehlerzustand interpretiert.
F5: Welche Stromwandler-Genauigkeitsklasse ist für einen zuverlässigen Transformator-Differentialschutz mit VCBs erforderlich?
A: Klasse 5P10 (IEC) oder C200 (IEEE) sind Mindestanforderungen, aber Klasse PX mit einer Knickpunktspannung von mehr als 2 × maximaler Fehlerstrom × Gesamtsekundärlast bietet eine bessere Leistung. Berechnen Sie den erforderlichen Knickpunkt als Vk ≥ 2 × Ifault × (RCT + Rlead + Rrelay).
F6: Kann die Wiedereinschaltautomatik sicher auf Transformatorabgängen eingesetzt werden, die durch Vakuum-Leistungsschalter geschützt sind?
A: Die Wiedereinschaltautomatik erfordert eine Mindesttotzeit von 10 Sekunden, damit der Kernfluss unter 10% abfallen kann; andernfalls kann der zweite Einschaltstromstoß die anfängliche Größe übersteigen und eine wiederholte Auslösung verursachen. Die meisten Transformatorabzweiganwendungen deaktivieren die automatische Wiedereinschaltung vollständig.
F7: Wie wirkt sich die Kontakterosion bei VCB-Schaltröhren auf die Leistung des Transformatorschutzes aus?
A: Ein Kontaktwiderstand von mehr als 200 μΩ (gemessen mit DLRO-Prüfgeräten) erhöht die I²R-Erwärmung und die Lichtbogenenergie während der Unterbrechung, was die Löschzeit um 10-20 ms verlängern und die Durchgangsfehlerfestigkeit verringern kann. Ersetzen Sie die Kontakte, wenn die Erosionstiefe 2 mm oder die vom Hersteller angegebenen Grenzwerte überschreitet.
