4.3.1 Расчёт параметров срабатывания дифференциальной продольной защиты автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/330 на реле типа ДЗТ - 21

Проблема повышения коэффициента чувствительности дифференциальных защит трансформаторов является актуальной на сегодняшний день, так как практика показывает, что чувствительность защиты с реле ДЗТ - 11 лишь с трудом удовлетворяет предельным минимальным значениям [9]. Защиты трансформаторов на современных полупроводниковых дифференциальных реле ДЗТ - 21 обладают более совершенной системой отстройки от токов небаланса и бросков тока намагничивания, и как следствие обладают в 3 - 5 раз большей чувствительностью по сравнению с защитами на электромеханических реле ДЗТ - 11 [9]. В связи с этим в данном проекте рассматривается модернизация комплекса релейной защиты трёхобмоточных силовых трансформаторов на более современные полупроводниковые реле. Трансформаторы имеют систему регулирования под нагрузкой (РПН) на стороне ВН 9Ч1,783% номинального и регулирование напряжения на стороне СН 6Ч2% номинального (при отключенном трансформаторе).

Расчёт ведём в соответствии с изложенной в [9] методикой:

1. Определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующих его номинальной мощности.

, (4.2)

где ? номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВ А;

? номинальное напряжение высокой, средней или низкой стороны трансформатора, кВ.

Ток на стороне ВН: А.

Ток на стороне СН: А.

Ток на стороне НН: А.

2. В соответствии со схемой соединения обмоток силового трансформатора выбираем схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТА) . При этом устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ - 21.

Расчётные коэффициенты ТА определяются по формуле:

, (4.3)

где ? номинальный расчётный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А;

А ? номинальный вторичный ток ТА;

? коэффициент схемы соединения обмоток для ; для .

На стороне ВН: . Округляя до стандартного в большую сторону, можно взять ТА с .

На стороне СН: . Принимаем .

На стороне НН: . Принимаем .

3. Определение вторичных токов в плечах защиты.

, (4.4)

где ? номинальный расчётный первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А;

? коэффициент схемы соединения обмоток ТА;

? коэффициент трансформации ТА для данной стороны.

На стороне ВН: А .

На стороне СН: А .

На стороне НН: А .

4. Расчётный ток ответвления выравнивающего автотрансформатора тока на основной стороне определяется по формуле:

(4.5)

где ? коэффициент трансформации выравнивающего автотрансформатора.

Вторичный ток на основной стороне выходит за пределы ответвлений трансреактора. Необходимо использовать выравнивающий автотрансформатор. Выравнивающие автотрансформаторы выпускаются двух типов:

1) если вторичный ток меньше 2.5 А - используется АТ - 31;

2) при вторичный токах больше 5 А применяется АТ - 32.

В нашем случае к установки требуется АТ-31, так как вторичный ток 0,5А.

Для определения рассчитывается 6 значений (по числу стандартных ответвлений трансреактора TAV)

=

В нашем случае коэффициент трансформации выравнивающего автотрансформатора равен 0,2, что соответствует 1-3 выходным клеммам для подключения трансформатора и 1-11 для подключения реле. Тогда на трансреакторе принимаем ответвление №6.

Принимаем по [9, табл.4.1] А.

5. : Расчётный ток ответвления выравнивающих автотрансформаторов тока на неосновных сторонах определяется по формуле

, (4.6)

И для средней стороны и для низкой, будем использовать выравнивающие автотрансформаторы типа АТ-31, так как и в том и в том случае вторичные токи меньше 2.5А.

Для стороны СН:

Коэффициент трансформации автотрансформатора равен 0,23, что соответствует 1-4 клеммам для подключения трансформатора и 1-11 для подключения реле. На трансреакторе принимаем ответвление №4, что соответствует номинальному току ответвления 3,63А.

А.

Для стороны НН:

Коэффициент трансформации автотрансформатора равен 0,31, что соответствует 1-5 клеммам для подключения трансформатора и 1-11 для подключения реле. На трансреакторе принимаем ответвление №5, что соответствует номинальному току ответвления 3А.

А.

6. Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле определяется по формуле:

, (4.7)

где ? коэффициент трансформации выравнивающего трансформатора на стороне, где осуществляется

торможение. Если автотрансформатора нет, то .

Сторона ВН (основная): А;

Сторона СН, , А;

Сторона НН, , А.

На основании [9, табл.4.4] выбираем номинальный ток, равный или ближайший меньший расчётного, и номер принятого ответвления приставки и промежуточных трансформаторов тока цепи торможения:

Для стороны ВН: А, номер ответвления - 4;

Для стороны СН: А, номер ответвления - 4;

Для стороны НН: А, номер ответвления - 4;

Результаты расчётов помещены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Результаты расчётов

Наименование величин	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		500кВ	330кВ	35кВ
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на основной стороне, А	по [9, табл.4.1]	2,5	?	?
Расчётный ток ответвления автотрансформаторов тока на неосновных сторонах, А		?	3,65	3
Тип автотрансформаторов тока в плечах защиты	По [9, табл. 4.3]	АТ-31	АТ-31	АТ-31
Номинальный ток используемого ответвления автотрансформатора тока, к которому подводятся вторичные токи в плечах защиты, А	По [9, табл. 4.3]	0,5	0,84	0,93
Номер используемого ответвления автотрансформатора тока, к которому подводятся вторичные токи в плечах защиты	По [9, табл. 4.3]	1-3	1-4	1-5
Номер используемого ответвления автотрансформатора, к которому подключено реле	По [9, табл. 4.3]	1-11	1-11	1-11
Номер используемого ответвления трансреактора	По [9, табл. 4.1]	6	4	5
Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле, А		2,5	3,65	3
Номинальный ток принятого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки), А		2,5	2,5	2,5
Номер используемого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки)	По [9, табл. 4.4]	4	4	4

7. Определение первичного тормозного тока, соответствующего началу торможения.

Торможение осуществляется на всех сторонах силового трансформатора, тогда выбор уставки "начало торможения" производится по выражению . Первичный тормозной ток определяется по формуле:

, (4.8)

где ;

? коэффициенты токораспределения соответственно для сторон ВН, СН, НН в расчётном нагрузочном режиме.

Можно условно считать, что расчётный режим соответствует номинальному току в обмотках ВН и токам в обмотках СН и НН с коэффициентами

А.

8. Определение тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения

Ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения определяется по формуле:

, (4.9)

где (4.10)

? составляющая тока небаланса от погрешности трансформатора тока.

? коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую; ? коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов; ? относительное значение погрешности трансформаторов тока.

(4.11)

? составляющая тока небаланса от регулирования коэффициента трансформации защищаемого трансформатора;

? относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне ВН; ? коэффициент токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по обмотке ВН в расчётном режиме внешнего КЗ; ? относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне СН; ? коэффициент токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по обмотке СН в расчётном режиме внешнего КЗ.

, (4.12)

? составляющая тока небаланса от несовпадений расчётных токов и номинальных токов используемых ответвлений автотрансформаторов тока; ? расчётные значения токов на неосновных сторонах для выбора схемы включения автотрансформаторов тока или трансреактора реле ДЗТ - 21;

? номинальные токи принятых ответвлений.

9. Определение первичного минимального тока срабатывания защиты

Первичный минимальный ток срабатывания защиты (её чувствительный орган) с ДЗТ - 21 определяется из двух основных условий [9]:

1) отстройки от расчётного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

, (4.13)

где ? коэффициент отстройки.

2) отстройки от тока небаланса переходного режима при внешнем коротком замыкании:

(4.14)

За основу для настройки принимается большее из этих двух значений.

По первому условию А.

По второму условию А.

Тогда за основу для настройки реле принимается А.

10. Определение относительного минимального тока срабатывания реле.

Ток срабатывания чувствительного органа реле устанавливается специальным пусковым сопротивлением. Значение этого тока определяется по формуле [9]:

, (4.15)

где ? коэффициент трансформации трансформатора тока для расчётной стороны;

? коэффициент схемы для расчётной стороны.

Расчётной стороной, то есть стороной, для которой взяты все величины в выражении (4.15), принимается та неосновная сторона, где ток принятого ответвления трансреактора или автотрансформатора, то есть в максимальной степени отличается от расчётного, то есть от . В данном случае такой стороной является сторона СН, тогда:

А.

В формуле ток , определённый для напряжения 500 кВ, приводится к 330 кВ.

11. Определение коэффициента торможения защиты.

Коэффициент торможения выбирается из условия недействия защиты от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ в максимальном режиме работы системы.

, (4.16)

где ? коэффициент отстройки;

А ? максимальный ток внешнего трёхфазного короткого замыкания (на шинах НН);

? расчётный ток небаланса, определяемый по формулам (4.9), (4.10), (4.11), (4.12) для тока внешнего трёхфазного КЗ в максимальном режиме. При этом рекомендуется принимать , а .

Полученное расчётное значение выставляется на реле ДЗТ - 21 при помощи переменного резистора.

12. Расчёт тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки

Большая эффективность тормозных свойств реле ДЗТ - 21 при наличии апериодических составляющих в токе КЗ может дать отрицательные результаты [9]. Для обеспечения надёжности и уменьшения времени действия реле при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне, в том же комплекте ДЗТ - 21 предусмотрена дифференциальная токовая отсечка, то есть дифференциальная защита без отстройки от апериодической составляющей и без тормозных свойств. Первичный ток срабатывания дифференциальной токовой отсечки определяется как наибольший из двух условий:

1) отстройки от броска тока намагничивания:

, (4.17)

где ? коэффициент трансформации трансформатора тока для стороны ВН;

? коэффициент схемы для стороны ВН.

А.

2) отстройки от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ:

Расчётный ток небаланса определяем по выражению (4.9), но с большим коэффициентом :

Тогда А.

Таким образом, лимитирующей является отстройка от броска тока намагничивания, и для настройки реле принимается первичный ток 5294 А.

Чувствительность дифференциальной защиты на полупроводниковом реле ДЗТ - 21 не проверяется, так как она заведомо выше требуемой согласно ПУЭ [2]. Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не определяется, так как она является вспомогательным элементом.

4.3.2 Газовая защита основного бака и контактора РПН и параметры ее срабатывания

Основной бак

Газовая защита является чисто механическим устройством, идёт в комплекте с силовым трансформатором и расчётных параметров не имеет.

По принципу действия продольные дифзащиты нечувствительны к витковым замыканиям в обмотках трансформатора (АТ). В качестве основной защиты от витковых замыканий, как и от других внутренних повреждений трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла служит газовая защита. Об аварийном снижении уровня масла до срабатывания газового реле сигнализирует стрелочный маслоуказатель уровня. Защита реагирует на повреждения внутри бака, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла, или смеси газа и масла из бака в расширитель, а также на снижение уровня масла ниже допустимого. Снижение уровня масла в реле может быть как вследствие течи масла, так и вследствие вытеснения его газом при внутренних повреждениях: межфазное К.З., межвитковое К.З. в обмотках, замыкание обмотки на корпус, в стали магнитопровода и т.д.

Конструкции газовых реле имеют три разновидности, различающиеся принципом исполнения реагирующих элементов. Первоначально применялись реле с реагирующим элементом в виде поплавка, затем появились реле у которых реагирующим элементом служит лопасть, в последнее время применяются реле с реагирующим элементов в виде чашки.

Краткое описания работы поплавкового реле.

В корпусе реле расположены два поплавка, выполненных в виде герметичных цилиндров, плавающих в масле. На торце поплавков располагаются ртутные контакты, представляющие собой стеклянные колбы с впаянными в нее контактами и ртутью внутри.

Верхний поплавок работает на сигнал, нижний на отключение. При газообразовании воздух поднимается в расширитель, при этом он заполняет верхнюю часть реле, тем самым вытесняя масло. С уменьшение уровня масла в реле, верхний поплавок опускается в сторону контактов. Скорость опускания поплавка зависит от интенсивности газообразования. При сильных повреждениях происходит бурное протекание масла в расширитель, тем самым сообщая толчок нижнему поплавку. Под его действием поплавок мгновенно замыкает свои контакты на отключение.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др.. Для предупреждения неправильного отключения трансформатора, отключающая цепь защиты после доливки масла или других ремонтных работ, а так же при включении нового трансформатора, переводится на сигнал на (2-3) суток до тех пор, пока не прекратится выделение воздуха, отмечаемое по работе защиты на сигнал. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком случае газовая защита не действует, и витковые замыкания в трансформаторе могут длительно оставаться незамеченными. Можно создать защиту, позволяющую обнаружить витковые замыкания в начальной стадии и при отсутствии газообразования. Одна из таких защит основана на изменении пространственного распределения поля рассеяния обмоток.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью S_ном>6300 кВ А. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

Газовая защита автотрансформатора на подстанции 500 кВ. выполнена с помощью реле Бухгольца ВF80/Q, установленного на каждой фазе на трубопроводе между баком и расширителем.

При температуре наружного воздуха ниже -20 єС из-за густоты масла защита работает медленно.

Параметры реле:

- рабочие органы - поплавки, подпорный клапан (по скорости),

- уставка - 1 м/с.;

- срабатывание - при заполнении корпуса газом, при уходе масла из бака;

- есть кран отбора проб газа;

- есть сигнальный и отключающий элементы;

- есть самовозврат при выпуске газа из корпуса;

- проверка цепей - кнопкой "Контроль" на крышке реле (неоперативная).

Защита (при работе на отключение) действует без выдержки времени аналогично вышеуказанной дифзащите.

Ввод в работу - накладками по фазам. Газовая защита каждой фазы АТ может переводиться накладками как на сигнал, так и на отключение. Фиксация работы сигнального и отключающего элементов защиты осуществляется срабатыванием указательных реле по фазам.

Контактор РПН

Защита выполнена на газовых струйных реле VRF-25/10. Установлены между баком контактора РПН и его расширителем.

Параметры реле:

- рабочие органы - пластина (аналог подпорного клапана - по скорости), уставка - 2,5 м/с.;

- при срабатывании стрелка в окошке занимает вертикальное положение, при возврате - горизонтальное;

- реле не срабатывает ни при заполнении корпуса газом, ни при уходе масла из бака РПН;

- есть только отключающий элемент;

- не предусмотрен отбора проб газа, следовательно, нет самовозврата при выпуске газа (появление незначительного количества газа при работе РПН - нормальное явление, он уходит через дыхательные пути - силикагелевый воздухоосушитель РПН);

- проверка цепей, ручной возврат (деблокирование) защиты - кнопкой "Контроль - возврат" на крышке реле (не оперативная). При нажатии кнопки перекрывается маслопровод к расширителю РПН.

Защита не работает при заполнении корпуса газом, а также при уходе масла из трубопроводов. Об аварийном снижении уровня масла в расширителе РПН сигнализирует стрелочный маслоуказатель уровня. Выделение определённого количества газа при разложении масла под воздействием электрической дуги происходит при нормальной работе контактора РПН. Этот газ проходит через газовое струйное реле, не вызывая его срабатывания, в расширитель РПН и далее через его силикагелевый осушитель (при изменении уровня) - в атмосферу.

Действие защиты, ввод защиты в работу, сигнализация - аналогично вышеуказанной газовой защите основного бака.

4.3.3 Контроль изоляции вводов на стороне 500 кВ и параметры его срабатывания

Схема включения устройств КИВ: 1 - обкладки из фольги в бумажно-масляной изоляции конденсаторного ввода; 2 - разрядник РВНК-0,5; 3 - фильтр тока нулевой последовательности; 4 - суммирующий трансформатор; 5 - основной измерительный блок; 6 - кнопка; 7 - прибор измерения Iнеб.; 8 - трансформаторы тока

Устройство контроля изоляции высоковольтных вводов 500 кВ предназначено для защиты изоляции маслонаполненных вводов 500 кВ с внутренней бумажно-масляной изоляцией.

Принцип действия устройства основан на измерении суммы емкостных токов вводов всех трех фаз, протекающих через изоляцию под воздействием рабочего напряжения. Нормально эта сумма токов минимальна и сбалансирована в согласующем трансформаторе и непосредственно в блок-реле. При развитии повреждения изоляции какого-либо из вводов увеличиваются активные утечки тока ввода данной фазы. В предварительно сбалансированной сумме токов появляется составляющая промышленной частоты, на которую реагирует блок-реле КИВ.

Балансировка токов утечки нормально осуществляется с помощью согласующего трансформатора, к вторичной обмотке которого и подключено блок-реле. Через данный трансформатор заземляется ближайшая к токоведущему стержню обкладка из фольги, заложенная в бумажно-масляную изоляцию. Остальные обкладки заземляются непосредственно через ввод ПИН (приспособление для измерения напряжения) с разрядником в основании маслонаполненного ввода.

Комплект устройства КИВ состоит из:

- блок-реле КИВ-500р (на панели);

- блокирующих реле (на панели);

- согласующих ТТ и фильтров нулевой последовательности (в шкафчике КИВ возле АТ);

- защитных разрядников (в шкафчике КИВ возле АТ);

- заземляющего рубильника (в шкафчике КИВ возле АТ).

КИВ-500 включается на ёмкостной ток нулевой последовательности в цепи обкладок трёх вводов с бумажно-масляной изоляцией и реагирует на первую гармонику суммы ёмкостных токов вводов трёх фаз.

Блок-реле КИВ-500р состоит из сигнального, отключающего и измерительного элементов.

Измерительный элемент состоит из индикатора, позволяющего определить характер изменения емкостных токов. Это мА, который с помощью кнопки может подключаться к сигнальному или отключающему элементу. Индикатор имеет два предела измерений - 50 и 400 мА. Переключение пределов осуществляется указанной кнопкой. Шкала амперметра - 100 мА, предел измерений - 50 мА, показание надо разделить на 2. При отжатой кнопке предел измерений - 400 мА, показания прибора умножить на 8.

Отключающий элемент содержит фильтр высших гармоник, в т.ч. кратных третьей. Работа отключающего элемента разрешается только после срабатывания реле времени сигнального элемента.

Ток срабатывания отключающего элемента определяется по формуле



Где - номинальный емкостной ток ввода.

₌ 800мА.

мА.

с.

Срабатывание сигнального элемента указывает на начавшееся прогрессирующее повреждение бумажно-масляной изоляции вода.

Ток срабатывания сигнального элемента определяется по выражению

мА.

с.

В шкафу КИВ кроме согласующего трансформатора установлены три ТТ для контроля токов утечки по фазам. Рядом с блок-реле устанавливаются три отдельных амперметра контроля токов утечки по фазам, что позволяет определить повреждённую фазу.

Для исключения ложной работы отключающего элемента при изменении тока скачком, что может быть при нарушении цепи между вводом и первичной обмоткой согласующего трансформатора КИВ, при однофазных К.З. в сети 500 кВ предусмотрена дополнительная блокировка на токовых реле. Срабатывание блокирующего реле фиксируется указательным реле.

Отключающий элемент при достижении уставки срабатывания с выдержкой времени 1,2 с. действует на отключение АТ выключателями 330 кВ, 500 кВ с запретом АПВ, пуском УРОВ (без пуска пожаротушения).

4.3.4 Токовая отсечка на стороне 35 кВ и параметры срабатывания

Токовая отсечка является самой просто быстродействующей защитой от повреждений в трансформаторе. Однако, она не является полноценной, так как реагирует только на большие токи повреждения и охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора.

Токовую отсечку устанавливают на трансформаторах мощностью меньше 6300 кВ А и на параллельно работающих трансформаторах мощностью больше 4000 кВ А .

Устройства защиты контролируют величину тока на защищаемом участке, в случае превышения силы тока определенного значения, защита срабатывает на отключение защищаемого участка. Уставку срабатывания защиты принимают большей чем сила тока короткого замыкания на не защищаемом участке, это обеспечивает селективность токовой отсечки. Пусковыми органами являются реле максимального тока. Если токовая защита выполняется с выдержкой времени, то к пусковым органам добавляется реле времени, которое обеспечивает необходимую выдержку времени, то есть защита срабатывает через определенный промежуток времени (уставка по времени).

Для нашей подстанции токовая защита предусмотрена для защиты выводов 35 кВ. и ошиновки схемы треугольника обмотки НН автотрансформатора без выдержки времени то есть токовая отсечка.

Граница зоны срабатывания - встроенные ТТ вводов 35 кВ, далее - дифзащита трансформатора.

Расчет уставок срабатывания защиты будем производить для реле максимального тока типа РТ-40

Параметры срабатывания защиты можно определить по формулам:

Ток срабатывания защиты

Где - коэффициент надежности =1,3-1,4 для реле тока РТ-40.

- максимальное значение тока трехфазного короткого замыкания в конце защищаемого участка.

А.

Ток срабатывания реле

Где - коэффициент схемы, зависит от схемы соединения обмоток трансформаторов тока. Для треугольника для звезды

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

В нашем случае токовая защита подключена к встроенному трансформатору тока на стороне НН с = 1500

А.

Проверим токовую защиту на чувствительность.

Коэффициент чувствительности можно определить по формуле

Где - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в месте установки защиты.

Для правильной работы защиты должен быть больше или равен 2.

Защита обеспечивает требуемую чувствительность и надежность.

4.3.5 Дифференциальная защита ошиновок 330 и 500 кВ

Для защиты ошиновки каждого автотрансформатора (АТ) предусмотрена отдельная дифференциальная защита ошиновок (ДЗО). Защита применена в качестве основной быстродействующей защиты от всех видов К.З. на ошиновке 330 и 500 кВ. Действие ДЗО аналогично действию ДЗТ.

Реле ДЗТ хуже отстроены от переходных токов небаланса (апериодической составляющей), чем реле РНТ, но лучше отстроены от установившихся токов небаланса.

По "Руководящим указаниям по РЗА трансформаторов" дифзащита трансформаторов выполняется на реле ДЗТ, ошиновки - на реле РНТ.

ДЗО 500 кВ. выполняем на реле РНТ-566.

Защита не реагирует на перегрузки, а действует на отключения АТ со стороны 500 кВ. отключением соответствующих выключателей и со стороны 330 кВ отключением выключателей системы шин 330 кВ.

Защита состоит из двух органов (комплектов) - основного и чувствительного. Зона действия - от встроенных ТТ ввода до ТТ выключателей 500 кВ, т.е. защищает ввода 500 кВ и ошиновку. ДЗО 330 кВ. построена аналогичным способом.

4.3.6 Дистанционная защита первой и второй ступени на сторонах 330 и 500 кВ и расчет параметров ее срабатывания

Дистанционная защита выполняет функции дальнего резервирования защиты сетей на сторонах высокого и среднего напряжений и ближнего резервирования основных защит автотрансформатора.

Защита выполняется на типовой панели типа ПЭ 2105, содержащей в качестве измерительных органов блок реле сопротивления БРЭ 2801. Характеристика реле сопротивления первой ступени имеет вид окружности или эллипса, проходящих через начало координат или смещенных в III квадрант, Рис. 26.

Смещение характеристики в III квадрант производится для устранения мертвой зоны. Уставки смещения имеют значение 0.06, 0.12, 0.2 в долях сопротивления срабатывания при отсутствии смещения. Для улучшения отстройки реле от нагрузочных режимов круговая характеристика может быть трансформирована в эллипс, эллиптичность которой регулируется уставками c / d = 1; 0.8; 0.65; 0.5.

Рис.26 Характеристика срабатывания реле сопротивления первой ступени

Характеристика реле сопротивления второй ступени представлена на Рис.27. Величина смещения задается параметром а.

Zy - сопротивление уставки при отсутствии смещения.

Рис.27 Характеристика срабатывания реле сопротивления второй ступени

Область внутри круга или эллипса соответствует области действия реле. Таким образом, характеристика работы реле является пограничной кривой, определяющей условия действия реле.

В зависимости от конкретной схемы района, мощности и напряжения автотрансформатора для выполнения защиты применяют одну или две панели ПЭ 2105.

Две панели ПЭ - 2105 ставятся на автотрансформаторах напряжением 330 кВ и более. В этом случае на каждую из сторон высшего и низшего напряжений устанавливаются свои панели, причем, на каждой из панелей реле сопротивления направлены согласно. Напряжения на каждую панель подается от трансформатора напряжения своей ступени.

Защита является резервной защитой АТ при межфазных К.З. и осуществляет ближнее и дальнее резервирование, согласована со вторыми ступенями ДЗ ВЛ. Защита имеет 1-ю и 2-ю направленные ступени. Каждая ступень комплектуется блоками реле типов БРЭ 2801 Е 2А и БРЭ 2801 Е 2Б. Для блокировки первой и второй ступеней при качаниях панель может быть снабжена блоком блокировки при качаниях типа БЭ 2603. В каждой ступени один комплект реле направлен в сторону шин 330 кВ, другой - в сторону шин 500 кВ. В данном случае ступень защиты - это не просто её часть, определяющая зону действия. Ступени можно рассматривать как самостоятельные защиты, тем более что они установлены на разных панелях.

Защита расположена:

I ступень 330 кВ, 500 кВ ;

II ступень 330 кВ, 500 кВ.

Первые ступени - на одной панели, вторые - на другой.

Зоны действия:

I ст. 330 кВ - от ТТ-8, встроенного во ввод 330 кВ в сторону сети 330 кВ (АТ не защищает);

II ст. 330 кВ - от ТТ-8, встроенного во ввод 330 кВ в сторону сети 500 кВ (АТ защищает);

I ст. 500 кВ - от ТТ-7, встроенного во ввод 500 кВ в сторону сети 500 кВ (АТ не защищает);

II ст. 500 кВ - от ТТ-7, встроенного во ввод 500 кВ в сторону сети 330 кВ (АТ защищает).

Рисунок 12 - Зоны действия ДЗ

с меньшей выдержкой времени отключаются выключатели "своей" стороны, с большей - АТ со всех сторон.

При К.З. в сети 330 кВ комплект 330 кВ I ст. отключает с меньшей выдержкой времени выключатели 330 кВ, если К.З. не устранилось, комплект 330 кВ II ст. отключает с большей выдержкой времени выключатели 500 кВ, АТ оказывается отключенным со всех сторон.

При К.З. в сети 500 кВ комплект 500 кВ II ст. отключает с меньшей выдержкой времени выключатели 500 кВ, если К.З. не устранилось, комплект 500 кВ I ст. отключает с большей выдержкой времени выключатели 330 кВ. АТ оказывается отключенным со всех сторон.

Сопротивление срабатывания защиты первой ступени при направленности характеристики в сторону ВН (СН) можно определить по формуле:

Где - коэффициент трансформации трансформатора напряжения исходя из напряжения вторичных цепей 100В.

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

- минимально возможные сопротивления обмоток ВН (СН) рассматриваемого автотрансформатора.

- первичные сопротивления первой ступени защиты линии соответственно высшего и среднего напряжения.

- коэффициенты токораспределения, равные отношению тока в автотрансформаторе к току в линии соответственно высшего и среднего напряжения.

примем равным 1. Длинну линии L на стороне 330 кВ. примем равной 100км. тогда:

Для стороны 330 кВ.

Ом.

Ом.

Для стороны 500 кВ.

Ом.

Ом.

Первая ступень, как правило, выполняется без выдержки времени, то есть с, и на чувствительность не проверяется.

Уставка срабатывания защиты второй ступени выбирается исходя из нагрузочных режимов:

Где

- сопротивление нагрузки в максимальном нагрузочном режиме.

- напряжение нагрузочного режима.

- расчетное значение максимального тока нагрузки.

- коэффициент отстройки.

- коэффициент возврата.

- значение угла максимальной чувствительности.

- значение угла нагрузки в расчетном режиме.

Тогда для стороны 330 кВ.

Ом.

Ом.

Ом.

Для стороны 500 кВ.

Ом.

Ом.

Ом.

Вторая ступень защиты должна удовлетворять требованиям чувствительности в соответствии с выражением:

Где

- сопротивление нагрузки в минимальном нагрузочном режиме.

- расчетное значение минимального тока нагрузки, принимаем его в два раза меньше, чем значение максимального тока нагрузки.

Коэффициент чувствительности должен быть больше 1.25.

Тогда для стороны 330 кВ.

Ом.

Для стороны 500 кВ.

Ом.

Выдержка времени второй ступени выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания первой ступени дистанционной защиты смежной линии то есть:

,

где ? время срабатывания защиты смежной линии

с ? ступень селективности.

Рассчитанная защита обеспечивает требуемую чувствительность и надежность, что подтверждается расчетами, произведенными выше.

4.3.7 Направленная трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности 330 и 500 кВ и расчет параметров ее срабатывания

Это направленные трёхступенчатые токовые защиты нулевой последовательности для защиты от внешних К.З. на землю.

Защита реагирует на ток нулевой последовательности, появляющийся в трансформаторе при внешних коротких замыканиях на землю и коротких замыканиях в трансформаторе. Устанавливается со стороны высшего и среднего напряжения, если последние соединены по схеме звезда и работают с глухозаземленной нулевой точкой. Выполняется в виде трех ступеней на реле типа РТ-40 и других. В обычных трансформаторах защиту включают на ток в заземляющем проводе трансформатора. Из за особой конструкции автотрансформатора, такое включение защиты не может обеспечить требуемой надежности работы защиты. Поэтому защита нулевой последовательности в заземляющем проводе автотрансформатора не устанавливается, ее включают на фильтр тока нулевой последовательности, устанавливаемый со стороны выводов высшего и среднего напряжения. При таком исполнении она реагирует на полные токи нулевой последовательности высшего и среднего напряжения.

Вследствие наличия электрической связи у автотрансформатора, короткое замыкание на землю одного напряжения, вызывает токи нулевой последовательности на стороне другого. В связи с этим, возникает необходимость в согласовании выдержек времени защит нулевой последовательности на выводах высшего и среднего напряжения. Для обеспечения селективности эти защиты выполняются направленными, что бы каждая действовала только в свою сторону.

Ток срабатывания защит выбирают исходя из двух условий:

- Для соблюдения селективности защита трансформатора должна быть согласована по чувствительности с защитами нулевой последовательности смежных линий.

- Защита должна надежно действовать при однофазных и двухфазных внешних коротких замыканиях.

В отличие от вышерассмотренных дистанционных защит, собственно АТ не защищают и направлены в сторону прилегающей сети, соответственно 330 и 500 кВ.

Защита осуществляет дальнее резервирование - резервирует ДЗО и защиты ВЛ при коротком замыкании на землю. Защита согласована с третьими ступенями НТЗНП ВЛ.

Все три ступени соответствующей стороны АТ с меньшей выдержкой времени отключают выключатели "своей" стороны (при К.З. за выключателями), с большей - отключают АТ со всех сторон (при К.З. на ошиновке).

Первичный ток срабатывания первой и второй ступени можно определить по следующим выражениям:

- исходя из первого условия

Где - коэффициент отстройки

- коэффициент токораспределения

- ток срабатывания первой (второй) ступени защиты от замыкания на землю смежной линии

- ток однофазного короткого замыкания в конце смежной линии.

- исходя из второго условия

Где - утроенное значение тока нулевой последовательности проходящего в месте установки защиты, при длительных внешних неполнофазных режимах.

Поскольку токи срабатывания защит смежных линий в данном дипломном проекте мы не рассчитывали, токи срабатывания защит смежных линий примем в точках к-1 и к-2 соответственно для первой и второй ступени на стороне 500 кВ. Для стороны 330 кВ. токи срабатывания защит смежных линий примем в точках к-3 и к-12 соответственно для первой и второй ступени.

Тогда токи срабатывания защит первой и второй ступени на стороне 500 кВ. по первому условию будут определяться по формулам:

А.

А.

А.

А.

для стороны 330 кВ.:

А.

А.

А.

А.

Токи срабатывания защит первой и второй ступени на стороне 500 кВ. по второму условию будут определяться по следующим выражениям:

А.

А.

для стороны 330 кВ.

А.

А.

Из двух условий для стороны 500 кВ. выбираем большее значение тока срабатывания первой и второй ступени А., А. и проверяем по условию отстройки тока небаланса в нулевом проводе.

где - коэффициент отстройки

- ток небаланса при внешнем трехфазном коротком замыкании

- коэффициент небаланса

- ток в месте установки защиты при внешнем трехфазном коротком замыкании.

А.

А.

Для стороны 330 кВ. большие токи срабатывания для первой и второй ступени А., А. Проверим по условию отстройки тока небаланса в нулевом проводе.

А.

А.

Первичный ток срабатывания третий ступени выбирается по условию отстройки от тока небаланса в нулевом проводе в следующих режимах: при трехфазных коротких замыканиях на стороне низшего напряжения рассматриваемого автотрансформатора и за трансформаторами и автотрансформаторами данной и противоположных подстанциях. В силу недостатка исходных и расчетных данных, отстраиваться будем от тока небаланса в точках к-8, к-2 на стороне 500 кВ и к-8, к-12 на стороне 330 кВ. по следующей формуле:

Для стороны 500 кВ.

А.

А.

Для стороны 330 кВ.

А

А.

Выбираются наибольшие значения токов срабатывания защиты для третий ступени. А. для стороны 500 кВ. и А. для стороны 330 кВ.

Чувствительность защиты проверяется по выражению:

где - утроенный ток при замыкании на землю

- токи срабатывания защиты соответственно первой(второй и третей) ступени.

Чувствительность первой и второй ступени проверяется при замыкании на землю на шинах рассматриваемой подстанции, третья ступень проверяется по току замыкания на землю в конце смежных линий. Для надежной работы защиты коэффициент чувствительности должен быть порядка 1,2.

Коэффициенты чувствительности для стороны 500 кВ:

Коэффициент чувствительности для стороны 330 кВ.:

Значение коэффициента чувствительности для стороны 330 кВ. меньше 1,2 обусловлено тем, что при расчетах величина тока срабатывания защиты смежных линий бралась в точках к-3 и к-12, что не соответствует действительности. Мы не знаем дальнейшее развитие сетей, подключенных к стороне 330 кВ и точный расчет данных величин невозможен. Если проанализировать возможную конфигурацию дальнейшей сети, то станет ясно, что токи короткого замыкания в конце и начале смежных линий будет отличаться от токов короткого замыкания в точках к-3 и к-8, а значит и тока срабатывания защит этих линий будут меньше, что соответствует меньшим токам срабатывания защиты нулевой последовательности автотрансформатора. Исходя из всего выше сказанного, предполагаю, что коэффициенты чувствительности будут удовлетворять условию.

Будем считать, что защита удовлетворяет требованию необходимой чувствительности, а значит обеспечивает необходимую надежность работы защиты.

4.3.8 Защита от неполнофазного режима на стороне 330 и 500 кВ

Пускается при непереключении фаз выключателя с контролем срабатывания одной из резервных защит. Защита действует с меньшей выдержкой времени на отключение недоотключившегося выключателя, если отключён другой выключатель АТ данной стороны. Если действие не успешное, с большей выдержкой времени - отключение АТ со всех сторон с пуском УРОВ, запретом АПВ.

4.3.9 Токовая защита регулировочной обмотки автотрансформатора

Для защиты регулировочной и компенсационной обмоток автотрансформатора используем токовую защиту, но на дифференциальных реле ДЗТ-21. Защита включена на ток нулевой последовательности в компенсационных обмотках всех трёх фаз и имеет торможение от геометрической разности токов нулевой последовательности на сторонах среднего и высшего напряжений автотрансформатора (АТ).

Защита действует на отключение АТ выключателями 330 кВ, 500 кВ с запретом АПВ, пуском УРОВ (без пуска пожаротушения).

4.3.10 Отключение автотрансформатора от устройств пожаротушения

Автотрансформатор (АТ) оборудован стационарным устройством тушения пожара.

Пуск устройств пожаротушения осуществляется пофазно от выходных реле основных и резервных защит с запоминанием их действия. Избирателями повреждённой фазы являются дифференциальная защита (ДЗТ) и газовые защиты. Отключение автотрансформатора и пуск воды на повреждённую фазу происходит при срабатывании дифференциальной защиты АТ, газовой защиты основного бака или газовой защиты контактора РПН данной фазы автотрансформатора.

Отключение автотрансформатора от устройств пожаротушения вводится накладкой "Отключение АТ от устройств ПЖТ".

Т.к. AT укомплектован отсечными клапанами, предназначенными для перекрытия маслопровода от расширителя к баку AT, при пуске пожаротушения соответствующей фазы срабатывает её отсечной клапан и перекрывает этот маслопровод. Отсечные клапаны получают питание ~ 220 В от шкафа системы охлаждения трансформатора (ШАОТ). Взвод отсечных клапанов (открытие) производится вручную.

4.3.11 Защита при потере охлаждения автотрансформатора

Система охлаждения по каждой фазе АТ состоит из:

- четырёх масловоздушных охладителей с дутьём и принудительной циркуляцией масла, установленных на баке AT (три рабочих и один резервный по каждой фазе АТ). В состав маслоохладителя входят:

1) трёхходовой теплообменник с трубчатыми радиаторами;

2) электрический маслонасос на нижнем патрубке маслоохладителя. Насос типа 5Т-100/8;

3) два дутьевых вентилятора.

4) механический пластинчатый фильтр для очистки масла от механических примесей, подключается при помощи патрубков между охлаждающим устройством и баком;

5) манометр, контролирующий давление после маслонасоса:

- шкафов автоматического охлаждения АТ (ШАОТ) - по одному на фазу. Маслонасосы и вентиляторы, запитаны из шкафа охлаждения;

- адсорбционных фильтров (привязаны к рабочим охладителям).

Защита электродвигателей охлаждающих устройств от перегрузок, коротких замыканий и от работы электродвигателей на двух фазах выполняем с помощью автоматов АП-50.

При потере охлаждения защита действует на отключение AT, запрет АПВ, пуск УРОВ при прекращении охлаждения.

По отключению даже всех охлаждающих устройств, запитанных от данного ШАОТ, если питание на вводе ШАОТ сохранилось, защита не пускается.

Выдержка времени электронного реле:

- 10 мин. при номинальной нагрузке в случае достижения за это время

- t_мвс = 80 єС;

- 30 мин. в режиме холостого хода в случае достижения за это время

- t_мвс = 80 єС;

80 °С - потому что мощность трансформатора - не более 250 мВА.

4.3.12 Защита от перегрузки автотрансформатора

На трансформаторах, находящихся под наблюдением персонала, защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством реле тока.

Токовое реле устанавливается в одной фазе, поскольку перегрузка возникает одновременно во всех трех фазах. Что бы избежать излишних сигналов при кратковременной перегрузке, предусматривается реле времени, обмотки которых должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока.

На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки выполняется трехступенчатой. Первая ступень действует на сигнал. Вторая ступень действует при больших перегрузках, действует на разгрузку и отключение части потребителей. Третья ступень страховочная, если по каким либо причинам вторая ступень не сработала, третья ступень отключает трансформатор.

На трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах защита от перегрузки устанавливается таким образом, что бы она реагировала на перегрузку любой из трех обмоток трансформатора, и обеспечивала защиту при отключенной одной из обмоток трансформатора и автотрансформатора.

Исходя из вышесказанного, защиту от перегрузки на автотрансформаторах и трехобмоточных трансформаторах устанавливают на питающую обмотку.

Защиту от перегрузки автотрансформатора на подстанции 500 кВ. выполняем с помощью МТЗ, запитываем на встроенный трансформатор тока 500 кВ. Защита контролирует перегруз AT по току обмотки (500 кВ) на 10%, при достижении уставки с выдержкой времени выдаёт сигнал. На отключение не действует. Вводится автоматически без накладки, блинкеров нет (чтобы не взводить при кратковременной перегрузке когда она снимется).

Ток срабатывания защиты отстраивается от номинального тока высшей обмотки трансформатора.

где - коэффициент отстройки

- коэффициент возврата

А. - номинальный ток высокой стороны трансформатора

А.

Ток срабатывания реле определяем по формуле:

где - коэффициент схемы

- коэффициент трансформации встроенного трансформатора тока на стороне ВН.

А.

На чувствительность защита не проверяется. Выдержка времени принимаем с.

4.4 Применение современных микропроцессорных защит в электроэнергетике

4.4.1 Общие сведения о микропроцессорных защитах

Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации.

Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении. В современных цифровых реле может быть записано большое количество программ для работы защиты с различными функциями и характеристиками (алгоритмами). Алгоритмы работы защиты выполняются в реальном масштабе времени. При этом компьютерные программы используются не только для обеспечения функционирования цифровых реле, но и для дистанционного их обслуживания (выставления и изменения параметров срабатывания), а также для их изучения [14].

С начала 1980-х годов цифровая аппаратура релейной защиты во всех странах мира стала вытеснять с рынка традиционные электромеханические реле и полупроводниковые аналоговые реле. В России этот процесс начался с небольшой задержкой, но сейчас набирает темпы: в разных регионах страны выполнено несколько крупных проектов оснащения электростанций и подстанций серийными цифровыми реле, освоен промышленный выпуск отечественных цифровых реле, накоплен небольшой положительный опыт в эксплуатации этих реле в нескольких энергосистемах [14].

Микропроцессорные системы релейной защиты точно работают по тем же принципам быстродействия, избирательности, чувствительности и надежности, что и обычные устройства РЗА.

Центральным элементом рассматриваемых устройств является микропроцессор - однокристальная электронно-вычислительная машина (ЭВМ) с оперативным и постоянным запоминающими устройствами, таймером, устройствами ввода и вывода.

Устройство подразделяется на аналоговую и цифровую части. В состав аналоговой части входят преобразователи напряжения и тока, и коммутатор аналоговых сигналов (мультиплексор). Входным элементом цифровой части является аналогово-цифровой преобразователь (АЦП). Выходные сигналы (в цифровой форме) АЦП подаются на входы портов ввода-вывода (ПВВ) микропроцессора. Благодаря мультиплексору удается с помощью одного достаточно дорогостоящего АЦП последовательно осуществлять преобразование нескольких аналоговых сигналов в цифровую форму.

4.4.2 Преимущества микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики

Отказ от электромеханических и статических реле, обладающих значительными габаритами, позволил более компактно размещать оборудование на панелях РЗА. Такие конструкции стали занимать значительно меньше места. При этом управление посредством сенсорных кнопок и дисплея стало более наглядным и удобным.

Сейчас внедрение МУРЗ стало одним из основных направлений в развитии устройств релейных защит. Этому способствует то, что кроме основной задачи РЗА - ликвидации аварийных режимов, новые технологии позволяют реализовать ряд дополнительных функций.

К достоинствам микропроцессорных устройств релейной защиты (МУРЗ) можно отнести:

- Самодиагностика. Непрерывная автоматическая самопроверка цифровых реле позволяет персоналу быть уверенными в их исправном состоянии и в надёжности срабатывания при коротких замыканиях;

- Совмещение функций управления, контроля и защиты электроустановок в каждом микропроцессорном блоке позволяет создавать на их основе нижний уровень АСУ - автоматизированной системы управления технологическими процессами энергетического или другого объекта;

- Ускорение отключения коротких замыканий, которое достигается использованием различных времятоковых характеристик, трёх ступеней токовых защит, минимальной ступени селективности (0,15 - 0,2 с), "ускорения защиты после АПВ", а также двух различных наборов уставок, автоматически сменяемых при изменении режима питания электроустановки;

- Сокращение расходов при сооружении энергетических объектов и при их обслуживании;

- Обеспечение безопасности оперативного и релейного персонала за счёт возможности дистанционного обслуживания.

Реализация таких возможностей на базе электромеханических защит ЭМЗ и аналоговых устройств не осуществляется ввиду технических сложностей.

В процессе эксплуатации выявлены не только преимущества, но и недостатки таких устройств, а по некоторым показателям до сих пор ведутся споры между производителями и эксплуатационниками.

4.4.3 Недостатки микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики

Эксплуатация микропроцессорных устройств релейной защиты выявила не столь положительные стороны их внедрения, связанные с:

- высокой стоимостью;

- низкой ремонтопригодностью.

Если при поломке устройств, работающих на полупроводниковой или электромеханической базе достаточно заменить отдельную неисправную деталь, то для микропроцессорных защит часто нужно заменять полностью материнскую плату, стоимость которой может составлять треть цены за все оборудование.

К тому же для замены потребуется потратить много времени на поиск детали: взаимозаменяемость в таких устройствах полностью отсутствует даже у многих однотипных конструкций одного производителя.

Из-за ряда больших преимуществ и значительных недостатков, а так же из опыта эксплуатации возникают спорные вопросы о необходимости повсеместного перехода на микропроцессорные устройства.

4.4.4 Спорные вопросы о необходимости внедрения микропроцессорной элементной базы

К спорным вопросам микропроцессорных устройств релейной защиты можно отнести:

1. Высокую надежность микропроцессорных устройств релейной защиты по сравнению с электромеханическими защитами

Производители микропроцессорных устройств делают акцент на отсутствие в системе подвижных частей, что связывают с исключением условий механического износа. Сюда же добавляют вопросы коррозии металлов и старение изоляции у конструкций электромеханической и полупроводниковой базы.

Опыт эксплуатации электромеханических защит составляет уже примерно полтора столетия. На этой базе работает подавляющее большинство энергетических предприятий России и партнеров из СНГ. Многие реле стоят под напряжением по нескольку десятков лет, а разработанная система технического обслуживания и эксплуатации позволяет гарантированно использовать их еще довольно длительное время.

На самом деле дефекты изоляции и коррозии могут возникнуть только в двух случаях:

- нарушение технологии изготовления;

- отклонение от правил эксплуатации и обслуживания.

Если рассматривать вопрос механического износа подвижных частей, то надо учитывать, что они срабатывают только при проверках персоналом, проводимых через несколько лет (учитываются ресурсом наработки) или при авариях, которые возникают очень редко.

В то же время в микропроцессорных устройствах релейной защиты:

- большинство компонентов постоянно осуществляют мониторинг электрической схемы и обмениваются сигналами между собой;

- элементы электрических входов все время подвергаются воздействию высокого напряжения 220 вольт, а также импульсных и пиковых величин переходных процессов;

- блоки питания в/ч импульсной схемы работают без отключения с выделением тепла и формируют основную долю отказов МУРЗ.

Выводы статистики свидетельствуют о более высокой надежности электромеханических реле перед полупроводниковыми аналогами в повседневной эксплуатации. Обратная картина наблюдается только при увеличении циклов коммутации до нескольких сотен тысяч или миллионов.

...