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WO2009152841A1 - Anordnung und verfahren zum erzeugen eines fehlersignals - Google Patents

Anordnung und verfahren zum erzeugen eines fehlersignals Download PDF

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Publication number
WO2009152841A1
WO2009152841A1 PCT/EP2008/005212 EP2008005212W WO2009152841A1 WO 2009152841 A1 WO2009152841 A1 WO 2009152841A1 EP 2008005212 W EP2008005212 W EP 2008005212W WO 2009152841 A1 WO2009152841 A1 WO 2009152841A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
line
value
current
voltage
measured
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/EP2008/005212
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Andreas Jurisch
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Siemens Corp
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Priority to US13/000,084 priority Critical patent/US20110098951A1/en
Priority to PCT/EP2008/005212 priority patent/WO2009152841A1/de
Priority to EP08773689A priority patent/EP2289137A1/de
Priority to CN200880129943.7A priority patent/CN102067403B/zh
Publication of WO2009152841A1 publication Critical patent/WO2009152841A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/28—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at two spaced portions of a single system, e.g. at opposite ends of one line, at input and output of apparatus
    • H02H3/30—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at two spaced portions of a single system, e.g. at opposite ends of one line, at input and output of apparatus using pilot wires or other signalling channel
    • H02H3/305—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at two spaced portions of a single system, e.g. at opposite ends of one line, at input and output of apparatus using pilot wires or other signalling channel involving current comparison

Definitions

  • the invention relates to a method having the features according to the preamble of claim 1.
  • electrical protective devices For the monitoring of faults in electrical power supply lines, electrical protective devices are usually used which, using special protection algorithms, make a decision as to whether an error exists on the electrical energy transmission line. Upon detection of an error, suitable countermeasures are automatically taken; Typically, circuit breakers are opened to isolate the fault.
  • a frequently used protection algorithm in this context is the so-called differential protection.
  • an electrical differential protection device is provided at each end of a monitored line section of the electrical power supply line, which detects current readings indicative of the current flowing on the line section by means of current transformers attached to the respective ends of the line section.
  • current readings may be current sense readings that provide greater accuracy than simple rms values because they include information about the amplitude and phase angle of the current being measured.
  • the acquired current measured values are exchanged between the differential protection devices via a communication line and compared with each other. In the fault-free case, the same current flows into the line section at a certain point in time, as it flows out of it.
  • Circuit breakers connected to the differential protection devices at the ends of the line section can then switch off the phase affected by the short circuit.
  • the differential protection devices generate as error signal a so-called TRIP signal (release signal), which causes the connected circuit breakers to open their switch contacts, whereby the faulty part of the line section is separated from the rest of the power supply line.
  • the invention has for its object to further improve protection method of the type described above and to increase their protective effect.
  • Erf indungsgelien is provided that for a selectable location on the line using at least one recorded at a given measurement time at the end of a line current and voltage measurement, a first comparison value that indicates the current or voltage that should flow or should be present in the faultless state at the selectable location, for the selectable location on the line using at least one at the other measurement end taken at the predetermined measurement time
  • a second comparison value is determined, which indicates the current or the voltage that had to flow or had to lie in the fault-free state at the selectable location, and the two comparison values are subtracted to form the difference value.
  • a significant advantage of the method according to the invention is the fact that in this measurement error due to a large distance between the two line ends are avoided. This is concretely attributable to the fact that, in contrast to previously known methods, measured values which refer to different points of the line are not compared, but instead measured values which refer to one and the same measuring point are compared. In particular, with a large distance between the two line ends, the problem may arise that, for example, the currents at the two line ends differ, although no error has occurred. This is where the invention starts, in that according to the invention only measured values for a single location are taken into account for comparing the measured values and for generating the error signal, the measured values for this location being determined on the basis of the measurement results at the line ends.
  • comparison values can be time-related or frequency-related, for example using current and / or voltage indicators.
  • the second comparison value is preferably determined both using a current measurement value recorded at the other line end and using a voltage measurement value recorded at the other line end at the predetermined measurement time.
  • the current or voltage measurement value at the other line end is preferably used directly as the second comparison value.
  • the determination of the two comparison values takes place in a particularly simple and thus advantageous manner taking into account the telegraph equation describing the propagation of electromagnetic waves on lines.
  • the propagation constant and the characteristic impedance of the line are determined in a fault-free parameter learning phase for the application of the telegraph equation.
  • the propagation constant and the surge impedance during the parameter learning phase with- means of determined an estimation method said to be adapted as part of the treasure method, the magnitude and phase of the Ausbrei ⁇ tung constant and the characteristic impedance of the line that the deviation between the actual first comparison value and the second comparison value is minimal.
  • the estimation method preferably a least squares estimation method, a Kalman filtering algorithm or an ARMAX estimation method is used.
  • the first and the second comparison value can be determined, for example, according to:
  • comparison current values are thus formed as comparison values.
  • comparison voltage values can also be formed as comparison values, for example according to FIG.
  • VUl Ua * cosh ( ⁇ * L) + Z * Ia sinh ( ⁇ * L)
  • VU2 Ub
  • Z is the characteristic impedance of the line
  • ⁇ is the propagation constant on the line
  • L is the length of the line
  • Ua is the voltage measured at one end of the line
  • Ia is the measured current value received at one end of the line
  • Ub is the voltage measurement taken at the other end of the line.
  • VUl the first comparison value
  • VU2 the second comparison value.
  • the first and the second comparison value can be determined in the form of comparison current values, preferably according to:
  • comparison voltage values can also be formed, preferably according to:
  • VUl Ua * cosh ( ⁇ * l) + Z * Ia sinh ( ⁇ * l)
  • VU2 Ub * cosh ( ⁇ * (L-I)) + Z * Ib sinh ( ⁇ * (L-I))
  • Z is the characteristic impedance of the line
  • ⁇ is the propagation constant on the line
  • L is the length of the line
  • 1 is the line length between the selectable location and the one line end
  • Ua is the voltage measured value recorded at the one line end
  • Ia is the measured current value received at the one line end
  • Ub at the other end of the line taken voltage reading
  • Ib the current measured value taken at the other end of the line
  • VUl the first reference value
  • VU2 the second reference value
  • the summands can be converted into IIR filters to form the comparison current values.
  • the equation already described is described below by way of example
  • this equation can be reshaped by summarizing the constant complex transfer functions as follows:
  • V ⁇ l (j ⁇ ) Gl (jco) * Ua (j ⁇ ) + G2 (j ⁇ ) * Ia (j ⁇ )
  • the comparison value can also be determined as a time-discrete sample from the samples of the current and voltage measurements.
  • the current and voltage measured values at the two line ends can also be measured unsynchronized; in such a case, it is considered advantageous if the current and voltage measurement values are provided with a time stamp indicating the respective recording time of the measured values, and the current and voltage measured values of the two line ends are mathematically synchronized using their respective recording time and current and voltage measured values related to the given measuring time are formed.
  • the invention also relates to an arrangement for generating an error signal, which indicates a ground fault on a line between a first and a second line end.
  • the arrangement comprises: a first measuring device at the first line end of the line, a second measuring device at the second line end of the line and one with the the evaluation devices connected to the measuring devices, which is suitable to execute a method as described above with the measured values of the two measuring devices.
  • the evaluation device is preferably formed by a programmed data processing system or data processing device.
  • the evaluation device can be arranged, for example, in a central device with which the two measuring devices are connected.
  • the two measuring devices can be connected to one another, wherein the evaluation device is implemented in one of the measuring devices.
  • the invention also relates to a field device, in particular protective device, for connection to a line end of an electrical line and for detecting a ground fault on the line.
  • the field device includes: a Ausreteinrich ⁇ tung, which is suitable for a method as Georgiazien described above, and a data port for connection to another measuring device for receiving measured values that relate to the other line end of the line.
  • Figure 1 is a schematic representation of a bedssab- section with a differential protection system
  • FIG. 2 is a schematic representation of a differential protection device.
  • the same reference numerals are used in the figures for identical or comparable components.
  • FIG. 1 shows a differential protection system 10 which is arranged on a line section 11 of a three-phase electrical power supply line which is not otherwise shown.
  • the conduit portion 11 in Fig. 1 is shown for simplicity as a conduit portion having two ends, it may be a conduit portion having three or more ends. The method described below is to apply to a line section with more than two ends accordingly.
  • the line section 11 shown in FIG. 1 comprises, as a three-phase line section, individual phases IIa, IIb and IIc.
  • first end 12 of the line section 11 at a first location x 0
  • the currents flowing in the conductor phases IIa, IIb and IIc as well as the voltages applied to the conductor phases are measured by means of primary transformers 13a, 13b and 13c which are not shown in detail a first Differentialschutzgerat 14 a supplied.
  • the differential protection devices 14a and 14b monitor the line section 11 for any errors that may occur, such as short circuits.
  • the differential protection devices 14a and 14b transmit the measured values acquired by them via a communication path 17 existing between them.
  • the communication link 17 can be both wired and wireless. Usually 17 copper cables or optical fibers are used as a communication link.
  • the differential protection devices 14a and 14b check on the basis of the own measured values and the measured values received from the other end by a subtraction explained in detail below, whether an error exists on the line section 11 of the energy transmission line.
  • each differential protection device 14a or 14b checks whether the difference between its own and the received measured values exceeds a triggering threshold and, in the event of an error signal being exceeded, outputs a trip signal T to a trip signal each associated circuit breaker 18a and 18b from. If the measured values for each phase are acquired and transmitted individually, the faulty phase can also be uniquely determined in this way. By means of the trip signal T, the respective power switch 18a or 18b is caused to open its switching contacts assigned to the respective faulty phase so as to separate the faulty phase from the electrical energy transmission line.
  • FIG. 1 shows by way of example a short circuit 19 between the phase 11c of the line section 11 and the earth. net; the power switches 18a and 18b each have opened their belonging to the concerned be ⁇ phase switching contacts 11c, 11c to isolate the phase supply line from the electric Energy Enterprisetra-.
  • the current measured values acquired by the primary transducers 13a, 13b, 13c or 16a, 16b, 16c can be converted, for example, into current vector measured values which provide information about the amplitude and phase position of the device at the respective end 12 or 15 flowing
  • I 0A i is the amplitude of phase IIa
  • I OA2 is the amplitude of
  • Phase IIb and I OA3 means the amplitude of the phase 11c respectively at the end 12 of the line section. Accordingly, ⁇ t 0A i represents the phase angle of the current in phase IIa, ⁇ t ⁇ A2 the phase angle of the current in phase IIb and ⁇ t OA 3, the phase angle of the current in phase 11c.
  • the current counter as follows:
  • the transmission of the current vector measured values and the comparison in the respective differential protection devices 14a or 14b can likewise be carried out in the pointer annotation.
  • the current vector measured values in the respective detecting differential protection device 14a or 14b are assigned a time stamp which indicates the time of their detection.
  • the first operation should be done in advance, but only as long as:
  • this value is preferably by a factor of the dielectric constant of the cable insulation (about 5) vermin changed ⁇ . This amounts to the limit in cable networks about 12km.
  • the two differential protection devices 14a and 14b according to FIG. 1 have at least one second operating mode instead of the described first operating mode or in addition thereto, which can be selected by the user for larger distances or by default, because of its greater accuracy.
  • the second mode of operation differs from the first mode in that the comparison values used to generate the error signal relate to one and the same position on the line. Which point is selected for this is in principle arbitrary, so that the point is referred to below as arbitrary point xw.
  • 1 can in principle be any value between - ⁇ and + ⁇ , but preferably between 0 and L; it is therefore preferable:
  • first and second comparison current values are determined, for example, according to:
  • the comparison current values are determined and evaluated on a phase-by-phase basis.
  • the propagation constant ⁇ , the characteristic impedance Z and / or the line length L are determined, for example, during a parameter learning phase, during which no error is allowed to occur in the line section 11, by means of a sweep method
  • Amount and the phase of the propagation constant, the characteristic impedance of the line and / or the line length L are adapted such that the deviation between the first comparison value and the second comparison value is minimal.
  • a least squares estimation method, a Kalman filter algorithm or an ARMAX estimation method can be used as the estimation method.
  • the two parameters for the propagation constant ⁇ and the Z can also be determined by the user in the context of a pararnetering step, be it on the basis of theoretically determined or measured values.
  • this difference value fulfills a predetermined triggering condition, for example, lies within or outside a predetermined triggering region of a differential value triggering diagram or simply exceeds a predetermined maximum value, then the error or trip signal T is generated for the respective phase of the line.
  • the first and second reference voltage values VU1 and VU2 are determined, for example, according to:
  • VUl Ua * cosh ( ⁇ * l) + Z * Ia sinh ( ⁇ * l)
  • VU2 Ub * cosh ( ⁇ * (L-I)) + Z * Ib sinh ( ⁇ * (L-I))
  • FIG. 2 shows by way of example the differential protection device 14a in a detailed representation.
  • the differential protection device 14a has a measured-value detection device 22, which contains an A / D converter 23 and is connected to the line section 11 and in each case current and voltage measured values U and I are obtained for each phase.
  • a measured-value detection device 22 contains an A / D converter 23 and is connected to the line section 11 and in each case current and voltage measured values U and I are obtained for each phase.
  • the Dif ferential irritation 14a in the illustration shown in Figure 2 is only connected to the phase IIa at the end 12 of the line section 11; the data acquisition with respect to the remaining phases IIb and IIc is not shown in FIG. 2, but it does occur in a corresponding manner.
  • Differential protection device 14a also has an internal timer 24, which is synchronized via an external time signal with the internal timers of other differential protection devices, in particular differential protection device 14b.
  • the external time signal may, for example, be a time signal which is derived from a GPS signal received by means of an antenna 27.
  • Another example of an external timer is a time clock of a so-called "real-time Ethernet network", in which case a corresponding Ethernet interface is provided instead of the antenna 27, via which the device can also communicate in the network.
  • the internal timer 24 transmits a time signal to the measured value acquisition device 22, which assigns to each detected voltage and current measured value a time stamp which indicates the time at which the respective measured value was detected.
  • the respective measured value is fed to an evaluation device-for example in the form of a data processing device 25.
  • the data processing device 25 is provided with a communication device
  • a trip signal T is generated and delivered to the circuit breaker 18a, not shown in Figure 2.

Landscapes

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  • Power Engineering (AREA)
  • Locating Faults (AREA)

Abstract

Die Erfindung bezieht sich u. a. auf ein Verfahren zum Erzeugen eines Fehlersignals (T), das einen Erdschluss auf einer Leitung zwischen zwei Leitungsenden kennzeichnet, wobei ein Differenzwert gebildet wird und das Fehlersignal erzeugt wird, wenn der Differenzwert eine vorgegebene Auslösebedingung erfüllt. Erfindungsgemäß ist vorgesehen, dass für einen wählbaren Ort (xw) auf der Leitung (11) unter Verwendung zumindest eines zu einem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem einen Leitungsende (12) aufgenommenen Strom- und Spannungsmesswerts (Ia, Ua) ein erster Vergleichswert (VI1, VU1) ermittelt wird, der den Strom oder die Spannung angibt, der oder die im fehlerfreien Zustand an dem wählbaren Ort fließen oder anliegen müsste, für den wählbaren Ort auf der Leitung unter Verwendung zumindest eines zu dem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem anderen Leitungsende (15) aufgenommenen Strom- oder Spannungsmesswerts (Ib, Ub) ein zweiter Vergleichswert (VI2, VU2) ermittelt wird, und die beiden Vergleichswerte unter Bildung des Differenzwerts (D) einer Differenzbildung unterzogen werden.

Description

Beschreibung
Anordnung und Verfahren zum Erzeugen eines Fehlersignals
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren mit den Merkmalen gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1.
Zur Fehleruberwachung bei elektrischen Energieversorgungsleitungen werden üblicherweise elektrische Schutzgerate einge- setzt, die unter Verwendung spezieller Schutzalgorithmen eine Entscheidung darüber treffen, ob ein Fehler auf der elektrischen Energieubertragungsleitung vorliegt. Bei Erkennen eines Fehlers werden automatisch geeignete Gegenmaßnahmen getroffen; üblicherweise werden Leistungsschalter geöffnet, um den Fehler zu isolieren. Ein in diesem Zusammenhang häufig eingesetzter Schutzalgorithmus ist der sogenannte Differentialschutz .
Bei einem Differentialschutzverfahren ist an jedem Ende eines überwachten Leitungsabschnittes der elektrischen Energieversorgungsleitung ein elektrisches Dif ferentialschutzgerat vorgesehen, das mittels an den jeweiligen Enden des Leitungsabschnittes angebrachter Stromwandler Strommesswerte erfasst, die den auf dem Leitungsabschnitt fließenden Strom angeben. Bei den Strommesswerten kann es sich beispielsweise um Strom- zeigermesswerte handeln, die eine höhere Genauigkeit als einfache Effektivwerte bieten, da sie eine Information über Amplitude und Phasenwinkel des gemessenen Stromes umfassen. Die erfassten Strommesswerte werden über eine Kommunikations- leitung zwischen den Differentialschutzgeraten ausgetauscht und miteinander verglichen. Im fehlerfreien Fall fließt zu einem bestimmten Zeitpunkt derselbe Strom in den Leitungsabschnitt hinein, wie aus diesem wieder herausfließt. Bildet man folglich die Differenz aus den Betragen der jeweils an den Enden des Leitungsabschnittes gemessenen Strommesswerte, sollte im fehlerfreien Fall ein Wert nahe Null resultieren. Liegt jedoch ein Fehler auf dem Leitungsabschnitt vor, so fließt über die Fehlerstelle ein sogenannter Fehlerstrom und die Betrage der gleichzeitig an den Enden aufgenommenen Strommesswerte entsprechen sich nicht mehr. Es resultiert folglich eine Differenz der Strommesswerte, die oberhalb eines bestimmten Auslosewertes liegt, so dass durch die Diffe- rentialschutzgerate ein Fehler auf dem Leitungsabschnitt er- kannt wird.
Durch mit den Differentialschutzgeraten in Verbindung stehende Leistungsschalter an den Enden des Leitungsabschnitts kann die von dem Kurzschluss betroffene Phase daraufhin abge- schaltet werden. Hierzu erzeugen die Differentialschutzgerate als Fehlersignal ein sogenanntes TRIP-Signal (Auslosesignal) , das die angeschlossenen Leistungsschalter zum Offnen ihrer Schaltkontakte veranlasst, wodurch der fehlerbehaftete Teil des Leitungsabschnitts von der übrigen Energieversorgungslei- tung getrennt wird.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, Schutzverfahren der eingangs beschriebenen Art weiter zu verbessern und deren Schutzwirkung zu erhohen.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemaß durch ein Verfahren mit den Merkmalen gemäß Patentanspruch 1 gelost. Vorteilhafte Ausgestaltungen des Verfahrens sind in Unteranspruchen angegeben .
Erf indungsgemaß ist vorgesehen, dass für einen wahlbaren Ort auf der Leitung unter Verwendung zumindest eines zu einem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strom- und Spannungsmesswerts ein erster Vergleichs- wert ermittelt wird, der den Strom oder die Spannung angibt, der oder die im fehlerfreien Zustand an dem wählbaren Ort fließen oder anliegen müsste, für den wahlbaren Ort auf der Leitung unter Verwendung zumindest eines zu dem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem anderen Leitungsende aufgenommenen
Strom- oder Spannungsmesswerts ein zweiter Vergleichswert ermittelt wird, der den Strom oder die Spannung angibt, der oder die im fehlerfreien Zustand an dem wahlbaren Ort fließen oder anliegen musste, und die beiden Vergleichswerte unter Bildung des Differenzwerts einer Differenzbildung unterzogen werden .
Ein wesentlicher Vorteil des erfindungsgemaßen Verfahrens ist darin zu sehen, dass bei diesem Messfehler aufgrund eines zu großen Abstandes zwischen den zwei Leitungsenden vermieden werden. Dies ist konkret darauf zurückzuführen, dass im Unterschied zu vorbekannten Verfahren nicht Messwerte verglichen werden, die sich auf unterschiedliche Stellen der Leitung beziehen, sondern stattdessen Messwerte verglichen wer- den, die sich auf ein und dieselbe Messstelle beziehen. Insbesondere bei einem großen Abstand zwischen den beiden Leitungsenden kann nämlich das Problem auftreten, dass sich beispielsweise die Strome an den beiden Leitungsenden unterscheiden, obwohl gar kein Fehler aufgetreten ist. Hier setzt die Erfindung an, indem erfindungsgemaß zum Messwertvergleich und zur Erzeugung des Fehlersignals lediglich Messwerte für einen einzigen Ort berücksichtigt werden, wobei die Messwerte für diesen Ort ausgehend von den Messergebnissen an den Leitungsenden ermittelt werden.
Die Bildung der Vergleichswerte kann zeitbezogen oder frequenzbezogen erfolgen, beispielsweise unter Verwendung von Strom- und/oder Spannungszeigefn . Im Falle einer Berechnung der Vergleichswerte mit Zeigern wird es als vorteilhaft ange- sehen, wenn die Zeiger einer Clark-Transformation unterzogen werden und die Bildung der Vergleichswerte mit den Clark- tranformierten Zeigern erfolgt.
Falls als wählbarer Ort ein Ort zwischen den beiden Leitungsenden gewählt wird, so wird der zweite Vergleichswert vorzugsweise sowohl unter Verwendung eines an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswerts als auch unter Verwendung eines zu dem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswerts ermittelt.
Falls als der wahlbare Ort das andere Leitungsende gewählt wird, so wird vorzugsweise unmittelbar der Strom- oder Spannungsmesswert an dem anderen Leitungsende als zweiter Ver- gleichswert verwendet.
Besonders einfach und damit vorteilhaft erfolgt die Bestimmung der beiden Vergleichswerte unter Berücksichtigung der die Ausbreitung elektromagnetischer Wellen auf Leitungen be- schreibenden Telegraphengleichung.
Gemäß einer besonders bevorzugten Ausgestaltung des Verfahrens ist vorgesehen, dass für die Anwendung der Telegraphengleichung die Ausbreitungskonstante und der Wellenwiderstand der Leitung in einer fehlerfreien Parameterlernphase ermittelt werden.
Besonders vorteilhaft ist es, wenn die Ausbreitungskonstante und der Wellenwiderstand wahrend der Parameterlernphase mit- tels eines Schätzverfahrens bestimmt werden, wobei im Rahmen des Schatzverfahrens der Betrag und die Phase der Ausbrei¬ tungskonstante und des Wellenwiderstands der Leitung derart angepasst werden, dass die Abweichung zwischen dem ersten Vergleichswert und dem zweiten Vergleichswert minimal ist. Als Schatzverfahren wird vorzugsweise ein Least-Squares- Schatzverfahren, ein Kalman-Filter-Algorithmus oder ein ARMAX-Schatzverfahren verwendet.
Wenn das andere Leitungsende als wahlbarer Ort gewählt wird, so können der erste und der zweite Vergleichswert beispielsweise ermittelt werden gemäß:
VIl = (l/Z) * sinh(γ*L) * Ua + cosh(γ*L) * Ia VI2 = Ib
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ib den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, VIl den ersten Vergleichswert und VI2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet. Bei dieser Vorgehensweise werden also als Vergleichswerte Vergleichsstromwerte gebildet.
Alternativ können als Vergleichswerte auch Vergleichsspannungswerte gebildet werden, beispielsweise gemäß
VUl = Ua * cosh(γ*L) + Z * Ia sinh(γ*L) VU2 = Ub
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ub den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmess- wert, VUl den ersten Vergleichswert und VU2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
Wird ein Ort zwischen dem einen und dem anderen Leitungsende als wahlbarer Ort gewählt, so können der erste und der zweite Vergleichswert in Form von Vergleichsstromwerten ermittelt werden, vorzugsweise gemäß:
VIl = (l/Z) * sinh(γ*l) * Ua + cosh(γ*l) * Ia VI2 = (l/Z) * sinn (γ* (L-I) ) * Ub + cosh (γ* (L-I) ) * Ib
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, 1 die Leitungslange zwischen dem wahlbaren Ort und dem einen Lei- tungsende, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen
Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ub den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, VIl den ersten Vergleichs- wert und VI2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
Alternativ können auch Vergleichsspannungswerte gebildet werden, vorzugsweise gemäß:
VUl = Ua * cosh(γ*l)+ Z * Ia sinh(γ*l)
VU2 = Ub * cosh (γ* (L-I) )+ Z * Ib sinh (γ* (L-I) )
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, 1 die Leitungslange zwischen dem wahlbaren Ort und dem einen Leitungsende, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ub den an dem anderen Leitungsende auf- genommenen Spannungsmesswert, Ib den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, VUl den ersten Vergleichswert und VU2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
Im Falle einer zeitbezogenen Bildung der Vergleichswerte können die Summanden zur Bildung der Vergleichsstromwerte in IIR-Filter umgesetzt werden. Zur Erläuterung dieser Variante des Verfahrens wird nachfolgend beispielhaft die bereits beschriebene Gleichung
VIl = (l/Z) * sinh(γ*l)*Ua + cosh (γ *l)*Ia
verwendet. Diese Gleichung kann durch Zusammenfassen der konstanten komplexen Ubertragungsfunktionen beispielsweise wie folgt umgeformt werden:
VΙl(jω) = Gl(jco) * Ua(jω) + G2 (jω) * Ia(jω)
mit :
Gl(jω) =(1/Z) * sinh(γ*l) G2(jω) =cosh(γ*l)
Durch Rucktransformation dieser Gleichung in zeitdiskrete Ab- tastwertefolgen (z-Bereich) erhalt man:
VIl(z) = Gl(Z) * Ua(z) + G2(z)* Ia(z)
Auf diese Weise kann der Vergleichswert also auch als zeit- diskreter Abtastwert aus den Abtastwerten der Strom- und Spannungsmesswerte bestimmt werden.
In den Literaturstellen: [1] Levi, E. C, "Complex-Curve Fitting", IRE Trans, on Automatic Control, Vol. AC-4 (1959), pp . 37-44 und [2] Dennis, J.E., Jr., and R.B. Schnabel, "Numerical Methods for Unconstrained Optimization and Nonlinear Equations", Prentice-Hall, 1983 sind beispielsweise Verfahren beschrieben, die einen direkten Entwurf von IIR-Filtern für die Ubertragungsfunktionen Gl(z) und G2(z) aus den Ubertragungsfunktionen Gl(jω) und G2(jω) gestatten. Beispielsweise kann dazu die MATLAB-Funktion invfreqz() benutzt werden, die diese Verfahren implementiert.
Um eine unmittelbare Auswertung der Messwerte zu ermöglichen, wird es als vorteilhaft angesehen, wenn Strom und Spannung an den beiden Leitungsenden synchronisiert gemessen werden.
Alternativ können die Strom- und Spannungsmesswerte an den beiden Leitungsenden auch unsynchronisiert gemessen werden; in einem solchen Fall wird es als vorteilhaft angesehen, wenn die Strom- und Spannungsmesswerte mit einem Zeitstempel ver- sehen werden, der die jeweilige Aufnahmezeit der Messwerte angibt, und die Strom- und Spannungsmesswerte der beiden Leitungsenden unter Heranziehung ihrer jeweiligen Aufnahmezeit rechnerisch synchronisiert werden und auf den vorgegebenen Messzeitpunkt bezogene Strom- und Spannungsmesswerte gebildet werden.
Die Erfindung bezieht sich darüber hinaus auf eine Anordnung zum Erzeugen eines Fehlersignals, das einen Erdschluss auf einer Leitung zwischen einem ersten und einem zweiten Lei- tungsende kennzeichnet.
Erfindungsgemaß weist die Anordnung auf: ein erstes Messgerat an dem ersten Leitungsende der Leitung, ein zweites Messgerat an dem zweiten Leitungsende der Leitung und eine mit den bei- den Messgeräten verbundene Auswerteinrichtung, die geeignet ist, mit den Messwerten der beiden Messgerate ein Verfahren wie oben beschrieben auszufuhren.
Die Auswerteinrichtung wird vorzugsweise durch eine programmierte Datenverarbeitungsanlage bzw. Datenverarbeitungseinrichtung gebildet.
Die Auswerteinrichtung kann beispielsweise in einer Zentral- einrichtung angeordnet sein, mit der die beiden Messgerate in Verbindung stehen. Alternativ können die beiden Messgerate miteinander verbunden sein, wobei die Auswerteinrichtung in einem der Messgerate implementiert ist.
Die Erfindung bezieht sich außerdem auf ein Feldgerat, insbesondere Schutzgerat, zum Anschluss an ein Leitungsende einer elektrischen Leitung und zum Erkennen eines Erdschlusses auf der Leitung.
Erf indungsgemaß weist das Feldgerat auf: eine Auswerteinrich¬ tung, die geeignet ist, ein Verfahren wie oben beschrieben auszufuhren, und einen Datenanschluss zum Anschluss an ein anderes Messgerat zum Empfangen von Messwerten, die sich auf das andere Leitungsende der Leitung beziehen.
Die Erfindung wird im Folgenden anhand von Ausfuhrungsbeispielen naher erläutert; dabei zeigen beispielhaft
Figur 1 eine schematische Darstellung eines Leitungsab- Schnitts mit einem Differentialschutzsystem und
Figur 2 eine schematische Darstellung eines Dif ferential- schutzgerates . In den Figuren werden der Übersicht halber für identische oder vergleichbare Komponenten dieselben Bezugszeichen verwendet .
In Figur 1 ist ein Differentialschutzsystem 10 gezeigt, das an einem Leitungsabschnitt 11 einer im Übrigen nicht naher dargestellten dreiphasigen elektrischen Energieversorgungsleitung angeordnet ist. Obwohl der Leitungsabschnitt 11 in Figur 1 der Einfachheit halber als ein Leitungsabschnitt mit zwei Enden dargestellt ist, kann es sich dabei auch um einen Leitungsabschnitt mit drei oder mehr Enden handeln. Das im Folgenden beschriebene Verfahren ist auf einen Leitungsabschnitt mit mehr als zwei Enden entsprechend anzuwenden.
Der in Figur 1 gezeigte Leitungsabschnitt 11 umfasst als dreiphasiger Leitungsabschnitt einzelne Phasen IIa, IIb und llc. An einem ersten Ende 12 des Leitungsabschnitts 11 an einer ersten Stelle x=0 werden mittels im Einzelnen nicht naher dargestellter Primarwandler 13a, 13b und 13c die in den Lei- terphasen IIa, IIb und llc fließenden Strome sowie die an den Leiterphasen anliegenden Spannungen gemessen und einem ersten Differentialschutzgerat 14a zugeführt. Entsprechend werden an einem zweiten Ende 15 des Leitungsabschnitts 11 an einer zweiten Stelle x=L über Primarwandler 16a, 16b und 16c die in den einzelnen Leiterphasen IIa, IIb und llc fließenden Strome sowie die an den Leiterphasen anliegenden Spannungen erfasst und einem zweiten Differentialschutzgerat 14b zugeführt.
Im normalen Betrieb überwachen die Dif ferentialschutzgerate 14a und 14b den Leitungsabschnitt 11 auf möglicherweise auftretende Fehler, wie beispielsweise Kurzschlüsse. Hierzu übermitteln die Differentialschutzgeräte 14a und 14b über eine zwischen ihnen vorhandene Kommunikationsstrecke 17 die von ihnen erfassten Messwerte. Die Kommunikationsstrecke 17 kann sowohl kabelgebunden als auch drahtlos aufgebaut sein. Üblicherweise werden als Kommunikationsstrecke 17 Kupferleitungen oder Lichtwellenleiter eingesetzt. Die Differentialschutzgeräte 14a und 14b prüfen anhand der eigenen und den von dem anderen Ende empfangenen Messwerte durch eine weiter unten im Detail erläuterte Differenzbildung, ob ein Fehler auf dem Leitungsabschnitt 11 der Energieubertragungsleitung vorliegt.
Bei dem Ausfuhrungsbeispiel gemäß der Figur 1 weisen die bei- den Differentialschutzgeräte 14a und 14b jeweils zwei Betriebsarten auf, nämlich eine erste Betriebsart für einen kurzen Leitungsabschnitt 11 bzw. einen kurzen Abstand zwischen der ersten Stelle x=0 und der zweiten Stelle x=L und eine zweite Betriebsart für einen langen Leitungsabschnitt bzw. einen großen Abstand zwischen der ersten Stelle x=0 und der zweiten Stelle x=L.
Bei der ersten Betriebsart für einen kurzen Leitungsabschnitt prüft jedes Differentialschutzgerat 14a bzw. 14b, ob die Dif- ferenz aus den eigenen und den empfangenen Messwerten eine Ausloseschwelle überschreitet und gibt für den Fall einer Überschreitung als Fehlersignal ein Trip-Signal (Auslosesignal) T an einen ihm jeweils zugeordneten Leistungsschalter 18a bzw. 18b ab. Wenn die Messwerte für jede Phase einzeln erfasst und übertragen werden, lasst sich auf diese Weise auch die fehlerbehaftete Phase eindeutig feststellen. Durch das Trip-Signal T wird der jeweilige Leistungsschalter 18a bzw. 18b zum Offnen seiner der jeweiligen fehlerbehafteten Phase zugeordneten Schaltkontakte veranlasst, um so die feh- lerbehaftete Phase aus der elektrischen Energieubertragungsleitung abzutrennen.
In Figur 1 ist beispielhaft ein Kurzschluss 19 zwischen der Phase 11c des Leitungsabschnittes 11 und der Erde eingezeich- net; die Leistungsschalter 18a und 18b haben ihre zu der be¬ troffenen Phase 11c gehörenden Schaltkontakte jeweils geöffnet, um die Phase 11c aus der elektrischen Energieubertra- gungsleitung zu isolieren.
Bei den Dif ferentialschutzgeraten 14a und 14b können die durch die Primarwandler 13a, 13b, 13c bzw. 16a, 16b, 16c er- fassten Strommesswerte beispielsweise in Stromzeigermesswerte umgewandelt werden, die eine Aussage über Amplitude und Pha- senlage des an dem jeweiligen Ende 12 bzw. 15 fließenden
Stromes ermöglichen. Hierzu werden die Stromzeigermesswerte beispielsweise in der komplexen Darstellung notiert. Für das Ende 12 des Leitungsabschnitts 11 werden zum Beispiel folgende Zeigermesswerte erfasst:
■"(Ml C
I0,41-e-'ωl"" , und
wobei I0Ai die Amplitude der Phase IIa, IOA2 die Amplitude der
Phase IIb und IOA3 die Amplitude der Phase 11c jeweils am Ende 12 des Leitungsabschnitts bedeutet. Entsprechend stellt ωt0Ai den Phasenwinkel des Stromes in Phase IIa, ωtθA2 den Phasenwinkel des Stromes in Phase IIb und ωtOA3 den Phasenwinkel des Stromes in Phase 11c dar. In entsprechender Weise lassen sich für das zweite Ende 15 des Leitungsabschnitts 11 die erfass- ten Stromzeiger wie folgt notieren:
,-jα»„m
Figure imgf000014_0001
Ofl3 e wobei der Index „B" jeweils das zweite Ende 15 angibt.
Die Übertragung der Stromzeigermesswerte und der Vergleich in den jeweiligen Dif ferentialschutzgeraten 14a bzw. 14b kann ebenfalls in der Zeigernotierung erfolgen. Um jeweils die zu demselben Zeitpunkt aufgenommenen Stromzeigermesswerte miteinander zu vergleichen, wird den Stromzeigermesswerten in dem jeweils erfassenden Differentialschutzgerat 14a bzw. 14b ein Zeitstempel zugeordnet, der den Zeitpunkt ihrer Erfassung angibt. Durch die Vergabe eines Zeitstempels sinken auch die Anforderungen an die zwischen den Dif ferentialschutzgeraten 14a und 14b vorhandene Kommunikationsstrecke 17, da sich ohne die Notwendigkeit einer Echtzeitdatenubertragung alle gleichzeitig erfassten Stromzeigermesswerte anhand ihrer Zeitstem- pel einander zuordnen lassen.
Die oben beschriebene erste Betriebsart der beiden Differen- tialschutzgerate 14a und 14b ist bei kurzen Abstanden zwischen den Dif ferentialschutzgeraten relativ genau und zuver- lassig. Bei größeren Abstanden zwischen den Differential- schutzgeraten können jedoch unter Umstanden Messfehler auftreten, weil Vergleichswerte herangezogen werden, die sich auf unterschiedliche Stellen auf der Leitung, nämlich auf die Stelle x=0 und x=L beziehen.
Die e rs te Bet riebs a rt sol lte dahe r vor zugswei s e nur gewähl t werden , solange gilt :
L « Λ / 10 = -£- = 3 * 1 0' w / j = 60km 5
Für Kabel wird dieser Wert vorzugsweise um den Faktor der Dielektrizitätskonstanten der Kabelisolation (ca. 5) vermin¬ dert. Damit betragt die Grenze in Kabelnetzen ca. 12km. Um auch bei größeren Abständen zwischen den Differential- schutzgeraten zuverlässig Fehlersignale erzeugen zu können, weisen die beiden Differentialschutzgeräte 14a und 14b gemäß der Figur 1 anstelle der beschriebenen ersten Betriebsart oder zusatzlich zu dieser zumindest eine zweite Betriebsart auf, die anwenderseitig bei größeren Abständen gewählt werden kann oder wegen ihrer größeren Genauigkeit standardmäßig voreingestellt ist.
Wie weiter unten noch im Detail erläutert wird, unterscheidet sich die zweite Betriebsart von der ersten Betriebsart dahingehend, dass sich die Vergleichwerte, die zum Erzeugen des Fehlersignals herangezogen werden, auf ein und dieselbe Stel- Ie auf der Leitung beziehen. Welche Stelle hierzu ausgewählt wird, ist prinzipiell beliebig, so dass die Stelle nachfolgend kurz als frei wählbare Stelle xw bezeichnet wird.
Die wahlbare Stelle xw kann beispielsweise an der Stelle x=0, an der Stelle x=L, dazwischen oder auch außerhalb des Lei¬ tungsabschnitts 11 liegen. Nachfolgend wird beispielhaft davon ausgegangen, dass für die wahlbare Stelle xw gilt:
xw = 1
wobei 1 prinzipiell jeden Wert zwischen - ∞ und + ∞ annehmen kann, vorzugsweise aber zwischen 0 und L liegt; es gilt also vorzugsweise :
0 < 1 < L
Bei einem ersten Ausfuhrungsbeispiel für die zweite Betriebs¬ art ist vorgesehen, dass als Vergleichswerte Vergleichsstromwerte VIl und VI2 gebildet werden, die sich auf den wahlbaren Ort xw = 1 beziehen. Der erste und der zweite Vergleichsstromwert werden beispielsweise ermittelt gemäß:
VIl = (l/Z) * sinh(γ*l) * Ua + cosh(γ*l) * Ia VI2 = (l/Z) * sinh (γ* (L-I) ) * Ub + cosh (γ* (L-I) ) * Ib
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, 1 die Leitungslange zwischen dem wahlbaren Ort und der ersten Stel- Ie x=0, Ua den an der ersten Stelle x=0 aufgenommenen Spannungsmesswert einer Phase der Leitung, Ia den an der ersten Stelle x=0 aufgenommenen Strommesswert dieser Phase, Ub den an der zweiten Stelle x=L aufgenommenen Spannungsmesswert dieser Phase, Ib den an der zweiten Stelle x=L aufgenommenen Strommesswert dieser Phase, VIl den ersten Vergleichsstromwert und VI2 den zweiten Vergleichsstromwert bezeichnet.
Die Vergleichsstromwerte werden jeweils phasenindividuell ermittelt und ausgewertet.
Die Ausbreitungskonstante γ, der Wellenwiderstand Z und/oder die Leitungslange L werden beispielsweise wahrend einer Parameterlernphase, wahrend der in dem Leitungsabschnitt 11 kein Fehler auftritt bzw. auftreten darf, mittels eines Schatzver- fahrens bestimmt, wobei im Rahmen des Schatzverfahrens der
Betrag und die Phase der Ausbreitungskonstante, der Wellenwiderstand der Leitung und/oder die Leitungslange L derart an- gepasst werden, dass die Abweichung zwischen dem ersten Vergleichswert und dem zweiten Vergleichswert minimal ist. Als Schatzverfahren kann beispielsweise ein Least-Squares- Schatzverfahren, ein Kaiman-Filter-Algorithmus oder ein ARMAX-Schatzverfahren verwendet werden. Alternativ können die beiden Parameter für die Ausbreitungskonstante γ und den WeI- lenwiderstand Z auch anwenderseitig im Rahmen eines Pararnet- rierschritts festgelegt werden, sei es anhand von theoretisch ermittelten oder gemessenen Werten.
Nach dem Ermitteln der beiden Vergleichsstromwerte VIl und VI2 werden diese einer Differenzbildung unter Bildung eines Differenzwertes D unterzogen gemäß:
D = IVIl- VI2 I
Falls dieser Differenzwert eine vorgegebene Auslosebedingung erfüllt, beispielsweise inner- oder außerhalb eines vorgegebenen Auslosegebiets eines Differenzwert-Auslosediagramms liegt oder schlicht einen vorgegebenen Maximalwert uber- schreitet, so wird für die jeweilige Phase der Leitung das Fehler- bzw. Tripsignal T erzeugt.
Bei einem zweiten Ausfuhrungsbeispiel für die zweite Betriebsart ist vorgesehen, dass als Vergleichswerte Ver- gleichsspannungswerte VUl und VU2 gebildet werden, die sich auf den wahlbaren Ort xw = 1 beziehen. Der erste und der zweite Vergleichsspannungswert VUl und VU2 werden beispielsweise ermittelt gemäß:
VUl = Ua * cosh(γ*l)+ Z * Ia sinh(γ*l)
VU2 = Ub * cosh(γ* (L-I) )+ Z * Ib sinh (γ* (L-I) )
Nach dem Ermitteln der beiden Vergleichsspannungswerte VUl und VU2 werden diese einer Differenzbildung unter Bildung ei- nes Differenzwertes D unterzogen gemäß:
D = IVUl- VU2 I Falls dieser Differenzwert für eine oder mehrere Phasen der Leitung eine vorgegebene Auslόsebedingung erfüllt, beispielsweise inner- oder außerhalb eines vorgegebenen Auslosegebiets eines Differenzwert-Auslόsediagramms liegt oder einen vorge- gebenen Maximalwert überschreitet, so wird für die jeweils betroffene Phase das Fehler- bzw. Tripsignal T erzeugt.
Figur 2 zeigt beispielhaft das Differentialschutzgerat 14a in detaillierter Darstellung.
Das Differentialschutzgerat 14a weist eine Messwerterfas- sungseinrichtung 22 auf, die einen A/D-Wandler 23 enthalt und mit dem Leitungsabschnitt 11 in Verbindung steht sowie für jede Phase jeweils Strom- und Spannungsmesswerte U und I er- halt. Der Übersichtlichkeit halber ist das Dif ferentialschutzgerat 14a in der Darstellung gemäß Figur 2 lediglich mit der Phase IIa am Ende 12 des Leitungsabschnittes 11 verbunden; die Messwerterfassung bezuglich der übrigen Phasen IIb und llc ist in Figur 2 nicht gezeigt, sie erfolgt aber in entsprechender Weise.
Das Differentialschutzgerat 14a weist außerdem einen internen Zeitgeber 24 auf, der über ein externes Zeitsignal mit den internen Zeitgebern anderer Dif ferentialschutzgerate - insbe- sondere des Differentialschutzgerätes 14b - synchronisiert ist. Bei dem externen Zeitsignal kann es sich beispielsweise um ein Zeitsignal handeln, das aus einem mittels einer Antenne 27 empfangenen GPS-Signal abgeleitet wird. Ein anderes Beispiel eines externen Zeitgebers ist ein Zeittakt eines so- genannten „Real-Time-Ethernet Netzwerkes"; in diesem Falle ist anstelle der Antenne 27 eine entsprechende Ethernet- schnittstelle vorgesehen, über die das Gerat auch in dem Netzwerk kommunizieren kann. Der interne Zeitgeber 24 übergibt ein Zeitsignal an die Mess- werterfassungseinrichtung 22, die jedem erfassten Spannungsund Strommesswert einen Zeitstempel zuordnet, der denjenigen Zeitpunkt angibt, zu dem der jeweilige Messwert erfasst wor- den ist.
Der jeweilige Messwert wird inklusive seines Zeitstempels einer Auswerteinrichtung - beispielsweise in Form einer Datenverarbeitungseinrichtung 25 - zugeführt. Die Datenverarbei- tungseinrichtung 25 ist mit einer Kommunikationseinrichtung
26 verbunden, die über einen Datenanschluss D14 des Differen- tialschutzgerats 14a wiederum mit der Kommunikationsstrecke 17 in Verbindung steht, um die in dem Dif ferentialschutzgerat 14a erfassten Messwerte inklusive ihrer Zeitstempel über die Kommunikationsstrecke 17 zu übertragen bzw. mit dem Differen- tialschutzgerat 14b erfasste Messwerte zu empfangen.
In der Datenverarbeitungseinrichtung 25 wird in bereits beschriebener Weise durch einen Vergleich der in dem ersten Differentialschutzgerat 14a erfassten Messwerte mit denjenigen, die von dem zweiten Dif ferentialschutzgerat 14b übertragen worden sind, eine Entscheidung darüber getroffen, ob auf der Phase IIa des Leitungsabschnittes 11 oder in einer anderen Phase des Leitungsabschnitts 11 ein Kurzschluss vorliegt. Gegebenenfalls wird ein Trip-Signal T erzeugt und an den in Figur 2 nicht dargestellten Leistungsschalter 18a abgegeben.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Erzeugen eines Fehlersignals (T), das einen Erdschluss auf einer Leitung zwischen zwei Leitungsenden kennzeichnet, wobei ein Differenzwert gebildet wird und das Fehlersignal erzeugt wird, wenn der Differenzwert eine vorgegebene Auslosebedingung erfüllt, dadurch gekennzeichnet, dass für einen wahlbaren Ort (xw) auf der Leitung (11) unter Verwendung zumindest eines zu einem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem einen Leitungsende (12) aufgenommenen Strom- und Spannungsmesswerts (Ia, Ua) ein erster Vergleichswert (VIl, VUl) ermittelt wird, der den Strom oder die Spannung angibt, der oder die im fehlerfreien Zustand an dem wahl- baren Ort fließen oder anliegen musste, für den wahlbaren Ort auf der Leitung unter Verwendung zumindest eines zu dem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem an¬ deren Leitungsende (15) aufgenommenen Strom- oder Spannungsmesswerts (Ib, Ub) ein zweiter Vergleichswert (VI2, VU2) ermittelt wird, der den Strom oder die Spannung angibt, der oder die im fehlerfreien Zustand an dem wahlbaren Ort fließen oder anliegen musste, und die beiden Vergleichswerte unter Bildung des Differenzwerts (D) einer Differenzbildung unterzogen werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass falls als wahlbarer Ort ein Ort zwischen den beiden Leitungsenden gewählt wird, der zweite Vergleichswert unter Verwendung des an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswerts und des zu dem vorgegebenen Messzeitpunkt an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswerts ermittelt wird, und falls als der wahlbare Ort das andere Leitungsende gewählt wird, der Strom- oder Spannungsmesswert an dem anderen Leitungsende als zweiter Vergleichswert verwendet wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung der beiden Vergleichswerte unter Berücksichtigung der die Ausbreitung elektromagnetischer Wellen auf Leitungen beschreibenden Telegraphengleichung erfolgt.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass für die Anwendung der Telegraphengleichung die Ausbreitungskonstante und der Wellenwiderstand der Leitung in einer feh- lerfreien Parameterlernphase ermittelt werden.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Ausbreitungskonstante und der Wellenwiderstand wahrend der Parameterlernphase mittels eines Schatzverfahrens bestimmt werden, wobei im Rahmen des Schatzverfahrens der Betrag und die Phase der Ausbreitungskonstante und des Wellenwiderstands der Leitung derart angepasst werden, dass die Abweichung zwischen dem ersten Vergleichswert und dem zweiten Vergleichswert minimal ist.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass als Schatzverfahren ein Least-Sguares-Schatzverfahren, ein Kaiman-Filter-Algorithmus oder ein ARMAX-Schätzverfahren verwendet wird.
7. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das andere Leitungsende als wählbarer Ort gewählt wird.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der erste und der zweite Vergleichswert ermittelt werden gemäß :
VIl = (l/Z) * sinh(γ*L) * Ua + cosh(γ*L) * Ia VI2 = Ib
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ib den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, VIl den ersten Vergleichswert und VI2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
9. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der erste und der zweite Vergleichswert ermittelt werden gemäß :
VUl = Ua * cosh(γ*L)+ Z * Ia sinh(γ*L) VU2 = Ub
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ub den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmess¬ wert, VUl den ersten Vergleichswert und VU2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
10. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche 1-6, dadurch gekennzeichnet, dass ein Ort zwischen dem einen und dem anderen Leitungsende als wahlbarer Ort gewählt wird.
11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass der erste und der zweite Vergleichswert ermittelt werden ge- maß:
VIl = (l/Z) * sinh(γ*l) * Ua + cosh(γ*l) * Ia
VI2 = (l/Z) * smh (γ* (L-I) ) * Ub + cosh (γ* (L-I) ) * Ib
wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, 1 die Leitungslange zwischen dem wahlbaren Ort und dem einen Leitungsende, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenom- menen Strommesswert, Ub den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ib den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, VIl den ersten Vergleichswert und VI2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
12. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass der erste und der zweite Vergleichswert ermittelt werden gemäß :
VUl = Ua * cosh(γ*l) + Z * Ia sinh(γ*l)
VU2 = Ub * cosh (γ* (L-I) )+ Z * Ib sinh (γ* (L-I) ) wobei Z den Wellenwiderstand der Leitung, γ die Ausbreitungskonstante auf der Leitung, L die Lange der Leitung, 1 die Leitungslange zwischen dem wahlbaren Ort und dem einen Leitungsende, Ua den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ia den an dem einen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, Ub den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Spannungsmesswert, Ib den an dem anderen Leitungsende aufgenommenen Strommesswert, VUl den ersten Vergleichs- wert und VU2 den zweiten Vergleichswert bezeichnet.
13. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
Strom und Spannung an den beiden Leitungsenden synchronisiert gemessen werden.
14. Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche 1-12, dadurch gekennzeichnet, dass die Strom- und Spannungsmesswerte an den beiden Leitungsenden unsynchronisiert gemessen werden, - die Strom- und Spannungsmesswerte mit einem Zeitstempel versehen werden, der die jeweilige Aufnahmezeit der Messwerte angibt, und die Strom- und Spannungsmesswerte der beiden Leitungsenden unter Heranziehung ihrer jeweiligen Aufnahmezeit rechne- risch synchronisiert werden und auf den vorgegebenen Messzeitpunkt bezogene Strom- und Spannungsmesswerte gebildet werden .
15. Anordnung zum Erzeugen eines Fehlersignals (T), das einen Erdschluss auf einer Leitung (11) zwischen einem ersten und einem zweiten Leitungsende (12, 15) kennzeichnet, wobei die
Anordnung aufweist: ein erstes Messgerat an dem ersten Leitungsende der Leitung, ein zweites Messgerat an dem zweiten Leitungsende der Leitung und eine mit den beiden Messgeraten verbundene Auswerteinrichtung, die geeignet ist, mit den Messwerten der beiden Messgerate ein Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche 1-14 auszufuhren.
16. Anordnung nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteinrichtung durch eine programmierte Datenverarbeitungsanlage gebildet ist.
17. Anordnung nach Anspruch 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteinrichtung in einer Zentraleinrichtung angeordnet ist, mit der die beiden Messgerate in Verbindung stehen.
18. Anordnung nach Anspruch 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, dass die Auswerteinrichtung in einem der Messgerate implementiert ist.
19. Feldgerat (14a) , insbesondere Schutzgerat, zum Anschluss an ein Leitungsende einer elektrischen Leitung und zum Erken- nen eines Erdschlusses auf der Leitung mit einer Auswerteinrichtung (25) , die geeignet ist, ein Verfahren nach einem der voranstehenden Ansprüche 1-14 auszufuhren und einem Datenanschluss (D14) zum Anschluss an ein anderes Messgerat zum Empfangen von Messwerten, die sich auf das andere Leitungsende der Leitung beziehen.
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