CN107024640A - 确定供电网导线上的故障的故障位置的方法、装置和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及用于确定供电网导线上的故障的故障位置的方法，在第一导线端部上测量第一电流和电压值，在第二导线端部上测量第二电流和电压值；使用第一和第二电流和电压值在导线上出现故障后确定故障位置。为在不存在导线端部上的测量时间同步时以高精确性可执行故障定位，建议使用第一电流和电压值确定存在于导线上的虚拟故障位置处的第一虚拟故障电压值的历程，使用第二电流和电压值确定存在于导线上的虚拟故障位置处的第二虚拟的故障电压值的历程，确定导线上的使得第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置，将确定的虚拟故障位置用作导线上的故障的故障位置。本发明也涉及用于确定故障位置的装置以及系统。

Description

确定供电网导线上的故障的故障位置的方法、装置和系统
技术领域
本发明涉及用于确定供电网的导线上的故障的故障位置的方法，其中在导线的第一导线端部测量第一电流和电压值，在导线的第二导线端部测量第二电流和电压值，且通过使用第一与第二电流和电压值在导线上出现故障后确定故障的故障位置。
本发明也涉及用于确定供电网的导线上的故障的故障位置的相应的装置以及系统。
背景技术
供电网络的可靠运行要求快速且可靠地识别和切断可能的故障，例如短路或接地。导致切断的故障原因例如可以是闪电电击、撕开或另外地损坏的导线、在电缆导线的情况中出现故障的绝缘或架空线与动物或植物部分的不希望的接触。为缩短故障导致的停电时间，必须尽可能精确地定位此故障，以实现通过维修团队来消除故障原因和可能的由于故障引起的间接损失。
在最简单但也最昂贵的情况中，通过视觉检查进行故障定位。在此，维修团队巡视故障的导线，且检查导线的可见的故障位置。此措施是缓慢且容易出错的。
因此，很大程度上转变为通过分析在故障出现期间采集的例如电流和电压的测量参量来界定故障在导线上所处的故障位置。为此，目前已知多种不同的方法，所述方法的精确性明显地影响供电网络的维修费用。因此，改进故障定位所使用的算法的精确性的意义重大，以减轻维修工作且特别地缩短故障导致的供电网络的停电时间。
故障位置的粗略的结果可例如通过故障方向的确定来实现。此方法主要使用在带有径向结构或低网络程度的熄灭的绝缘的以及高阻接地的供电网络。在此，可例如使用瓦特度量方法，如从欧洲专利EP 2476002 B1中已知。用于识别故障方向的另外的方法是所谓的“雨刮继电器原理”，这在可能的实施形式中例如从国际专利申请WO 2012126526 A1中给出。为进行更精确地故障定位，在这些方法中当然需要附加的评估。
用于更精确的故障定位的方法例如使用所测量的基波(50Hz或60Hz信号)的电流或电压信号进行故障定位。在此已知的方法中使用导线端部的仅一个的测量值(单侧故障定位)或两个导线端部的测量值(双侧故障定位)。作为结果，故障位置通常作为距各测量位置的距离(以导线的百分比或以km或英里)给出。
如果使用仅一个导线端部的测量值，则用于执行故障定位的花费低。此故障定位方法主要涉及基于阻抗的方法，其中由电流和电压测量值计算出直至故障位置的阻抗。通过与整个导线在无故障情况中的导线阻抗的对比，可推断出故障位置。此故障定位方法的示例的实施方式可例如从美国专利US4996624 A中得到。
此方法的精确性明显地取决于所使用的电流和电压变换器的测量精确性、用于故障定位的导线参数(例如，阻抗值)的精确性以及给定的故障条件(例如，故障电阻、负载)和网络特性等。电流和电压信号中的干扰和瞬态振荡过程可能对于此方法的精确性造成不利影响。由此形成的测量错误可能达到多个百分点。
在故障定位中可通过使用两个导线端部的测量值实现精确性的改进。在此必须将涉及故障定位的测量值通过合适的通信连接汇总。在此方面，参考美国专利US 5,929,642；在其中描述的方法中通过使用两个导线端部的电流和电压测量值借助于估计方法和非线性优化方法达到故障定位的相对高的精度(测量误差大约1％至2％)。
在基于阻抗的故障定位方法中故障定位的精确性取决于所使用的测量变换器的测量精确性以及网络特性，而通过使用根据所谓的行波原理的故障定位方法(“TravelingWave Fault Location”)可实现很大程度上与这些量的无关性。根据此原理，替代所测量的电流和电压信号的基波，考虑在故障时形成的、以所谓的“行波”形式出现的瞬态信号成分来用于故障定位。在此，在测量技术上采集高频行波边沿且为之提供以时间戳。因为行波的传播速度大致为光速，所以通过对于时间戳的评估很好地执行故障的定位。以此故障定位方法可达到数十米的范围内的精确性。此故障定位方法的示例可从美国专利US 8,655,609B2中得到。但在已知的方法中必须在两个导线端部上的测量装置之间存在高精度的时间同步，以此可赋予统一的时间戳。为提供在两个端部上同步的时间信号，在此例如需要卫星支持的时间脉冲(例如，GPS信号)的接收器。
从前述类型的方法和装置出发，本发明的任务在于即使在不存在时间同步的情况下也以高精确性可执行使用两个导线端部的测量值的故障定位。
发明内容
此任务通过根据权利要求1的方法解决。根据本发明在此建议，通过使用第一电流和电压值和用于行波在导线上的传播模型确定存在于导线上的虚拟的故障位置处的第一虚拟的故障电压值的历程，通过使用第二电流和电压值和用于行波在导线上的传播模型确定存在于导线上的虚拟的故障位置处的第二虚拟的故障电压值的历程，确定导线上的此虚拟故障位置使得对此虚拟故障位置第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致，且将所确定的虚拟故障位置用作导线上的故障的故障位置。
本发明在此基于如下知识，即根据行波传播模型以两个导线端部的测量值为基础确定的故障电压值的历程仅对于实际的故障位置一致，且此外移动了行波从故障位置到各导线端部的传播时间。以传播模型在数学上描述了行波沿电导线的运动。通过搜寻使得为两个导线端部确定的故障电压值的历程一致的虚拟故障位置，以此可以以高精确性确定实际的故障位置，而为此不要求对于导线端部上的测量的昂贵的时间同步。
在此申请中，表述“故障位置”和“故障位置距导线端部的距离x(或1-x)”部分地同义地使用且相应地被理解。
根据本发明的方法的有利的实施形式可建议，通过优化方法来确定导线上的使得第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置，其中虚拟故障位置用作优化方法的目标函数的优化参量。
以此，可以以合适的计算成本通过数学优化(例如，目标函数的最小化或最大化)来确定实际的故障位置。
在此，优化方法可例如是迭代的优化方法。
具体而言，可例如建议以目标函数确定使得第一虚拟故障电压值的历程和第二虚拟故障电压值的历程之间的差异最小的虚拟故障位置。
替代地，例如也可建议以目标函数确定使得第一虚拟故障电压值的历程和第二虚拟故障电压值的共轭复数历程的乘积最大的虚拟故障位置。目标函数在此情况中描述了所谓的互功率谱，所述互功率谱以所述的方式在频域内形成。在时域内，目标函数对应于两个导线端部的确定的故障电压历程的互相关。
此外，也可构思另外的目标函数，所述目标函数可用来确定使得两个故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置。
根据本发明的方法的另外的有利的实施形式，此外可建议将导线端部上测量的电流和电压值进行滤波，其中形成说明了所测量的电流和电压值的选择的频率范围的滤波后的第一和第二电流和电压值，且通过使用滤波后的第一和第二电流和电压值确定虚拟的第一和第二故障电压值。
在此根据本发明的方法以有利的方式应用于以上所述的用于故障定位的行波原理，这通过仅考虑电流和电压测量值的在合适的频率范围内的选择的信号成分用于故障定位来实现。
具体而言，就此可建议使所选择的频率范围包括所测量的电流和电压值的高频的瞬态成分或频带受限的瞬态成分。
在此方面可此外建议使得在多相供电网络中对于滤波后的第一和第二电流和电压值进行数学变换以将各个导体信号解耦，其中形成变换后的第一和第二电流和电压值，且通过使用变换后的第一和第二电流和电压值确定虚拟的第一和第二故障电压值。
以此，根据本发明的方法可有利地使用在通常存在的多相供电网络中。通过数学变换将各个相的测量值解耦且可对其进行简单的评估。为进行变换，例如考虑例如Clark变换或特征值变换的模态变换。
根据本发明的方法的另外的有利的实施形式此外建议，在第一电流和电压值的历程或由此导出的值和/或第二电流和电压值或由此导出的值中确定了上超预先给定的阈值的突变时，进行故障位置的确定。
以此方式，故障定位方法仅在突变的历程改变时，例如在实际上存在的故障情况下执行，因为通常与故障相关的电流和电压值的历程或由此导出的值(例如，以上所述的滤波后的或变换后的电流和电压值)的突变触发故障定位方法的实施。此外，突变识别用于测量窗的具体的定位，所述测量窗用于评估以确定故障位置。
为在此方面能够区分实际在导线上出现的故障情况与导致突变的历程改变的其他事件，评估利用故障定位方法确定的故障距离x。如果此故障距离处在导线长度内，即典型地处在0和1之间，则被监测的导线上存在故障情况；相反如果所述距离处在导线外，则不认为在导线上具有故障。
根据本发明的方法的另外的有利的实施形式建议，在导线端部上的故障位置的确定通过为此设置的装置进行，且由装置输出所确定的故障位置。
装置在此可提供在导线端部上或作为中央装置，例如形成为站点位置或网络控制位置处的数据处理装置。所确定的故障位置可例如以导线长度的百分比或作为距所选择的测量位置的距离(例如，以km或英里)直接在装置上显示，或以信号或数据电报的形式输出且传递到供电网络的运行者处。
替代地，也可建议通过导线端部的每个处的一个装置进行故障位置的确定，且由装置输出利用所述装置确定的故障位置。
在此，在两个导线端部上的故障位置确定虽然基于相同的测量值，但相互独立地进行，因此产生了故障位置确定的两个结果。在装置中也可执行部分地不同的算法；例如可使用不同的优化方法。根据两个导线端部的结果的一致，可断定结果的可靠性。在各导线端部上确定的故障位置可例如以导线长度的百分比或距各测量位置的距离(例如，以km或英里)直接在装置上显示或以信号或数据电报的形式输出且传递到供电网络的运行者处。
以上任务也通过根据权利要求12的装置解决。在此，提供了用于确定供电网络的导线上的故障的故障位置的装置，其带有计算装置，所述计算装置设置为通过使用在导线的第一导线端部上测量的第一电流和电压值以及在导线的第二导线端部上测量的第二电流和电压值在导线上出现故障后确定故障的故障位置。
根据本发明建议将计算装置设置为：通过使用第一电流和电压值和用于行波在导线上的传播模型确定在导线上的虚拟故障位置处存在的第一虚拟故障电压值的历程且通过使用第二电流和电压值和用于行波在导线上的传播模型确定在导线上的虚拟故障位置处存在的第二虚拟故障电压值的历程，确定导线上的使得第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置，且将所确定的虚拟故障位置作为导线上的故障的故障位置给出。
在根据本发明的装置方面，所有根据本发明的方法在前文中和下文中的解释均适用，且反之以相应的方式，特别地用于执行根据本发明的方法的根据本发明的装置在每个任意的实施形式中或任意的实施形式的组合中设置。在根据本发明的装置的优点方面，也参考根据本发明的方法所描述的优点。
具体而言，可根据本发明的装置的有利实施形式建议使得装置为电保护装置。
在此，装置可有利地通过电保护装置形成，所述电保护装置除故障定位外还执行用于供电网络的另外的保护和监测功能(例如，用于导线的距离保护功能、过流保护功能或差动保护功能)。但作为替代，也可建议使得装置是分开的故障定位装置。
以上所述的任务此外也通过根据权利要求15的系统解决。权利要求15给出了用于确定供电网络的导线上的故障的故障位置的系统，其中根据本发明提供了两个根据权利要求12至14中一项形成的装置，所述装置以通信连接相互连接以进行数据交换。
在根据本发明的系统方面，所有根据本发明的方法和根据本发明的装置在前文中和下文中进行的描述均适用，且反之以相应的方式适用。在根据本发明的系统的优点方面，也参考根据本发明的方法和根据本发明的装置所描述的优点。
本发明在下文中根据实施例详细描述。实施例的具体的构造对于根据本发明的方法和根据本发明的装置的一般构造不以任何方式理解为限制性的；而是实施例的单独的构造特征可以以任意方式自由地相互组合且与前述特征组合。
附图说明
各图为：
图1示出了带有用于确定故障位置的系统的供电网络的导线的示意图；
图2示出了导线部分Δx的电参数的图示，用于解释根据行波原理的故障位置确定；
图3示出了用于产生滤波后的电流和电压值的滤波器的示例的传递特征；
图4示出了电流和电压测量值的示例的历程；
图5示出了滤波后的电流和电压值的示例的历程；
图6示出了由滤波后的电流和电压值生成的变换的电流和电压值的示例的历程；
图7示出了在同步测量和故障位置已知时的故障电压值的示例的历程；
图8示出了在非同步测量和故障位置已知时的故障电压值的示例的历程；
图9示出了在非同步测量和虚拟故障位置不对应于实际故障位置时的故障电压值的示例的历程；
图10示出了在非同步测量和虚拟故障位置对应于实际故障位置时的故障电压值的示例的历程；
图11示出了用于故障定位的目标函数的示例的历程；和
图12示出了用于解释用于故障定位的方法的实施例的流程图的示意图。
具体实施方式
图1示出了用于确定供电网络内的故障位置的系统10的示意图。为此，在图1中以简化图示示出了供电网络的电导线11。导线11可以是单相或多相导线。
导线11在其导线端部11a和11b通过功率开关12a、12b限制且可通过所述通过功率开关12a、12b与图1中未详细图示的供电网络的剩余部分分离。在导线端部11a、11b上此外提供了测量位置，在所述测量位置上以在图1中仅示例地图示的电流变换器13a、13b和电压变换器14a、14b采集电流和电压值。电流变换器13a、13b和电压变换器14a、14b可以是所谓的常规的或非常规的变换器。在次级侧由变换器输出电流测量值i和电压测量值u，所述电流测量值和电压测量值可以是模拟值或数字化的值。
在各导线端部11a、11b上，用于确定故障位置的装置15a、15b与电流变换器13a、13b和电压变换器14a、14b连接。此装置15a、15b可以例如是电保护装置，所述电保护装置除执行故障定位功能外也执行另外的保护和监测功能。例如，保护装置可以是距离保护装置、差动保护装置或过流保护装置，所述保护装置根据所采集的电流和电压测量值监测导线11的运行状态且在故障情况中将关断信号T传输到相应的功率开关12a、12b，以导致所述功率开关的开关触点打开。
装置15a、15b设置为在导线11上的故障情况中确定且输出故障位置，即导线上的其处出现故障(例如，短路、接地)的位置。为此其使用各自导线端部的和各另外的导线端部的在故障期间采集的电流和电压测量值。为此目的，将装置15a、15b通过通信连接16进行连接，所述通信连接16可以是任意的合适的有线或无线通信连接。通过通信连接16，装置15a、15b可交换其电流和电压测量值等，以用于确定故障位置。
装置15a、15b执行根据所谓的行波原理的故障定位。在此利用了在出现故障时在电流和电压中出现的高频的瞬态信号部分，所述信号部分例如以光速在导线11上在两个方向上传播。这在图1中示例地绘出。为此认为在故障位置F处出现故障。行波如所图示从故障位置F在第一导线端部11a的方向上和第二导线端部11b的方向上传播，且可在所述导线端部处利用变换器测量技术地采集且使用装置15a、15b评估以确定故障位置。从第一导线端部观察则故障位置处在距离x处，相应地从第二导线端部观察则故障位置处在距离1-x处。装置如在下文中详述的那样评估电流和电压测量值且将故障位置F例如作为距离或导线长度l的百分比输出。
供电网络的运行者可将所确定的故障位置F传递到维修团队处，所述维修团队可据此搜寻故障位置且消除故障原因。为此，要求尽可能精确地确定故障位置。在下文中将描述用于故障定位的方式，所述方式与目前的行波故障定位器不同，不依赖时间上同步的导线端部11a、11b的测量值。
首先，给出对于行波故障定位的原理的简短解释。为此，下文中解释双侧行波故障定位器算法，即利用两个导线端部11a、11b的测量值工作的算法。在此，使用行波沿导线11的传播模型。在根据本发明的方法中使用的算法此外不依赖时间上同步的测量值。
为阐述所涉及的算法，使用“长导线理论”。在此涉及对于具有所谓的“分布参数”形式的电导线的模型描述。这示例地在图2中图示。
从图2中可见，如电感幅值L0、电容幅值C0、电阻幅值R0以及电导幅值G0的网络参数沿导线分布。基于此导线模型，可通过对于导线的部分段Δx使用基尔霍夫定律得到用于电压u和电流i的如下的方程：
通过数学转化可将方程(1)和(2)转写为：
方程(3)和(4)是均匀导线的偏微分方程且通常称为“电报方程”。所述方程可一般化到任意导体。
通过在拉普拉斯阈内以x作为参数观察方程(3)和(4)，许多在导线中出现的效果可明显简化地解释：
将方程(5)和(6)对参数x求导得到：
方程(7)和(8)可通过使用微分方程理论对于电压和电流分开求解：
U(x)＝e-γ(s)x·A1+eγ(s)x·A2 (9)
Zc(s)·I(x)＝e-γ(s)x·A1-eγ(s)x·A2 (10)
在求解方程(9)和(10)时，可由初始条件计算出未知的参数A1和A2：
其中U1和I1是在x＝0时的初始条件。此外，方程(9)和(10)包含所谓的波阻抗zc和传播常数γ，其可由导线参数计算：
γ(s)2＝Z(s)Y(s) (13)
Zc(s)＝γ(s)-1·Z(s) (14)
在此，Z表示导线的部分的串联阻抗且Y表示其并联导纳。所述值分别与长度相关地给出。
因此，对于方程(9)和(10)得到如下形式：
方程(15)和(16)表示行波沿导线11的与电流和电压相关的传播模型。对于在此所描述的行波故障定位，考虑在首先未知的故障位置处的故障电压。在此，回顾在方程(15)中描述的关系。
此方程(15)可在拉普拉斯阈内表示为如下形式：
U(x,s)＝U1(s)coshγ(s)x-Zc(s)·I1(s)sinhγ(s)x (17)
到频域的转换通过使用s＝jω进行，其中对于角频率得到：
U(x,jω)＝U1(jω)coshγ(jω)x-Zc(jω)·I1(jω)sinhγ(jω)x (18)
存在对于每个所出现的频率满足f＝ω/2π的解析方程(18)。由此原因，可将考虑限制在选择的频谱上。在行波故障定位中在高频范围内工作，在所述高频范围内明显地体现了关于行波传播和所出现的反射的信息。
图3在此方面示出了示例的滤波器的传递函数(幅值和相位曲线)，借助于此滤波器由电流和电压测量值的历程，滤波得出用于进一步分析的相关的频率成分，其中产生了滤波后的电流和电压值。合适的滤波器的示例的导通范围可例如为30kHz至400kHz。在此范围内，在供电网络内通常使用的常规的初级测量变换器可以以对于故障定位足够的质量传递信号。
图4和图5图示了滤波器如何作用于采集的电流和电压测量值。图4示出了在A相中的单极故障期间在三相高压导线的一个导线端部处的电流和电压测量值的示例的历程。单极故障导致在具有故障的A相中的电流的升高，而A相中的电压中断。在电流和电压信号中在出现故障后包含了高频瞬态成分，所述高频瞬态成分应被评估以进行故障定位。
通过使用滤波器(例如，结合图2所描述的带通滤波器)，可滤波出电流和电压测量值的高频瞬态成分。以此形成了滤波后的电流和电压值，如在图5中示例地图示。在考虑滤波后的电流和电压值时应注意到无故障的B相和C相具有一致的高频模式。
在导线11的故障位置F处的故障(见图1)导致将导线11分为两个部分，对此通过使用方程(18)可建立两个电压方程(19)和(20)：
UF,1(x,jω)＝U1(jω)coshγ(jω)x-Zc(jω)·I1(jω)sinhγ(jω)x (19)
UF,2(l-x,jω)＝U2(jω)coshγ(jω)(l-x)-Zc(jω)·I2(jω)sinhγ(jω)(l-x) (20)
在此，l为导线长度，UF,1为故障位置处从第一导线端部11a观察的故障电压，且UF,2为故障位置处从第二导线端部11b观察的故障电压。U1、U2和I1、I2表示在两个导线端部上测量到的电压和电流。对于在距离x(从第一导线端部观察)或1-x(从第二导线端部观察)处的具体的故障位置，两个电压相同。此条件用于故障定位。
通常供电网络内的导线包括至少三个相导体。因此需要将以上所述的方程(18)或(19)和(20)以矩阵形式表示。此方程组的简化可通过模态变换或特征值变换进行。以此方式实现将所形成的方程组的单独的方程相互解耦，且因此可相互独立地考虑。此外，此变换实现了将已建立的方程在变换后的分量中考虑。
例如，如下考虑简单的对称导线，其具有对于60Hz的额定频率的如下的参数：
在此，Z为导线阻抗且Y为导线导纳。为解耦，作为模态变换例如考虑所谓的“Clark变换”。所述变换具有如下的变换矩阵T；形成了所谓的α分量、β分量和0分量：
以Clark变换可将以上所述的矩阵(21)和(22)变换为如下：
结合方程(13)和(14)由此得到三个待考虑的传播常数(方程(26))和波阻抗(方程(27))：
通过分析传播常数γ可断定哪个模态分量具有最大的速度，则将将此模态分量用于进一步的分析。此外，必需评估分量中的以足够大的程度在信号中出现的分量。这明显地取决于故障类型。在图6中图示了从滤波后的电流和电压值通过变换产生的变换后的电流和电压值。这表示了被考虑用于故障定位的实际的行波。
从图6中可见，在A相中的单极故障的示例中，β分量不出现。此外可见，0分量比α分量明显更慢。
如果认为故障位置已知，则可从两个导线端部11a、11b分开地断定故障点处的电压UF。
在常规的行波故障定位系统中，在两个导线端部11a和11b上时间上同步地进行测量值采集。测量值获得时间戳，借助于时间戳可进行两个导线端部的电流和电压测量值的精确的相关。因此，可基于方程(19)和(20)利用同步的测量值采集以简单方式进行故障定位。此情况在图7中示例地图示。可见，在正确的故障位置处(距第一导线端部11a的距离为x)，以第一导线端部11a的测量值确定的故障电压值UF,1的历程与以第二导线端部11b的测量值确定的故障电压值UF,2的历程一致。为比较，在图7的下部图中给出了可在故障位置处直接测量到的故障电压UF的历程。故障电压值的所有历程在图7的示例中定位在相同的测量窗内。这仅通过高精确的时间同步可实现。
如果不具备测量值采集的时间同步，则在已知故障位置时曲线的形式不变，但其时间关系变化，如在图8中示例地图示。在图8中，在从导线端部11a和11b确定的故障电压UF,1、UF,2的历程中，具有故障电压值的一致的历程的测量窗80a、80b在外观上被移动。为比较，也在图8中在下部图中给出了可在故障位置处直接测量到的故障电压值UF的历程。在此历程中，相应地匹配的测量窗80c也在外观上被移动。可见，虽然包含在测量窗80a、80b、80c内的历程在时间上相互错开地出现，但几乎具有相同的模式。
但此几乎相同的模式仅可对于实际的故障位置确定；在实际故障位置外对于故障电压值UF,1、UF,2的历程形成了明显不同的模式。这可例如从图9中得到，其中图示了不与实际故障位置一致的虚拟故障位置的故障电压历程UF,1、UF,2。在图9中容易地可见，从两个导线端部11a和11b确定的故障电压历程UF,1、UF,2在为图8中的分析所选择的测量窗内和外不具有一致的模式。为比较，在图8中也在下部图中给出了可在实际故障位置处直接测量到的故障电压值UF的历程。可见，在此历程UF和两个故障电压历程UF,1、UF,2之间无一致性。
对于下文中的故障位置确定利用如下获知，即对于实际的故障位置仅存在一个可从两个导线端部计算出的模式且该模式在各故障电压历程UF,1、UF,2中产生相同模式。因此，必须找到使得从两个导线端部11a、11b确定的故障电压历程足够精确地一致的故障位置。对于现有的测量值同步，此问题可通过使两个方程(19)和(20)简单等同来解决，使得由此得到给出了正确的故障位置的距离x。
但在不存在测量值采集的时间同步时，所要求的模式识别困难。但为能够确定实际的故障位置必须利用如下获知，即所计算的故障电压历程UF,1、UF,2分别移动了行波的传播时间，即行波从实际故障位置到各导线端部11a、11b为达到相同的时间基所需的时间。
在时域中，对于两个导线端部得到的移动项解释如下：
对于第一导线端部11a
对于第二导线端部11b
在此，vmode是各选择的模态的速度，l是导线长度。
在频域内，由此得到相应的移动项为：
对于第一导线端部11a
UF,1(x,jω)e-γ(jω)x (30)
对于第二导线端部11b
UF,2(x,jω)e-γ(jω)(l-x) (31)
在频域中时间移动表现为与复指数函数的相乘。
在将各移动项(30)或(31)代入到公式(19)或(20)时，得到如下的对于故障电压历程UF,1、UF,2的方程：
例如从图10中对于已知的实际故障位置可见这些时间移动的结果；在此通过移动将所有电压曲线或测量窗转化到相同的时间基上。为比较，在图10中也在下部图中给出了可在实际故障位置处直接测量到的故障电压值UF的历程。
但因为实际的故障位置首先是未知的，所以必须找到使得两个故障电压历程UF,1、UF,2存在最好的一致性的x值。
换言之，必须首先一方面从第一导线端部对于第一虚拟的或认为的故障位置根据方程(32)确定故障电压值UF,1的历程，且另一方面从第二导线端部对于同一个虚拟的或认为的故障位置根据方程(33)确定故障电压值UF,2的历程。如果两个历程一致，则第一虚拟故障位置与实际故障位置一致。只要不存在一致性，则必须对于第二虚拟故障位置执行相同的方式。此方式继续直至在一虚拟的故障位置下确定两个故障电压历程UF,1、UF,2的一致性；此虚拟的故障位置则对应于实际的故障位置。
对于故障位置的此手工搜寻是相对昂贵的；此外，在实际中由于测量和计算精确性以及所使用的导线参数，通常不会得到故障电压值UF,1、UF,2的历程的精确的相同性。
以上所述的方式因此可有利地通过数学优化方法替代，在所述优化方法中制订目标函数，以所述目标函数可取决于故障位置确定两个故障电压历程的最好的一致性。作为目标函数的参数可使用故障位置距第一导线端部11a的距离x。对于实际故障位置，因此得到：
(UF,1(x,jω)e-γ(jω)x-UF,2(l-x,jω)e-γ(jω)(l-x))≈0 (34)
为满足条件方程(34)，可制订不同的目标函数。如下通过方程(35)给出可能的目标函数ZF1，在所述目标函数中，为了优化，进行最小化：
目标函数ZF1的历程例如在图11的上部图中对于距第一导线端部11a距离为x＝60km的单极故障的情况图示。导线长度在此情况中为150km，使得在图中故障位置的最小值110a为距第一导线端部11a的距离x＝60km处或距第二导线端部11b的距离(1-x)＝90km处。
如下通过方程(36)给出另外的可能的目标函数ZF2，在所述目标函数中为优化进行最大化：
在此通过星号*指示共轭的复数表示。目标函数ZF2的历程例如在图11中的下部图中也对于距第一导线端部11a距离为x＝60km的单极故障的情况图示。在图中可得故障位置的最大值110b为距第一导线端部11a的距离x＝60km处或距第二导线端部11b的距离(1-x)＝90km处。
方程(35)和(36)图示了示例的目标函数，所述目标函数必须依托于最小化过程或最大化过程。这可例如通过数学迭代方法解决。最小化过程或最大化过程可在频域和时域内执行，其中故障电压历程的计算优选地在频域内进行。因为在如装置15a、15b的数字装置中通常以离散值工作，所以可相应于此要求调整方法。
图12最后示出了用于确定故障位置的方法的实施例的示意性流程图。在此，虚线上方的方法步骤在第一导线端部11a上的装置15a内进行，虚线下方的方法步骤在第二导线端部11b上的装置15b内进行(对比图1)。
以两个导线端部上的装置15a、15b在步骤120a和120b中分别测量局部电流和电压且相应地产生电流和电压值。此测量值作为导线11的电流和电压信号的采样值存在。所采集的电流和电压值的示例在图4中可见。
为仅采集各电流和电压测量值的高频瞬态部分(行波)，在步骤121a和121b中分别进行滤波(例如，通过带通滤波器)。通过选择例如带通滤波器的角频率，方法可与变换器13a、13b和14a、14b的特征匹配。如果这些变换器仅具有例如直至10kHz的平均带宽，则滤波器必须将信号的带宽根据变换器的带宽界定。根据所使用的变换器的相位误差，估计到可能的较低的测量精确性。如果变换器可提供例如直至500kHz的更高的带宽，则滤波器应相应地被设定。
在步骤121a、121b中产生了滤波后的电流和电压值，如在图5中示例地示出。合适的滤波器的示例的传递特征在图3中示出。
各行波在步骤122a和122b中分别通过变换(例如，Clark变换)被处理，以例如将与相相关的成分解耦。在此产生变换后的电流和电压值，如在图6中示例地示出。
为仅在需要时即在故障情况中开始故障定位方法和/或为即时地定位用于评估的测量窗，此外可在步骤123a和123b中在每侧分别确定瞬态突变，所述瞬态突变例如用作测量窗定位的触发器。测量窗的长度优选地应至少为行波在所选择的模态分量中的传播时间的两倍。突变识别可相对于变换后的或滤波后的电流和电压值或也相对于原始的电流和电压值进行。
在步骤124a和124b中，进行变换后的电流和电压值到频域内的转换。这优选地通过快速傅里叶变换(FFT)或离散傅里叶变换(DFT)进行。
如通过步骤124a和124b的方框之间的箭头所示意，在频域内所产生的值在装置15a和15b之间交换(对比图1)。这通过通信连接16进行。
装置15a和15b以自身的值和各另一个导线端部的值在步骤125a和125b中分别通过如上所述的目标函数的优化进行故障位置搜寻。在此，在步骤125a和125b中例如处理根据方程(35)或(36)的目标函数。如上所述，在此搜寻使得目标函数具有最小值或最大值的虚拟故障位置。此虚拟故障位置则被采纳为实际故障位置。
在步骤126中然后输出所确定的目标位置。根据图12，这在共同的输出步骤中进行。作为替代，也可通过两个装置15a或15b的每个进行分开的输出。
装置15a和15b通常具有计算装置，在所述计算装置中执行步骤120a/b至126。在此，所述计算装置可例如是获取处在各装置的存储器内的相应的装置软件的微型处理器。替代地，所述计算装置也可以是带有取决于硬件的程序的计算部件，例如ASIC或FPGA。
在图1和图12中示出了用于确定故障位置的系统，其中故障位置以分别处于导线端部11a和11b上的两个装置15a和15b确定。作为替代，也可存在中央装置，将导线端部的电流和电压测量值提供到所述中央装置。
虽然本发明已通过优选实施例详细地图示和描述，但本发明不通过所公开的示例限制，且由专业人员可导出另外的变体，而不偏离如下的权利要求的保护范围。

Claims (15)

1.一种用于确定供电网络的导线(11)上的故障的故障位置(F)的方法，其中
-在导线(11)的第一导线端部(11a)上测量第一电流和电压值；
-在导线(11)的第二导线端部(11b)上测量第二电流和电压值；和
-通过使用第一和第二电流和电压值在导线(11)上出现故障后确定所述故障的故障位置(F)；
其特征在于，
-通过使用第一电流和电压值和用于行波在导线(11)上的传播模型确定存在于导线(11)上的虚拟的故障位置处的第一虚拟的故障电压值的历程；
-通过使用第二电流和电压值和用于行波在导线(11)上的传播模型确定存在于导线(11)上的该虚拟的故障位置处的第二虚拟的故障电压值的历程；
-确定导线(11)上的使得第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置；和
-将所确定的虚拟故障位置用作导线(11)上的故障的故障位置(F)。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，通过优化方法来确定导线(11)上的使得第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置，其中虚拟故障位置用作优化方法的目标函数的优化参量。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，优化方法是迭代优化方法。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，以目标函数确定使得第一虚拟故障电压值的历程和第二虚拟故障电压值的历程的差异存在最小值的虚拟故障位置。
5.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，以目标函数确定使得第一虚拟故障电压值的历程和第二虚拟故障电压值的共轭复数历程的乘积存在最大值的虚拟故障位置。
6.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，
-将导线端部(11a、11b)上测量的电流和电压值进行滤波，其中形成给出了所测量的电流和电压值的选择的频率范围的滤波后的第一和第二电流和电压值；和
-通过使用滤波后的第一和第二电流和电压值确定虚拟的第一和第二故障电压值。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所选择的频率范围包括所测量的电流和电压值的高频的瞬态成分或频带受限的瞬态成分。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其特征在于，
-其中在多相供电网络中对于滤波后的第一和第二电流和电压值进行数学变换以将单独的相成分解耦，其中形成变换后的第一和第二电流和电压值；和
-通过使用变换后的第一和第二电流和电压值确定虚拟的第一和第二故障电压值。
9.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，在第一电流和电压值的历程或由此导出的值和/或第二电流和电压值或由此导出的值中确定了上超预先给定的阈值的突变时，进行故障位置的确定。
10.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，
-故障位置(F)的确定通过为此设置的装置(15a、15b)进行；和
-由所述装置(15a、15b)输出所确定的故障位置(F)。
11.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，
-通过导线端部(11a、11b)的每个处的一个装置(15a、15b)进行故障位置的确定；和
-由所述装置(15a、15b)输出以所述装置(15a、15b)确定的故障位置(F)。
12.一种用于确定供电网络的导线(11)上的故障的故障位置(F)的装置(15a、15b)，所述装置带有：
-计算装置，其设置为通过使用在导线(11)的第一导线端部(11a)上测量的第一电流和电压值以及在导线(11)的第二导线端部(11b)上测量的第二电流和电压值在导线上出现故障后确定故障位置(F)；
其特征在于，
-计算装置设置为通过使用第一电流和电压值和用于行波在导线(11)上的传播模型确定在导线(11)上的虚拟故障位置处存在的第一虚拟故障电压值的历程；
-计算装置设置为通过使用第二电流和电压值和用于行波在导线(11)上的传播模型确定在导线(11)上的虚拟故障位置处存在的第二虚拟故障电压值的历程；和
-计算装置设置为确定导线(11)上的使得第一虚拟故障电压值的历程与第二虚拟故障电压值的历程最强地一致的虚拟故障位置，且将所确定的虚拟故障位置作为导线(11)上的故障的故障位置(F)给出。
13.根据权利要求11所述的装置(15a、15b)，其特征在于，所述装置(15a、15b)是电保护装置。
14.根据权利要求11所述的装置(15a、15b)，其特征在于，所述装置(15a、15b)是分开的故障定位装置。
15.一种用于确定供电网络的导线(11)上的故障的故障位置(F)的系统(10)，所述系统带有根据权利要求12至14中任一项所述而形成的装置(15a、15b)，所述装置(15a、15b)利用通信连接(16)相互连接以用于数据交换。
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