CN107219439B - 确定供电网的导线上故障的故障位置的方法、装置和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种确定供电网的导线上故障的故障位置的方法、装置和系统。在确定故障位置(F)的方法中，在导线的导线端部(11a、11b)上测量第一和第二电流和/或电压值且为其提供时间戳，并使用带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值，在导线上出现故障后确定故障的故障位置。为了能够以更高的精确性利用两个导线端部的测量值执行故障定位，提出了使用两个导线端部上的带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值，确定在出现故障时沿着导线向导线端部的方向传播的行波的波形；并且通过确定行波到达两个导线端部的时间差，根据针对导线端部确定的行波的波形确定故障位置，其中，时间差根据对针对导线端部确定的行波的波形的模式比较来确定。

Description

确定供电网的导线上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上测量第一电流和/或电压值且提供以时间戳，在导线的第二导线端部上测量第二电流和/或电压值且提供以时间戳，且在导线上出现故障之后使用带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值确定所述故障的故障位置。
本发明还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
供电网的安全运行要求快速且可靠地识别和切断可能的故障，例如短路或接地故障。导致切断的故障原因例如可能是闪电电击、断裂或另外损坏的导线、在电缆导线的情况中的绝缘故障或架空线与动物或植物部分的意外接触。为缩短故障导致的停机时间，必须尽可能精确地定位此故障，以使得维护团队能够消除故障原因和由于故障可能导致的间接损失。
在最简单、但也最昂贵的情况中，通过巡查来确定故障位置。在此，维护团队巡视发生故障的导线且检查导线的可见的故障位置。此方式缓慢且容易出错。
因此，很大程度上改变为通过对于在故障出现期间采集的例如电流和电压的测量参量进行分析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，所述方法的精确性显著影响供电网的维护开销。因此，改进用于故障定位的算法的精确性具有重要意义，以便于进行维护且特别是缩短供电网的由于故障导致的停机时间。
故障位置的大致结果可例如通过确定故障方向来实现。此方法主要在熄灭
Figure BDA0001250108920000011
的、隔离的以及高阻接地的具有径向结构以及低网格化程度的供电网中使用。在此，例如可使用瓦特计方法(wattmetrische Methode)，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“雨刷继电器原理(Wischerrelais-Prinzip)”，其在可能的实施方式中例如从国际专利申请WO 2012126526 A1中得到。然而，为进行更精确的故障定位，在这些方法中需要进行附加的评估。
用于进行更精确的故障定位的方法例如使用测量的基波的电流或电压信号(50Hz或60Hz信号)来进行故障定位。在此，已知使用仅来自导线端部中的一个的测量值(单侧故障定位)或使用来自两个导线端部的测量值(双侧故障定位)的方法。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公里或英里)给出。
在使用仅一个导线端部的测量值的情况中，执行故障定位的开销低。在此故障定位方法中主要涉及基于阻抗的方法，其中从电流和电压测量值计算出直至故障位置的阻抗。通过与在无故障情况中整个导线的导线阻抗进行比较，可推断故障位置。此故障定位方法的示例性实施例如可从美国专利文献US 4996624 A中得到。
此方法的精确性尤其在很大程度上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(例如每单位长度的阻抗)的精确性以及给定的故障情况(例如故障电阻、负载)和网络状况。电流和电压信号中的干扰和暂态过程可能对于此方法的精确性具有负面影响。由此形成的测量误差可能达到多个百分点。
可通过使用来自两个导线端部的测量值实现故障定位的精确性的改善。在此，必须通过合适的通信连接将与故障定位相关的测量值合并。在此方面，参考美国专利文献US5,929,642；在那里描述的方法中，在进行故障定位时，通过使用来自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实现足够高的精确性(测量误差大约为1％至2％)。
虽然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状况，但是可以通过使用根据所谓的行波原理(“Traveling WaveFault Location”)的故障定位方法来实现很大程度上的与这些参量的无关性。根据此原理，作为所测量的电流和电压信号的基波的替代，为进行故障定位考虑在发生故障时出现的瞬态信号成分，所述信号成分以所谓的“行波”的形式出现。在此，通过测量技术采集高频的行波波沿且对其提供时间戳。因为行波的传播速度近似为光速，所以可以从对时间戳的评估很好地执行故障的定位。利用此故障定位方法，可实现几十米的范围内的精确性。这种故障定位方法的示例可从美国专利文献US 8,655,609B2得到。
发明内容
从开头给出的类型的方法和装置出发，本发明的任务在于，能够使用两个导线端部的测量值以更高的精确性执行故障定位。
此任务根据本发明通过开头给出的类型的方法来解决，其中通过使用两个导线端部上的带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值确定在出现故障时沿着导线向导线端部方向传播的行波的波形，且通过确定行波到达两个导线端部的时间差，根据针对两个导线端部确定的行波的波形来确定故障位置，其中，该时间差根据针对导线端部确定的行波的波形的模式比较来确定。
由于故障定位不是单独基于行波的波沿确定，而是考虑行波的波形，由此考虑测量值的更长的走向，因此能够以相对更高的精确性确定行波到达两个导线端部的时间差。根据该时间差能够以简单的方式推断故障位置。
用于为两个导线端部上的电流和/或电压测量值提供时间戳的计时器(例如，测量装置的内部时钟)在根据本发明的方法中在时间上相互同步，使得对两个导线端部分配的时间戳可相互比较。
按照根据本发明的方法的有利的实施方式可以设置为，为进行行波的波形的模式比较，执行波形的互相关。作为其替代或补充，还可以设置为，为进行模式比较，考虑行波的波形的交叉功率谱的角度。
通过使用互相关，可以找到行波的波形的一致性的最大值。交叉功率谱的角度的使用可作为附加或独立的标准使用。
替代地，按照根据本发明的方法的另外的有利的实施方式还可以设置为，为进行模式比较，执行由行波的波形的差异形成的目标函数的最小化。
以此方式，也可找到两个导线端部的行波的波形的尽可能好的重叠，以由此推断行波到达的时间差。
按照根据本发明的方法的另外的有利的实施方式可以设置为，在进行模式比较前，对至少一个导线端部的行波的波形进行校正，其中，考虑导线的衰减。
由此，即使在如下导线的情况下，也可以以有利的方式以高精确性执行故障定位，即所述导线由于其长度和/或材料特性而不能忽略测量值方面的损失。
根据本发明的方法的另外的有利的实施方式还设置为，仅使用在行波的第一波脉冲出现期间在两个导线端部上测量的电流和电压值来确定故障位置。
由此，可明显减少待传输的测量值的量，因为不必传输全部故障描述，而仅必须传输在行波的第一波脉冲期间的测量值走向。在此方面，例如将单独的第一波峰、单独的第一波谷或第一波峰和第一波谷的组合视为行波的第一脉冲。此考虑方式的另外的优点是，第一波脉冲尚未由于另一个导线端部的反射效应而叠加，因此行波的波形的计算可相对简单地进行。待传输的测量值的减少特别地在应实时进行故障定位(在线故障定位)时具有优点，而在进行事后故障定位(离线故障定位)时通常具有更多的时间来进行故障定位，对于测量值传输可接受更长的时间段。
为进一步减少待传输的测量值，此外被认为有利的是，仅使用在出现行波的第一波脉冲期间在两个导线端部上测量的电流值或电压值来确定故障位置。
根据本发明的方法的此实施方式基于如下认知，即在仅使用电流或电压测量值来确定行波的波形时，通常也可以相对高的精确度进行故障定位。
按照根据本发明的方法的另外的有利的实施方式设置为，对在导线端部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第一和第二滤波后的电流和电压值，且使用第一和第二滤波后的电流和电压值确定行波的波形。
由此，可以以有利的方式仅确定与行波相关的信号成分且使用所述信号成分进行故障定位。在此实施方式中，根据滤波器设计，仅考虑电流和电压测量值的处于合适的频率范围内的选择的信号成分来进行故障定位。
具体而言，对此可以设置为，使得所选择的频率范围包括所测量的电流和电压值的高频瞬态成分或带限(bandbegrenzte)瞬态成分。
此外，在此方面可以设置为，使得用于对电流和电压值进行滤波的滤波器的滤波器特性对如下的频率范围进行衰减，即在所述频率范围内用于测量电流和电压测量值的电流和电压变换器具有测量误差。
以此方式可特别有效地抑制由于电流和电压变换器导致的测量误差。
在此方面还可以设置为，在多相供电网中，对于第一和第二滤波后的电流和电压值执行数学变换以将各个相成分解耦，其中，形成第一和第二变换后的电流和电压值，且使用第一和第二变换后的电流和电压值来确定行波的波形。
由此，根据本发明的方法可有利地在通常存在的多相供电网中使用。通过进行数学变换，将各个相的测量值解耦且可简单地对其进行评估。为进行变换，例如考虑模态变换，如Clarke变换，或特征值变换。
根据本发明的方法的另外的有利的实施方式还设置为，当在第一电流和电压值的走向或由其导出的值的走向中和/或在第二电流和电压值的走向或由其导出的值的走向中确定了超过预先给定的阈值的跃迁时，进行故障位置的确定。
以此方式，仅在走向改变有跃迁的情况下，例如在实际存在故障情况时，执行该故障定位方法，因为通常与故障相关联的电流和电压测量值或由其导出的值(例如上面提及的滤波后或变换后的电流和电压值)的走向中的跃迁触发故障定位方法的实施。此外，跃迁识别用于正确地定位针对用于确定故障位置的评估的测量窗。
为了在这种情况下能够区分实际出现在导线上的故障情况与导致有跃迁的走向改变的其它事件，对利用故障定位方法确定的故障距离x进行评估。如果此距离处于导线长度内，即一般在0和1之间，则在待监测的导线上存在故障情况；而如果所述距离处于导线之外，则不认为在导线上存在故障。
根据本发明的方法的另外的有利的实施方式还设置为，通过每个导线端部上的每个装置进行故障位置的确定，且将利用这些装置确定的故障位置从这些装置输出。
在此，故障位置确定在两个导线端部上虽然基于相同的测量值、但是相互独立地进行，因此产生故障位置确定的两个结果。也可在装置中实施部分不同的算法；例如，可使用不同的优化方法。根据来自两个导线端部的结果的一致性，可推断结果的可靠性。在各导线端部上确定的故障位置例如可以以导线长度的百分比或者作为距各测量位置的距离(例如以公里或英里为单位)直接在装置上显示，或以信号或数据报的形式输出且传递到供电网的运营商处。两个导线端部上的装置例如可以是通常总归存在的用于监测导线故障的保护装置。
但替代地还可以设置为，故障位置的确定通过为此配置的装置进行，且由装置将所确定的故障位置输出。
此装置在此可设置在导线端部中的一个上或形成为中央装置，例如变电站或网络控制中心中的数据处理装置。确定的故障位置例如可以以导线长度的百分比或作为距选择的测量位置的距离(例如以公里或英里为单位)直接在装置上显示，或以信号或数据报的形式输出，且传递到供电网的运营商处。
以上所述的任务还通过根据权利要求15所述的装置来解决。在此，提供了带有计算装置的用于确定供电网的导线上的故障的故障位置的装置，所述计算装置设置为，在导线上出现故障之后，使用在导线的第一导线端部上测量且带有时间戳的第一电流和/或电压值以及在导线的第二导线端部上测量且带有时间戳的第二电流和/或电压值，确定所述故障的故障位置。
根据本发明在此设置为，计算装置设置为，使用两个导线端部上的带有时间戳的第一和第二电流和电压值，确定在出现故障时沿着导线向导线端部的方向传播的行波的波形，且计算装置设置为，根据针对两个导线端部确定的行波的波形，通过确定所述行波到达两个导线端部的时间差来确定故障位置，其中，所述时间差根据对针对导线端部确定的行波的波形的模式比较来确定。
在此，装置可有利地由电气保护装置形成，所述装置除故障定位外还执行针对供电网的另外的保护和监测功能(例如针对导线的距离保护功能、过流保护功能或差动保护功能)。但作为其替代，也可设置为，装置是分开的故障定位器装置。
对于根据本发明的装置，适用所有对于根据本发明的方法在前文和后文中进行的阐述，且以相应的方式反之亦然，特别是根据本发明的装置设置用于以每个任意的实施方式或任意的实施方式的组合执行根据本发明的方法。关于根据本发明的装置的优点，也参考对于根据本发明的方法所描述的优点。
以上所述的任务此外还通过根据权利要求16所述的系统来解决，权利要求16给出了用于确定供电网的导线上的故障的故障位置的系统。根据本发明，提供了两个根据权利要求15形成的装置，所述装置利用用于进行数据交换的通信连接相互连接且形成为用于执行根据权利要求1至14中任一项所述的方法。
对于根据本发明的系统，适用所有对于根据本发明的方法和根据本发明的装置在前文和后文中进行的阐述，且以相应的方式反之亦然。关于根据本发明的系统的优点，也参考对于根据本发明的方法和根据本发明的装置所描述的优点。
本发明将在下文中根据实施例详细解释。实施例的特定的构造不以任何方式理解为对于根据本发明的方法和根据本发明的装置的一般的构造是限制性的；相反，实施例的各个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
图1示出了带有用于确定故障位置的系统的供电网的导线的示意图；
图2示出了用于解释根据行波原理的故障位置确定的导线段Δx的电参数的图示；
图3示出了用于生成滤波后的电流和电压值的滤波器的示例的传递特性；
图4示出了电流和电压测量值的示例的走向；
图5示出了滤波后的电流和电压值的示例的走向；
图6示出了由滤波后的电流和电压值产生的变换后的电流和电压值的示例的走向；
图7示出了用于解释故障位置确定的带有行波的波形的第一示例曲线图；
图8示出了用于解释故障位置确定的带有行波的波形的第二示例曲线图，其中仅考虑行波的第一脉冲；
图9示出了用于解释故障位置确定的带有行波的波形的第三示例曲线图，其中仅考虑行波的第一脉冲且波形通过使用电流测量值形成；
图10示出了用于解释故障位置确定的带有行波的波形的第四示例曲线图，其中仅考虑行波的第一脉冲且波形通过使用电压测量值形成；
图11示出了用于解释通过使用互相关的模式比较来确定时间差的多个曲线图的第一图；
图12示出了用于解释通过使用交叉功率谱和角度考虑的模式比较来确定时间差的多个曲线图的第二图；
图13示出了用于解释通过使用互相关或二次目标函数的模式比较来确定时间差的多个曲线图的第三图；以及
图14示出了用于解释用于进行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的电导线11。导线的长度为l。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上通过功率开关12a、12b界定，且可通过功率开关特别地在故障情况中从图1中未详细图示的供电网的剩余部分分离。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采集电流和电压测量值。电流变换器13a、13b和电压变换器14a、14b可以是所谓的常规的和非常规的变换器。在次级侧由变换器输出电流测量值i和电压测量值u，所述电流和电压测量值可以是模拟值或数字值。
在各导线端部11a、11b上，用于确定故障位置的装置15a、15b与所述电流变换器13a、13b和电压变换器14a、14b连接。装置15a、15b采集电流和电压测量值且如需要执行数字化和/或预处理。在此，还对各测量值分配时间戳，所述时间戳精确地给出了采集其的时刻。为此目的，装置15a、15b具有内部计时器，所述计时器通过常见的方法、例如GPS时间脉冲、IRIG-B、IEEE 1588在时间上相互同步。由于带有时间戳，在两个导线端部11a、11b上记录的测量值可相互比较。
装置15a、15b可以例如是电气保护装置，所述电气保护装置除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向所述导线11的各功率开关12a、12b传递断开信号T，以导致所述功率开关12a、12b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，即导线上的出现故障(例如，短路、接地故障)的位置。为此，装置15a、15b使用在故障期间所采集的自己的导线端部和相应的另一个导线端部的电流和/或电压测量值。为此目的，装置15a、15b通过通信连接16连接，所述通信连接16可以是任意的合适的有线的或无线的通信连接。装置15a、15b尤其可通过通信连接16交换其电流和/或电压测量值，用于确定故障位置。
装置15a、15b根据所谓的行波原理执行故障定位。在此利用如下情况，即在出现故障时，在电流和电压中形成高频的瞬态信号成分，所述信号成分例如以光速在导线11上向两个方向传播。这在图1中示例地描绘。对此假设，在故障位置F处出现故障。行波如图所示从故障位置F向第一导线端部11a的方向并且向第二导线端部11b的方向传播，且在所述导线端部处可被变换器通过测量技术采集且被装置15a、15b评估，以确定故障位置。从第一导线端部观察，故障位置F处于距离x处，相应地从第二导线端部观察，故障位置F处于距离l-x处。装置如下文将详述的评估电流和电压测量值，且例如作为距离或导线长度l的百分比给出故障位置F。
供电网的运营商可将所确定的故障位置F传递到维护团队处，维护团队随后可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。下文中将描述用于进行精确的故障定位的方式。
首先，给出对行波故障定位的原理的简短的解释。对此，下文中解释双侧行波故障定位器算法，即以两个导线端部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。
为建立所涉及的算法，使用“长导线理论”。在此涉及所谓的“分布参数”的形式的电导线的模型描述。这例如在图2中图示。
从图2中可知，如每单位长度的电感L0、每单位长度的电容C0、每单位长度的电阻R0以及每单位长度的电导G0的网络参数是沿导线分布的。基于此导线模型，可以使用基尔霍夫定律对于导线的部分片段Δx建立对于电压u和电流i的如下的方程：
Figure BDA0001250108920000091
Figure BDA0001250108920000092
通过数学变换，方程(1)和(2)可转写为如下形式：
Figure BDA0001250108920000093
Figure BDA0001250108920000094
此方程(3)和(4)是均质导线的偏微分方程，且通常称为“电报方程”。所述方程(3)和(4)可被一般化到任意导体。
通过在拉普拉斯域内将x视为参数来考虑方程(3)和(4)，可明显更简单地解释许多在导线中形成的效应：
Figure BDA0001250108920000101
Figure BDA0001250108920000102
根据参数x对方程(5)和(6)求导得到：
Figure BDA0001250108920000103
Figure BDA0001250108920000104
方程(7)和(8)可通过使用微分方程原理对于电压和电流分开求解：
Figure BDA0001250108920000105
Figure BDA0001250108920000106
在求解方程(9)和(10)时，可从初始条件计算出未知参数A1和A2：
Figure BDA0001250108920000107
Figure BDA0001250108920000108
其中U1和I1是x＝0处的初始条件。此外，方程(9)和(10)包括可从导线参数计算出的所谓的波阻抗ZC和传播常数γ：
γ(s)2＝Z(s)Y(s) (13)
Zc(s)＝γ(s)-1·Z(s) (14)
在此，Z是导线的部分的纵向阻抗且Y是其横向导纳(Queradmittanz)。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：
Figure BDA0001250108920000109
Figure BDA00012501089200001010
方程(15)和(16)是行波沿导线11的与电压和电流相关的传播模型。
对于在此所述的行波故障定位，考虑在首先未知的故障位置F处的故障电压。在此，回顾在方程(15)中描述的关系。方程(15)由两个项组成，其中一个项描述前行电压波且另一个描述后行电压波。在导线端部11a上的电压波也可在数学上几乎相同地从相对侧的导线端部11b描述：
Figure BDA0001250108920000111
为定位故障，从如下情况出发，即从两侧确定的电压在故障位置处必然相同：
U(x,s)＝U(l-x,s) (18)
由此得到如下方程(19)，其中指标1表示第一导线端部且指标2表示第二导线端部：
Figure BDA0001250108920000112
如果将方程(19)根据相对于故障位置x发出和返回的波进行分类，则得到如下的方程(20)：
Figure BDA0001250108920000113
为类似地描述方程的两侧，在方程左侧将项exp(γ(s)l)放在括号前：
Figure BDA0001250108920000114
方程(21)可以以两个相互类似的形式表示：
Figure BDA0001250108920000115
和
Figure BDA0001250108920000116
如果将一个导线端部的波脉冲作为参考，则另一个导线端部的波脉冲移位由γ限定的时间，因为如下关系(23)近似地成立：
Figure BDA0001250108920000117
在方程(23)中，v意味着行波的速度且l意味着导线的长度；x表示故障位置。在此假设，行波的速度v在宽的频谱内被视作是恒定的。通过考虑方程(23)，得到可容易地转化到时域内的方程，以此方程可描述行波的波形：
Figure BDA0001250108920000121
如果将方程(24)的两个括号表达中的行波的波形命名为S1和S2，则得到如下方程：
Figure BDA0001250108920000122
此方程的逆变换产生在时域内可容易地解释的结果：
Figure BDA0001250108920000123
在此可以看到，根据行波波形S1和S2之间的时间差τ的确定，可执行故障定位。此外，两个行波波形S1和S2的外部形状相同。此特征然后被用于通过使用模式识别来确定故障位置。
但为首先可从测量的电流和电压测量值导出波形，重要的是，仅考虑测量值的高频信号成分。为此目的，例如可使用相应地形成的滤波器，所述滤波器将低频成分从测量信号去除。
图3示出了在此情况中示例的滤波器的传递函数(振幅和相位特性曲线)，借助于所述滤波器从电流和电压测量值的走向中滤出相关的频率以用于进一步的分析，其中产生滤波后的电流和电压值。合适的滤波器的示例的通过范围可例如处在30kHz直至400kHz。在此范围内，通常在供电网内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输信号。
在图4和图5中示例地图示了滤波器如何影响所采集的电流和电压测量值。图4示出了在相A中的单极故障期间三相高压导线的一个导线端部上的电流和电压测量值的示例的走向。单极故障导致发生故障的相A内的电流的升高，而相A内的电压中断。在出现故障之后，在电流和电压信号中包含高频瞬态成分，所述瞬态成分被评估以用于故障定位。
通过使用滤波器(例如结合图2描述的带通滤波器)，可滤出电流和电压测量值的高频瞬态成分。由此形成如在图5中示例地图示的滤波后的电流和电压值。在考虑滤波后的电流和电压值时应注意，未发生故障的相B和C具有一致的高频模式。
通常供电网内的导线包括至少三个相导体。因此，需要将以上对于单导体系统所给出的方程以矩阵形式表达。此方程系统的简化可通过模态或特征值变换进行。以此方式实现将形成的方程系统的各个方程相互解耦且因此可相互独立地考虑。此外，此变换使得能够将已建立的方程以变换后的分量来考虑。
例如，下面考虑简单的对称导线，所述导线对于60Hz的额定频率具有如下的参数：
Figure BDA0001250108920000131
Figure BDA0001250108920000132
在此，Z表示导线阻抗且Y表示导线导纳。为解耦，作为模态变换例如使用所谓的“Clark变换”。所述Clark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。
Figure BDA0001250108920000133
利用Clark变换，可将以上所述的矩阵(27)和(28)变换为如下：
Figure BDA0001250108920000134
Figure BDA0001250108920000135
结合方程(13)和(14)，由此得到三个待考虑的传播常数(方程(32))和波阻抗(方程(33))：
Figure BDA0001250108920000136
Figure BDA0001250108920000137
通过分析传播常数γ，可推断模态分量中的哪个具有最大速度，优选将其用于进一步的分析。此外，必须评估以足够的量值出现在信号内的分量。这在很大程度上取决于故障类型。在图6中图示了根据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。所述变换后的电流和电压值是用于故障定位的实际的行波。
从图6可见，在A相内的单极故障的示例情况中，β分量不出现。此外可以看到，0分量明显地慢于α分量。
如上所提及，波形S1和S2的外部形状相同，此外与故障位置不相关。时间差τ因此是用于指明故障位置的唯一标准。由此原因，在此所搜寻的参数是时间差τ。这在图7中示出。在图7中波形S1和S2沿时间轴绘出。通过利用装置15a、15b的同步的计时器为电流和电压测量值提供时间戳(参见图1)，可将两个波形在时间上相互关联。因为由此预先给定了时基，所以时间差τ的确定可以通过将波形相对于彼此移位来进行。两个波形在移位的函数中的最佳重叠给出了正确的时间差且因此给出了故障位置，因为从方程(26)获得了对于故障位置x和时间差τ之间的如下的关系：
Figure BDA0001250108920000141
在图7中的示例中，从所确定的时间差τ＝103μs得到了在导线长度为150km情况中的距第一导线端部的x＝60km的故障位置。
因为两个波形仅在时间上相互移位地出现，但是在其它方面具有相同的外部形状，所以为确定波形的最佳重叠且因此确定时间差τ，可使用模式识别。具体方式将在后文中详细示出。
在更精确地考虑方程(24)和(25)时发现，为计算波形S1和S2，需要在装置15a和15b之间进行对于同步地带有时间戳的测量值的相对大量的数据交换。在离线故障定位中此事实不成问题，因为对此可提供且评估行波的完整的记录。为此，可以在很大程度上任意长的时间上从装置调取且利用单独的数据处理装置评估测量值。然而，在通过装置15a和15b本身进行在线故障定位时，如果装置15a、15b之间的通信连接16不具有足够的带宽，则可能产生问题。
为此目的，有利的是，可减少为进行故障定位而待传输的数据量。为此提出，仅将各行波的第一脉冲传输到相对侧。行波的波形S1和S2的第一脉冲此外不包含关于相对端的行波的行为的信息，因为此信息在相对端上反射、随后在整个导线上的运行时间(exp(-γ(s)·l))之后才到达本地的导线端部。由此原因，以上给出的方程(24)和(25)可缩减为如下：
Figure BDA0001250108920000142
或
Figure BDA0001250108920000151
其中，S1,R和S2,R表示对应地缩减为第一脉冲的行波的波形。此实施方式在图8中示出。波形S1,R和S2,R的走向在此分别根据方程(35)和(36)确定。用于波形S1,R和S2,R的评估以进行故障定位所使用的第一波脉冲在图8中通过边界81a和81b强调。如与图7进行比较可见，相应的第一波脉冲的走向不受此简化影响，因为如在此所提及的，尚未发生与来自相应的另一个导线端部的反射的叠加。波形S1和S1,R或S2和S2,R的差异因此仅在于各波形的另外的走向。相应地，通过模式识别执行的时间差τ的确定也提供与在评估完整的波形S1和S2时相同的值，从而故障定位也可以以相同的精确性利用缩减的波形S1,R和S2,R执行。
在考虑缩减的方程(35)和(36)时，此外可确定波形S1,R和S2,R由电压和电流的线性组合形成。因为待观察的频率范围内的波阻抗ZC可被视作常数，所以波形的走向在电流和电压方面可以近似地相互分开地被考虑。由此一方面可以进一步减少待传输的数据量，另一方面可减少用于确定时间差τ的模式比较的开销。
因此，对于仅基于电流的考虑适用：
Figure BDA0001250108920000152
或
Figure BDA0001250108920000153
在此，SI 1,R和SI 2,R表示在相应的导线端部上的行波的缩减为第一波脉冲的基于电流的波形。
相应地，对于仅基于电压的考虑适用：
Figure BDA0001250108920000154
或
Figure BDA0001250108920000155
在此，SV 1,R和SV 2,R表示在相应的导线端部上的行波的缩减为第一波脉冲的基于电压的波形。
相应的波形SI 1,R和SI 2,R以及SV 1,R和SV 2,R的走向在图9和图10中示出。评估使用的第一波脉冲如在图8中通过加框强调。与图8相比较可以看到波形形状的进一步的简化。对于时间差τ的评估则提供了对于故障定位可接受的精确性。
下文中将描述借助于关于波形在导线端部上执行的模式识别，如何能够实现时间差τ的确定且由此实现故障位置x的确定。描述的所有方法首先基于已提及的认知，即两个导线端部上的波形虽然由于时间移位而不同，但两个波形的外部形状相同。为确定正确的时间差τ，因此必须首先通过在时间轴上移位找到波形的外部形状的尽可能的重叠。所进行的时间上的移位的值因此对应于所搜寻的时间差τ。
由波形的最佳重叠得到的时间差τ的确定可以以不同的合适的方式执行。下文中解释示例的一些可能的方式。原则上，可关于完整的波形S1、S2以及关于前述缩减的波形S1,R、S2,R或SI 1,R、SI 2,R或SV 1,R、SV 2,R执行模式识别。应使用哪个波形用于评估的问题必须在权衡为数据传输存在的带宽以及所需要的定位精度之后来回答。在此，例如可作为参数在装置15a、15b内选择评估使用的波形的类型，使得在供电网的运营商侧可对于相应的单独情况选择合适的评估基础。
时间差τ的确定例如可通过在要使用的波形S1、S2或S1,R、S2,R或SI 1,R、SI 2,R或者SV 1,R、SV 2,R之间形成互相关来实现。为此，可使用(例如S1和S2的)如下方程：
Figure BDA0001250108920000161
在此，TF表示测量窗的持续时间。此曲线的最大值意味着正确的时间差τ，且因此根据方程(34)意味着故障位置x。此方式例如在图11中示出。图11为此示出了四个曲线图，所述曲线图中上部的两个曲线图给出了缩减为第一波脉冲的波形S1,R、S2,R的走向。可以看到波脉冲110a和110b的时间上的移位。在第三个曲线图中，共同图示了两个波形，其中，时刻t0＝0处于第一波形的开始处。最后在第四个曲线图中，图示了根据方程(41)的互相关KS1S2的走向。曲线的最大值给出了两个波形S1,R、S2,R的时间移位τ，且可用于确定故障位置。
也可在频域内执行对于正确的时间差τ的相应的搜寻。此考虑方式可以是有利的，因为在此可限制为关键的频率分量。因而所考虑的波形为：
S 1(f)＝FFT{S1(t)},S 2(f)＝FFT{S2(t)}
通过形成所谓的交叉功率谱，
Figure BDA0001250108920000171
(星号*在此表示共轭复数)可在进一步的步骤中找到正确的时间差τ，这通过搜寻如下函数的最大值来进行：
Figure BDA0001250108920000172
根据方程(43)，曲线的最大值在理论上对于每个频率必定位于时间差τ的相同的值处。但在实际应用中建议，对于时间差τ使用所有有效频率的累积和，且将其用于搜寻最大值：
Figure BDA0001250108920000173
此外，替代地或补充地，也可以考虑交叉功率谱的角度：
Figure BDA0001250108920000174
角度的过零点意味着交叉功率谱的曲线的最大值且因此意味着正确的时间差τ。
对此，在图12中在上方曲线图中图示了交叉功率谱的曲线的走向且在下方曲线图中图示了交叉功率谱的角度的走向。可以看到，在交叉功率谱的最大值的位置处，角度的走向具有过零点。因此，除交叉功率谱外例如还可使用角度标准，以更精确地确定交叉功率谱的最大值。
最后，也可通过二次目标函数来确定时间差τ，其中，在此情况中必须搜寻最小值：
Figure BDA0001250108920000175
根据方程(45)的二次目标函数的走向与根据方程(41)的互相关的走向相比较地示例地在图13中图示。可见，在下方曲线图中二次目标函数的最小值处于与上方曲线图中的互相关的最大值相同的位置处。
也可替代地在频域内求解二次目标函数：
Figure BDA0001250108920000176
在无损失或至少低损失的导线的情况中，信号S1、S2和S1,R、S2,R和SI 1,R、SI 2,R或SV 1,R的外部形状实际上相互几乎无差别。因此，在此提出的用于模式识别的方法可视作对于故障定位完全胜任。但如果应考虑损失不可忽略的导线，则可引入与频率相关的校正，所述校正改善曲线的形状且因此有助于更精确的故障定位(如下示例地对于S2)：
Figure BDA0001250108920000181
在此假设，传播时间在待考虑的频谱内保持恒定。如果并非如此，则也可附加地对于行波的传播时间引入与频率相关的校正。
最后，图14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中进行，虚线下方的方法步骤在第二导线端部11b上的装置15b中进行(参见图1)。
使用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，且产生相应的电流和电压测量值。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测量值的示例在图4中可见。
为了仅采集各电流和电压测量值的高频瞬态成分(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，可使此方法与变换器13a、13b和14a、14b的特征匹配。如果这些变换器仅提供中等带宽，例如仅直至10kHz的带宽，则滤波器必须将信号的带宽限制为变换器的带宽。根据所使用的变换器的相位误差，可以以略微较低的测量精确性进行计算。如果变换器可提供例如直至500kHz的较高的带宽，则应相应地确定滤波器的大小。
在步骤121a、121b中生成如在图5中示例地示出的滤波后的电流和电压值。合适的滤波器的示例的传递特性在图3中示出。
此外被证明有利的是，用于对电流和电压测量值进行滤波的滤波器的滤波器特性对测量变换器13和14具有测量误差的频率成分进行衰减。
在步骤122a和122b中分别通过变换(例如Clark变换)对各行波进行处理，例如以将与相位相关的成分解耦。在此，生成如在图6中示例地示出的变换后的电流和电压值。
为仅在需要时、即在故障情况中启动故障定位方法，和/或为正确地定位用于评估的测量窗，还可在每侧分别在步骤123a和123b中确定瞬态跃迁，所述跃迁例如用作测量窗定位的触发器。测量窗的长度应优选地至少为在所选择的模态分量内的行波的传播时间的二倍。跃迁识别可关于变换后的或滤波后的电流和电压值或还关于原始的电流和电压测量值进行。
如果随后的评估要在频域内进行，则在步骤124a和124b中进行变换后的电流和电压值到频域内的转换。这优选通过快速傅里叶变换(FFT)或离散傅里叶变换(DFT)进行。
此外，在存在损失的导线的情况中，在此可对行波波形进行与频率相关的校正(参见方程(47))。这在步骤126a和126b中提供。
如通过步骤124a和124b的方框之间的箭头所示出的，在装置15a和15b之间交换在频域内得到的值(参见图1)。这通过通信连接16进行。
装置15a和15b然后在步骤125a和125b中使用自己的值和来自相应的另一个导线端部的值，通过如上所述的模式识别分别进行故障位置搜寻。在此在步骤125a和125b中例如可根据方程(43)或(46)处理目标函数。如果评估在时域内进行，则作为替代可在时域内交换数据且根据方程(41)和(45)对数据进行评估。如上所述，在此在两个导线端部上搜寻行波的波形的尽可能的重叠。由此得到时间差τ，所述时间差τ根据方程(34)给出故障位置x。
然后在步骤127中输出所确定的故障位置。根据图14，这在共同的输出步骤中进行。作为替代，两个装置15a和15b中的每个也可分开地进行输出。
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127。在此，其例如可以是微处理器，所述微处理器访问处于相应的装置的存储器内的相应的装置软件。替代地，其也可以是具有硬件特定编程的计算部件，例如ASIC或FPGA。
在图1和图14中示出了用于确定故障位置的系统，其中故障位置利用分别处于导线端部11a和11b上的两个装置15a和15b确定。替代地也可提供中央装置，从导线端部将电流和电压测量值提供到所述中央装置。
虽然前面在细节上通过优选的实施例详细图示和描述本发明，但本发明不限于所公开的示例，且可由专业人员导出另外的变体，而不脱离所附权利要求的保护范围。

Claims (13)

1.一种用于确定供电网的导线(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/或电压值且为其提供时间戳；
-在导线(11)的第二导线端部(11b)上测量第二电流和/或电压值且为其提供时间戳；和
-使用带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值，在导线(11)上出现故障之后确定所述故障的故障位置(F)；
其特征在于，
-使用第一导线端部(11a)和第二导线端部(11b)上的带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值，确定在出现故障时沿着导线向第一导线端部(11a)和第二导线端部(11b)的方向传播的行波的波形；和
-通过确定行波到达第一导线端部和第二导线端部的时间差，根据针对第一导线端部(11a)和第二导线端部(11b)确定的行波的波形确定故障位置(F)，其中，所述时间差根据对针对第一导线端部(11a)和第二导线端部(11b)确定的行波的波形的模式比较来确定，
其中，为对行波的波形进行模式比较，使用行波的波形的交叉功率谱的角度执行波形的互相关，或者为进行模式比较，执行由行波的波形的差异形成的目标函数的最小化。
2.根据权利要求1所述的方法，
其特征在于，
-在进行模式比较前，对至少一个导线端部的行波的波形进行校正，其中，考虑导线(11)的衰减。
3.根据权利要求1或2所述的方法，
其特征在于，
-仅使用在第一导线端部和第二导线端部上在出现行波的第一波脉冲期间测量的电流和电压值确定故障位置(F)。
4.根据权利要求1或2所述的方法，
其特征在于，
-仅使用在第一导线端部和第二导线端部上在出现行波的第一波脉冲期间测量的电流值或者电压值确定故障位置(F)。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
-对在第一导线端部(11a)和第二导线端部(11b)上测量的电流和电压值进行滤波，其中，形成给出所测量的电流和电压值的选择的频率范围的第一和第二滤波后的电流和电压值；和
-使用第一和第二滤波后的电流和电压值确定行波的波形。
6.根据权利要求5所述的方法，
其特征在于，
-所述选择的频率范围包括测量的电流和电压值的高频瞬态成分或带限瞬态成分。
7.根据权利要求5所述的方法，
其特征在于，
-用于对电流和电压值进行滤波的滤波器的滤波器特性，对用于测量电流和电压测量值的电流或电压变换器具有测量误差的频率范围进行衰减。
8.根据权利要求5至7中任一项所述的方法，
其特征在于，
-在多相供电网中，对于第一和第二滤波后的电流和电压值执行数学变换，以将各个相成分解耦，其中，形成第一和第二变换后的电流和电压值；和
-使用第一和第二变换后的电流和电压值确定行波的波形。
9.根据权利要求1、2和5至7中任一项所述的方法，
其特征在于，
-当在第一电流和电压值或由其导出的值的走向中，和/或在第二电流和电压值或由其导出的值的走向中，确定了超过预先给定的阈值的跃迁时，进行故障位置(F)的确定。
10.根据权利要求1、2和5至7中任一项所述的方法，
其特征在于，
-通过第一导线端部(11a)和第二导线端部(11b)中的每个上的每个装置(15a、15b)进行故障位置(F)的确定；和
-所述装置(15a、15b)将利用所述装置(15a、15b)确定的故障位置(F)输出。
11.根据权利要求1、2和5至7中任一项所述的方法，
其特征在于，
-通过配置用于确定故障位置的装置(15a、15b)进行故障位置(F)的确定；和
-所述装置(15a、15b)输出所确定的故障位置(F)。
12.一种用于确定供电网的导线(11)上的故障的故障位置(F)的装置(15a、15b)，具有
-计算装置，所述计算装置配置为，使用在导线(11)的第一导线端部(11a)上的测量且带有时间戳的第一电流和/或电压值以及在导线(11)的第二导线端部(11b)上的测量且带有时间戳的第二电流和/或电压值，在导线上出现故障后确定故障的故障位置(F)；
其特征在于，
-所述计算装置配置为，使用第一导线端部和第二导线端部上的带有时间戳的第一和第二电流和/或电压值，确定在出现故障时沿着导线向第一导线端部和第二导线端部的方向传播的行波的波形；和
-所述计算装置配置为，根据针对第一导线端部和第二导线端部确定的行波的波形，通过确定所述行波到达第一导线端部和第二导线端部的时间差，来确定故障位置(F)，其中，所述时间差根据对针对第一导线端部和第二导线端部确定的行波的波形的模式比较来确定，
其中，为对行波的波形进行模式比较，使用行波的波形的交叉功率谱的角度执行波形的互相关，或者为进行模式比较，执行由行波的波形的差异形成的目标函数的最小化。
13.一种用于确定供电网的导线(11)上的故障的故障位置(F)的系统(10)，所述系统(10)具有两个根据权利要求12构造的装置(15a、15b)，所述装置以通信连接(16)相互连接以进行数据交换，且所述装置构造为用于执行根据权利要求1至11中任一项所述的方法。
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