DE4100646C2 - Verfahren und Anordnung zum Schutz von Distantschutzeinrichtungen vor unerwünschter Auslösung während transierter Leistungspendelungen - Google Patents
Verfahren und Anordnung zum Schutz von Distantschutzeinrichtungen vor unerwünschter Auslösung während transierter LeistungspendelungenInfo
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Description
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren und eine Anordnung zum Schutz von
Distanzschutzeinrichtungen vor unerwünschter Auslösung während transienter
Leistungspendelungen, gemäß den
Oberbegriffen der Ansprüche 1, 2, 8 und 9.
Es ist bereits ein gattungsgemäßes Verfahren
zum Schutz von
Distanzschutzeinrichtungen vor unerwünschter Auslösung bei
Leistungspendelungen in
elektrischen Energieverteilungsnetzen
bekannt (EP 0 319 151 A1). Mit dieser Anordnung werden
Blockiersignale aus mehreren Signalen erzeugt. Eines der Blockiersignale
bezieht sich auf eine Stromkomponente des Gegensystems. Ein zweites
Blockiersignal bezieht sich auf eine Stromkomponente des Nullsystems, und
ein drittes Blockiersignal betrifft eine Größe, die sich aus den Werten vor
und nach einem Fehler ergibt.
Jede Störung in einem Übertragungsnetz ist mit Netzpendelungen (Netzschwingungen) verbunden.
Verursacht durch die Netzschwingungen kann die von Schutzeinrichtungen
gemessene Impedanz die Auslösegrenze überschreiten und zu unerwünschten
Auslösungen in Netzbezirken führen, die nicht von einem Fehler betroffen
sind. Deshalb ist es für den Distanzschutz wichtig, während der transienten
Netzpendelungen nicht auszulösen und es dem System zu ermöglichen, nach der
Fehlerklärung stabil weiterzuarbeiten. Zu diesem Zweck sollten die
Distanzschutzeinrichtungen für stark ausgelastete Leitungen mit einer
Hilfseinrichtung ausgestattet sein, die die Netzpendelungen erkennt und die daraufhin
die Auslösefunktionen des Hauptleitungsschutzes unterbindet.
Es gibt zwei völlig unterschiedliche Verfahren, Schutzeinrichtungen gegen
unnötiges Abschalten bei Leistungspendelungen zu schützen.
Die erste Methode wird als "Freigabe-Prinzip" bezeichnet (E.M Snierson:
"Distanzschutz", in Engergoizdat, 1986, Seiten 3, 122-137, 321-349 und 440-443 in Russisch). Die
Distanzschutzeinrichtung ist im Normalbetrieb blockiert und nicht in der
Lage, bei einem Fehler selbständig zu reagieren.
Wenn ein Fehler auftritt, überprüft die Freigabe-Hilfseinrichtung auf
schnelle Änderung der elektrischen Werte und läßt den Distanzschutz
arbeiten, wenn die entsprechenden Bedingungen gegeben sind.
Das Freigabe-Prinzip wird ungern von den Elektrizitätsversorgungsunternehmen
eingesetzt, da es folgende Nachteile besitzt:
- 1. Es reduziert die Zuverlässigkeit des Distanzschutzes, da die einwand freie Funktion der Distanzschutzeinrichtung von der zuverlässigen Arbeit der Freigabe-Einrichtung abhängt.
- 2. Die Freigabe-Einrichtung verzögert die Abschaltung im Fehlerfall, da der Distanzschutz auf das Freigabe-Kommando warten muß.
- 3. Im übrigen kann die Freigabe-Einrichtung bei angehobener Empfindlich keit bei Folgefehlern zu Fehlverhalten führen.
- 4. Schließlich kann es zu Fehlschaltungen kommen, wenn der sehr wahr scheinliche Fall auftritt, daß der Fehler auf beiden Seiten der Lei tungen mit unterschiedlichen Zeiten geklärt wird.
Die zweite Methode wird als "Blockier-Prinzip" bezeichnet (H. Neugebauer:
Selektivschutz, Springer Verlag, 1958, Seiten 112-119), (A.R. van C. Warrington: Protective
Relays. Their theory and practice, John Wiley and Sons, London, 1977, Seiten 274-284). Hier
ist die Distanzschutzeinrichtung stets freigegeben, um auf Fehler zu
reagieren. Die Netzpendelungen werden von einer Hilfseinrichtung erkannt.
Diese Hilfseinrichtung beobachtet die relativ langsamen Änderungen der
elektrischen Größen und blockiert die Distanzschutzeinrichtung gegen
unnötiges Abschalten.
Die einfachste und älteste (dritte) Methode zur Realisierung des Blockierprinzips ist
der Einsatz einer Unterimpedanz-Pendelsperre. Dieses hat eine Charakteristik,
die sich der Anregekennlinie der Distanzschutzeinrichtung anpaßt. Das
Blockiersignal wird erzeugt, wenn die Zeitverzögerung zwischen Erreichen der
Blockierzone und Erreichen der Anregezone größer als eine vorgegebene
Grenze ist. Im Falle eines Systemfehlers arbeiten Blockiereinrichtungen und
Distanzeinrichtung gleich schnell, so daß ein Blockiersignal nicht erzeugt
wird. Während der Leistungspendelungen besteht eine Zeitverzögerung zwischen
beiden Anregungen, und ein Blockiersignal wird erzeugt. Die
Unterimpedanzblockierungen wurden für unterschiedliche
Distanzschutzeinrichtungen eingesetzt:
- 1. Verschobene mhO-Charakteristik (Pendelsperr-Zusatz-Relais, Elektrome chanischer TYP YZ/L 3, BBC Information AK 427273, Februar 1970), (Out- of-step Impedance Blocking Relay with After-Effect Type Yi/L for use with Distance Relays type L3WyaS, BBC Relays and Protection Schemes, Information 62-123).
- 2. Doppelt quadratische Charakteristik (ABB Relays, Type RELZ 100, A full scheme phase and ground distance relay for transmission lines and cables, BO3-7019, March 1989).
- 3. Doppelte Rhombus-Charakteristik (ABB Relays, Type REZ 1, A full scheme phase and ground distance relay for transmission lines and cables; BO3- 7018, March 1989), (Out-of-step Protection Supplement, Siemens Druck schrift 7 SL 32).
- 4. Doppelte ovale Charakteristik (Power-swing-blocking relay, type RANZP, ASEA Information BO3-7111E, May 1983), (ASEA Programmable Distance Relay Type RAZOA, Information RK 614-300 E, March 1979).
Die Unterimpedanz-Blockiereinrichtungen haben aber folgende Nachteile:
- 1. Um auch schnellen Netzpendelungen zu genügen, muß der Einstellbereich der Blockiereinrichtung möglichst weit ausgedehnt werden, so daß er sich mit dem Lastbereich überschneiden kann. Normalerweise liegt der Bereich der Blockiereinrichtung bei 130% des Bereichs der Anregung (GEC-Appli cation Guide "Protective Relays" Third Edition, 1987, Seiten 205-206). Bei stark be lasteten Leitungen ist normalerweise in der Impedanzebene der Abstand zwischen Normalbetrieb und Anregung nicht groß. In solchen Fällen kann die Blockiereinrichtung nicht zwischen Fehler und Pendelungen unter scheiden.
- 2. Für Netze mit geringer transienter Stabilität können die Lastbedingungen während eines Fehlers so stark schwanken, daß für den Betrieb nach dem Fehler die Impedanz weder die Blockiercharakteristik noch den Anregebe reich verläßt. In einem solchen Fall besteht kein Zeitunterschied zwi schen Anregung und Blockiersignal. Deshalb kann das Blockierkommando nicht abgesetzt werden, die Blockiereinrichtung ist unbrauchbar.
Um diese Nachteile der Unterimpedanzanregung zu umgehen, wurde
vorgeschlagen, die Netzpendelungen durch das elektrische Signal |U| cosϕ zu
erkennen (F. Ilar: Innovations in the Detection of Power Swings in
Electrical Networks, Brown Boveri Review, No. 68, 1981, Seiten 1 bis 6).
Diese Größe wird zweimalig je Netzperiode gemessen als Spannungswert in dem
Augenblick, in dem der Strom sein Maximum erreicht (EP-B 0 057 948 B1).
Blockiereinrichtungen, die auf dieser Größe basieren, benutzen die
Ableitungen d ((|U|) cosϕ)/dt als Blockiersignal (Power Swing Blocking Relais, Modures,
Types UP 91, UP 92, LU 91, BBC Protection 66-51, (Publ. Nr. CH-IT 10 83 87 E).
Ein wesentliches Merkmal dieser Größe ist, daß die zeitliche Ableitung
d(|U| cosϕ)/dt=β(dδ/dt) proportional zum Rotorschlupf (dδ/dt) und dem
Koeffizienten β=∂(|U| cosϕ)/∂δ ist, welche eine kontinuierliche Funktion
des Polradwinkels δ mit einem Extremwert bei δ=180° darstellt. Diese
Eigenschaft macht das Blockiersignal d(|U| cosϕ)/dt sehr empfindlich auf
Leistungspendelungen und erlaubt die Annahme, daß ein Blockierkommando
erzeugt werden kann, wenn das Blockiersignal einen gewissen Grenzwert für
einen festgelegten Zeitbereich überschreitet. Ein Nachteil dieses Signals
ist, daß das Vorzeichen der Größe |U| cosϕ von der Richtung des
Leistungsflusses während der transienten Pendelungen abhängt. Aus dieser
Tatsache folgt, daß die Blockiersignale d(|U| cosϕ)/dt am empfangenden und
sendenden Ende der Leitung unterschiedliche Vorzeichen haben. Ein gegebener
Meßpunkt des Schutzes kann abhängig von Fehlerort und Art der Fehlerklärung
während des transienten Ausgleichsvorgangs sendend oder empfangend sein.
Deshalb wird eine Blockiereinrichtung, die für die sendende Seite konzipiert
ist, für die empfangende Seite falsch arbeiten.
Um Leistungspendelungen für beide Leitungsseiten zu erkennen, ist es
notwendig, dieses Signal durch |U| cosϕ zu ersetzen. Jedoch verschlechtert
diese Modifikation beträchtlich die sonst guten Eigenschaften des
Blockiersignals. Mit dieser Modifikation ist der Koeffizient β=|∂|U| cosϕ|/∂ϕ
keine kontinuierliche Funktion des Winkels δ mehr und ändert sein Vorzeichen
bei δ=180°. Somit ändert das Blockiersignal sein Vorzeichen, wenn die
Impedanzortskurve die imaginäre X-Achse schneidet. Eine Einrichtung, die auf
diesem Signal basiert, erkennt gut den Beginn von Leistungspendelungen.
Wegen des oben erwähnten Vorzeichenwechsels wird das Signal jedoch während
der besonders kritischen Phase beim Winkel δ=180° unterbrochen (dies ist
sehr ungünstig). Später entstehen wieder große Werte in dem weiten Bereich
kleiner Winkel. Das unterbrochene Blockiersignal kann kaum von einem
Hilfsrelais aufrechterhalten werden, solange die Impedanz im Anregebereich
bleibt. Die Tatsache, daß das Blockiersignal für kleine Winkel erneut
erscheint, ist eine negative Begleiterscheinung, die durch die Verwendung
des Signals |U| · cosϕ anstelle von ||U| · cosϕ| verursacht wird.
Für kleine Polradwinkel erzeugt die Meßeinheit unnötigerweise ein
Blockiersignal, so daß die Distanzschutzeinrichtung zusammen mit der
Blockiereinrichtung nicht vollständig bereit ist, nun auf einen neuen Fehler
zu reagieren, der möglicherweise während der Leistungspendelungen auftritt.
Solch ein unerwünschtes "Vor-Fehler"-Blockiersignal zusammen mit einem
Signal aus der Anregung kann ein Blockierkommando erzeugen, so daß der
Schutz nicht auslöst.
Der im Anspruch 1 angegebenen Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein
Verfahren und eine Anordnung zum Schutz
von Distanzschutzeinrichtungen vor unerwünschter Auslösung während
transienter Leistungspendelungen gemäß der EP 03 19 151 A1 so weiterzuentwickeln, daß
die Zuverlässigkeit von
elektrischen Energieversorgungsnetzen durch den Schutz von
Distanzschutzeinrichtungen gegen unnötige Abschaltung während
Netzpendelungen verbessert wird.
Die Aufgabe wird für das Verfahren der eingangs beschriebenen Art
erfindungsgemäß durch die Merkmale im Kennzeichen des Anspruchs 1 gelöst.
Mit den im Anspruch 1 angegebenen Maßnahmen wird der gegenwärtige Stand der
Pendelsperr-Technik wesentlich verbessert. Das Blockiersignal zeigt
eindeutig an, ob am Meßort ein Sende- oder Empfangszustand vorhanden ist,
wenn eine Leistungspendelung einer vorgebbaren Größe erfaßt wird. Für das
Verfahren der eingangs beschriebenen Art wird die Aufgabe erfindungsgemäß
auch durch die Merkmale im Kennzeichen des Anspruchs 2 gelöst.
Die Aufgabe wird für die Anordnung durch die Merkmale
in den Ansprüchen 8 und 9 jeweils gelöst.
Das Blockiersignal kann demnach auf zweifache Art gewonnen werden. Im
allgemeinen reicht für den Schutz die Erzeugung eines Blockiersignals aus.
Wenn Redundanz gewünscht wird, können beide Blockiersignale erzeugt werden.
Wegen der teilweise unterschiedlichen Herleitung können dabei bestimmte
Arten von Fehlern sowohl in der Hard- als auch in der Software vermieden
werden.
Das jeweilige Blockiersignal berücksichtigt die Richtung der transienten
Leistungspendelungen und tritt mit signifikanten Werten nur in Erscheinung,
wenn für große Polradwinkel die Impedanz in den Auslösebereich der
Distanzschutzeinrichtung eintreten kann. Für kleine Winkel verschwindet das
Signal oder hat einen Wert, dessen Vorzeichen entgegengesetzt zu denen des
Grenzwertes ist. Während der Netzpendelungen sind Distanzschutzeinrichtung
und Blockiereinrichtung für einen weiten Bereich kleiner Winkel bereit,
einwandfrei auf eventuelle Fehler im Netz zu reagieren.
Ein weiterer Nachteil der Pendelsperren, die das Signal |U| · cosϕ verwenden,
ergibt sich aus der möglichen Stromwandlersättigung während eines Fehlers
mit großem Gleichstromanteil. Zum Zeitpunkt des Fehlers reagiert die
Pendelsperre nicht, weil nur ein einziger Signalsprung auftritt (F. Ilar:
Innovations in the Detection of Power Swings in Electrical Networks, Brown
Boveri Review, No. 68, 1981). Wenn dagegen die Gleichstrom-Komponente schnell
abklingt, verläßt der Spannungswandler den Sättigungsbereich, und
gleichzeitig nimmt das Signal |U| · cosϕ genau wie bei einer Leistungspendelung
ab. Deshalb kann eine unnötige Sperre des Distanzschutzes bei Fehlern mit
Stromwandlersättigung auftreten. Besonders in der zweiten Stufe des
Distanzschutzes ist also eine Fehlfunktion möglich.
In Anspruch 7 wird eine Methode angegeben, die Pendelsperre während
auftretender Stromwandlersättigung gegen Fehlfunktion zu schützen. Das
Blockiersignal wird unterbrochen, indem das Vorzeichen der Richtung der
Leistungspendelungen zu Null gesetzt wird, wenn der Fehlerstrom eine zweite
Harmonische mit großer Amplitude enthält.
Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind in den Ansprüchen 3
bis 6 beschrieben.
Die Erfindung wird im folgenden anhand eines in einer Zeichnung
dargestellten Ausführungsbeispiele näher beschrieben, aus dem sich weitere
Einzelheiten und Vorteile ergeben.
Es zeigt
Fig. 1a ein Schaltbild einer zwischen Sammelschienen verlaufenden
elektrischen Übertragungsleitung mit verschiedenen Reaktanz
verhältnissen der beiderseits eines Meßorts angeordneten
Leitungsabschnitte,
Fig. 1b ein Diagramm eines ersten leistungsorientierten Blockiersignals
als Funktion des Polradwinkels in einem kartesischen Koordinatensystem
für die Anordnung gem. Fig. 1;
Fig. 2a ein Schaltbild einer zwischen Sammelschienen verlaufenden
elektrischen Übertragungsleitung mit verschiedenen Spannungs
verhältnissen an den Enden der beiderseits des Meßorts ange
ordneten Leitungsabschnitte;
Fig. 2b ein Diagramm eines zweiten leistungsorientierten Blockier
signals als Funktion des Polradwinkels in einem kartesischen
Koordinatensystem für die Anordnung gem. Fig. 2;
Fig. 3 ein Schaltbild einer zwischen zwei Abzweigen angeordneten
Übertragungsleitung zur Darstellung des Richtungsproblems für
eine Mehrmaschinenanordnung;
Fig. 4a ein Schaltbild einer Übertragungsleitung mit Fehlern an ver
schiedenen Stellen;
Fig. 4b bis e Diagramme typischer Reaktanzkreise mit der Rotationsrichtung
während eines asynchronen Zustands;
Fig. 5 einen Impedanzkreis in Polarkoordinaten;
Fig. 6a ein Schaltbild einer Parallelleitung mit einem Fehler;
Fig. 6b den Verlauf von Blockiersignalen bei einem Fehler auf einer
Parallelleitung der in Fig. 6a dargestellten Anordnung in
Abhängigkeit von der Zeit bei asynchronen Leistungspendelungen;
Fig. 6c den Verlauf des in Fig. 6 dargestellten Blockiersignals in
der Impedanzebene;
Fig. 6d den Verlauf von Blockiersignalen bei einem Fehler auf einer
Parallelleitung der in Fig. 6a dargestellten Anordnung in
Abhängigkeit von der Zeit bei synchronen Leistungspendelungen;
Fig. 6e den Verlauf des in Fig. 6d dargestellten Blockiersignals in
der Impedanzebene;
Fig. 7 ein Strukturbild einer Blockiereinrichtung nach dem ersten
leistungsorientierten Blockiersignal und
Fig. 8 ein Strukturbild einer Blockiereinrichtung nach dem zweiten
leistungsorientierten Blockiersignal.
Eine Übertragungsleitung weist zwei von einem Abzweig 1 ausgehende
Leitungsabschnitte 2, 3 auf, die an Abzweigen 4, 5 enden, die von nicht
näher bezeichneten Generatoren gespeist werden. Am Abzweig 1 befinden sich
ein Meßort und Distanzschutzeinrichtungen 6, 7. Die Generatoren weisen die
Spannungen Ea und Eb auf.
Beiderseits des Abzweigs sind die Impedanzen Xa und Xb vorhanden. Es
gelten die Beziehungen:
Es wird mindestens ein Blockiersignal (Signal 1) für die Distanzschutzeinrichtungen 6,
7 durch zeitliche Ableitung einer leistungsbezogenen elektrischen Größe
gewonnen, die der Differenz aus Wirk- und Blindleistung proportional ist.
Das erste Blockiersignal ist wie folgt definiert:
Hierbei sind ΔP und ΔQ die Änderungen der Wirk- und Blindleistung während
des Zeitintervalls
ist der Betrag der
Scheinleistung, und sign=±1 ist eine Variable, die von der Richtung des
transienten Leistungsanteils abhängt.
Um zu zeigen, wie das obige Signal in der Lage ist, Leistungspendelungen zu
erkennen, soll die Formel etwas umgeschrieben werden:
Hierbei ist der Koeffizient β eine Funktion des Polradwinkels (Winkel) δ, wie in
Fig. 2 im Kartesischen Koordinatensystem dargestellt. Die Fig. 1b zeigt den
Koeffizienten β1, β2 und β3 für die drei Werte Kx=0,25, Kx=0,5 und Kx=4.
Für kleine Winkel δ in der Umgebung von 0° und 360° ist der Koeffizient
β negativ und steigt an, wenn der Polradwinkel anwächst. Für große Winkel δ
ist der Koeffizient β positiv und erreicht sein Maximum in der Umgebung von δ=180°.
Die Tatsache, daß in einer großen Umgebung des kritischen Winkels δ=180°
der Koeffizient β einen großen Wert hat, stellt den großen Vorzug des
obigen (Signals 1) dar und macht es als Kriterium für die Erkennung von
Leistungspendelungen geeignet.
Ein zweites Blockiersignal (Signal 2) für die Distanzschutzeinrichtung wird durch
zeitliche Ableitung aus der leistungsbezogenen elektrischen Größe gewonnen,
die einem Quotienten aus Wirkleistung und absolutem Betrag der
Scheinleistung am Meßort proportional ist.
Das zweite Blockiersignal 2 ist auf folgende Weise definiert:
Hierbei ist ΔP die Wirkleistungsänderung am Messort des Schutzes, Δt ist
das Zeitintervall und St=Un|I| ist der absolute Betrag der Leistung,
gebildet aus der Nennspannung und der Stromamplitude. Die Variable sign=±1
hängt von der Richtung der transienten Leistungspendelung ab.
Um die Abhängigkeit des obigen Signals 2 von dem Polradwinkel δ zu zeigen, ist
es sinnvoll, die Beschreibungsgleichung umzuformen:
Hierbei ist der Koeffizient (Therm) β eine kontinuierliche Funktion des
Polradwinkels δ, wie in Fig. 2 gezeigt wird. Die Fig. 2b zeigt für die drei
Werte KE=1,5; 1,2 und 0,8 drei Koeffizienten β1, β2 und β3. Für kleine
Winkel in der Umgebung von 0° und 360° ist der Term β positiv und erreicht
sein Maximum bei δ=180°. Die Tatsache, daß für einen weiten Bereich in
der Umgebung von δ=180° der Term β einen großen Wert hat, macht das
obige Signal 2 geeignet, Leistungspendelungen zu erkennen.
Die Blockiereinrichtung basiert auf dem ersten oder zweiten Blockiersignal
und erzeugt ein Blockierkommando, wenn die Impedanz innerhalb der Anregezone
liegt und gleichzeitig das entsprechende Blockiersignal (Signal 1 oder 2) einen vorgegebenen Grenzwert
überschreitet.
Die Koeffizienten β in beiden obigen Blockiersignalen (1 oder 2) sind positiv für
große Polradwinkel δ, wenn die Variable "sign" die Richtung der
Leistungspendelungen richtig erkennt. Während eines transienten
Ausgleichsvorgangs in einem Mehrmaschinensystem kann ein vorgegebener
Schutzmeßort - abhängig von Fehlerort und Art der Fehlerklärung - zu einem
Sende- oder Empfangsort werden. Dies ist in Fig. 3 dargestellt. Eine
Blockiereinrichtung, die in einer Leitung L1 in Punkt A installiert ist,
beobachtet, abhängig vom Fehlerort, Leistungspendelungen in zwei Richtungen.
Wenn bei einem Fehler F1 ein mit dem Punkt A verbundener Generator G1
asynchron wird, beobachtet der Schutz am Punkt A in Leitung L1 einen großen
Leistungsfluß in Vorwärtsrichtung. Wenn bei einem Fehler F2 ein mit einem
Punkt B verbundener Generator G2 asynchron läuft, beobachtet der gleiche
Schutz am Punkt A einen Leistungsfluß in Rückwärtsrichtung.
Das Verfahren zur Erkennung der transienten Leistungspendelungen ermittelt
die Bewegungsrichtung der Impedanz in der komplexen R-X-Ebene. Während des
asynchronen Laufes beschreibt die Impedanz einen Kreis mit dem Radius 1 und
einem Mittelpunkt auf der X-Achse mit dem Abstand b zur R-Achse. Beide
Parameter ρ und b hängen von den Reaktanzen Xa, Xb sowie den Koeffizienten
kX=Xa/Xb r/ und kE=Ea/Eb ab. Typische Anordnungen für solche Kreise sind in
Fig. 4b bis 4e gezeigt.
Für den Fall eines Netzes, wie in Fig. 4a, bildet der Einbauort 10 das
sendende Ende und der Einbauort 12 das empfangende Ende der Leitung 1. Fig. 4b
und Fig. 4d beziehen sich auf das sendende Ende, und Fig. 4c und Fig. 4e
beziehen sich auf das empfangende Ende.
Der Zeitpunkt, in dem die Impedanz die imaginäre Achse X schneidet, ist
durch ein schwarzes Quadrat gekennzeichnet, wenn der Polradwinkel δ=180°
beträgt und mit einem schwarzen Punkt, wenn der Polradwinkel δ=0° oder δ
=360° beträgt. Wie aus Fig. 4 ersichtlich ist und auch mathematisch
nachgewiesen werden kann, bewegt sich am sendenden Ende bei δ=180° für
alle Koeffizienten kX und kE die Impedanz in der komplexen Ebene von rechts
nach links (vgl. Fig. 4b, 4d). Für den gleichen Polradwinkel δ=180°, jedoch am empfangenden
Ende der Leitung L1 (vgl. Fig. 4c, 4e), bewegt sich die Impedanz in entgegengesetzter Richtung.
Dies läßt den Schluß zu, daß für große Polradwinkel δ in der Umgebung von δ
180° das Vorzeichen der Impedanzrotation durch folgenden einfachen
Rechenablauf ermittelt werden kann:
Die Impedanzortskurve hat in der Umgebung von kleinen Polradwinkeln δ=0°
und bei δ=360° einen entgegengesetzten Durchlaufsinn als in der Umgebung
von δ=180°.
Ein Algorithmus, der das Vorzeichen der Impedanzrotation für große und
kleine Polradwinkel δ erkennt, ist umfangreicher und erfordert die Bestimmung
des Kreismittelpunktes b in seiner Lage gegenüber der R-Achse. Aus Fig. 5
läßt sich leicht folgende Gleichung ableiten:
Gem. Fig. 5 gilt für Resistanz R(t)=ρ·cos ϕ und für die Reaktanz X(t)=
ρ · sinϕ+b, wobei mit ρ die Impedanz und mit ϕ der Winkel zwischen Reaktanz X
und Impedanz ρ bezeichnet ist. Der Mittelpunkt b kann von den gemessenen
Werten R und X sowie deren Änderung ΔR, ΔX berechnet werden. Aus Bild 4
läßt sich dann folgender Algorithmus ableiten:
Beim Einsatz digitaler Technik ist die Realisierung der Blockiereinrichtung
durch Programmierung sehr einfach.
Der Algorithmus (A2) ist allgemeiner gehalten, aber aufwendiger. Um eine
korrekte Funktion der Pendelsperre sicherzustellen, ist es ausreichend, das
Signal nur innerhalb der Anregungszone zu betrachten. Für eine solche
Anwendung kann der einfachere Algorithmus (A1) verwendet werden.
Die Fig. 6b bis 6e zeigen das Verhalten des obigen Algorithmus (A2) für den
Fall, daß in dem Netz gem. Fig. 6a ein Fehler auf einer Leitung L1 in der
Nähe einer Sammelschiene W1 auftritt. Zu der Leitung L1 ist eine Leitung L2
parallel geschaltet, die wie die Leitung L1 zwischen der Sammelschiene W1
und einer zweiten Sammelschiene W2 angeordnet ist. Nach der Fehlerklärung
speist der Generator G1 nur noch über Leitung L2. Der Einbauort W2 des
Netzschutzes dieser Leitung L2 ist dann das empfangende Ende. Die Aufgabe
des Netzschutzes ist es, bei den nach Beendigung des Kurzschlusses
auftretenden Pendelungen eine Auslösung zu verhindern.
Fig. 6b ist der Verlauf von Blockiersignalen bei einem Fehler auf der
Leitung L1 in Abhängigkeit von der Zeit bei asynchronen Leistungspendelungen
dargestellt. Das zweite leistungsorientierte Blockiersignal ohne Modifikation
ist in Fig. 6b punktiert und das modifizierte, leistungsorientierte Blockiersignal
ausgezogen dargestellt. Mit F ist der Eintritt des Fehlers und mit CP
der Zeitpunkt der Fehlerklärung bezeichnet. Die Ziffern 1 und 5 bezeichnen
Zeitpunkte. Den Verlauf des modifizierten Blockiersignals in der Impedanzebene
zeigt Fig. 6c, wobei die mit 1 bis 5 bezeichneten Punkte den
Zeitpunkten 1 bis 5 entsprechen.
Das Modifikationssignal nach den oben beschriebenen Regeln ist sign=-1,
wie aus der folgenden Betrachtung in der Impedanzebene nach Fig. 6c
hervorgeht. Zum Zeitpunkt F tritt der Fehler auf. Hierdurch entsteht ein
Impuls in der Zeitfunktion C des Blockiersignals gem. Fig. 6b. In der
Impedanzebene nach Fig. 6c springt der Betriebspunkt auf F und liegt damit
innerhalb des Anregekreises. Dies ist der äußere der drei in Fig. 6c
dargestellten Kreise. Der Betriebspunkt F liegt aber außerhalb des Innenkreises,
der eine sofortige Abschaltung bewirkt und dafür vorgesehen ist,
Fehler auf der Leitung L2 abzuschalten. Während der Kurzschlußzeit bewegt
sich die Impedanz von Punkt F zu Punkt C, beim Abschalten des Fehlers
springt sie zu Punkt P (Fig. 6c). Dieser Sprung wirkt sich wieder als Impuls
zum Zeitpunkt CP im Blockiersignal gem. Fig. 6b aus. Nun bewegt sich die
Impedanz auf einer kreisähnlichen Trajektorie mit dem Mittelpunkt bei einer
negtiven Reaktanz. Für einige ausgewählte Punkte sind die Radien als Linien
gekennzeichnet, die vom Kreisumfang zur vertikalen Achse führen (Punkte 1,
2, 3, 4, 5).
Aus dieser Bewegung leitet der Algorithmus A2 das oben erwähnte negative
Signal ab. In dem ausgezogen gezeichneten Blockiersignal nach Fig. 6b liegen
die Punkte 1, 2 und 4 oberhalb des Grenzwertes, der als gestrichelte Linie
eingezeichnet ist, so daß eine Blockierung nicht notwendig ist. Die stark
ausgezogene Linie auf der Zeitachse in Fig. 6b zeigt an, wann das Blockiersignal
ansteht und die Impedanz innerhalb des Anregekreises liegt.
Die Fig. 6d zeigt den Verlauf von Blockiersignalen bei dem Fehler auf der
Leitung L1 in Abhängigkeit von der Zeit bei synchronen Leistungspendelungen,
wobei die leistungsorientierten Blockiersignale wie in Fig. 6b punktiert und
ausgezogen dargestellt sind. Die Fig. 6d zeigt den Verlauf des modifizierten
Blockiersignals in der Impedanzebene.
Schwache Pendelungen entstehen, wenn beispielsweise der Kurzschluß früher
abgeschaltet wird. Wie Fig. 6d im Vergleich zu Fig. 6e zeigt, tritt dann der
Impuls CP früher auf. Nun wechselt der Algorithmus zweimal das Vorzeichen
während der betrachteten Periode. Nach der Fehlerklärung (Punkt 2, Fig. 6e)
wechselt das Vorzeichen auf sign=-1, wie zuvor bei der asynchronen
Pendelungen. Später, im Umkehrpunkt der Impedanztrajektorie (Punkt 2, Fig. 6e)
wechselt das Vorzeichen auf sign=-1, wie zuvor bei der asynchronen
Leistungspendelung, da die Impedanzkurve entgegen dem Uhrzeigersinn
durchlaufen wird. In Fig. 6d erscheint der Umkehrpunkt (Punkt 4) als Sprung
des Signals von einem negativen zu einem positiven Wert. In dem nächsten
Umkehrpunkt (Punkt 9) wechselt die Situation erneut. Die Impedanzkurve
wird im Uhrzeigersinn durchlaufen, das Vorzeichen ist auf positiv gewechselt.
In Fig. 6d erfolgt dieser Wechsel zwischen den Punkten 8 und 9 durch einen
Sprung vom positiven auf den negativen Wert. Problematisch ist der Bereich
zwischen 2 und 4, da hier der gestrichelt eingezeichnete Grenzwert nicht
überschritten wird und in Fig. 6e die Impedanz innerhalb des Anregekreises
liegt. Dieser Zeitbereich ist jedoch sehr kurz und liegt deshalb innerhalb der
eingestellten Verzugszeit, die in den Fig. 7 und 8 als Timersignal dargestellt
ist.
Wie Fig. 6b bis 6e für asynchrone und synchrone Pendelungen zeigen, ist eine
einwandfreie Erkennung möglich, wenn die Impedanz die Schutzgrenze
überschreitet.
Strukturbilder für Blockiereinrichtungen, die nach dem ersten und zweiten
leistungsorientierten Blockiersignal arbeiten, sind in den Fig. 7 und
8 dargestellt.
Spannung und Strom werden mit der Frequenz 600 Hz abgetastet. Jedes Signal
wird dann durch zwei orthogonale digitale Filter 20, 21, 22, 23 geleitet.
Um die zur Signalfilterung benötigten Berechnungen zu vereinfachen, werden
die Sinus- und Kosinusfunktionen, die das Filterfenster bilden, durch
Stufenfunktionen angenähert. Diese beiden Filter werden durch folgende
Gleichungen beschrieben:
Dabei sind is0, ic0 die Sinus- bzw. Cosinuskomponente und i0, i1, i2...i11
der aktuelle und die vorherigen Abtastwerte. Die gleichen Formeln gelten für
die Spannungen.
Nun sind Wirk- und Blindleistung durch Multiplikation der entsprechenden
orthogonalen Komponenten von Strom und Spannung sowie das Quadrat der
Stromamplitude in einer Anordnung 25 und 27 zu berechnen:
Die zu bestimmenden Widerstände und Reaktanzen werden in einem Baustein 31
aus den elektrischen Leistungen und dem Quadrat der Stromamplitude
berechnet.
In beiden Fällen (Fig. 7 und Fig. 8) werden die beiden Widerstandswerte R,
einem Tiefpaßfilter 34, 35 zugeführt, um hochfrequente Schwingungen zu
dämpfen, die den Blockieralgorithmus und den Algorithmus zur Erkennung der
Durchlaufrichtung der Impedanzortskurve stören könnten.
Diese Tiefpaßfilter 34, 35 werden durch folgende Gleichung beschrieben:
Dabei ist y₀ das Ausgangssignal des Tiefpaßfilters 34, 35.
In beiden Pendelsperren wird das Blockiersignal durch numerische
Differentation der in einem Baustein 29 berechneten relevanten
leistungsbezogenen Signale gebildet. Dabei ist das Zeitintervall gleich der
Periodendauer ΔT=0,020 s. Es gilt die allgemeine Gleichung:
Ein Differenzierer 33 mit diesem Zeitintervall ΔT eliminiert alle geraden und
ungeraden Harmonischen aus dem Ausgangssignal. Daher ist ein Tiefpaßfilter
zur Glättung nicht notwendig.
Um die Rechnungen zu beschleunigen, werden folgende Quadratwurzelfunktionen,
die zur Berechnung der Stromamplitude (Fig. 7 und Fig. 8) in einem Baustein
26 und der Scheinleistung (Fig. 7) in einem Baustein 30 notwendig sind,
durch eine lineare Aproximation in den vier Quadraten angenähert:
Die geglätteten Meßwerte von Widerstand und Reaktanz werden zur Ermittlung
des korrekten Vorzeichens der Richtung der Leistungspendelungen nach
Algorithmus (A1) in einer Anordnung 37 eingesetzt. Das Blockiersignal mit
dem ermittelten Vorzeichen wird in einer Anordnung 39 mit bestimmten
Schwellwerten verglichen.
Wird dieser Schwellwert überschritten und liegen sowohl ein Anregesignal des
Distanzschutzes als auch keine Nullsystemströme (3I0) am Meßort des
Distanzschutzes vor, so wird ein Blockierkommando generiert. Dieses
Blockierkommando liegt höchstens solange an, wie es ein Timer vorgibt.
Um die Pendelsperre gegen Fehlfunktion während Stromwandlersättigung zu
schützen, wird ein Unterbrecher (Anordnung 32) eingesetzt, der das
Vorzeichen zu Null setzt, falls die Amplitude der zweiten Harmonischen des
Stromes so groß gegenüber der Amplitude der ersten Harmonischen ist. Die
Amplitude der zweiten Harmonischen wird in einem Baustein 28 aus zwei
orthogonalen Signalen gewonnen, die Bandpaßfiltern 24 mit folgender
Charakteristik entnommen werden:
worin is0 und ic0 die Sinus- und Cosinuskomponente der 2. Harmonischen und
i0, i1 die aktuellen und vorherigen Abtastwerte sind.
Fig. 7 und Fig. 8 sollen den Signalfluß lediglich veranschaulichen. In der
Praxis geschieht die Verarbeitung durch ein Mikrocomputerprogramm. Die
Analoggrößen Spannung und Strom werden auf einen Bessel-Vorfilter gegeben,
um die Harmonischen höherer Ordnung zu entfernen.
Claims (10)
1. Verfahren zum Schutz von Distanzschutzeinrichtungen vor unerwünschter
Auslösung während transienter Leistungspendelungen, wobei beim
Auftreten von transienten Leistungspendelungen ein Blockierkommando
erzeugt wird, das die unerwünschte Auslösung der
Distanzschutzeinrichtung verhindert, und dabei eine Impedanzortskurve
verwendet wird,
dadurch gekennzeichnet, daß
dadurch gekennzeichnet, daß
- - mindestens ein Blockiersignal für die Distanzschutzeinrichtung durch zeitliche Ableitung einer leistungsbezogenen elektrischen Größe erzeugt wird, und
- - ein Vorzeichen (sign) der Richtung der transienten Leistungspendelungen
aus der Durchlaufrichtung der Impedanzortkurve in der
komplexen Ebene mittels einer zeitlichen Ableitung oder Änderung
einer gemessenen Resistanz
- -- für große Polradwinkel in einer Umgebung von 180° nach folgender Beziehung:
- -- für kleine Polradwinkel in einer Umgebung von 0° und 360° nach folgender Beziehung: bestimmt wird, worin mit R die gemessene Resistanz bezeichnet ist, und
- - daß das Blockierkommando für die Distanzschutzeinrichtung erzeugt
wird,
- -- wenn das mindestens eine Blockiersignal multipliziert mit dem ermittelten Vorzeichen (sign) der Richtung der transienten Leistungspendelungen einen vorgegebenen positiven Grenzwert überschreitet und gleichzeitig
- -- ein Anregesignal der Distanzschutzeinrichtung vorliegt und
- -- keine Nullströme von der Distanzschutzeinrichtung gemessen werden.
2. Verfahren zum Schutz von Distanzschutzeinrichtungen vor unerwünschter
Auslösung während transienter Leistungspendelungen, wobei beim
Auftreten von transienten Leistungspendelungen ein Blockierkommando
erzeugt wird, das die unerwünschte Auslösung der
Distanzschutzeinrichtung verhindert, und dabei eine Impedanzortskurve
verwendet wird,
dadurch gekennzeichnet, daß
- - mindestens ein Blockiersignal für die Distanzschutzeinrichtung durch zeitliche Ableitung einer leistungsbezogenen elektrischen Größe erzeugt wird, und
- - ein Vorzeichen (sign) der Richtung der transienten Leistungspendelungen aus der Durchlaufrichtung der Impedanzortkurve in der komplexen Ebene mittels einer zeitlichen Ableitung oder Änderung einer gemessenen Resistanz für große Polradwinkel in einer Umgebung von 180° nach folgender Beziehung: bestimmt wird, worin mit R die gemessene Resistanz, mit X die gemessene Reaktanz und mit b ein Kreismittelpunkt bezeichnet sind, der nach der Beziehung: bestimmt wird, und
- - daß das Blockierkommando für die Distanzschutzeinrichtung erzeugt
wird,
- -- wenn das mindestens eine Blockiersignal multipliziert mit dem Vorzeichen (sign) der Richtung der transienten Leistungspendelungen einen vorgegebenen positiven Grenzwert überschreitet und gleichzeitig
- -- ein Anregesignal der Distanzschutzeinrichtung vorliegt und
- -- keine Nullströme von der Distanzschutzeinrichtung gemessen werden.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet,
- - daß die leistungsbezogene elektrische Größe, durch deren zeitliche Ableitung das zumindest eine Blockiersignal erzeugt wird, proportional einer Differenz aus Blind- und Wirkleistung am Meßort ist und
- - daß das mindestens eine Blockiersignal nach folgender Beziehung bestimmt wird: worin mit ΔP und ΔQ die Änderungen der Wirk- und Blindleistung, mit S der Betrag der Scheinleistung, gebildet aus Wirk- und Blindleistung mit Δt das Zeitintervall der Änderungen der Blind- und Wirkleistung und mit sign=±1 das Vorzeichen der Richtung der transienten Leistungspendelung bezeichnet sind.
4.Verfahren nach Anspruch 1 oder 2,
dadurch gekennzeichnet,
daß als Ableitung die leistungsbezogene elektrische Größe, durch
deren Ableitung das zumindest eine Blockiersignal erzeugt wird,
proportional einem Quotienten aus Wirkleistung und absolutem
Betrag der Scheinleistung am Meßort ist und nach folgender
Beziehung bestimmt wird:
worin mit P die Wirkleistung, mit St der absolute Betrag der
Scheinleistung, gebildet aus der Nennspannung und der Stromamplitude
(St = Un · |I|), mit Δt das Zeitintervall der
Änderung des Quotienten und mit sign=±1 das Vorzeichen
der Richtung der transienten Leistungspendelung bezeichnet
sind.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet,
- - daß am Meßort Ströme und Spannungen des elektrischen Versorgungsnetzes mit einer Frequenz, die höher als die Netzfrequenz ist, abgetastet werden und
- - daß aus den abgetasteten Strom- und Spannungswerten die Stromamplituden sowie die Wirk- und Blindleistung und die Resistanz und Reaktanz bestimmt werden.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche,
dadurch gekennzeichnet,
daß das mindestens eine Blockiersignal unterbrochen
wird, wenn das Verhältnis der Amplitude der 2. Harmonischen
des Stromes zur Amplitude der Grundschwingung
einen vorgegebenen Grenzwert überschreitet.
7. Verfahren nach Anspruch 6,
dadurch gekennzeichnet,
daß zur Unterbrechung des mindestens einen Blockiersignals
das die Richtung der transienten Leistungspendelungen
angebende Vorzeichen auf Null gesetzt wird (sign=0).
8. Anordnung zur Durchführung des Verfahrens nach einem der
Ansprüche 1 bis 7,
- - Strom- und Spannungswandler über Abtast- und Halteschaltungen mit einer diese steuernden Datenverarbeitungsanordnung verbunden sind,
- - in der die Werte der gemessenen Ströme und Spannungen jeweils durch eine Bandpaßfilterung in Sinus- und Cosinuskomponenten zerlegt werden,
- - aus denen die Wirk- und Blindleistung sowie der Strom und das Quadrat des Stroms bestimmt werden,
- - wobei zur Erzeugung des Differentialquotienten des mindestens einen Blockiersignals die Differenz der Blind- und Wirkleistung nach der Zeit differenziert und durch die aus der Wirk- und Blindleistung gebildete Scheinleistung dividiert wird,
- - aus der Wirk- und Blindleistung und dem Quadrat des Stroms die Reaktanz und Resistanz bestimmt werden,
- - aus denen nach einer jeweiligen Tiefpaßfilterung das Vorzeichen (sign) des mindestens einen Blockiersignals erzeugt wird,
- - das mindestens eine Blockiersignal aus dem Produkt des Differentialquotienten des mindestens einen Blockiersignals und dem Vorzeichen (sign) bestimmt wird,
- - das mindestens eine Blockiersignal mit einem Anregesignal aus einer Distanzschutzeinrichtung und mit einem Zeitverzögerungssignal zur Erzeugung eines die Distanzschutzeinrichtung sperrenden Blockierkommandos verknüpft wird und
- - das mindestens eine Blockiersignal bei einem vorgebbaren Schwellwert für die zweite Stromharmonische unterbrochen wird, um eine Fehlauslösung des Blockierkommandos bei einer Stromwandlersättigung zu vermeiden (Fig. 7).
9. Anordnung zur Durchführung des Verfahrens nach einem der
Ansprüche 1 bis 7,
dadurch gekennzeichnet, daß
- - Strom und Spannungswandler über Abtast- und Halteschaltungen mit einer diese steuernden Datenverarbeitungsanordnung verbunden sind,
- - in der die Werte der gemessenen Ströme und Spannungen jeweils durch Bandpaßfilterung in Sinus- und Cosinuskomponenten zerlegt werden,
- - aus denen der Strom, das Quadrat des Stroms, die Wirk- und Blindleistung und hieraus die Scheinleistung bestimmt werden,
- - wobei der Differentialquotient des mindestens einen Blockiersignals aus dem Quotienten von der Wirk- und der aus der Spannung und der Stromamplitude gebildeten Scheinleistung ermittelt wird,
- - aus der Wirk- und Blindleistung und dem Quadrat des Stroms die Reaktanz und Resistanz bestimmt werden,
- - aus denen nach einer jeweiligen Tiefpaßfilterung das Vorzeichen (sign) des mindestens einen Blockiersignals erzeugt wird,
- - das mindestens eine Blockiersignal aus dem Produkt des Differentialquotienten des mindestens einen Blockiersignals und dem Vorzeichen (sign) bestimmt
- - das mindestens eine Blockiersignal mit einem Anregesignal aus einer Distanzschutzeinrichtung und mit einem Zeitverzögerungssignal zur Erzeugung eines die Distanzschutzeinrichtung sperrenden Blockierkommandos verknüpft wird und
- - das mindestens eine Blockiersignal bei einem vorgebbaren Schwellwert für die zweite Stromharmonische unterbrochen wird, um eine Fehlauslösung des Blockierkommandos bei einer Stromwandlersättigung zu vermeiden (Fig. 8).
10. Anordnung nach Anspruch 8 oder 9,
dadurch gekennzeichnet,
daß aus den Werten der gemessenen Ströme durch Filterung
die zweite Stromharmonische bestimmt wird, die mit dem
vorgebbaren Schwellwert verglichen wird, bei dessen
Überschreitung das Vorzeichen (sign) auf Null gesetzt wird,
um das mindestens eine Blockiersignal zu unterbrechen und
um damit die Fehlauslösung des Blockierkommandos zu
vermeiden.
Priority Applications (1)
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DE4100646A DE4100646C2 (de) | 1991-01-11 | 1991-01-11 | Verfahren und Anordnung zum Schutz von Distantschutzeinrichtungen vor unerwünschter Auslösung während transierter Leistungspendelungen |
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