DE68906934T2 - Verfahren und Vorrichtung zur Fehlerlokalisierung im Falle einer fehlerhaften Leistungstransmissionsleitung. - Google Patents
Verfahren und Vorrichtung zur Fehlerlokalisierung im Falle einer fehlerhaften Leistungstransmissionsleitung.Info
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Description
- Verfahren und Anordnung zur Fehlerlokalisierung beim Auftreten eines Fehlers auf einer Leistungs-Übertragungsleitung
- Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Fehlerlokalisierung im Falle des Auftretens eines Fehlers auf einer Leistungsübertragungsleitung gemäß dein Oberbegriff des Anspruches 1. Die Erfindung bezieht sich auch auf eine Anordnung zur Durchführung des Verfahrens
- Zum Schutz von Kabel- und Freileitungs-Übertragungsleitungen werden sogenannte Distanzschutzeinrichtungen verwendet. Diese können auf unterschiedlichen technischen Prinzipien beruhen, die häufig auf einem bestimmten Arbeitsbereich in einer Impedanzebene oder einem Wellendetektorprinzip beruhen. In diesem Zusammenhang ist man normalerweise daran interessiert, die Entfernung von einer Meßstation zum Ort des möglichen Fehlers sowie die Größe des Fehlerwiderstandes zu ermitteln. Die Distanzschutzeinrichtungen enthalten daher häufig sogenannte Fehlerlokalisierer.
- Die Prinzipien der Lokalisierung eines Fehlers, der auf einer geschützten Leitung aufgetreten ist und die Bestimmung des Fehlerwiderstandes sind wohlbekannt. Diese Prinzipien basieren normalerweise auf Meßwerten, die mit Hilfe von Meßtransformatoren in einer der geschützten Leitung benachbarten Meßstation gewonnen werden. Der gegenwärtige Stand der Technik arbeitet mit Ahalog-Digitalwandlung (A/D) und Filterung der Meßwerte, die dann mittels verschiedener Distanzschutzgleichungen die Fehlerentfernung und die Größe des Fehlerwiderstandes liefern.
- Um die vorliegende Erfindung besser zu verstehen, wird auf die beigefügten Zeichnungen Bezug genommen und zunächst eine kurze Zusammenfassung der Fehlerschutzgleichungen gegeben, der häufig verwendeten, und die Art wie diese Gleichungen gemäß dem Stande der Technik gelöst werden. Danach werden dann die Probleme beschrieben, die im Zusammenhang mit der Bestimmung der Fehlerentfernung in Abhängigkeit der verwendeten Meßprinzipien auftreten.
- Die Zeichnungen zeigen in
- Figur 1 eine angenommene Leitung zwischen zwei Stationen P und Q, auf welcher Leitung ein Erdfehler an der Stelle F aufgetreten ist. Im übrigen zeigt die Figur die Spannungen, Ströme, Impedanzeß usw., die in der folgenden Beschreibung verwendet werden.
- Figur 2 ein Ersatzschaltbild eines kapazitiven Spannungsmessers, eines sogenannten CTV Transformators.
- Figur 3 eine Ausführungsform einer Anordnung gemäß der Erfindung zur Bestimmung der Fehlerposition und des Fehlerwiderstandes.
- Wie oben angedeutet, gibt es verschiedene alternative Entfernungsschutzgleichungen. Zwei der am häufigsten verwendeten sollen unter Bezug auf Figur 1 kurz beschrieben werden. Beide setzen Kenntnis der Leitungsimpedanz ZPQ des geschützten Leitungsabschnittes zwischen den Meßstationen P und Q im fehlerfreien Zustand voraus. Nach der Feststellung eines Fehlers können die Spannungen UP und UQ und die Ströme IP und IQ in den betreffenden Stationen gemessen werden. Um die Notwendigkeit einer Kommunikationsverbindung zwischen den beiden Stationen zu vermeiden, werden jedoch die Werte einer der beiden Stationen normalerweise als Ausgangspunkt verwendet. Mit der Annahme, daß ein Strom IF durch einen Fehlerwiderstand RF mit einer Spannung UF am Fehlerwiderstand fließt, gilt die folgende Beziehung:
- UP = UPF + UF = αUPQ + UF = αZPQIP + RFIF (1)
- Dabei ist α (= 0 - 1) zunächst ein angenommenes Maß für die Fehlerentfernung und UPQ ist der Spannungsfall längs der gesamten Leitung, der mit Hilfe von IP ermittelt wird.
- Gleichung (1) ist natürlich wegen zu vieler unbekannter Parameter nicht unmittelbar lösbar. Daher muß zunächst eine Anzahl von Annahmen gemacht werden, um sie lösen zu können. Bei einer bekannten Distanzschutzeinrichtung ist die Annahme üblich, daß der Fehlerstrom IF proportional zu dem in der Station P gemessenen Strom ist, d.h.
- IP = k&sub1;IP (2)
- Diese Annahme ist erfüllt, wenn die elektromotorischen Kräfte EP und EQ in P und Q gleiche Phasenlage haben, und wenn die Phasenwinkel für die Impedanzen, gerechnet von der Fehlerstelle zu der betreffenden elektromotorischen Kraft, gleich sind Impedanzen. Gleichung (1) kann dann wie folgt geschrieben werden:
- UP= αZPQIP + RF k&sub1;IP = αZPQIP + RF1IP (3)
- Dabei ist RF1 ein scheinbarer Fehlerwiderstand während der Rechnung.
- Eine andere Variante der erforderlichen Annahme besteht darin anzunehmen, daß der Fehlerstrom proportional der Stromänderung in P im Augenblick des Eintritts des Fehlers ist, d.h.
- IF = k&sub2;ΔIP (4)
- womit Gleichung (1) uingeformt werden kann zu
- UP = αZPQIP + RFk&sub2;ΔIP = αZPQIP + RF2ΔIP (5)
- Beide Gleichungen (3) und (5) enthalten zwei unbekannte Parameter, α und RF1 beziehungsweise RF2. Dies bedeutet, dar eine besondere Lösungmethode erforderlich ist, um diese unbekannten Parameter zu bestimmen. Eine solche Methode kann eine lineare Regression sein, eine Technik, die im einzelnen beispielsweise beschrieben wird in Ljung-Sönderström's "Theory and Practice of Recursive Identification", 1983, insbesondere auf den Seiten 323-327. Zweckmäßigerweise wird auch eine lineare Regression verwendet; die einen Vergeß- Faktor enthält, um die Gleichungen (3) und (5) den vorhandenen Meßbedingungen anzupassen.
- Eine Zusammenfassung der verwendeten Technik findet sich u.a. in der SE-A-8702683-7, "Frequency relay", Seiten 5-10 (veröffentlicht als SE-B-458070 am 20.02.89).
- Die Methode, welche eine lineare Regression verwendet und die Methode der kleinsten* Quadrate zur Lösung der Entfernungsgleichungen vom Typ der Gleichungen (3) und (5) wird auch beschrieben in dem Aufsatz "A Prototype of Multiprocessor Based Distance Relay", in IEEE Transaction 1982, on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-101, Nr. 2, Februar 1982, Seiten 491-497.
- Bei der Verwendung von Distanzschutzeinrichtungen mit Bestimmung der Fehlerstelle und des Fehlerwiderstandes für Hochspannungsübertragungen werden zur Spannungsmessung gewöhnlich kapazitive Spannungswandler, CVT, benutzt. Es ist bekannt, daß eine solche Spannungsmessung, insbesondere im Falle einer starken Verkleinerung der Amplitude in Verbindung mit dem Auftreten eines Fehlers und insbesondere, wenn der Fehler beim Nulldurchgang der Spannung auftritt, mit einem Spannungsmeßfehler behaftet ist, der gewöhnlich als CTV- Transienten bezeichnet wird. Dies wird u.a. beschrieben in einem Aufsatz von N. Ashton in "Power System Protection", Teil 1, Seiten 279-283, P. Peregrinus Ltd., Stevenage UK, Hertz 1981, New York. Hierfür gibt es relativ einfache physikalische Erklärung. Das Ersatzschaltbild einer solchen Spannungsmessung zeigt Figur 2. Hier ist UP die zu messende Hochspannung und UPM ist die vom kapazitiven Spannungswandler gelieferte Meßspannung.
- Zu den Mitteln für eine CVT-Messung gehören, zusätzlich zu einem kapazitiven Spannungsteiler C eine Kompensationsinduktivität LK und ein gewöhnlicher magnetischer Transformator, dessen Bürde durch die Induktivität LB und den Widerstand RB symbolisch dargestellt ist.
- Für die Übertragungsfunktion UPM/UP gilt folglich:
- Durch die Wahl von LK und C derart, daß
- jωoLK + 1/jωoC = 0
- wobei ωo der Netzfrequenz fo entspricht, gilt für die Übertragungsfunktion bei Netzfrequenz stets
- GCVT(jωo) = 1 (8)
- unabhängig von der last und der Leistung.
- Bei niedrigen Frequenzen gilt jedoch für die Übertragungsfunktion
- GCVT(jω) = SRBC/1 + SRBC (9)
- was nach einer Spannungsänderung zu einem aperiodischen zeitlichen Ausgleichvorgang (Transiente) führt mit der Zeitkonstante T = RBC. Für eine typische Last von 150 VA variiert T üblicherweise zwischen 50 und 150 ms.
- Beim Auftreten von Fehlersituationen werden normalerweise sehr dringend Entscheidungen verlangt über das, was zu tun ist, um schädliche Folgen zu vermeiden. Für die heute verfügbaren sehr schnellen Bewertungsmethoden zur Bestimmung der unbekannten Parameter in den Gleichungen (3) und (5) führt der unrichtige Spannungsmeßfehler, der durch den CVT- Transformator eingeht, zu großen unrichtigen Bewertungen und Schlußfolgerungen. Da die CVT-Transienten lange bekannt sind, wurden auch verschiedene Methoden zur Reduzierung ihres Einflusses angewendet. Die am häufigsten angewendete Methode bestand darin, die CTV-Transienten auf verschiedenen Wegen wegzufiltern. Der Nachteil einer solchen Methode besteht dann jedoch ebenfalls in einer Verzögerung der richtigen Bewertung.
- Wegen der eingehenden CTV-Meßfehlerspannung haben die oben genannten Annahmen bezüglich der Distantschutzgleichungen beachtliche Fehler bei der Bestimmung der Fehlerstelle und des Fehlerwiderstandes zur Folge. Es wurde auch gefunden, daß die Meßfehlerspannung hauptsächlich ein niedriges Frequenzspektrum hat.
- Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren der oben genannten Art zu entwickeln, welches den bekannten Verfahren überlegen ist, wenn es um die Bestimmung der Entfernung eines Fehlers von der Meßstation sowie der Größe des Fehlerwiderstandes geht.
- Zur Lösung dieser Aufgabe wird ein Verfahren gemäß dem Oberbegriff des Anspruches 1 vorgeschlagen, welches erfindungsgemäß die im kennzeichnenden Teil des Anspruches 1 genannten Merkmale hat.
- Vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind in den weiteren Ansprüchen 2 und 3 genannt.
- Eine Anordnung zur Durchführung des Verfahrens ist durch die Merkmale des Anspruches 4 gekennzeichnet.
- Vorteilhafte Ausgestaltungen der Anordnung nach der Erfindung sind in den weiteren Ansprüchen 5 und 6 genannt.
- Gemäß der Erfindung werden die Distantschutzgleichungen ergänzt durch eine Spannung ΔUCVT, welche die niedrigfreguente Meßfehlerspannung darstellen soll. Das bedeutet, daß die Fehlerschutzgleichungen allgemein wie folgt geschrieben werden können:
- UPM = UPM (true) + ΔUCVT (low frequency) = αUPQ + UF + + ΔUCVT (10)
- Diese Gleichung liefert die verbesserten Augenblickswertmodelle
- UPM1 = αZPQIP + RF1IP + ΔUCVT (11)
- und
- UPM2 = αZPQIP + RF2ΔIP + ΔUCVT (12)
- Die Erfindung besteht also darin, daß sie von irgendeiner der genannten Annahmen ausgeht und versucht, die Parameter α, RF1 oder RF2 und ΔUCVT durch lineare Regression zur finden. Simulationen haben gezeigt, daß mit diesen Annahmen eine beachtliche Verbesserung der Bestimmung von Fehlerstellen und Fehlerscheinwiderständen erreicht. Die wichtigste gewonnene Information ist natürlich der Wert von α. Da normalerweise Messungen nur in einer Station stattfinden, ist eine direkte Messung der oben beschriebenen Proportionalitätskonstanten k&sub1; und k&sub2; nicht möglich. Dies bedeutet, daß der wirkliche Fehlerwiderstand RF nicht angegeben werden kann. Da die Distanzrelais normalerweise im ersten Quadranten der Impedanzebene arbeiten, darf das Relais natürlich nicht auf einen Lastwiderstand ansprechen, der innerhalb der Übertragungskapazität der Leitung liegt. Der Grenzwert für den Widerstand, bei dem eine Auslösung erfolgen soll (siehe weiter unten, wo bevorzugte Ausführungsformen beschrieben werden), muß daher auf der Basis der normalen Last angegeben werden und ein angenommener Wert von k&sub1; oder k&sub2; und des scheinbaren Widerstandes RF1 beziehungsweise RF2.
- Normalerweise sind bis zu 80-90% der Leitungsentfernung von der Fehlerlokalisierung erfaßt.
- Eine bevorzugte Ausführungsform einer Anordnung zur Fehlerlokalisierung gemäß der Erfindung zeigt Figur 3. In einem Hochspannungsnetz RST und in einer Meßstation P werden die Phasenspannung UP und der Phasenstrom IP gemessen. Wie aus der obigen Beschreibung hervorgeht, kann eine, zumindest zwei verschiedene Distantschutzgleichungen (11) und (12) zum Ausgangspunkt gemacht werden. Wenn Gleichung (11) zum Ausgangspunkt gemacht wird, wird die Anordnung zur Fehlerlokalisierung kontinuierlich eingeschaltet und überwacht den Zustand der Leitung. Wenn Gleichung (12) zum Ausgangspunkt gemacht wird, muß eine vorgeschriebene Mindeständerung von IP angenommen werden, um die Überwachung des Zustandes der Leitung einzuleiten. Dies sind offensichtliche Bedingungen für ein Distanzrelais und werden daher nicht weiter beschrieben.
- Wie oben beschrieben, gewinnt man die Meßspannung UPM über einen kapazitiven Spannungsteiler 1 und einen konventionellen Transformator 2. Der Strom IP wird in bekannterweise mit einem Stromwandler 3 gemessen.
- Die Meßwerte werden Tiefpaßfiltern 4 und 5 zugeführt, welche Komponenten mit Frequenzen von normalerweise über 500 Hz wegfiltern; die Meßwerte werden dann in den Gliedern 6 und 7 in digitale Darstellung umgewandelt. Die digitalen Augenblickswerte für Strom und Spannung werden einem Rechner (CALC) 8 zugeführt, welcher jedes der beschriebenen Modelle gemäß den Gleichungen (11) und (12) mittels linearer Regressionstechnik verarbeitet. Dies ergibt geschätzte Werte für die Parameter der Gleichungen, d.h. für α, welches die Fehlerposition repräsentiert, RF1 beziehungsweise RF2, welche den scheinbaren Widerstand repräsentieren-und ΔUCVT, welche die Fehlerspannung repräsentiert.
- Die Spannung ΔUCVT hat, genau gesagt, keine weitere Bedeutung.
- Die Werte von α, RF1 und RF2, die vom Rechner erzeugt wurden, werden einer Logikeinheit (LOGIC) 9 zum Vergleich mit eingegebenen oberen und unteren Grenzwerten αmin, αmax beziehungsweise RFmin, RFmax verglichen. Wenn die erhaltenen α- und RF-Werte innerhalb der vorgegebenen Grenzen liegen, wird ein Befehl B zur Auslösung gegeben.
- Die verfügbaren alternativen Ausführungen beinhalten mehr oder weniger integrierte Kombinationen der Glieder zum Filtern, zur Umwandlung in digitale Darstellung, zur lineare Regression und für die notwendigen logischen Entscheidungen.
Claims (6)
1. Verfahren zur Fehlerlokalisierung im Falle des Auftretens
eines Fehlers an einer Stelle (F) auf einer
Leistungs-Übertragungsleitung zwischen zwei Stationen (P, Q), wobei die
Impedanz (ZPQ) der Leitung im fehlerfreien Zustand bekannt
ist, zu welchem Verfahren, im Falle eines Fehlers, in einer
Station (P) oder in beiden Stationen (P, Q) die Messung der
Phasenspannungen (UPM), gemessen mit-einem kapazitiven
Spannungswandler, der Phasenströme (IP), gemessen mit
Stromwandlern, oder die Messung von Änderungen der Phasenströme (ΔIP)
gehören mit anschließender Tiefpaßfilterung und Analog-
Digitalumwandlung der Meßwerte, dadurch
gekennzeichnet, daß während der Fehlerlokalisierung
mit Hilfe
(1) der gefilterten und umgewandelten Spannungswerte,
(2) eines Wertes eines Spannungsfalles UPQ = ZPQIP längs der
Leitung, der aus den gefilterten und umgewandelten
Stromwerten bestimmt wird, und
(3) ausgehend von der Beziehung UPM = αUPQ + UF + ΔUCVT, in
der α ein Maß für die Fehlerentfernung von der Meßstation
darstellt, UF eine Spannung über dem Fehlerort darstellt
und ΔUCVT eine Fehlerspannung darstellt, die durch den
kapazitiven Spannungswandler eingeht,
ein Wert für die Entfernung, ein Wert für die Fehlerspannung
an der Fehlerstelle und hieraus ein Wert für einen
scheinbaren Widerstand an der Fehlerstelle gebildet werden durch
Verarbeitung mittels linearer Regression, und daß danach die
Fehlerstellenentfernung mit einem oberen (αmax) und einem
unteren (αmin) Grenzwert verglichen wird, der scheinbare
Fehlerwiderstand mit einem oberen (RFmax) und einem unteren
(RFmin) Grenzwert verglichen wird und ein Auslösebefehl (B)
gegeben wird, wenn festgestellt wird, daß die
Fehlerstellenentfernung und der scheinbare Fehlerwiderstand innerhalb der
betreffenden Grenzwerte liegen.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch
gekennzeichnet, daß ein erster scheinbarer Fehlerwiderstand
(RF1) mit Hilfe der linearen Regression bestimmt wird, wenn
angenommen wird, daß der Fehlerstrom gleich dem gemessenen
Strom (IP) in der genannten Station ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 dadurch
gekennzeichnet, daß ein zweiter scheinbarer
Fehlerwiderstand (RF2) mit Hilfe der linearen Regression bestimmt wird,
wenn angenommen wird, daß der Fehlerstrom gleich der
gemessenen Änderung des Stromes im Augenblick des Auftretens des
Fehlers (ΔIP) ist.
4. Anordnung zur Durchführung des Verfahrens gemäß Anspruch
1 zur Fehlerlokalisierung nach dem Eintritt eines Fehlers an
einer Fehlerstelle (F) auf einer
Leistungs-Übertragungsleitung zwischen zwei Stationen (P, Q), wobei die Leistungs-
Übertragungsleitung im fehlerfreien Zustand eine bekannte
Leitungsimpedanz (ZPQ) hat, welche Anordnung in einer der
Stationen (P) kapazitive Spannungsmeßwandler (1, 2) hat zur
Messung der Phasenspannung (UPM), Stromwandler (3) zur
Messung des Phasenstromes (IP) oder zur Messung der Anderungen
der Phasenströme (ΔIP) beim Eintritt eines Fehlers, Glieder
(4, 5) zur Tiefpaßfilterung und Glieder (6, 7) zur Analog-
Digitalwandlung der Meßwerte, dadurch
gekennzeichnet, daß die gefilterten und umgewandelten
Meßwerte einem Rechner CALC (8) zugeführt werden, welcher einen
Spannungsfall (UPQ) längs der Leitung und auf der Grundlage
der Beziehung UPM = αUPQ + UF + ΔUCVT bildet, wobei α ein
Maß für die Fehlerstelle ist, UF eine Spannung an der
Fehlerstelle darstellt und UCVT eine Fehlerspannung darstellt,
die durch den kapazitiven Spannungsmeßwandler hervorgerufen
wird, zur Bestimmung mittels linearer Regression eines
Wertes der Fehlerentfernung und eines Wertes der Fehlerspannung
an der Fehlerstelle und um hieraus einen Wert für einen
scheinbaren Widerstand an der Fehlerstelle zu bilden, worauf
diese beiden Werte einer logischen Einheit LOGIC (9)
zugeführt werden, welche die Fehlerposition mit einem oberen
(αmax) und einem unteren (αmin) Grenzwert vergleicht und den
scheinbaren Fehlerwiderstand mit einem oberen (RFmax) und
einem unteren (RFmin) Grenzwert vergleicht, und um eine
Auslösung (B) einzuleiten, wenn festgestellt wird, daß die
Fehlerposition und der scheinbare Fehlerwiderstand innerhalb
der betreffenden Grenzen liegen.
5. Anordnung nach Anspruch 4, dadurch
gekennzeichnet, daß der Rechner einen Wert für einen ersten
scheinbaren Fehlerwiderstand mit Hilfe einer linearen
Regression bestimmt durch die Annahme, daß der Fehlerstrom
gleich dem gemessenen Strom in der einen der genannten
Stationen ist.
6. Anordnung nach Anspruch 4, dadurch
gekennzeichnet, daß der Rechner einen zweiten Wert für
einen scheinbaren Fehlerwiderstand mit Hilfe einer linearen
Regression bestimmt unter der Annahme, daß der Fehlerstrom
gleich der gemessenen Änderung des Stromes im Augenblick des
Auftretens des Fehlers ist.
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