EP2232280A1 - Verfahren und fehlerorter zum bestimmen eines fehlerortwertes - Google Patents

Verfahren und fehlerorter zum bestimmen eines fehlerortwertes

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EP2232280A1
EP2232280A1 EP08707363A EP08707363A EP2232280A1 EP 2232280 A1 EP2232280 A1 EP 2232280A1 EP 08707363 A EP08707363 A EP 08707363A EP 08707363 A EP08707363 A EP 08707363A EP 2232280 A1 EP2232280 A1 EP 2232280A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
values
fault location
value
short circuit
intermediate impedance
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.)
Withdrawn
Application number
EP08707363A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Volker Henn
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
Original Assignee
Siemens AG
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 filed Critical Siemens AG
Publication of EP2232280A1 publication Critical patent/EP2232280A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/088—Aspects of digital computing
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
    • G01R31/085—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution lines, e.g. overhead

Definitions

  • the invention relates to a method for determining a fault location value which indicates a fault location of a short circuit occurring in an electrical power supply network, in which current measured values and voltage measured values of a conductor affected by the short circuit are detected after the beginning of the short circuit, from at least some of the detected ones
  • the invention also relates to a fault locator for determining a fault location value.
  • Electric power grids are usually monitored by means of so-called protection devices on the occurrence of inadmissible operating conditions.
  • An impermissible operating state occurs, for example, when a conductor of an electrical power supply network, for example an overhead line or a cable, is affected by a short circuit.
  • a short circuit can exist between several conductors as well as between a conductor (or several conductors) on the one hand and earth on the other hand.
  • a short circuit can exist between several conductors as well as between a conductor (or several conductors) on the one hand and earth on the other hand.
  • a short circuit can exist between several conductors as well as between a conductor (or several conductors) on the one hand and earth on the other hand.
  • Short circuit caused by a fallen on an overhead line tree In the event of a short circuit, the faulty conductor must be disconnected immediately from the electrical power supply network in order to prevent damage to components of the power supply system due to high fault currents or the spread of the fault to other parts of the power supply network.
  • electrical protection devices In order to detect impermissible states in electrical energy supply networks, electrical protection devices usually record measured values such as current and voltage values of the individual conductors and evaluate these using so-called protection algorithms. If an impermissible operating state is detected, then the respective protective device issues a switching command to one or more power switches in order to separate the faulty conductor section from the rest of the power supply network.
  • a fault location value is determined from the result impedance value.
  • the error location value can either be given as an absolute length specification of the distance of the fault location from the measuring protective device or, if the length of the overall line is known, also as a percentage of the total line length.
  • the accuracy of the fault location value determined with the known method depends strongly on the selection of the data window which contains the measured value pairs of current measured values and
  • Object of the present invention is to provide a method and a fault locator of the type mentioned above with still further increased accuracy of fault location.
  • this object is achieved by a method of the generic type in which intermediate impedance values are calculated for calculating the result impedance value from the current measured values and the respectively simultaneously measured voltage measured values, and a match factor is assigned to the intermediate impedance values indicates the probability with which the actual fault location can be derived from the respective intermediate impedance value, and the result impedance value is calculated from at least one of those intermediate impedance values to which a high-probability matching factor is assigned.
  • the advantage of the method according to the invention is that not only an impedance value is determined from the acquired current measured values and the associated voltage measurement values, which is used to deduce the fault location value, but that a multiplicity of intermediate impedance values are first generated and from one or more For those intermediate impedance values most likely to be deduced at the actual fault location, ultimately the error location value is determined.
  • This makes it independent of the selection of suitable measured value pairs of current and voltage measured values, for example by placing a suitable data window, since only after the calculation of the intermediate impedance values is a weighting based on the probability.
  • unfavorably selected current and voltage measurement values can no longer lead to inaccurate fault location value determination;
  • intermediate impedance values formed from such unfavorably selected current and voltage measurement values are provided with a match factor indicating a low probability and thus are not used to determine the result impedance value.
  • the differences between the respective intermediate impedance value and its temporally adjacent intermediate impedance values are determined to determine the respective matching factors, and the respective matching factor is determined from a mathematical combination of the reciprocal differences becomes.
  • the respective matching factor is determined by multiplying the reciprocal differences.
  • the complex current and voltage vectors required for the calculation of complex intermediate impedance values are usually not determined from instantaneous values of current and voltage measured values, according to a further advantageous embodiment of the method according to the invention it is provided that for determining the respective intermediate impedance values in each case in time associated current measured values and voltage measured values which are located within a data window to be considered are used. From these current and voltage measured values of the individual data windows, it is then possible, for example, to calculate complex current and voltage vectors, which are used to form the intermediate impedance values, via a discrete Fourier transformation (DFT).
  • DFT discrete Fourier transformation
  • the desired intermediate impedance values result, for example, from quotient formation from the complex voltage vector and the complex current vector.
  • the selection of the respective data window does not need to be given increased attention, because only after the determination of the intermediate impedance values from a multiplicity of intermediate impedance values by a correspondingly different assignment of matching factors a determination of the result impedance value takes place.
  • overlapping data windows are used to determine temporally successive intermediate impedance values.
  • an electric fault locator for determining a fault location value indicating a fault location of a short circuit occurring in an electrical power supply network, which has a data processing device which is set up to carry out a method according to one of the embodiments described above ,
  • the electrical fault locator is part of an electrical protection device.
  • a data processing device already present in an electrical protective device can also be used to calculate the error location value.
  • Figure 1 is a schematic representation of an electrical protection device on a line section of an electrical power supply network
  • FIG. 2 shows a complex impedance diagram with registered intermediate impedance values.
  • FIG. 1 shows a line section 10 of the length L, at which, at one end 10a, current flows are shown only schematically.
  • the line section 10 is shown as a single-phase line section for the sake of simplicity, it can also be a multi-phase, for example three-phase, line section of a correspondingly polyphase power supply network.
  • the protective device 12 would be connected in such a case via correspondingly many current transformers IIa and voltage transformers IIb with the individual phases of the line section 10. If the method for error location determination is explained below by means of only one phase, the mode of operation for the other phases for a multiphase energy supply network has to be supplemented accordingly.
  • the protective device 12 has a measured value detection device 13, which is connected on the input side to the current transformer IIa and the voltage converter IIb.
  • a preprocessing device 14 is connected to the measured value detection device 13, in which, for example, a filtering and / or Fourier transformation of the digital measured values i or ü can be carried out.
  • a protective device 15 is connected to the preprocessing device 14 on the one hand, in which the line section 10 can be monitored for impermissible operating states by using so-called protection algorithms. Furthermore, on the output side, a fault locator 16 is connected to the preprocessing device 15.
  • the protective device 12 shown in FIG. 1 operates as shown below. Via the current transformer IIa and the voltage transformer IIb, current measurement values i and voltage measurement values u are detected at the line end 10a of the line section 10 by means of the measured value acquisition device 13. In this context, an analog-to-digital conversion of the current and voltage measured values i and u into digital current or voltage measured values i and ü usually takes place. However, if the current and voltage transformers IIa and IIb are already digital converters or are already outside the electrical field
  • the digitally converted current and voltage values i and ü are then fed to the preprocessing device 14, where they are e.g. filtering and discrete Fourier transformation.
  • successive current and voltage values i and ü, respectively, which lie within a data window are processed with a corresponding algorithm, for example a discrete Fourier transformation (DFT) algorithm, to form a complex current vector i. or voltage vector u to calculate.
  • DFT discrete Fourier transformation
  • the protective device 15 Based on the current and voltage measurements i or ü or the current and voltage pointer values i. or U can be made by means of the protective device 15 based on the skilled person well-known and therefore not detailed at this point explained protection algorithms, such as a distance protection algorithm, a differential protection algorithm or an overcurrent protection algorithm, a decision on whether the line section 10 is in an allowable or an inadmissible operating state. If an impermissible operating state is detected, which is caused by a short circuit 17 indicated in FIG. 1 by a lightning symbol, the protective device 15 outputs a tripping order A for a circuit breaker not shown in FIG. 1 for the sake of simplicity in order to remove the faulty line section 10 from the electrical power supply network separate. In the case of a multi-phase line section 10, in this case it is also possible to detect the faulty phase in order to only separate it from the electrical power supply network, while the other phases can continue to be operated.
  • protection algorithms such as a distance protection algorithm, a differential protection algorithm or an overcurrent protection algorithm,
  • FIG. 1 indicates that the fault location of the short circuit 17 is located at a distance d from the one line end 10 a of the electrical line section 10.
  • An indication of the fault location of the short circuit 17 is generated by means of the faultor 16.
  • the protective device 15 As soon as the protective device 15 detects that there is a short circuit somewhere in the energy supply network, it generates a so-called start signal, from which a start signal S is derived. After that, the protective device checks whether the short circuit is on the line section 10 and, if necessary, outputs a tripping command to the connected circuit breakers.
  • the start signal S is supplied to the preprocessing device 14, for example. Deviating from this, the start signal S can also be fed directly to the fault locator 16, the Steps subsequently described for the preprocessing device are then performed by the error locator 16.
  • the start signal S causes the preprocessing device 14, the current pointer i continuously determined from the current or voltage values i and ü respectively. and store voltage vector u.
  • a sequence of current phasors i_ and voltage phasors u is provided, which describe the course of the current or the voltage on the line section 10, starting with the occurrence of the short circuit and ending with the disconnection of the line section 10.
  • the error locator 16 calculates therefrom complex intermediate impedance values z *, for example by the
  • the preprocessing device 14 carries out the current or voltage vector calculations on the basis of overlapping, ie sliding, data windows.
  • the data windows used for the discrete Fourier transformation for current or voltage pointer calculation are consequently not arranged sequentially but overlap by a specific number of current or voltage measured values i and / or.
  • the error locator 16 assigns a match factor K to each intermediate impedance value z *.
  • a coincidence factor K indicates the probability with which the calculated intermediate impedance value z * is suitable for determining the actual fault location. Due to measurement errors, external influences, converter inaccuracies and others
  • Influencing factors sxnd namely namely the determined from the time of entry of the short circuit intermediate impedance values z * not congruent, but have a certain dispersion.
  • the assignment of the matching factor K is intended to prevent a falsified intermediate impedance value z *, for example a so-called outlier, from being used to determine the fault location.
  • FIG. 2 shows an impedance diagram in which complex intermediate impedance values z * - indicated by small squares - are plotted. According to the equation
  • Each of the complex intermediate impedance values z * has a so-called resistance R, that is to say an ohmic resistance component, and a reactance X, that is to say a capacitance and an inductance.
  • tivities generated resistance; j stands for the imaginary number VI.
  • the differences to its temporally adjacent intermediate impedance values z * "1 and z * +1 are then determined for each intermediate impedance value z * to determine the matching factors K.
  • a first difference with respect to time is obtained for the intermediate impedance value 20 selected by way of example is determined and determines a second difference to the temporally preceding intermediate impedance value 22.
  • the reciprocal values of these differences are mathematically linked together, for example by multiplication, and then form the match factor K for the respective intermediate impedance value, in this case the intermediate impedance value 20:
  • the matching factor K assigned to this intermediate impedance value 20 will be comparatively small.
  • the intermediate impedance value 23 whose distances from its time neighbors, namely the intermediate impedance value 24 and the intermediate impedance value 25, are relatively small compared to the intermediate impedance value 22 are. Therefore, a comparatively large matching factor K is assigned to the intermediate impedance value 23.
  • a match factor K is assigned to each intermediate impedance value z *. From one or more intermediate impedance values z * having the highest associated matching factors K, the result impedance value is finally formed. Either the intermediate impedance value z * which has the highest matching factor K, ie the smallest distances to its temporal neighbors, is simply selected for this purpose. To increase the accuracy, however, it is appropriate to consider a certain percentage of all intermediate impedance values z *, for example a quarter of all intermediate impedance values z *, with the highest match factors K or even all recorded intermediate impedance values z * and then by arithmetic or geometric averaging from this to determine a result impedance value.
  • the error locator 16 can calculate and output a fault location value F on the basis of the result impedance value determined in this way.
  • the error locator 16 uses the reactance X of the result impedance value for this purpose.
  • the reactance coating of the line section 10 ie the reactance per unit length of the line section Section 10
  • the fault location of the short circuit 17 calculate.
  • an indication of the fault location is also possible in percent of the line length.
  • a fault location of a short circuit on a line section can be determined with comparatively high accuracy since, to calculate the result impedance value, a current vector and an associated voltage vector are not formed from just one data window in order to determine the result impedance value therefrom but from a plurality of current phasors and associated voltage phasors, intermediate impedance values are calculated, from which the most probable position of the result impedance value is determined by simple calculations. In this way, very accurate fault location values can be calculated, which provide the network operator with high accuracy information about where the short circuit is to be found, so that it can be remedied in a relatively short time.
  • the fault locator can also be designed as an independent device.
  • the functioning of such an independent error corrector is corresponding to an integrated error locator.
  • the start signal S can be transmitted to the fault locator by an additional protection device or can also be generated in it.
  • the components of the protective device 12 shown in FIG. 1, in particular the preprocessing device 14, the protective device 15 and the fault locator 16 are not inevitably to be regarded as spatially separated circuit blocks. Rather, they are to be regarded as functional units which, for example, can also be implemented as software running on a corresponding hardware platform.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen eines Fehlerortwertes (F), der einen Fehlerort eines in einem elektrischen Energieversorgungsnetz aufgetretenen Kurzschlusses (17) angibt, bei dem nach Beginn des Kurzschlusses Strommesswerte und Spannungsmesswerte eines von dem Kurzschluss betroffenen Leiters erfasst werden, aus zumindest einigen der erfassten Strommesswerte und der jeweils gleichzeitig erfassten Spannungsmesswerte ein Ergebnis-Impedanzwert berechnet wird und aus dem Ergebnis-Impedanzwert der Fehlerortwert (F) bestimmt wird. Die Erfindung betrifft auch einen entsprechenden Fehlerorter (16).

Description

Beschreibung
Verfahren und Fehlerorter zum Bestimmen eines Fehlerortwertes
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen eines Fehlerortwertes, der einen Fehlerort eines in einem elektrischen Energieversorgungsnetz aufgetretenen Kurzschlusses angibt, bei dem nach Beginn des Kurzschlusses Strommesswerte und Spannungsmesswerte eines von dem Kurzschluss betroffenen Lei- ters erfasst werden, aus zumindest einigen der erfassten
Strommesswerte und der jeweils gleichzeitig erfassten Spannungsmesswerte ein Ergebnis-Impedanzwert berechnet wird und aus dem Ergebnis-Impedanzwert der Fehlerortwert bestimmt wird. Die Erfindung betrifft auch einen Fehlerorter zum Bestimmen eines Fehlerortwertes.
Elektrische Energieversorgungsnetze werden üblicherweise mittels sogenannter Schutzgeräte auf das Eintreten unzulässiger Betriebszustände überwacht. Ein unzulässiger Betriebszustand tritt beispielsweise dann ein, wenn ein Leiter eines elektrischen Energieversorgungsnetzes beispielsweise eine Freileitung oder ein Kabel, von einem Kurzschluss betroffen ist. Ein solcher Kurzschluss kann sowohl zwischen mehreren Leitern als auch zwischen einem Leiter (oder mehreren Leitern) einerseits und Erde andererseits vorliegen. Beispielsweise kann ein
Kurzschluss durch einen auf eine Freileitung gestürzten Baum hervorgerufen werden. Im Kurzschlussfall muss der fehlerbehaftete Leiter unverzüglich aus dem elektrischen Energieversorgungsnetz abgetrennt werden, um Beschädigungen von Kompo- nenten des Energieversorgungsnetzes durch hohe Fehlerströme oder das Übergreifen des Fehlers auf weitere Teile des Energieversorgungsnetzes zu vermeiden. Um unzulässige Zustande in elektrischen Energieversorgungsnetzen zu erkennen, nehmen elektrische Schutzgerate üblicherweise Messwerte wie Strom und Spannungswerte der einzelnen Leiter auf und werten diese anhand sogenannter Schutzalgo- rithmen aus. Wird ein unzulässiger Betriebszustand erkannt, so gibt das jeweilige Schutzgerat einen Schaltbefehl an einen oder mehrere Leistungsschalter ab, um den fehlerbehafteten Leiterabschnitt vom übrigen Energieversorgungsnetz abzutrennen.
Um nach dem Abschalten eines Leitungsabschnittes diesen schnellstmöglich wieder in Betrieb nehmen zu können, ist neben der Entscheidung, ob ein Kurzschluss auf dem Leitungsabschnitt aufgetreten ist, auch die Frage, wo dieser Fehler aufgetreten ist, von grundsatzlicher Bedeutung. Lasst sich der Fehlerort eines Kurzschlusses möglichst genau angeben, so können Wartungsteams die Ursache des Kurzschlusses vergleichsweise schnell beheben, so dass der fehlerbehaftete Leitungsabschnitt schnell wieder in Betrieb genommen werden kann. Wahrend die Entscheidung, ob ein Fehler vorliegt, mit hoher Geschwindigkeit getroffen werden muss, um den fehlerbehafteten Leitungsabschnitt umgehend abzuschalten, kann eine Bestimmung des Fehlerortes nach Abschalten des Leitungsabschnittes mit geringerer Geschwindigkeit getroffen werden.
Ein bereits sehr zuverlässiges Verfahren zum Bestimmen eines Fehlerortwertes ist durch die Schutzgeratereihe „SIPROTEC" der Anmelderin, beispielsweise das Distanzschutzgerat „7SA6", bekannt. Die Funktionsweise geht aus dem zugehörigen Handbuch der Siemens AG „SIPROTEC Distanzschutz 7SA6 V4.3", Bestellnummer C53000-G1100-C156-3, veröffentlicht 2002, hervor. Dort ist im Abschnitt 2.18 „Fehlerorter" beschrieben, dass nach Eintritt eines Kurzschlusses Messwertpaare von Strommesswerten und Spannungsmesswerten erfasst und gespeichert werden. In einem ausgesuchten Datenfenster liegende Messwertepaare werden einer Filterung unterzogen und es wird ein Ergebnis- Impedanzwert berechnet, dessen Reaktanzkomponente bei Kenntnis des Reaktanzbelages, d.h. der z.B. vom Leitermaterial ab- hangigen Reaktanz pro Leitungslange, in eine Langenangabe umgerechnet werden kann. Somit wird aus dem Ergebnis-Impedanzwert ein Fehlerortwert bestimmt. Der Fehlerortwert kann entweder als absolute Langenangabe der Entfernung des Fehlerortes von dem messenden Schutzgerat oder bei Kenntnis der Lange der Gesamtleitung auch als Prozentwert der gesamten Leitungslange angegeben werden.
Die Genauigkeit des mit dem bekannten Verfahren bestimmten Fehlerortwertes hangt stark von der Auswahl desjenigen Daten- fensters ab, das die Messwertpaare von Strommesswerten und
Spannungswerten beinhaltet, die zur Berechnung der Ergebnis- Impedanz herangezogen werden.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es, ein Verfahren und einen Fehlerorter der oben genannten Art mit noch weiter erhöhter Genauigkeit der Fehlerortbestimmung anzugeben.
Diese Aufgabe wird hinsichtlich des Verfahrens gelost durch ein gattungsgemaßes Verfahren, bei dem zur Berechung des Er- gebnis-Impedanzwertes aus den Strommesswerten und den jeweils gleichzeitig erfassten Spannungsmesswerten Zwischen-Impedanz- werte berechnet werden, den Zwischen-Impedanzwerten jeweils ein Ubereinstimmungsfaktor zugeordnet wird, der die Wahrscheinlichkeit angibt, mit der aus dem jeweiligen Zwischen- Impedanzwert der tatsachliche Fehlerort ableitbar ist, und aus zumindest einem derjenigen Zwischen-Impedanzwerte, denen ein eine hohe Wahrscheinlichkeit angebender Ubereinstimmungs- faktor zugeordnet ist, der Ergebnis-Impedanzwert berechnet wird. Der Vorteil des erfindungsgemaßen Verfahrens besteht darin, dass aus den erfassten Strommesswerten und den dazugehörigen Spannungsmesswerten nicht lediglich ein Impedanzwert bestimmt wird, anhand dessen auf den Fehlerortwert geschlossen wird, sondern dass zunächst eine Vielzahl von Zwischen-Impedanzwer- ten erzeugt wird und aus einem oder mehreren derjenigen Zwi- schen-Impedanzwerte, die am wahrscheinlichsten auf dem tatsachlichen Fehlerort schließen lassen, letztlich der Fehler- ortwert bestimmt wird. Hierdurch ist man von der Auswahl geeigneter Messwertpaare von Strom- und Spannungsmesswerten, beispielsweise durch Platzierung eines geeigneten Datenfensters, unabhängig, da erst nach der Berechnung der Zwischen- Impedanzwerte eine Gewichtung anhand der Wahrscheinlichkeit erfolgt. Daher können ungunstig ausgewählte Strom- und Spannungsmesswerte nicht mehr zu einer ungenauen Fehlerortwertbestimmung fuhren; aus solchen ungunstig ausgewählten Strom- und Spannungsmesswerten gebildete Zwischen-Impedanzwerte werden nämlich mit einem eine geringe Wahrscheinlichkeit ange- benden Ubereinstimmungsfaktor versehen und damit nicht zur Bestimmung des Ergebnis-Impedanzwertes herangezogen.
Gemäß einer vorteilhaften Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen Verfahrens kann konkret vorgesehen sein, dass zur Bestim- mung der jeweiligen Ubereinstimmungsfaktoren die Differenzen zwischen dem jeweiligen Zwischen-Impedanzwert und seinen zeitlich benachbarten Zwischen-Impedanzwerten bestimmt werden, und der jeweilige Ubereinstimmungsfaktor aus einer mathematischen Verknüpfung der reziproken Differenzen bestimmt wird.
Auf diese Weise lasst sich durch ein einfaches rechnerisches Verfahren eine Wahrscheinlichkeitszuordnung zu den einzelnen Zwischen-Impedanzwerten durchfuhren. Dieser Ausfuhrungsform liegt die Erkenntnis zugrunde, dass der wahrscheinlichste Zwischen-Impedanzwert aus einer Vielzahl von Zwischen-Impe- danzwerten dort zu finden sein wird, wo die Zwischen-Impe- danzwerte am dichtesten zueinander angeordnet sind, also die geringsten Abstande zu ihren zeitlichen Nachbarn aufweisen.
Hinsichtlich der mathematischen Verknüpfung der reziproken Differenzen kann vorteilhafterweise vorgesehen sein, dass der jeweilige Ubereinstimmungsfaktor durch Multiplikation der re- ziproken Differenzen bestimmt wird.
Da üblicherweise die für die Berechung komplexer Zwischen-Im- pedanzwerte benotigten komplexen Strom- und Spannungszeiger nicht aus Momentanwerten von Strom- und Spannungsmesswerten bestimmt werden, wird gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausfuhrungsform des erfindungsgemaßen Verfahrens vorgesehen, dass zur Bestimmung der jeweiligen Zwischen-Impedanzwerte jeweils zeitlich zueinander gehörende Strommesswerte und Spannungsmesswerte, die sich innerhalb eines zu betrachtenden Da- tenfensters befinden, herangezogen werden. Aus diesen Strom- und Spannungsmesswerten der einzelnen Datenfenster können dann beispielsweise über eine diskrete Fouriertransformation (DFT) komplexe Strom- und Spannungszeiger berechnet werden, die zur Bildung der Zwischen-Impedanzwerte herangezogen wer- den. Die gesuchten Zwischen-Impedanzwerte ergeben sich z.B. durch Quotientenbildung aus dem komplexen Spannungszeiger und dem komplexen Stromzeiger. Dabei muss der Auswahl der jeweiligen Datenfenster keine erhöhte Aufmerksamkeit gewidmet werden, da erst nach der Bestimmung der Zwischen-Impedanzwerte aus einer Vielzahl von Zwischen-Impedanzwerten durch entsprechend der Wahrscheinlichkeit unterschiedliche Vergabe von Ubereinstimmungsfaktoren eine Bestimmung des Ergebnis-Impedanzwertes erfolgt. Um eine möglichst große Vielzahl von Zwischen-Impedanzwerten zu erzeugen, wird gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausfuhrungsform in diesem Zusammenhang vorgeschlagen, dass zur Bestimmung zeitlich aufeinanderfolgender Zwischen-Impedanzwerte jeweils sich überlappende Datenfenster verwendet werden.
Hinsichtlich des elektrischen Fehlerorters wird die oben genannte Aufgabe durch einen elektrischen Fehlerorter zum Bestimmen eines Fehlerortwertes, der einen Fehlerort eines in einem elektrischen Energieversorgungsnetz aufgetretenen Kurzschlusses angibt, gelost, der eine Datenverarbeitungseinrichtung aufweist, die zur Durchfuhrung eines Verfahrens gemäß einer der vorstehend beschriebenen Ausfuhrungen eingerichtet ist.
Vorteilhafterweise kann in diesem Zusammenhang vorgesehen sein, dass der elektrische Fehlerorter Bestandteil eines elektrischen Schutzgerates ist. In diesem Fall kann eine bereits in einem elektrischen Schutzgerat vorhandene Datenver- arbeitungseinrichtung zur Berechnung des Fehlerortwertes mit ausgenutzt werden.
Nachfolgend soll die Erfindung anhand eines Ausfuhrungsbeispiels naher erläutert werden. Hierzu zeigen
Figur 1 eine schematische Darstellung eines elektrischen Schutzgerates an einem Leitungsabschnitt eines elektrischen Energieversorgungsnetzes; und
Figur 2 ein komplexes Impedanzdiagramm mit eingetragenen Zwischen-Impedanzwerten .
Figur 1 zeigt einen Leitungsabschnitt 10 der Lange L, an dem an einem Ende 10a über nur schematisch dargestellte Strom- wandler IIa und Spannungswandler IIb ein elektrisches Schutzgerat 12 angeschlossen ist.
Obwohl in Figur 1 der Leitungsabschnitt 10 der Einfachheit halber als einphasiger Leitungsabschnitt dargestellt ist, kann es sich auch um einen mehrphasigen, beispielsweise dreiphasigen, Leitungsabschnitt eines entsprechend mehrphasigen Energieversorgungsnetzes handeln. Das Schutzgerat 12 wäre in einem solchen Fall über entsprechend viele Stromwandler IIa und Spannungswandler IIb mit den einzelnen Phasen des Leitungsabschnittes 10 verbunden. Wenn das Verfahren zur Fehlerortwertbestimmung im Folgenden lediglich anhand einer Phase erläutert wird, ist für ein mehrphasiges Energieversorgungsnetz die Funktionsweise für die übrigen Phasen jeweils ent- sprechend zu erganzen.
Das Schutzgerat 12 weist eine Messwert-Erfassungseinrichtung 13 auf, die eingangsseitig mit dem Stromwandler IIa und dem Spannungswandler IIb verbunden ist.
Ausgangsseitig ist mit der Messwert-Erfassungseinrichtung 13 eine Vorverarbeitungseinrichtung 14 verbunden, in der beispielsweise eine Filterung und/oder Fouriertransformation der digitalen Messwerte i bzw. ü vorgenommen werden kann.
Ausgangsseitig ist mit der Vorverarbeitungseinrichtung 14 einerseits eine Schutzeinrichtung 15 verbunden, in der durch Anwendung sogenannter Schutzalgorithmen der Leitungsabschnitt 10 auf unzulässige Betriebszustande hin überwacht werden kann. Weiterhin ist ausgangsseitig mit der Vorverarbeitungseinrichtung 15 ein Fehlerorter 16 verbunden.
Das in Figur 1 gezeigte Schutzgerat 12 arbeitet wie im Folgenden dargestellt. Über den Stromwandler IIa und den Spannungswandler IIb werden an dem Leitungsende 10a des Leitungsabschnittes 10 Strommesswerte i und Spannungsmesswerte u mittels der Messwert-Erfas- sungseinrichtung 13 erfasst. In diesem Zusammenhang findet üblicherweise eine Analog-Digital-Umwandlung der Strom- und Spannungsmesswerte i und u in digitale Strom- bzw. Spannungsmesswerte i bzw. ü statt. Handelt es sich bei den Strom- und Spannungswandlern IIa und IIb jedoch bereits um digitale Wandler oder findet bereits außerhalb des elektrischen
Schutzgerates 12 eine Analog-Digial-Umwandlung statt, so kann auf eine solche Umsetzung in der Messwert-Erfassungseinrichtung 13 auch verzichtet werden.
Die digital umgewandelten Strom- und Spannungswerte i bzw. ü werden daraufhin der Vorverarbeitungseinrichtung 14 zugeführt, wo sie z.B. einer Filterung und diskreten Fou- riertransformation unterzogen werden. Hierzu werden jeweils aufeinanderfolgende Strom- bzw. Spannungswerte i bzw. ü, die innerhalb eines Datenfensters liegen, mit einem entsprechenden Algorithmus, beispielsweise einem Algorithmus zur diskreten Fouriertransformation (DFT) verarbeitet, um einen komplexen Stromzeiger i. bzw. Spannungszeiger u zu berechnen.
Anhand der Strom- und Spannungsmesswerte i bzw. ü oder der Strom- und Spannungszeigerwerte i. bzw. u kann mittels der Schutzeinrichtung 15 anhand dem Fachmann hinlänglich bekannter und daher an dieser Stelle nicht eingehender erläuterter Schutzalgorithmen, wie beispielsweise einem Distanzschutz-Al- gorithmus, einem Differentialschutz-Algorithmus oder einem Uberstromzeitschutz-Algorithmus, eine Entscheidung darüber getroffen werden, ob sich der Leitungsabschnitt 10 in einem zulassigen oder einem unzulässigen Betriebszustand befindet. Sollte ein unzulässiger Betriebszustand erkannt werden, der aufgrund eines in Figur 1 durch ein Blitzsymbol angedeuteten Kurzschlusses 17 hervorgerufen wird, gibt die Schutzeinrichtung 15 einen Auslosebefehl A an in Figur 1 der Einfachheit halber nicht dargestellte Leistungsschalter ab, um den fehlerbehafteten Leitungsabschnitt 10 aus dem elektrischen Energieversorgungsnetz abzutrennen. Bei einem mehrphasigen Leitungsabschnitt 10 besteht in diesem Fall auch die Möglichkeit, die fehlerbehaftete Phase zu erkennen, um lediglich diese aus dem elektrischen Energieversorgungsnetz abzutrennen, wahrend die übrigen Phasen weiter betrieben werden können .
Um die Ursache für den Kurzschluss 17 möglichst zeitnah auf- finden und entfernen zu können, muss dem Betreiber des elektrischen Energieversorgungsnetzes eine möglichst genaue Angabe über den Fehlerort, an dem der Kurzschluss 17 aufgetreten ist, bereitgestellt werden.
In Figur 1 ist beispielsweise angegeben, dass sich der Fehlerort des Kurzschlusses 17 in einer Entfernung d von dem einem Leitungsende 10a des elektrischen Leitungsabschnittes 10 befindet. Eine Angabe über den Fehlerort des Kurzschlusses 17 wird mittels des Fehlerorters 16 erzeugt.
Sobald die Schutzeinrichtung 15 erkennt, dass irgendwo in dem Energieversorgungsnetz ein Kurzschluss vorliegt, erzeugt sie ein sogenanntes Anregesignal, von dem ein Startsignal S abgeleitet wird. Danach prüft die Schutzeinrichtung, ob der Kurz- Schluss auf dem Leitungsabschnitt 10 liegt und gibt ggf. ein Auslosekommando an die angeschlossenen Leistungsschalter ab. Das Startsignal S wird beispielsweise der Vorverarbeitungs- Einrichtung 14 zugeführt. Abweichend davon kann das Startsignal S auch dem Fehlerorter 16 direkt zugeführt werden, die nachfolgend für die Vorverarbeitungs-Einrichtung beschriebenen Schritte werden dann von dem Fehlerorter 16 durchgeführt.
Das Startsignal S veranlasst die Vorverarbeitungs-Einrichtung 14, die kontinuierlich aus den Strom- bzw. Spannungswerten i bzw. ü bestimmten Stromzeiger i. und Spannungszeiger u abzuspeichern. Somit wird eine Folge von Stromzeigern i_ und Spannungszeigern u bereitgestellt, die den Verlauf des Stromes bzw. der Spannung auf dem Leitungsabschnitt 10, beginnend mit Eintritt des Kurzschlusses und endend mit der Abschaltung des Leitungsabschnittes 10, beschreiben.
Diese Strom- bzw. Spannungszeiger i. bzw. u werden dem Fehlerorter 16 zugeführt. Der Fehlerorter 16 berechnet daraus kom- plexe Zwischen-Impedanzwerte z*, beispielsweise indem der
Quotient aus jeweiligen Messwertenpaaren von Spannungszeigern u und Stromzeigern i. bestimmt wird:
z* = u/i_
Um möglichst viele Strom- und Spannungszeiger i_ bzw. u zur Bildung entsprechender Zwischen-Impedanzwerte z* bereitzuhalten, ist es von Vorteil, wenn die Vorverarbeitungseinrichtung 14 anhand von sich jeweils überlappenden, also gleitenden, Datenfenstern, die Strom- bzw. Spannungszeigerberechnungen durchfuhrt. In diesem Fall sind die für die diskrete Fou- riertransformation zur Strom- bzw. Spannungszeigerberechnung verwendeten Datenfenster folglich nicht sequentiell aneinander gereiht, sondern überlappen sich um eine bestimmte Anzahl von Strom- bzw. Spannungsmesswerten i bzw. ü.
Der Vollständigkeit halber soll an dieser Stelle nochmals darauf hingewiesen werden, dass die hier verwendeten Erläuterungen und Formeln beispielhaft für 1-phasige Leitungen dar- gestellt sind. Im mehrphasigen - z.B. 3-phasigen - Energieversorgungsnetz werden in entsprechender Weise nicht nur Messwertpaare z.B. Strommesswerte ii und Spannungsmesswerte Ui jeweils von Phase 1 verwendet, sondern z.B. beim zweipoli- gen Kurzschluss zwischen Phasen 1 und 2 ein n-Tupel aus entsprechenden Strom- und Spannungsmesswerten ii und Ui von Phase 1 und ±2 und U2 von Phase 2.
Nach der Bestimmung der jeweiligen Zwischen-Impedanzwerte z* ordnet der Fehlerorter 16 jedem Zwischen-Impedanzwert z* einen Ubereinstimmungsfaktor K zu. Ein solcher Ubereinstim- mungsfaktor K gibt die Wahrscheinlichkeit an, mit der der berechnete Zwischen-Impedanzwert z* zur Bestimmung des tatsachlichen Fehlerortes geeignet ist. Aufgrund von Messfehlern, äußeren Beeinflussungen, Wandlerungenauigkeiten und anderen
Einflussfaktoren, sxnd nämlich die ab dem Eintrittzeitpunktes des Kurzschlusses bestimmten Zwischen-Impedanzwerte z* nicht deckungsgleich, sondern weisen eine gewisse Streuung auf. Durch die Zuordnung des Ubereinstimmungsfaktors K soll ver- hindert werden, dass ein verfälschter Zwischen-Impedanzwert z*, beispielsweise ein sogenannter Ausreißer, zur Bestimmung des Fehlerortes herangezogen wird.
Eine Möglichkeit zur Bestimmung der jeweiligen Ubereinstim- mungsfaktoren K soll anhand von Figur 2 erläutert werden. Figur 2 zeigt hierzu ein Impedanzdiagramm, in dem komplexe Zwischen-Impedanzwerte z* - angedeutet durch kleine Quadrate - eingetragen sind. Gemäß der Gleichung
z* = R + jX
weist jeder der komplexen Zwischen-Impedanzwerte z* eine sogenannte Resistanz R, also einen Ohmschen Widerstandsanteil, und eine Reaktanz X, also einen durch Kapazitäten und Induk- tivitaten erzeugten Widerstandsanteil auf; j steht für die imaginäre Zahl V-I .
Zum besseren Verstandnxs sind zeitlich aufeinanderfolgende aufgenommene Zwischen-Impedanzwerte z* durch Linien miteinander verbunden dargestellt.
Zur Bestimmung der Ubereinstimmungsfaktoren K werden nun für jeden Zwischen-Impedanzwert z* die Differenzen zu seinen zeitlich benachbarten Zwischen-Impedanzwerten z*"1 und z*+1 bestimmt. So wird zu dem beispielhaft ausgesuchten Zwischen- Impedanzwert 20 eine erste Differenz zu dem zeitlich nachfolgenden Zwischen-Impedanzwert 21 bestimmt und eine zweite Differenz zu dem zeitlich vorangehenden Zwischen-Impedanzwert 22 bestimmt. Die reziproken Werte dieser Differenzen werden mathematisch miteinander verknüpft, beispielsweise durch Multiplikation, und bilden dann den Ubereinstimmungsfaktor K für den jeweiligen Zwischen-Impedanzwert, in diesem Fall dem Zwischen-Impedanzwert 20:
K= 1 1 z -z-χ z' -z'+i
Da die Abstande des Zwischen-Impedanzwertes 20 zu seinen zeitlichen Nachbarn vergleichsweise groß sind, wird der die- sem Zwischen-Impedanzwert 20 zugeordnete Ubereinstimmungsfaktor K vergleichsweise klein ausfallen.
Anderes gilt beispielsweise für den Zwischen-Impedanzwert 23, dessen Abstande zu seinen zeitlichen Nachbarn, nämlich dem Zwischen-Impedanzwert 24 und dem Zwischen-Impedanzwert 25, verglichen mit dem Zwischen-Impedanzwert 22 relativ klein sind. Daher wird dem Zwischen-Impedanzwert 23 ein vergleichsweise großer Ubereinstiπunungsfaktor K zugeordnet.
Auf die beschriebene Weise wird jedem Zwischen-Impedanzwert z* ein Ubereinstimmungsfaktor K zugeordnet. Aus einem oder mehreren Zwischen-Impedanzwerten z* mit den höchsten zugeordneten Ubereinstimmungsfaktoren K wird schließlich der Ergebnis-Impedanzwert gebildet. Entweder wird hierzu einfach derjenige Zwischen-Impedanzwert z* ausgewählt, der den höchsten Ubereinstimmungsfaktor K, also die geringsten Abstande zu seinen zeitlichen Nachbarn, aufweist. Zur Erhöhung der Genauigkeit bietet es sich jedoch an, einen bestimmten Prozentsatz aller vorhandenen Zwischen-Impedanzwerte z*, beispielsweise ein Viertel aller Zwischen-Impedanzwerte z*, mit den höchsten Ubereinstimmungsfaktoren K oder sogar alle aufgenommenen Zwischen-Impedanzwerte z* zu betrachten und dann anhand einer arithmetischen oder geometrischen Mittelwertbildung hieraus einen Ergebnis-Impedanzwert zu bestimmen. Es ist außerdem auch möglich, eine Auswahl von zu verwendenden Zwischen-Impe- danzwerten z* derart zu treffen, dass man alle nebeneinander liegenden Zwischen-Impedanzwerte z*, die wahrend einer vollen Netzperiode bestimmt worden sind, mit einem hohen Ubereinstimmungsfaktor auswählt. Beispielsweise können so bei einer Netzfrequenz von 50Hz und einer zur Erfassung der Strom- 'bzw. Spannungsmesswerte verwendeten Abtastfrequenz von 1 kHz, die 20 nebeneinander liegenden mit dem höchsten Ubereinstimmungsfaktor ausgewählt werden.
Der Fehlerorter 16 (siehe Figur 1) kann anhand des auf diese Weise bestimmten Ergebnis-Impedanzwertes einen Fehlerortwert F berechnen und ausgeben. Beispielsweise verwendet der Fehlerorter 16 hierzu die Reaktanz X des Ergebnis-Impedanzwertes. Bei Kenntnis des Reaktanz-Belages des Leitungsabschnittes 10, also der Reaktanz pro Längeneinheit des Leitungsab- Schnittes 10, lasst sich hieraus der Abstand d von dem Leitungsende 10a, an dem die Strom- und Spannungsmesswerte i bzw. u aufgenommen worden sind, und dem Fehlerort des Kurzschlusses 17 berechnen. Bei Kenntnis der Gesamtlange des Lei- tungsabschnittes 10 ist eine Angabe des Fehlerortes auch in Prozent der Leitungslange möglich.
Auf die beschriebene Weise kann mit vergleichsweise hoher Genauigkeit ein Fehlerort eines Kurzschlusses auf einem Lei- tungsabschnitt bestimmt werden, da zur Berechnung des Ergebnis-Impedanzwertes nicht aus lediglich einem Datenfenster ein Stromzeiger und ein zugehöriger Spannungszeiger gebildet werden, um hieraus den Ergebnis-Impedanzwert zu bestimmen, sondern aus einer Vielzahl von Stromzeigern und dazugehörigen Spannungszeigern Zwischen-Impedanzwerte berechnet werden, aus denen durch einfache Berechnungen die wahrscheinlichste Lage des Ergebnis-Impedanzwertes bestimmt wird. Auf diese Weise können sehr genaue Fehlerortwerte berechnet werden, die dem Netzbetreiber mit hoher Genauigkeit eine Auskunft darüber liefern, wo der Kurzschluss zu suchen ist, so dass dieser in vergleichsweise kurzer Zeit behoben werden kann.
In Abweichung zu Figur 1, bei der der Fehlerorter in ein elektrisches Schutzgerat 12 integriert dargestellt ist, kann der Fehlerorter auch als eigenständiges Gerat ausgeführt sein. Die Funktionsweise eines solchen eigenständigen Feh- lerorters ist jedoch entsprechend zu einem integrierten Fehlerorter. Das Startsignal S kann in diesem Fall von einem zusatzlichen Schutzgerat an den Fehlerorter übertragen werden oder auch in diesem selbst erzeugt werden.
Die in Figur 1 dargestellten Komponenten des Schutzgerates 12, insbesondere die Vorverarbeitungseinrichtung 14, die Schutzeinrichtung 15 und der Fehlerorter 16 sind nicht zwangsläufig als räumlich getrennte Schaltungsbausteine anzusehen. Vielmehr sind sie als Funktionseinheiten anzusehen, die beispielsweise auch als eine auf einer entsprechenden Hardwareplattform ablaufende Software implementiert sein kön- nen.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Bestimmen eines Fehlerortwertes (F), der einen Fehlerort eines in einem elektrischen Energieversorgungs- netz aufgetretenen Kurzschlusses (17) angibt, bei dem
- nach Beginn des Kurzschlusses (17) Strommesswerte und Spannungsmesswerte eines von dem Kurzschluss (17) betroffenen Leiters (10) erfasst werden;
- aus zumindest einigen der erfassten Strommesswerte und der jeweils gleichzeitig erfassten Spannungsmesswerte ein Ergebnis-Impedanzwert berechnet wird; und
- aus dem Ergebnis-Impedanzwert der Fehlerortwert (F) bestimmt wird; d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass - aus den Strommesswerten und den jeweils gleichzeitig erfassten Spannungsmesswerten Zwischen-Impedanzwerte berechnet werden;
- den Zwischen-Impedanzwerten (z.B. 20,21,22,23,24,25) jeweils ein Uberemstimmungsfaktor zugeordnet wird, der die Wahrscheinlichkeit angibt, mit der aus dem jeweiligen Zwi- schen-Impedanzwert (z.B. 20,21,22,23,24,25) der tatsächliche Fehlerort ableitbar ist; und
- aus zumindest einem derjenigen Zwischen-Impedanzwerte (z.B. 20,21,22,23,24,25), denen ein eine hohe Wahrscheinlichkeit angebender Uberemstimmungsfaktor zugeordnet ist, der Ergeb¬ nis-Impedanzwert berechnet wird, aus dem der Fehlerortwert (F) bestimmt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- zur Bestimmung der jeweiligen Ubereinstimmungsfaktoren die Differenzen zwischen dem jeweiligen Zwischen-Impedanzwert (z.B. 20,23)und seinen zeitlich benachbarten Zwischen-Impe¬ danzwerten (z.B. 21,22,24,25) bestimmt werden; und - der jeweilige Ubereinstiπunungsfaktor aus einer mathematischen Verknüpfung der reziproken Differenzen bestimmt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- der jeweilige Ubereinstimmungsfaktor durch Multiplikation der reziproken Differenzen bestimmt wird.
4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- zur Bestimmung der jeweiligen Zwischen-Impedanzwerte (z.B. 20,21,22,23,24,25) jeweils zeitlich zueinander gehörende Strommesswerte und Spannungsmesswerte, die sich innerhalb eines zu betrachtenden Datenfensters befinden, herangezogen werden.
5. Verfahren nach Anspruch 4, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass
- zur Bestimmung zeitlich aufeinanderfolgender Zwischen-Impe- danzwerte (z.B. 20,21,22,23,24,25) jeweils sich überlappende
Datenfenster verwendet werden.
6. Elektrischer Fehlerorter (16) zum Bestimmen eines Fehlerortwertes (F), der einen Fehlerort eines in einem elektri- sehen Energieversorgungsnetz aufgetretenen Kurzschlusses (17) angibt, mit einer Datenverarbeitungseinrichtung, die zur Durchfuhrung eines Verfahrens gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5 eingerichtet ist.
7. Elektrischer Fehlerorter (16) nach Anspruch 6, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t, dass er Bestandteil eines elektrischen Schutzgerates (12) ist.
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