Gebiet der Erfindung

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Schutz eines elektrischen Versorgungsnetzes, eine entsprechende Vorrichtung zum Schutz des Versorgungsnetzes und ein Computerprogramm gemäss den jeweiligen unabhängigen Ansprüchen .

Hintergrund

Schutz-, Mess- und Steuersysteme für mit Wechselspannung betriebene Elektroenergienetze sind bekannt. Sie werten meistens die Signalkomponenten bei einer Nennfrequenz f _N , z. B . 50 Hz oder 60 Hz, aus. Diese Systeme sollen insbesondere Kurzschlüsse in einem Versorgungsnetz erfassen. Zu diesem Zweck werden in Mittel- und Hochspannungsnetzen beispielsweise Distanzschutzgeräte oder Oberst romschut zgeräte eingesetzt. Im Fehlerfall, also z. B . Kurzschluss oder Erdschluss, wird der dazugehörige Lei s - tungsschalter ausgeschaltet und somit das fehlerhafte Netzsegment vom restlichen Versorgungsnetz getrennt.

Naheliegend ist die Auswertung der Signale mit einer Netzfrequenz weil sie von der Einspeisung erzeugt werden und normalerweise relativ stark ausgeprägt sind, im Gegensatz zu anderen Frequenzanteilen, die häufig nur in bestimmten Störungsfällen und oft auch nur transient auftreten .

Typischerweise werden also die nennfrequenten Ströme und Spannungen gemessen, woraus sich die entspre- chenden komplexen Zeiger ermitteln lassen. Mit den komplexen Spannungs- und Stromzeigern lässt sich der Impedanz- Zeiger bestimmen, der für den Distanzschutz verwendet wird. Beim Distanzschutz wird der Impedanz-Zeiger ausgewertet. Im Falle entsprechender digitaler Schutzrelais ist es möglich, den Realteil und den Imaginärteil des Impedanz-Zeigers getrennt zu erfassen, wodurch Einflüsse von Lasten auf das Auslöseverhalten des Schutzes berücksichtigt werden können. Im Falle eines Kurzschlusses auf einer Leitung des Hoch- oder Mittelspannungsnetzes erhöht sich auf der betroffenen Leitung der Stromfluss und die Spannung fällt ab. Dies entspricht einer Verringerung der Impedanz, deren Wert als Mass für die Auslösung des Schutzes verwendet wird. Einem Impedanzbereich ist eine Auslösezeit zugeordnet, so dass mehrere gestaffelte Auslösezei ^¬ ten vorliegen. Dadurch ist es möglich, die Abschaltung des betroffenen Leitungsabschnitts in Abhängigkeit von der Entfernung des Fehlers (Kurzschluss, Erdschluss) anzupassen, wobei auch die Richtung des Fehlers (vor der Messstelle oder hinter der Messstelle) erkennbar ist. So werden beispielsweise Fehler, die nahe an der Messstelle liegen, schneller abgeschaltet als weit entfernte Stellen. Dabei ist bei nahen Fehlern die ermittelte Impedanz vergleichsweise gering ist (die Impedanz hängt im Wesentlichen von dem Stück Leitung bis zum Fehler ab) . Durch den Einsatz mehrerer Distanzschutzeinrichtungen ist es möglich, für jeden Fehlerort eine schnelle Abschaltung zu ermöglichen, indem die jeweils nächste Distanzschutzeinrichtung verwendet wird. Gelingt keine Abschaltung, so kann eine weiter entfernte Distanzschutzeinrichtung gemäss einer entsprechend längeren Auslösezeit (höhere Impedanz) eingreifen, was als Reserveschutz bezeichnet wird.

Offensichtlich ist eine schnelle Abschaltung eines Fehlers erwünscht, um Beschädigungen von Netzkomponenten auf ein Minimum zu reduzieren. Ein weiteres massgebliches Kriterium für eine solche Schutz orrichtung ist eine gute Selektivität, mit anderen Worten die Genauigkeit der Fehlererkennung. Je genauer die Vorrichtung arbeitet desto besser lassen sich Überfunktionen, d.h. eine Identifizierung eines Fehlers wenn keiner vorliegt, vermeiden.

Der Standard IEC 60255-121 definiert Richtlinien zur Evaluierung der Qualität von Distanzschutzeinrichtungen. Diese Richtlinien spiegeln sich in eine Reihe von Testszenarien mit variierten Parametern. Als Beispiel für solche Parameter sei der SIR-Wert genannt, der eine Klassifizierung der Leitungslänge beschreibt und im Standard IEC 60255.121 definiert ist.

Ein für die Qualität der Distanzschutzvorrichtung besonders wichtiger Test ist in Kap. 6.3.2 und 6.3.4 des Standards beschrieben und zielt auf die Dynamik der zu testenden Vorrichtung hinsichtlich typischer Reaktionszeit und dem „transient overreach" . Dieser Test adressiert eines der Probleme beim Design von Distanzschutzvorrichtungen: das DC-Offset des Stroms im Fehlerfall. Ein Fehlerstrom hat normalerweise einen DC-Offset- oder Gleichstromanteil zusätzlich zur nennfrequenten Wechselstromkomponente. Da der Gleichstromanteil mit der Zeit abklingt, hängt das Verhältnis der beiden Stromkomponenten vom Zeitpunkt ab, in dem der Fehler in der Leitung stattgefunden hat. Die Abklingrate des Gleichstromanteils hängt ihrerseits von der Impedanz der Leitung ab. Der Gleichstromanteil kann die Evaluierung eines Fehlers beeinflussen und bewirken dass der Distanzschutz in manchen Konstellationen versagt.

Eine Evaluierung von vorhandenen Lösungen für Distanzschutzvorrichtungen im Sinne des erwähnten Tests wurde von Boris Bastigkeit und Andreas Biermath durchgeführt (Boris Bastigkeit, Andreas Biermath: Evaluation of Distance Protection Performance According to the Proposed Standard IEC 60255-121. International Protection Testing Symposium (IPTS) 2010, Salzburg, Austria) . Der Test hat gezeigt, dass die erhältlichen Distanzschutzvorrichtungen entweder eine hohe Genauigkeit jedoch eine langsame Reaktionszeit, oder umgekehrt, aufweisen. Darstellung der Erfindung

Aufgabe der Erfindung ist daher die Verbesserung bestehender Lösungen im Bereich der Fehlererkennung in Stromversorgungsnetzen hinsichtlich Genauigkeit und Reaktionszeit .

Diese Aufgabe wird mit einem Verfahren nach Anspruch 1 gelöst. Demgemäss wird ein Verfahren zum Schutz eines elektrischen Versorgungsnetzes bei einem Fehler vor- geschlagen, das die folgenden Schritte umfasst:

a) Messen mindestens eines elektrischen zeitperiodischen Signals des Versorgungsnetzes,

b) Bestimmen von Realteilen und Imaginärteilen der ersten und der zweiten Harmonischen durch Transforma- tion des zeitperiodischen Signals in den Frequenzbereich, c) Bilden modifizierter Filterkoeffizienten mindestens für einen modifizierten Imaginärteil des transformierten zeitperiodischen Signals durch Kombination von Imaginärteil-Filterkoeffizienten der ersten und der zwei- ten Harmonischen, anschliessend

entweder

dl) Überprüfen für jeden Abtastwert ob der modifizierte Imaginärteil das gleiche Vorzeichen wie der Imaginärteil der ersten Harmonischen hat und ob der Betrag des modifizierten Imaginärteils grösser als der Betrag des Imaginärteils der ersten Harmonischen ist,

el) Setzen eines Ausgang-Imaginärteils gleich dem modifizierten Imaginärteil wenn die Bedingungen aus Schritt dl) erfüllt sind, oder Setzen des Ausgang-Imagi- närteils gleich dem Imaginärteil der ersten Harmonischen wenn die Bedingungen aus Schritt dl) nicht erfüllt sind, fl) Bestimmen einer Leitungsimpedanz (Z _L ) mit Hilfe des Ausgangs-Imaginärteils ,

oder

d2) Bestimmen einer ersten Impedanz unter Verwendung der ersten Harmonischen, e2) Bestimmen einer zweiten Impedanz unter Verwendung des modifizierten Imaginärteils,

f2) Auswahl als Leitungsimpedanz der betrags ^¬ kleineren Impedanz aus der ersten und der zweiten Impedanz oder der Impedanz mit einem betragskleineren Imaginärteil aus der ersten und der zweiten Impedanz,

und anschliessend

g) Vergleichen der Leitungsimpedanz mit min ^¬ destens einem vorgegebenen Wert, und

h) Ausgeben eines Steuersignals für eine Un ^¬ terbrechungskomponente des Versorgungsnetzes falls die Leitungsimpedanz kleiner als der mindestens eine vorgege ^¬ bene Wert ist.

Vorzugsweise wird ein Leitungsstrom oder eine Leitungsspannung des Versorgungsnetzes als elektrisches zeitperiodisches Signal gemessen. Es ist aber auch möglich zwei elektrische zeitperiodische Signale, ein Leitungs ^¬ strom und eine Leitungsspannung des Versorgungsnetzwerks zu messen und beide als Grundlage des erfindungsgemässen Verfahrens zu verwenden. Das oder die elektrischen zeit ^¬ periodischen Signale wird bzw. werden vorzugsweise bei Nennfrequenz des Versorgungsnetzes ausgewertet.

Vorzugsweise gehört der betrachtete Fehler des Versorgungsnetzes einer der Fehlertypen: Kurzschluss, Erd- schluss, Überstrom.

In einer Ausführungsform werden die Imaginär ^¬ teil-Filterkoeffizienten der ersten und der zweiten Harmonischen derart zur Bildung der modifizierten Koeffizienten kombiniert, dass die Imaginärteil-Filterkoeffizienten der zweiten Harmonischen mit einem Faktor multipliziert werden und anschliessend von den Imaginärteil-Filterkoeffizienten der ersten Harmonischen subtrahiert werden.

In einer weiteren Ausführungsform wird die Überprüfung für j eden Abtastwert , ob der modifizierte Ima- ginärteil das gleiche Vorzeichen wie der Imaginärteil der ersten Harmonischen hat und ob der Betrag des modifizierten Imaginärteils grösser als der Betrag des Imaginärteils der ersten Harmonischen ist, mit einer einstellbaren Zeitverzögerung durchgeführt .

In einer weiteren Ausführungsform wird der Schritt h) sofort nach Schritt g) oder zeitverzögert durchgeführt .

Alternativ zum Vergleich mit mindestens einem vorgegebenen Wert kann der Vergleich aus Schritt g) mit einem Satz oder mehreren Sätzen vorgegebener Werte durchgeführt werden. Dies hat den Vorteil dass mehrere Impedanzbereich untersucht werden können, so dass die Schutzmassnahme als Sofort- oder Reservemassnahme eingestuft werden kann (vgl. oben) .

Ferner wird die Aufgabe mittels einer entsprechenden Schutzvorrichtung nach dem unabhängigen Vorrichtungsanspruch gelöst.

Schliesslich wird die Aufgabe mittels eines Computerprogramms gelöst, das aus einem Satz von Anweisun ^¬ gen zur Implementierung des erfindungsgemässen Verfahrens besteht. Das Computerprogramm ist insbesondere mittels ei ^¬ ner erfindungsgemässen Schutzvorrichtung ausführbar.

Die erfindungsgemässe Schutzvorrichtung wird vorzugsweise zum Distanzschutz oder Überstromschut z von elektrischen Versorgungsnetzen verwendet.

Die Vorteile des erfindungsgemässen Verfahrens und Vorrichtung sind die Bereitstellung einer Mess-, Auswerte- und Steuermöglichkeit mit einer schnellen Reakti ^¬ onszeit und genauen Ergebnissen. Dabei kann zwischen den zwei alternativen Berechnungsmöglichkeiten gewählt werden. Basierend auf die Bildung eines modifizierten Imaginärteils des transformierten zeitperiodischen Signals kann entweder zunächst eine Auswahl des geeigneten Imaginärteils des transformierten zeitperiodischen Signals erfolgen und auf dieser Basis eine Ausgangsimpedanz berechnet werden, oder es können zunächst zwei Ausgangsimpedanzen berechnet werden und aus diesen die geeignete Auswahl getroffen werden. Beide Alternativen führen zu ähnlichen Ergebnissen und verbessern ein elektrisches Versorgungsnetz im Hinblick auf einen effizienteren Schutz gegen Kurzschlüsse, Erdschlüsse, etc.

Kurze Beschreibung der Zeichnungen

Weitere Ausgestaltungen, Vorteile und Anwendungen der Erfindung ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen und aus der nun folgenden Beschreibung anhand der Figuren. Dabei zeigen:

Fig. 1 eine stark vereinfachte Struktur eines

Stromversorgungsnetzes ,

Fig. 2 ein Blockbild der Signalverarbeitung einer erfindungsgemässen Schutzvorrichtung,

Fig. 3 ein beispielhaftes Impedanzdiagramm für eine Leitung einer bestimmten Länge,

Fig. 4 Diagramme mit Koeffizienten verwendeter Digitalfilter für die Ermittlung eines nennfrequenten Signalanteils (links), zugehörige Amplitudenfrequenzgänge (Mitte) und gefilterte Exponentialglieder (rechts),

Fig. 5 Effektivwerte eines Kurzschlussstroms auf Basis der ersten und der zweiten Harmonischen (oben) und resultierende Fehler für die erste Harmonische durch abklingenden Gleichstromanteil (unten) ,

Fig. 6 eine Trajektorie einer ermittelten Im- pedanz nach dem Stand der Technik, und

Fig. 7 eine Trajektorie einer ermittelten Impedanz gemäss der Erfindung.

Wege zur Ausführung der Erfindung

Im Folgenden wird die erste Berechnungsalternative näher erläutert. Die zweite Alternative, d.h. die Ermittlung zweier Impedanzen und daraus die Auswahl der geeigneten Impedanz, wird in Zusammenhang mit Fig. 7 nur kurz umrissen, da sie auch auf die Berechnungen im Zusammenhang mit der zeitperiodischen Grösse basiert. Fig. 1 zeigt eine stark vereinfachte Struktur eines mit Wechselspannung betriebenen Energieversorgungsnetzes mit einer Schutz-, Mess- und Steuervorrichtung 1. Die erfindungsgemässe Schutz-, Mess- und Steuervorrichtung 1, im Folgenden Schutzvorrichtung 1 genannt, wertet min ^¬ destens eine nennfrequente Signalkomponente (Strom, Spannung) des Netzes aus.

Für die nachfolgenden Überlegungen wird von einer Netzfrequenz von f = 50 Hz ausgegangen. Ändere Netz- frequenzen, insbesondere fN = 60 Hz, können aber auch ver ^¬ wendet werden. Ferner werden die Überlegungen aus Verein ^¬ fachungsgründen nur für die Stromberechnung durchgeführt.

Auf der Primärseite E betreibt ein Generator G über eine Stromquelle das Netz, das hier mit einer exemp- larischen Leitung 3 und einen daran angeschlossenen Ver ^¬ braucher 4 dargestellt ist. In der Leitung ist ein Leis ^¬ tungsschalter 2 zwischengeschaltet, der zur Unterbrechung bzw. Aufnahme der elektrischen Versorgung der Leitung 3 dient. Derartige Leistungsschalter sind bekannt und werden daher hier nicht näher erläutert. Der Leistungsschalter 2 besitzt Mittel zum Empfangen eines Einschaltbefehls A um das Versorgungsnetz an die Primärseite E anzuschliessen und zum Empfangen eines Ausschaltbefehls B. Der Ausschalt ^¬ befehl B wird von der Schutzvorrichtung 1 ausgegeben, falls ein Fehler in der Leitung 3, z.B. ein Kurzschluss oder ein Erdschluss K, stattgefunden hat. Zur Erkennung des Fehlers K verwendet die Schutzvorrichtung 1 die von einem Haupt ^¬ wandler des Versorgungsnetzes in Form von Sekundärgrössen u _s (t) und i _s (t) bereitgestellten Leitungsspannung u ( t ) und Leitungsstrom i(t) der Leitung 3. Auf Basis dieser Messung bestimmt die Schutzvorrichtung 1 die nennfrequenten Signalanteile und daraus die Impedanz der Leitung 3. Diese Berechnungen dienen für eine Entscheidung der Schutzvorrichtung ob ein Fehler K vorliegt oder nicht und v/erden im weiteren Verlauf der Beschreibung näher erläutert. Im Falle des Vorliegens eines Fehlers K schickt die Schutzvorrichtung 1 den Ausschaltbefehl B an den Leistungsschalter 2, um die betroffene Leitung oder den betroffenen Leitungsabschnitt vom Netz abzukoppeln.

Fig. 2 zeigt ein Blockbild der erfindungsge- mässen Schutzvorrichtung 1 mit den Stationen der Signal- Verarbeitung am Beispiel der Sekundärgrösse Strom. Der Leitungsstrom i _s (t) wird in einen Eingangswandler 5 eingespeist, durchläuft einen Anti-Aliasing Filter 6 zur Dämpfung hoher Frequenzanteile und wird anschliessend über ein Abtast-Halte-Glied 7 mittels eines Analog/Digital-Wandlers 8 in Digitalwerte IN kodiert. Die derart vorbereiteten diskreten Stromwerte i» werden einem Signalprozessor 9 zur weiteren Signalverarbeitung zugeführt. Der Signalprozessor 9 gibt schliesslich ein Steuersignal B (Ausschaltbefehl) für den Leistungsschalter 2 aus, falls er einen Fehler K festgestellt hat. Der Signalprozessor wird vorzugsweise dazu verwendet, das erfindungsgemässe Computerprogramm auszuführen und alle zur Ermittlung der Impedanz gemäss dem erfindungsgemässen Verfahren notwendigen Berechnungen durchzuführen .

Fig. 3 zeigt ein beispielhaftes Impedanzdiagramm für die Leitung 3 mit der Impedanz Z L. Der Impedanzvektor (dargestellt mit dem Pfeil) ergibt sich in bekannter Weise aus dem Realteil R und dem Imaginärteil X mit Z = R + jX. Im Diagramm sind die typischen Bereiche von Impedan- zen dargestellt, die in bestimmten Betriebs- bzw. Fehlerfällen auftreten können. Der Bereich cl ist typisch für die Impedanz des Verbrauchers 4 bei Wirkleistung in Richtung der Leitung. Der Bereich c2 stellt ein Auslösegebiet erster Stufe dar; wenn sich die ermittelte Impedanz Z L in diesem Bereich befindet wird ein Ausschaltsignal B an den Leistungsschalter 2 geschickt. Dieses Gebiet berücksichtigt Fehler, die in der Nähe der Messstelle der Schutzvorrichtung 1 stattgefunden haben und von dieser schnell abgeschaltet Vierden können. Der Bereich c3 stellt ein Auslö- segebiet für Fehler dar, die sich weiter entfernt von der Messstelle der Schutzvorrichtung 1 befinden und ist als Reserveschutz anzusehen wenn eine Schutzvorrichtung, die dem Fehler näher ist, keine Ausschaltung durchführen kann. Schliesslich stellt der Bereich c4 einen Fehler in Rückwärtsrichtung dar.

Fig. 4 zeigt in der linken Spalte Diagramme mit Werten von Koeffizienten verwendeter Digitalfilter als Funktion diskreter Zeitpunkte für die Ermittlung des nenn- frequenten Signalanteils des Stroms. In der mittleren Spalte sind die zugehörigen Amplitudenfrequenzgänge darge ^¬ stellt (normiert auf den Betrag bei der Frequenz, die das jeweilige Filter vor allem auswerten soll, also 50 Hz, 100 Hz oder 0 Hz), und in der rechten Spalte entsprechend die gefilterten Exponentialglieder . Die Diagramme jeder Zeile gehören zusammen.

Die erste und die zweite Zeile entsprechend dem Stand der Technik während die Zeilen 3 bis 6 Diagramme gemäss der Erfindung darstellen. Als nächstes werden die Hintergründe der gezeigten Koeffizienten beschrieben.

Es ist bekannt die Zeigergrössen eines perio ^¬ dischen, zeitkontinuierlichen Signals mittels Fourier- Transformation zu ermitteln, wodurch sich die Amplitude und der Phasenwinkel berechnen lassen. Mittels der komple ^¬ xen Grössen für Strom und Spannung lässt sich beispiels ^¬ weise die Impedanz Z _L aus Fig. 2 berechnen, worauf im Zu ^¬ sammenhang mit Fig. 6 und 7 näher eingegangen wird.

Die komplexen Zeigergrössen können auch digital bestimmt werden, was ebenfalls bekannt ist, wobei die praktische Realisierung als numerisches Fourier-Filter bezeichnet wird. Dazu geht die Fourier-Transformation in die diskrete Fourier-Transformation über, d.h. die Integration wird durch eine Summenbildung ersetzt. Die Summanden zu jedem Abtast Zeitpunkt n°At ergeben sich aus dem Produkt vom Abtastwert i(t) und Gewichtsfaktoren bRe,k bzw. bim, k, die bei der praktischen Realisierung als Filterkoeffizien ^¬ ten bezeichnet werden und, wie erwähnt , in der linken Spalte von Fig. 4 dargestellt sind. Ein solcher Filter ist durch die folgenden Summen charakterisiert:

Dabei bezeichnen Re { I } und Im{I} den Realteil bzw. den Imaginärteil des komplexen Stromzeigers I und p die Anzahl der Abtastungen pro Periode. Die Gewichtsfakto ^¬ ren bRe,k und bim, k sind konstante Werte die den sin- bzw. cos-Werten der Zeitfunktion zum Zeitpunkt k°At entspre ^¬ chen. In diesem Dokument werden die Filterkoeffizienten grundsätzlich indirekt durch die Bezeichnungen II, HD, IIA ausgedrückt, die dem linken Teil der obigen Gleichungen entsprechen bzw. durch Vergleiche von komplexen Stromgrös- sen entstehen. Ferner beziehen sich die obigen Bezeichnun ^¬ gen auf die Imaginärteile der jeweiligen Grösse sofern nicht anders angegeben.

Die beispielhaften Betrachtungen der digitalen Signalverarbeitung basieren auf einer Abtastrate von 1 kHz, d.h. p=20 (20 Abtastungen/Periode).

Fig. 5 zeigt Effektivwerte eines Kurzschlussstroms auf Basis der ersten und der zweiten Harmonischen (oben) und resultierende Fehler für die erste Harmonische durch den abklingenden Gleichstromanteil (unten) als Funktion der Zeit in Sekunden. In beiden Diagrammen bezeichnen:

- i(t) den gemessenen zeitperiodischen Lei ^¬ tungsstrom,

- II die erste Harmonische des zeitperiodi ^¬ schen Leitungsstroms,

- HD den Verlauf der ersten Harmonischen mit modifizierten Filterkoeffizienten, - IIA den Verlauf der ersten Harmonischen nach der Überprüfung gemäss Schritt dl) des er- findungsgemässen Verfahrens, und

- 12 die zweite Harmonische des zeitperiodi- sehen Leitungsstroms.

Wie aus Bild 5 ersichtlich reduziert sich der betragsgrösste Fehler schon durch die erste Verbesserungs- massnahme mit HD (modifizierte Filterkoeffizienten durch Kombination der Filterkoeffizienten der ersten und der zweiten Harmonischen) von zirka 12.9% auf zirka 1.5%. Wie erwähnt sind die Ergebnisse auf der Basis einer Netzfrequenz von 50Hz dargestellt, jedoch sind vergleichbare Genauigkeitsverbesserungen auch bei anderen Netzfrequenzen vorhanden .

Die Auswertung nach dem Stand der Technik durch die Verwendung eines Fourier-Filters für die erste Harmonische hat den Nachteil, dass sie bei abklingenden Gleichstromanteilen einen beträchtlichen Fehler hervorruft. Für eine schnelle Fehlererkennung ist sie deshalb nicht zuver- lässig genug, da, wie aus Fig. 5 (oben) ersichtlich (vgl. Amplitudenverlauf des Kurzschlussstroms i(t), z.B. bis zirka 0.03s), der abklingende Gleichstromanteil unmittelbar nach Auftreten des Kurzschlusses den grössten Einfluss auf den Verlauf des Kurzschlussstroms hat. Folglich (vgl. auch die Ergebnisse der Evaluierung aus dem im Kapitel „Hintergrund" genannten Dokument) leidet die Genauigkeit bei schnellen Auswertungen gemäss diesem bekannten Verfahren. Wie weiter aus Fig. 5 ersichtlich nimmt der Einfluss des abklingenden Gleichstromanteils mit der Zeit immer mehr ab (vgl. den Amplitudenverlauf ab 0.03s) so dass die Auswertung gemäss dem bekannten Verfahren immer genauer wird. Das Ergebnis (es wird wieder auch auf das zitierte Dokument verwiesen) sind genaue Messungen aber eine lange Reaktionszeit. Zusammenfassend kann gesagt werden, dass eine schnell reagierende Schutzvorrichtung nach dem Stand der Technik von gelegentlichen Über- bzw. Unterfunktionen ge- prägt ist, während eine genau auswertende bekannte Vorrichtung den Fehler erst spät beheben kann, wobei die Auswirkungen dieser Nachteile für jede dieser zwei Alternativen bereits erwähnt wurden.

Im Gegensatz dazu kann eine entsprechende Filterung mit HD (modifizierte Filterkoeffizienten) den Fehler deutlich reduzieren, wie oben erwähnt. Die modifizierten Filterkoeffizienten werden mindestens für einen modifizierten Imaginärteil des transformierten zeitperiodi- sehen Signals durch Kombination von Imaginärteil-Filterkoeffizienten der ersten und der zweiten Harmonischen gebildet. Vorzugsweise besteht die Kombination darin, dass die Imaginärteil-Filterkoeffizienten der zweiten Harmonischen mit einem Faktor multipliziert werden und anschliessend von den Imaginärteil-Filterkoeffizienten der ersten Harmonischen subtrahiert werden. Der Faktor wird so gewählt, dass der Einfluss der zweiten Harmonischen soweit gewünscht eliminiert wird. Für die in Fig. 4 gezeigte Filterdimensi- onierung ergibt sich bei vollständiger Elimination ein Fak- tor von 2. Sinnvolle Faktoren liegen also im Bereich von 0 bis 2, je nachdem, wie stark der Anteil der zweiten Harmonischen eliminiert werden soll. Vorzugsweise beträgt der Faktor 1.9.

Eine weitere Verbesserung, insbesondere hin- sichtlich der Empfindlichkeit bei höherfrequenten Störungen, bei verschiedenen Ausgleichsvorgängen sowie bei Frequenzabweichungen vom Nennwert, wird durch einen Vergleich der Werte des Imaginärteils II der ersten Harmonischen mit den ermittelten Werten mit HD gemäss den modifizierten Filterkoeffizienten erreicht. Bei einer solchen adaptiven Filterung mit IIA wird angestrebt dass einerseits kein kleinerer Messwert als der grössere von II und HD vorliegt, so dass Unterfunktionen weitgehend vermieden werden, und andererseits dass kein größerer Messwert als II oder HD vorliegt, so dass keine größere Überfunktion als ohne die adaptive Filterung auftreten kann. Mit anderen Worten soll die Messung im Zweifelsfall zum größeren Stromwert hin tendieren. Die Messung eines zu großen Stromwertes soll nicht länger als eine halbe Periode (bei Nennfrequenz) bestehen .

Dazu wird ein adaptives Filter angewendet, das zu jedem Abtastzeitpunkt folgendermaßen funktioniert:

Wenn HD das gleiche Vorzeichen wie II hat und betragsgrößer als II ist, wird als Ausgangswert IIA = HD gewählt.

In allen anderen Fällen wird HA = II gesetzt. Dabei entspricht HA dem oben genannten Ausgangs-Imaginär- teil .

Die Ergebnisse der adaptiven Filterung mit IIA sind ebenfalls in Fig. 5 dargestellt: es treten nie kleinere Werte als HD auf sondern nur teilweise größere bzw. zu große. Die zu großen Werte treten allerdings nur relativ kurz auf, nämlich längstens ein halbe Periode der Grundschwingung (10 ms), so dass deren Einfluss durch eine definierbare Zeitverzögerung ausgeglichen werden kann. Diese einstellbare Zeitverzögerung wird folglich kleiner oder gleich einer halben Periode einer Grundschwingung des elektrischen zeitperiodischen Signals oder der elektrischen zeitperiodischen Signale gewählt. Vorzugsweise beträgt sie bei der hier angenommenen Nennfrequenz 10 ms.

Die obigen Ergebnisse sind als Zwischenergebnisse anzusehen, um aus den Strom- und Spannungswerten die Leitungsimpeda z zu errechnen, welche letztendlich als Kriterium für den Distanzschutz dient. Die Bestimmung der Impedanz wird im Folgenden erläutert.

Fig. 6 zeigt eine Trajektorie einer ermittelten Impedanz für den Distanzschutz nach dem Stand der Technik. Beim Distanzschutz ist der Ort eines Fehlers von Bedeutung (z.B. Kurzschluss ) , mit anderen Worten die Distanz vom Messpunkt der DistanzschützVorrichtung zum Fehler . Wie oben erläutert ermöglicht die Ermittlung des Ortes die beste Abschaltstrategie des betroffenen Leitungsbereichs. Wie erwähnt kann die Impedanz als Z = U/I ermittelt werden. Dabei wurde anhand des Stromes oben beschrieben, wie die Ermittlung der komplexen Grössen anhand der Berechnung der ersten Harmonischen erfolgt. Ein daraus resultierendes Diagramm gemäss dem allgemeinen Beispiel aus Fig. 3 ist in Fig. 6 dargestellt. In diesem Beispiel wird der Distanzschutz in einem direkt geerdeten Hochspannungsnetz untersucht. Bei dieser Art von Kurzschluss muss der Erdimpedanzfaktor berücksichtigt werden, was bekannt ist und daher nicht näher erläutert wird. Auf einer Stichleitung tritt bei t = 40 ms ein Erdkurzschluss LI auf, der von dieser erster Distanzschutzvorrichtung durch Abschalten der Leitung geklärt werden soll. Die erste Distanzschutzzone er- fasst 80 Prozent der zu schützenden Leitung, und der Fehlerort ist bei 95 Prozent des zu schützenden Bereichs, also relativ nah an der Stufengrenze. Als Stufengrenze wird die Grenze zwischen zwei Impedanzbereichen bezeichnet (vgl. Fig. 3 und die zugehörige Beschreibung). Ein Fehler nah an der Stufengrenze wurde hier deshalb als Beispiel gewählt, da es in diesem Bereich besonders auf Messgenau- igkeit ankommt. Ergibt die Untersuchung der Impedanz dass der Fehler im Bereich c2 angesiedelt ist (vgl. Fig. 3), so würde dies einer sofortigen Abschaltung durch die erste Distanzschutzvorrichtung entsprechen. Befindet sich der Fehler hingegen im Bereich c3, so würde die erste Distanz- Schutzvorrichtung nur eine Abschaltung mit Verzögerung durchführen, falls die Abschaltung nicht durch eine weitere Distanzschutzvorrichtung (bei der die von ihr gemessene Impedanz in ihrem eigenen Bereich c2 liegt) vorgenommen worden ist.

In Fig. 6 wurde die Grenze zwischen der ersten und der zweiten Impedanzzone c2, c3 (entsprechend den Be ^¬ reichen in Fig. 3) mit G bezeichnet. Die mit einem kleinen Kreis umrandeten Impedanzpunkte werden vom Distanzschutz tatsächlich ausgewertet, nachdem die Anregung für die Lei- tung nach einer kleinen Zeitverzögerung angesprochen hat. Der Fehlerort ist in Fig. 6 auf der Impedanzlinie mit vom Kreis F hervorgehoben. Man erkennt dass der Schutz zunächst keinen stabilen Auslösebefehl erteilen kann, da die Messung nicht stabil im Bereich der ersten Impedanzzone c2 liegt. Da ein mittels der Distanzschutzvorrichtung zu steuernder Leistungsschalter selbst eine Zeit, z.B. 50 ms, bis zur Unterbrechung des Stromes benötigt, kann eine Abschaltung nicht mehr im geforderten Zeitbereich durchgeführt werden. Im Idealfall gäbe es 20 ms nach Fehlerbeginn einen stabilen Messpunkt entsprechend der Kurzschlussimpedanz. Vor Kurz ^¬ schlussbeginn würde die Impedanz etwa der Lastimpedanz (z.B. in der Größenordnung 100 Ohm) entsprechen, während in den 20 ms nach Fehlereintritt ein Übergang zur Kurz ^¬ schlussimpedanz beobachtbar ist. In der hier gezeigten Trajektorie wird jeder Abtastwert (im Zeitraster 1 ms) mit einem Punkt gekennzeichnet, und alle 10 ms wird die Zeit in ms beim Punkt ergänzt.

Wie aus der Trajektorie ersichtlich ist die Ursache für die verzögerte Auslösung der spiralförmige Ver ^¬ lauf des komplexen Impedanzzeigers (ZL aus Fig. 3), so dass der Zeiger das Auslösegebiet c2 mehrfach wieder verlässt. Der spiralförmige Verlauf wiederum kommt vom Einfluss des abklingenden Gleichstromanteils auf die Filterkomponente Im{Il}. Auch wenn der beschriebene Distanzschutz nach dem Stand der Technik in vielen typischen Fällen tadellos ar ^¬ beitet, so ist es wünschenswert dass eine Distanzschutz ^¬ vorrichtung auch kritische Fälle wie den Fehler nahe an der Stufengrenze mit dem entsprechenden Fehlereintritts ^¬ winkel usw. ohne Überfunktion und ohne Unterfunktion be ^¬ herrscht .

Der Lösungsansatz ist, wie beschrieben, eine verbesserte Filterung auf der Basis von HD und IIA einzusetzen, wodurch eine akkurate und schnelle Berechnung der Impedanz möglich ist. Die Ergebnisse im Hinblick auf die Impedanzmessung auf Basis des Konzepts gemäss der vorliegenden Erfindung werden nachfolgend erläutert.

Fig. 7 zeigt eine Trajektorie einer ermittelten Impedanz gemäss dem Auswähl erfahren aus Schritt dl) (IIA) der ersten Berechnungsalternative. Wie aus der Figur zu erkennen ist, sind die gemessenen Impedanzen immer im Bereich c2 und übersteigen nie die Bereichsgrenze G. Damit ist eine zuverlässige und schnelle Identifizierung des Fehlers (hier Erdschluss) möglich. Das Verfahren unter Verwendung der adaptiven Imaginärteil-Filterung IIA liefert also ein stabiles Auslösekriterium und gleichzeitig „gleichmäßige" Impedanzverläufe .

Eine weitere Verbesserung, insbesondere im Hinblick auf die Minimierung von Überfunktionen, ist dadurch gegeben, dass die Auslösebedingung mindestens während einer halben Periode (ca. 10 ms) erfüllt sein muss, bevor die Distanzschutzvorrichtung einen entsprechenden Abschaltbefehl ausgibt. Dadurch sind keine Überfunktionen mehr zu erwarten, da der ursächliche Anteil der 2. Harmo ^¬ nischen alle 10 ms zu einer entgegengesetzten Tendenz führt und damit wieder der „stabile" Ii-Anteil bestimmend ist.

Im Falle der zweiten Berechnungsalternative ergibt sich jeweils eine Trajektorie wie in Fig. 7 für jede der zwei ermittelten Impedanzen ZI, Z2. Der Unterschied zwischen der ersten und der zweiten Alternative liegt darin, dass bei der ersten Alternative zunächst zwei Imagi ^¬ närteile des gemessenen transformierten zeitperiodischen Signals berechnet werden und auf dieser Basis eine Impedanz ermittelt wird, während bei der zweiten Alternative zu ^¬ nächst zwei Impedanzen aus den Imaginärteilen des zeitperiodischen Signals ermittelt werden und daraus eine geeignete gewählt wird. Bei der zweiten Alternative erfolgt die Impedanzbestimmung mit II und HD und ergibt die erste bzw. die zweite Impedanz ZI, Z2. Für eine Auslösung des Befehls B kann dann aus den zwei Impedanzen ZI, Z2 die für die Überprüfung der Leitung zugrunde zu legende Impedanz folgendermaßen abgeleitet beziehungsweise ausgewählt werden:

- Auswahl der betragskleineren Impedanz. Die Ergebnisse gleichen erwartungsgemäss der Auswertung mit der ersten Alternative mit IIA (entsprechend der Beziehung Z=U/I mit Auswertung der Beträge) . - Auswahl der Impedanz mit dem betragskleineren Imaginärteil (X-Anteil) .

Die Beispiele zeigen, dass die Äuswahlmethoden häufig zu ähnlichen Resultaten führen. Je nach Netzverhältnissen können aber auch deutlichere Unterschiede auftreten, z.B. abhängig vom R/X-Verhältnis der zu schützenden Leitung .

Bei der zweiten Alternative ergeben sich ähnliche Trajektorien wie in Fig. 7, wobei natürlich die Werte je nach Verwendung der betragskleineren Impedanz oder der Impedanz mit dem betragskleineren Imaginärteil variieren.

Die Anwendung der Fourierfilterung unter Verwendung des adaptiven IIA-Algorithmus oder Zl/Z2-Algorith- mus liefert immer stabile Auslösungen und vermeidet gleichzeitig Überfunktionen, wenn man eine interne Verzögerung des Auslösebefehls von einer halben Periode der Netzfrequenz berücksichtigt. Das gilt nicht nur für die gezeigten Beispiele, sondern auch für anderen Fälle mit unterschiedlichen Netzkonfigurationen, Fehlerarten, Lastbedingungen etc .

Die maximal zu erwartenden Auslösezeiten (Ansprechzeiten) lassen sich mit Berücksichtigung folgender Anteile abschätzen:

Antialiasingfilter und sonstige Laufzeiten bei den Spannungs- und Stromsignalen im Bereich der Analog- Digital-Umsetzung : Typischerweise kleiner oder ungefähr gleich 1 ms (fast vernachlässigbar) ;

Einschwingdauer der Fourierfilterung bzw. der adaptiven Fourierfilter (Ii, IIA): 20 ms;

Verzögerung zur sicheren Vermeidung von Überfunktionen: 10 ms;

Weitere Verzögerungen (z.B. interne Zeitverzögerungen, Einschwingen der Spannungssignale, Rechenzeiten bzw. Software-Laufzeiten) : z.B. 3 ms;

Ansprechzeiten der Ausgangssignale bis zur Leistungsschalteransteuerung, z.B. durch Relaiskontakte: z.B. 10 ms; sehr abhängig von der Hardware-Re.alisierung und hier daher ausgeklammert.

Damit können also maximale Distanzschutz-Aus- lösezeiten von ca. 34 ms erwartet werden (unter Vernach- lässigung der Auslösekreise) . Insbesondere für Fehler direkt an der Stufengrenze ist dies in Kombination mit der sicheren Vermeidung von Überfunktionen ein sehr guter Wert.

Eine Bewertung im Vergleich zu anderen Distanzschut zalgorithmen ermöglichen Messungen bzw. Simulati- onen entsprechend den in der IEC-Norm 60255-121 definierten dynamischen Distanzschutz-Prüfungen. Im der am Anfang zitierten Evaluierung des PrüfSystemherstellers Omicron werden die Messungen mit mehreren Relais unterschiedlicher Hersteller verglichen. Bei allen Relais schwanken die An- Sprechzeiten relativ stark (min. 15 ms, zum Teil weit mehr als 20 ms). Außerdem sind weitere Nachteile der untersuchten Relais ersichtlich: beim Relais (A) sind die längsten Ansprechzeiten größer als 60 ms und bei den anderen Relais (B und C) gibt es an den Stufengrenzen Über- oder Unter- funktionen (indirekt dokumentiert in den SIR-Diagrammen) .

Das erfindungsgemässe Verfahren und die erfin- dungsgemässe Vorrichtung können mit Vorteil nicht nur zur Realisierung eines effektiven Distanzschutzes, sondern auch für den Überstromschut z verwendet werden, bei dem eine (relativ kleine) Unterfunktion durch abklingenden Gleichstrom vermieden werden muss. Das Verfahren kann auch bei einem Unterstromschutz entsprechend verwendet werden: der betragskleinere Wert von II und HD wird immer weiterverarbeitet. Damit wäre sichergestellt, dass der Unterstrom- schütz nicht ungewollt zurückfällt.

Eine entsprechende Auswertung des Imaginärteils mit IIA oder Z1/Z2 für die Spannungen wäre ebenfalls denkbar. Im elektrischen Energieversorgungsnetz sind aber Fälle mit exponentiell abklingenden Gleichspannungsantei- len eher selten und unkritisch. Bei der Impedanzbestimmung wird deswegen die Filterung mit IIA lediglich auf die Ströme angewendet. Während in der vorliegenden Anmeldung bevorzugte Ausführungen der Erfindung beschrieben sind, ist klar darauf hinzuweisen, dass die Erfindung nicht auf diese beschränkt ist und in auch anderer Weise innerhalb des Um- fangs der folgenden Ansprüche ausgeführt werden kann.